DETERMINACIÓN DE UNA ZONA POTENCIALMENTE ÓPTIMA …

DETERMINACIÓN DE UNA ZONA POTENCIALMENTE ÓPTIMA PARA EJECUTAR

TRABAJOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

ESTE TRABAJO ES PRESENTADO COMO REQUISITO PARA OPTAR POR EL TÍTULO

DE:

GEOCIENTÍFICO

PRESENTADO POR:

CARLOS FABIÁN SÁNCHEZ SUÁREZ

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

FACULTAD DE CIENCIAS

DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS

BOGOTÁ

2019

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DETERMINACIÓN DE UNA ZONA POTENCIALMENTE ÓPTIMA PARA EJECUTAR

TRABAJOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

PRESENTADO POR:

CARLOS FABIÁN SÁNCHEZ SUÁREZ

DIRIGIDO POR:

PH.D. CLAUDIA INDIRA MOLINA POLANÍA

CODIRIGIDO POR:

ING. GABRIEL ÁNGEL MOLINA POLANÍA

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

FACULTAD DE CIENCIAS

DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS

BOGOTÁ

2019

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Tabla de contenido

1. AGRADECIMIENTOS .................................................................................................................. 5

2. RESUMEN ....................................................................................................................................... 6

3. ABSTRACT ..................................................................................................................................... 6

4. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 7

4.1. OBJETIVOS .......................................................................................................................... 10

4.1.1. Objetivo general ....................................................................................................... 10

4.1.2. Objetivos específicos ............................................................................................... 10

5. MARCO TEÓRICO ..................................................................................................................... 10

5.1. Registros eléctricos ................................................................................................................ 10

5.1.1. Gamma Ray .............................................................................................................. 10

5.1.2. Resistividad .............................................................................................................. 11

5.1.3. Neutrón ..................................................................................................................... 11

5.1.4. Densidad ................................................................................................................... 12

5.1.5. Factor fotoeléctrico .................................................................................................. 14

5.1.6. Compact Microimager (CMI) .................................................................................. 15

5.2. Generación de variables petrofísicas ..................................................................................... 16

5.2.1. Volumen de shale ..................................................................................................... 16

5.2.2. Porosidad total y efectiva ......................................................................................... 17

5.2.3. Saturación de agua ................................................................................................... 18

5.2.4. Permeabilidad ........................................................................................................... 19

5.3. Fracturamiento hidráulico ..................................................................................................... 19

5.4. Tensor de esfuerzos ................................................................................................................ 21

6. DATOS ........................................................................................................................................... 23

7. METODOLOGÍA ......................................................................................................................... 23

8. RESULTADOS Y ANÁLISIS ...................................................................................................... 24

8.1. Correlación litoestratigráfica de cada pozo P# con el pozo FRACTURADO ....................... 24

8.2. Cálculos de propiedades petrofísicas para cada pozo ............................................................. 26

8.2.1. Pozo FRACTURADO .............................................................................................. 26

8.2.2. Pozo P1..................................................................................................................... 29

8.2.3. Pozo P2..................................................................................................................... 29

8.2.4. Pozo P3..................................................................................................................... 29

8.2.5. Pozo P4..................................................................................................................... 29

8.2.6. Pozo P5..................................................................................................................... 30

4

8.2.7. Pozo P6..................................................................................................................... 30

8.2.8. Pozo P7..................................................................................................................... 31

8.2.9. Pozo P8..................................................................................................................... 31

8.2.10. Pozo P9..................................................................................................................... 32

8.2.11. Pozo P10................................................................................................................... 32

8.2.12. Pozo P11................................................................................................................... 33

8.3. Obtención del tensor de esfuerzos principales ...................................................................... 33

8.4. Corte geológico ..................................................................................................................... 37

8.5. Datos de históricos de producción ......................................................................................... 39

8.6. Determinación de la zona óptima para realizar el fracturamiento hidráulico ........................ 40

9. CONCLUSIONES ......................................................................................................................... 42

10. RECOMENDACIONES ............................................................................................................... 42

11. REFERENCIAS ............................................................................................................................ 43

12. ANEXOS ........................................................................................................................................ 44

12.1. Propiedades petrofísicas ..................................................................................................... 44

12.1.1. Pozo P3..................................................................................................................... 44

12.1.2. Pozo P4..................................................................................................................... 47

12.1.3. Pozo P5..................................................................................................................... 49

12.1.4. Pozo P6..................................................................................................................... 51

12.1.5. Pozo P7..................................................................................................................... 53

12.1.6. Pozo P8..................................................................................................................... 55

12.1.7. Pozo P9..................................................................................................................... 57

12.1.8. Pozo P10................................................................................................................... 59

12.1.9. Pozo P11................................................................................................................... 61

12.2. Históricos de producción .................................................................................................... 63

12.2.1. Pozo P3..................................................................................................................... 63

12.2.2. Pozo P4..................................................................................................................... 64

12.2.3. Pozo P5..................................................................................................................... 64

12.2.4. Pozo P6..................................................................................................................... 65

12.2.5. Pozo P9..................................................................................................................... 65

12.2.6. Pozo P10................................................................................................................... 66

12.2.7. Pozo P11................................................................................................................... 66

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1. AGRADECIMIENTOS

En primer lugar, quiero agradecer a Dios por permitirme tener la oportunidad de entregar este

trabajo de tesis. Agradecimiento especial a mi directora Ph.D Claudia Indira Molina, quien me

apoyó a lo largo del proyecto, desde el momento en que me acerqué a ella para hablar sobre un

posible tema a realizar y que gracias a su apoyo logramos encontrar un tema que me gustó bastante

y disfruté desarrollar. También a mi codirector, el ingeniero Gabriel Ángel Molina, quien me

suministró los datos necesarios para el desarrollo del proyecto y estuvo atento cuando requería de

más información. A mis padres y mi hermana muchas gracias por el apoyo moral incondicional,

en especial a mi madre, quien siempre estuvo ahí para brindarme fortaleza en los momentos de

mayor dificultad. Por último, quiero agradecer a mis amigos por acompañarme a lo largo del

desarrollo del proyecto y por estar siempre dispuestos a brindarme su apoyo y compañía en todo

momento.

6

2. RESUMEN

El presente estudio fue realizado para un campo petrolero ubicado en la cuenca del Valle Superior

del Magdalena, Colombia, en el cual se realizaron trabajos exitosos de fracturamiento hidráulico

en un pozo (FRACTURADO). El objetivo principal de mi estudio es evaluar si se puede replicar

esta técnica de recobro mejorado en una nueva zona de otro pozo del campo. Se analizaron los

registros eléctricos provenientes de 12 pozos, incluyendo el FRACTURADO, con el fin de obtener

una correlación de la zona de interés, ubicada en la formación Monserrate, para cada uno de los

pozos en estudio. Gracias a los registros Gamma Ray, Neutrón y Densidad, principalmente, se

realizaron los cálculos de las propiedades petrofísicas. Se determinaron los volúmenes de arcilla,

las porosidades efectiva y total, las saturaciones de agua y la permeabilidad en cada uno de los

pozos. Con ayuda del registro CMI (Compact Micro Imager, Weatherford) se realizó el cálculo del

tensor de esfuerzos que domina en la zona del campo en estudio, a partir del análisis de fracturas

que se identificaron para la zona de interés en el pozo FRACTURADO. Por último, utilizamos los

datos de producción históricos de cada uno de los pozos, con el fin de evaluar junto con los cálculos

realizados, la mejor opción para realizar el fracturamiento hidráulico. Cabe destacar la importancia

que ha tenido esta técnica de estimulación a nivel mundial y su impacto positivo en el incremento

en la producción de petróleo en los pozos en que se ha implementado, los cuales hoy en día son

mayormente horizontales y con reservorios que antes no era económicamente rentable su

explotación. Con lo cual este estudio permite soportar, con argumentos técnicos, una decisión al

momento de querer replicar esta técnica en una nueva zona.

Palabras clave: Fracturamiento hidráulico, Petrofísica, Registros Eléctricos, Correlación

3. ABSTRACT

The following observations and study were developed in an oilfield located in Upper Magdalena

Valley basin, Colombia, where stimulation with hydraulic fracturing was successful in one well

(FRACTURADO) and we seek to replicate this technique in a new zone of another well in the

field. Twelve sets of well logs were analyzed, including the ones originated at FRACTURADO

well, investigating for a correlation between the zone of interest, located in Monserrate formation,

and for each of these wells. Thanks mainly to Gamma Ray, Resistivity, Neutron and Density logs,

petrophysics properties were observed and calculated, similarly shale volume, effective and total

porosity, water saturation and permeability were estimated for each well. Using the CMI (Compact

Micro Imager, Weatherford) log, calculus of a regional stress tensor is presented, considering the

fractures identified in the interest zone of the FRACTURADO well. Finally, historical production

data of each well were considered and evaluated to develop the best option to do hydraulic

fracturing, supported with the previous calculations. It must be emphasized the importance of this

stimulation technique worldwide and its positive impact in the increasing oil production in the

wells where has been implemented, considering that today most of them are horizontal wells and

have reservoirs not profitable before. This study supports, with technical observations, a decision

of where to apply this technique to a new zone.

Key Words: Hydraulic Fracturing, Petrophysics, Well Logging, Correlation.

7

4. INTRODUCCIÓN

El fracturamiento hidráulico consiste en inyectar fluidos y sólidos a alta presión con el fin de

romper la formación para obtener un canal de alta permeabilidad en la cara del pozo (wellbore),

correspondiente a la fractura realizada. Esto permite una mayor conectividad entre la formación y

el pozo para producir más hidrocarburos, entendiéndose en este caso la formación como la roca

reservorio que contiene el recurso. Esta técnica fue empleada por primera vez en Estados Unidos

en el año 1949 (Hubert & Willis, 1972) y desde entonces generó un incremento en la producción

de barriles de crudo diarios en dicho país. Gracias a esta técnica y a su capacidad de disminuir el

daño de pared, Estados Unidos alcanzó un pico de producción de 9,64 MMBls diarios en el año

1970 (EIA, 2018), y hoy en día el uso de esta, aplicada a yacimientos no convencionales, ha llevado

a este país a ser líder en producción de petróleo a nivel mundial, dejando de ser consumidor para

transformarse en abastecedor. Entendiéndose por no convencionales aquellos yacimientos de los

cuales el volumen de hidrocarburos es extraído de la roca madre o roca generadora, que

corresponde a lo que se conoce hoy en día como ‘tight gas’ y ‘shale oil’, de los cuales no se

trabajará en el presente trabajo. Durante la realización del trabajo fue necesario calcular y evaluar

las propiedades petrofísicas del yacimiento en la zona de interés para cada uno de los pozos con el

fin de correlacionarlos y hacer el análisis respectivo.

Con el fin de conocer las propiedades petrofísicas del subsuelo se utiliza la técnica de exploración

de registros eléctricos, tomados a diferentes profundidades de uno o varios pozos sin revestir. Este

tipo de técnica consiste en el envío de señales activas o captación de señales pasivas hacia una

formación (Beck, 1981), con el fin de obtener su resistividad, radioactividad natural, potencial

espontáneo, porosidad o permeabilidad, entre otros. Una vez obtenidas dichas propiedades

eléctricas, se pueden correlacionar y obtener un mapeo espacial de las mismas. El presente trabajo

de tesis tiene como objetivo principal utilizar los registros eléctricos provenientes de 11 pozos

(Figura 1) que se perforaron en la Formación Monserrate, con el fin de correlacionar estas

propiedades entre ellos y los registros provenientes de un pozo FRACTURADO. Los 11 pozos

están ubicados a una distancia de 1 a 2 km del pozo fracturado (Figura 1), donde los trabajos de

fracturamiento hidráulico fueron exitosos, es decir, lograron el objetivo de aumentar la producción

de ese pozo, pues pasó de producir aproximadamente 35 barriles por día a más de 100 barriles

posterior a realizada la técnica, de ahí la motivación del presente estudio.

La zona de estudio se ubica en la cuenca del Valle Superior del Magdalena (Figura 1), la cual es

una de las principales fuentes petrolíferas de Colombia ya que en ella existen 36 campos de petróleo

y más de 210 pozos exploratorios (Kairuz, 2000). Esta cuenca tiene tres reservorios principales en

las formaciones cretácicas de Caballos y Monserrate, y miocénica de Honda (Figura 2). Todas estas

formaciones son areniscas cuya fuente de materia orgánica proviene de las formaciones cretácicas

del Albiano Medio al Turoniano: Tetúan, Bambucá y La Luna (Barrero et al., 2007). La formación

en estudio será Monserrate, la cual está principalmente formada por intercalación de areniscas y

arcillas del cretácico, a la cual se le ejecutó la estimulación por fracturamiento hidráulico y se

obtuvieron los resultados esperados de mejorar la producción del pozo.

8

Figura 1. A) Cuenca del Valle Superior del Magdalena, señalada con color rosado en el mapa.

Tomado de Barrero et al., 2007. B) Distribución de los pozos que se van a correlacionar (P#) con

el pozo FRACTURADO ubicados en el Valle Superior del Magdalena, Colombia. Fuente: Google

Earth. En color verde señalado el P4 debido a que de él se usaron los datos del CMI.

9

Figura 2. Columna estratigráfica de la cuenca del Valle Superior del Magdalena, en la cual se

pueden reconocer al interior del rectángulo rojo las formaciones mencionadas anteriormente.

Tomado de Sarmiento, 2004.

10

4.1. OBJETIVOS

4.1.1. Objetivo general

Sugerir una zona óptima en la zona de estudio, en la cual se podrían realizar trabajos de

fracturamiento hidráulico.

4.1.2. Objetivos específicos

1. Estudiar los registros eléctricos provenientes de un pozo (i.e., pozo FACTURADO; Ver

Fig. 1) en el cual la técnica de fracturamiento hidráulico ha sido exitosa.

2. Utilizar nuevos registros eléctricos provenientes de 11 pozos (i.e., pozo #1-11; Ver Fig.

1) con el fin de correlacionar sus propiedades petrofísicas con el pozo FRACTURADO.

3. Analizar los resultados obtenidos de las correlaciones mencionadas en el objetivo

anterior, con el fin de sugerir la zona óptima para realizar nuevos trabajos de

fracturamiento hidráulico en la zona de estudio.

5. MARCO TEÓRICO

5.1. Registros eléctricos

Como se mencionó en la introducción, estos registros corresponden a una técnica de exploración

que permite conocer las propiedades petrofísicas del subsuelo y a partir de ahí evaluar el potencial

de un yacimiento.

5.1.1. Gamma Ray

Los rayos gamma son ondas electromagnéticas con longitudes de onda alrededor de las 10-10

pulgadas y que presentan alta energía (Bendeck, 1992). El registro de Gamma Ray es una

herramienta pasiva que se encarga de medir la cantidad de elementos radioactivos que emite la

formación, cuyos niveles son proporcionales a la presencia de U, Th y K, principalmente. La unidad

de medición de este registro son los gAPI (American Petroleum Institute, sus siglas en inglés), el

cual asocia estos elementos a formaciones con mayor contenido de arcillas, por lo tanto, este

registro resulta bastante útil como discriminador de litologías, como se muestra en la figura 3.

Típicamente las arcillas presentan una firma de Gamma Ray alta, asociado a la presencia de

minerales radioactivos que las componen y que en su fórmula química se encuentre una mayor

cantidad de los átomos mencionados anteriormente, con respecto a las areniscas o carbonatos que

tienen medidas más bajas.

11

Figura 3. Ejemplo de un registro Gamma Ray y su interpretación litológica según tamaños de grano

relativos. Donde se puede observar arcillas en colores oscuros con lecturas altas de Gamma Ray y

areniscas en colores claros y con lecturas bajas. Editado de Rider, 1990.

5.1.2. Resistividad

El principio físico bajo el que funciona este registro es el de la Ley de Ohm (1827), que considera:

𝑉 = 𝐼 × 𝑅,

(1)

donde V es el voltaje, I es la corriente eléctrica (en Amperios) y R es la resistencia (en ohmios). La

resistividad está definida como la resistencia eléctrica por unidad de volumen o longitud que

presenta un material al paso de corriente (cuyas unidades son expresadas Ohm*m) y de igual forma,

como el inverso de la conductividad (Bendeck, 1992).

El registro se realiza por medio del envío de corrientes eléctricas a la formación, el cual obtendrá

valores de conductividad y al obtener su inverso se tendrán estimaciones directas de la resistividad

de la formación. Estos valores son indicadores del tipo de fluido que se encuentra almacenado en

el yacimiento, teniendo en cuenta que los hidrocarburos al ser menos conductivos que el agua, se

obtendrán respuestas de resistividad mayores para estos fluidos. Cabe destacar que cuando hay

presencia de agua dulce el valor de resistividad puede asemejarse al de los hidrocarburos, asociado

a la falta de iones salinos, y para tener menor incertidumbre es necesario apoyarse de los demás

registros. Es por esto que al medir la resistividad a lo largo del reservorio, se puede encontrar con

mayor precisión la interfase entre ambos fluidos, conocido en la industria como WOC (Water Oil

Contact), originado por la diferencia de densidades entre ambos fluidos.

12

5.1.3. Neutrón

Los registros de neutrón se utilizan para dar un estimado de los espacios porosos (en unidades de

v/v) que contiene la formación. La herramienta realiza una emisión de neutrones al yacimiento, la

cual por medio de receptores registra la atenuación de estos a medida que avanzan en la formación

y el resultado da una cantidad de átomos de hidrógeno en la formación que corresponde con el

estimado de la porosidad. Es por esto que cuando se tienen formaciones con alta cantidad de átomos

de hidrógeno, los neutrones se absorben rápidamente y en poca distancia, haciendo que la

herramienta detecte poca cantidad de ellos y por lo tanto que el valor de porosidad sea mayor, lo

opuesto ocurre cuando el valor de porosidad es bajo (Glover, 2000). Sin embargo, en zonas que

hay presencia de gas, pese a la baja cantidad de hidrógeno se registra un valor de porosidad bajo,

que está asociado con la presencia del hidrocarburo.

5.1.4. Densidad

Este registro se encarga fundamentalmente de medir la densidad de la formación, para lo cual emite

radiación a la roca y registra qué tanta de esta retorna al sensor. Consta de una fuente radioactiva,

que emite rayos gamma de media energía (normalmente Cesio 137 o Cobalto 60), y dos detectores

a corto y amplio rango, donde el primero se ubica a 7 pulgadas de la fuente y el segundo a 16. La

dispersión de rayos gamma al interior de la formación es producida por el efecto Compton, según

el cual los rayos se van atenuando conforme entran en la roca y se dispersan en múltiples

direcciones. Además de este efecto, también experimentan la absorción fotoeléctrica cuando la

energía de los rayos es más baja, y este se usa como un buen indicador de litologías al estar

relacionado con el número atómico del elemento (Glover, 2000). Esta relación es posible

reconocerla como se muestra en la figura 4, donde se observa el espectro de energía de rayos

gamma al pasar por los detectores con diferentes índices de absorción fotoeléctrica, del cual se

puede obtener la cantidad de electrones que hacen parte de la foto-absorción, y con este número

calcular la densidad de la formación.

13

Figura 4. Espectro de energía de rayos gamma al pasar por los detectores, indicando cuando

predomina la absorción fotoeléctrica o el efecto Compton Tomado y editado de Glover, 2000.

Para realizar este cálculo se despeja la densidad de la fórmula de densidad de número de

electrones:

𝑛𝑒 =𝑁𝑍

𝐴𝜌𝑏

(2)

Donde:

𝑛𝑒 = Número de densidad de electrones (electrones/cm3)

N = Número de Avogadro (6.023x1023)

Z = Número atómico

A = Número másico (g/mol)

𝜌𝑏 = Densidad de la roca (g/cm3)

Los valores típicos de densidades de fluidos y de matriz presentes en un yacimiento están

relacionados con lo que la roca almacena y con la composición mineralógica de la misma, en la

tabla 1 se muestran algunos de estos:

Rangos de densidades (g/cm3)

Fluido Densidad de fluido

Agua 1

Agua salada 1,2-1,4

Aceite/Condensados 0,6-1

Gas <0,4

Matrices Densidad de

matriz

Caliza 2,71

Dolomita 2,87

Arenisca 2,65

Anhidrita 2,96

Tabla 1. Rangos de densidades de fluidos y matrices de roca encontradas comúnmente en el

subsuelo. Tomado de Ellis, 2003.

5.1.5. Factor Fotoeléctrico

Este registro se utiliza como un indicador de litologías, apoyado de la absorción fotoeléctrica de

los rayos gamma con baja energía se obtiene el número atómico para los elementos de la

formación y se realiza el cálculo del índice fotoeléctrico a partir de este:

14

𝑃𝑒 = (𝑍

10)

3.6

(3)

El registro de factor fotoeléctrico no tiene unidades, pero en algunos casos se expresa en

bernios/electrón, proporcional a la sección transversal fotoeléctrica por electrón (Schlumberger,

2019).

Los valores típicos de las formaciones y fluidos encontrados en el subsuelo se pueden ver en la

Tabla 2.

Litología Pe

Arenisca 1,806

Shale 3,42

Arenisca

Arcillosa 2,7

Caliza 5,084

Dolomita 3,142

Anhidrita 5,055

Halita 4,169

Carbón 0,18

Agua pura 0,358

Agua

salada 0,807

Aceite 0,119

Gas (CH4) 0,095

Tabla 2. Valores típicos de factor fotoeléctrico para formaciones y fluidos más comunes

encontrados en el subsuelo. Tomado de Clover, 2000.

5.1.6. Compact Microimager (CMI)

El registro CMI es una herramienta desarrollada por la empresa Weatherford, el cual permite tener

una visión a 360° del pozo y hasta 23 mm de profundidad de investigación de la formación, con

una resolución de pocos milímetros. Gracias a este registro es posible reconocer estructuras

complejas a nivel de formación, como fallas, fracturas, buzamientos, estratificación y sus

respectivas orientaciones (Weatherford, 2013). Este registro de micro imagen provee una imagen

en los alrededores del pozo basado en los valores de resistividad obtenida por cada uno de sus

medidores al momento que pasa por la formación. Tradicionalmente, las formaciones que presentan

bajos valores de resistividad, como shales, se colorean de tonos más oscuros, mientras que las de

altas resistividades u otras estructuras, como areniscas y fallas o fracturas, tienden a ser más claras

(Crain, 1999). Gracias a esta diferenciación de colores es posible reconocer las estructuras

presentes en la formación, que en este caso las de mayor interés son las fracturas. La herramienta

que se utilizó cuenta con 8 pads y 192 sensores, que garantizan un cubrimiento de más del 90% del

pozo. En la figura 5 se muestra un ejemplo del registro CMI tomado en el pozo P4 para una

15

profundidad entre los 750 ft y los 754 ft, en el cual se observan dos planos de estratificación (líneas

verdes en el registro).

Figura 5. Ejemplo de registro CMI tomado en el pozo P4, con su respectivo encabezado. Las líneas

verdes corresponden a dos planos de estratificación identificados.

5.2. Generación de variables petrofísicas

5.2.1. Volumen de shale

El shale es un tipo de roca sedimentaria formada por minerales alúmino-silicatos, con tamaños de

partículas por debajo de los 63 µm (Wentworth, 1922), que es fisible, es decir, que puede romperse

a lo largo de las láminas en las que está compuesta. Esta al interior de un reservorio cumple

funciones de roca madre, almacenadora de la materia orgánica y de la cual se desprendería el fluido

de hidrocarburo, y de roca sello, capaz de generar una barrera impermeable que evite la migración

de los fluidos. Además de encontrarse como roca, es posible encontrarla ocupando los espacios

porosos de rocas sedimentarias como areniscas y carbonatos, por ejemplo (ver figura 6), cuyo

volumen se puede calcular a partir de registros eléctricos como se realiza en el presente trabajo.

16

Figura 6. Distribución de shale al interior de una roca porosa, tomado de

https://www.spec2000.net/01-shalevolume.htm.

Para la realización de este cálculo, el software Techlog (Schlumberger, 2017) recibe los siguientes

parámetros obligatorios: los registros de porosidad neutrón y de densidad, de los cuales extrae

información que será introducida posteriormente en la siguiente ecuación que permite calcular el

valor de volumen de shale en la roca reservorio (Poupon and Gaymard, 1970).

𝑉𝑠ℎ =∅𝑁𝐹𝐿 − ∅𝐷𝐹𝐿

∅𝑁𝑀𝐴 − ∅𝐷𝑀𝐴

(4)

Donde:

ØNFL = Porosidad neutrón leyendo 100% fluido

ØNMA = Porosidad neutrón leyendo 100% matriz de roca

ØDFL = Porosidad densidad leyendo 100% fluido

ØDMA = Porosidad densidad leyendo 100% matriz de roca

Además de la ecuación anterior, se utilizó otro método de cálculo del volumen de shale con la

ecuación de Clavier, 1971, (Ecuación 5), a partir del índice de Gamma Ray (Ecuación 6), como se

muestra a continuación:

𝐺𝑅í𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 =𝐺𝑅 − 𝐺𝑅𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧

𝐺𝑅𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒 − 𝐺𝑅𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧

(5)

𝑉𝑠ℎ = 1.7 − √(3.38 − (𝐺𝑅í𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 + 0.7)2

(6)

Donde:

https://www.spec2000.net/01-shalevolume.htm

https://www.spec2000.net/01-shalevolume.htm

17

GR = Lectura en gAPI de la zona de interés

GRmatriz = Lectura en gAPI cuando es 100% matriz de roca

GRshale = Lectura en gAPI cuando es 100% shale

Este cálculo también se realiza por medio del software Techlog (Schlumberger, 2017), el cual

recibe como parámetros obligatorios la curva del registro de Gamma Ray.

5.2.2. Porosidad total y efectiva

La porosidad es la propiedad de la roca que relaciona el volumen poroso o “vacío” con respecto al

volumen total de la misma, esto es:

∅𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 =𝑉𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜

𝑉𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

(7)

Estos cálculos de porosidad se realizan en el software Techlog (Schlumberger, 2017) a partir de la

curva generada de volumen de shale, como se vio anteriormente, y con los registros de porosidad

neutrón y densidad, de la siguiente manera (Atlas, 1979):

∅𝐷 = (𝜌𝑏 − 𝜌𝑀𝐴

𝜌𝑓 − 𝜌𝑀𝐴) − 𝑉𝑠ℎ (

𝜌𝑠ℎ − 𝜌𝑀𝐴

𝜌𝑓 − 𝜌𝑀𝐴)

(8)

Donde:

∅𝐷= Porosidad densidad en v/v.

ρb = Densidad aparente en g/cm3.

ρMA = Densidad de la matriz (arenisca = 2.65 g/cm3; caliza = 2.71 g/cm3; dolomita = 2.87 g/cm3;

anhidrita = 2.90 g/cm3; Sal = 2.15 g/cm3)

ρf = Densidad del fluido (Por defecto se utiliza una densidad de 1 g/cm3, asociada al filtrado de

lodo)

Ahora bien, para lograr obtener todos los parámetros de la ecuación 8 el software Techlog

(Schlumberger, 2017) realiza las siguientes consideraciones:

• Si ∅𝑁 ≤ ∅𝐷, se escoge una combinación Caliza/Arenisca

• Si ∅𝑁 > ∅𝐷, se escoge una combinación Caliza/Dolomita

• Si ∅𝑁 > ∅𝐷, 2.91 ≤ 𝜌𝑏 ≤ 3.5 y ∅𝑒 ≤ 0.04, se escoge Anhidrita

Donde ∅𝑁 = Porosidad neutrón, obtenida del registro.

Por último, para conocer la porosidad total se utiliza la siguiente ecuación (Kamel and Mabrouk,

2003):

18

∅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 =∅𝑁 + ∅𝐷

2

(9)

Y al reemplazar la ecuación 8 en ella se obtiene (Atlas, 1979):

∅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 0.5 [∅𝑁 + (𝜌𝑏 − 𝜌𝑀𝐴

𝜌𝑓 − 𝜌𝑀𝐴) − 𝑉𝑠ℎ (

𝜌𝑠ℎ − 𝜌𝑀𝐴

𝜌𝑓 − 𝜌𝑀𝐴)]

(10)

Por lo tanto, la porosidad efectiva (∅𝐸) se calcula de la siguiente manera (Tenchov, 1998):

∅𝐸 = ∅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 − 𝑉𝑠ℎ ∗ ∅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = ∅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙(1 − 𝑉𝑠ℎ)

(11)

5.2.3. Saturación de agua

Todo yacimiento almacena una cantidad de agua importante, la cual al momento de realizar

estimaciones de volúmenes de petróleo original es necesario tener en cuenta y para conocer mejor

sus propiedades petrofísicas. Esta agua (irreducible o connata) se encuentra almacenada en la

formación ocupando los espacios porosos o almacenada en arcillas, y puede ser estimada a partir

de registros eléctricos y apoyada por correlaciones.

Diferentes modelos se han originado a partir de las condiciones de yacimiento en cuanto a sus

propiedades petrofísicas y su configuración litológica, los cuales tienen en cuenta (o no) la cantidad

de arcilla presente en el yacimiento y la forma en la que esta se encuentra distribuida (laminar,

estructural o dispersa, figura 6) en una roca arenosa. Por lo tanto, un modelo como el de Archie,

que a pesar de ser el más utilizado globalmente, es una aproximación que no tiene en cuenta la

cantidad de arcilla presente en el yacimiento, mientras que modelos como Simandoux,

Schlumberger e Indonesia sí los tienen en cuenta.

Para efectos del trabajo se utilizará el modelo Indonesia (Poupan and Leveaux, 1971), el cual

considera la arcilla distribuida en la formación de una forma aleatoria o dispersa, y fue una ecuación

obtenida a partir de datos de campo en Indonesia. A diferencia de la de Simandoux (1963), que fue

calculada con experimentos de laboratorio con arena artificial y arcilla, y la de Schlumberger, que

fue basada en la de Simandoux y es menos precisa al no considerar factor de cementación. El

modelo de Indonesia se muestra en la ecuación 12.

𝑆𝑤 =1

𝑅𝑡(

√𝑎𝑅𝑤𝑅𝑠ℎ

𝑉𝑠ℎ√𝑎𝑅𝑤 + ∅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙

𝑚2 √𝑅𝑠ℎ

)

𝑛/2

(12)

Donde Sw es la saturación de agua, Rt es la resistividad verdadera de la formación (Ωm), Rw es la

resistividad del agua salmuera a la temperatura de formación (Ωm), Rsh es el valor promedio de

resistividad profunda medido en shale (Ωm), Vsh es el volumen de shale en la formación (%), 𝑎 es

el factor de tortuosidad, 𝑛 es el exponente de saturación, m es el factor de cementación y ∅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 es

la porosidad total (%).

19

5.2.4. Permeabilidad

La permeabilidad es una de las propiedades petrofísicas más importantes de un yacimiento,

teniendo en cuenta que esta es una medida de la capacidad de una roca de permitir el

desplazamiento de un fluido a través de ella, con una cierta viscosidad al encontrarse bajo un

cambio de presión. Esta propiedad se ve afectada por la porosidad de la roca, la tortuosidad, el

radio de los poros, y la cantidad de arcilla que se encuentre almacenada, es decir, el volumen de

arcilla (Ekpoudom et al, 2004).

Para su cálculo es posible determinarlo directamente mediante núcleos de roca obtenidos durante

la perforación del pozo, sin embargo, cuando no se cuenta con ellos y sí con registros eléctricos,

como es en este caso, es posible utilizar otros modelos propuestos por distintos autores. El modelo

empleado en este estudio y en el software Techlog (Schlumberger, 2017) corresponde al de Coates

(1981), la cual se basa en una correlación de porosidad efectiva y saturación de agua irreducible

para obtener la permeabilidad de la roca. Esta correlación permite distinguir entre zonas limpias,

es decir de poco contenido de arcilla (Ecuación 13), y zonas de baja porosidad (Ecuación 14):

𝐾 = 𝑘𝑐 ∗ ∅𝐸4 ∗ (

1 − 𝑆𝑤𝑖𝑟𝑟

𝑆𝑤𝑖𝑟𝑟)

2

(13)

𝐾 = 𝑘𝑐 ∗ ∅𝐸4 ∗ (

∅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 − ∅𝐸 ∗ 𝑆𝑤𝑖𝑟𝑟

∅𝐸 ∗ 𝑆𝑤𝑖𝑟𝑟)

2

(14)

5.3. Fracturamiento hidráulico

El fracturamiento hidráulico es una técnica de estimulación de pozos utilizada en la industria

petrolera con el fin de aumentar la producción, aplicada por primera vez en el año 1949 en Estados

Unidos (Hubert & Willis, 1972). La técnica consiste en inyectar, al interior del pozo y a una

profundidad determinada, una mezcla de fluidos a alta presión, compuesta en su gran mayoría por

agua, y en menor medida por arena, químicos que ayudan a modificar las propiedades del crudo

(como su viscosidad, por ejemplo) y propantes, los cuales se encargan de mantener abiertas las

fracturas al momento de terminar el procedimiento (Rutqvist, 2000). Dicha inyección es aplicada

principalmente en rocas de bajas permeabilidades, como shales por ejemplo, dado que al realizarse

la estimulación, las fracturas generadas permiten aumentar el área de roca en contacto con un canal

de alta permeabilidad y con ello provocar un aumento en la producción del pozo (Atkinson, 2015).

A continuación, se muestra un ejemplo de la formación y propagación de estas fracturas al emplear

la técnica en una formación de baja permeabilidad, en la figura 7.

20

Figura 7. Ejemplo de formación y propagación de fracturas en un pozo vertical y en uno horizontal,

mediante el uso de fracturamiento hidráulico aplicado a una formación de baja permeabilidad.

Editado de: https://lraber.info/justnphoto-natural-gas-drilling-diagram.html

Por último, durante la fase de inyección del fracturamiento hidráulico se realiza una medición de

las presiones del fluido en cabeza de pozo, que varían según la operación que se está realizando y

permiten evaluar cómo responde la formación a esa presión, esto se puede observar en la Figura 8.

En esta gráfica es posible identificar que a medida que la presión de inyección aumenta, esta va a

obtener un pico máximo, que corresponderá con la presión a la cual se rompe la formación, ahí

presentará un primer descenso, que al concluirse en ese momento se apagarán bombas de inyección,

a partir de ese punto se registrará un segundo descenso de manera exponencial, que corresponde

con la presión de cierre de fractura. Por último, se realizará nuevamente el proceso un tiempo

después con el fin de provocar la reapertura de la fractura, sin embargo, ahora el pico máximo

obtenido estará por debajo del obtenido al principio de la prueba, como se ve en la figura 8

(Rutqvist, 2000).

https://lraber.info/justnphoto-natural-gas-drilling-diagram.html

https://lraber.info/justnphoto-natural-gas-drilling-diagram.html

21

Figura 8. Comportamiento teórico de la gráfica de fracturamiento hidráulico según la presión del

pozo y las dos inyecciones realizadas para la fractura inicial y la reapertura de al misma. Tomado

de Rutqvist, 2000.

5.4. Tensor de esfuerzos

El tensor de esfuerzos es la representación matricial de los esfuerzos ocurridos en un plano, donde

se expresa la tracción ejercida sobre el plano en una dirección determinada enmarcada en un eje de

coordenadas cartesianas, que puede ser en 2D (x, y) o en 3D (x, y, z). Para el desarrollo de este

trabajo se realizará el cálculo del tensor en dos dimensiones de los esfuerzos ocurridos al momento

de efectuar el fracturamiento hidráulico, con el fin de conocer este régimen de esfuerzos de la zona

de interés en caso de que se requiera aplicar la técnica a uno de los pozos considerados. La

representación del tensor de esfuerzos para un sistema de dos dimensiones en el plano xy es la

siguiente:

𝜏 = [𝜏𝑥𝑥 𝜏𝑥𝑦

𝜏𝑦𝑥 𝜏𝑦𝑦]

(15)

Figura 9. Representación del plano xy con los vectores de esfuerzos de cizalla. Tomado de

Shearer, 2009

22

Donde 𝜏 corresponde al vector de esfuerzos y las componentes internas corresponden a cada uno

de los esfuerzos obtenidos en las distintas direcciones, siendo 𝜏𝑥𝑥 y 𝜏𝑦𝑦 los esfuerzos principales y

𝜏𝑥𝑦 = 𝜏𝑦𝑥 los esfuerzos de cizalla, cuya igualdad se produce por simetría.

Además, es posible calcular este tensor de esfuerzos a partir de la descomposición del vector de

tracción (𝑡) en su componente normal (𝑡𝑁) y de cizalla (𝑡𝑠), las cuales se calculan a partir de un

ángulo de buzamiento (𝜃) y una dirección dada (ver Figura 10), que en el caso del trabajo será el

rumbo de la fractura analizada, se obtienen de la siguiente manera:

Figura 10. Análisis vectorial de una fractura buzando con un ángulo 𝜃, con vector tracción t y

componentes normal (𝑡𝑁) y de cizalla (𝑡𝑆). Tomado de Shearer, 2009

Los vectores �̂� y 𝑓 muestran la dirección del esfuerzo normal (perpendicular al rumbo de la

fractura) y la dirección del esfuerzo de cizalla (paralelo a la propagación de la fractura),

respectivamente.

𝑡𝑁 = 𝑡 ∙ �̂� (16)

𝑡𝑆 = 𝑡 ∙ 𝑓 (17)

Con lo cual, la tracción se puede expresar como el múltiplo del tensor de esfuerzos en la dirección

del vector �̂�, así:

𝑡(�̂�) = 𝜏�̂� = [𝑡𝑥(�̂�)𝑡𝑦(�̂�)

] = [𝜏𝑥𝑥 𝜏𝑥𝑦

𝜏𝑦𝑥 𝜏𝑦𝑦] [

�̂�𝑥

�̂�𝑦]

(18)

Para este cálculo se utilizarán los datos de presión de cierre y de reapertura obtenidos de la prueba

Minifrac realizada para el pozo FRACTURADO.

23

6. DATOS

Los datos utilizados en este trabajo pertenecen a la empresa operadora, por lo tanto, debido a

acuerdos de confidencialidad preestablecidos no se hará mención de la procedencia de los datos,

ni se dará el nombre ni las coordenadas exactas de los pozos en estudio. Se cuenta con registros

eléctricos de pozo a hueco abierto como Gamma Ray, Resistividad, Factor Fotoeléctrico, Porosidad

Neutrón y Densidad, a partir de los cuales se pueden realizar los cálculos de las propiedades

petrofísicas y obtener correlaciones litoestratigráficas de la zona de interés ubicada en el pozo

FRACTURADO con los demás pozos considerados en este proyecto. Cabe destacar que los

registros tomados en el pozo FRACTURADO se hicieron antes de realizar los trabajos de

fracturamiento hidráulico, por lo tanto, sus propiedades petrofísicas como porosidad y

permeabilidad no habían sufrido cambios aún, los cuales fueron medidos en la zona cercana a la

cara del pozo. También, se tienen registros CMI de algunos pozos con su debida interpretación,

que son de utilidad para el análisis geomecánico de la formación correlacionada en la zona de

interés, de los cuales se pueden identificar los ángulos y direcciones de buzamiento de fracturas y

fallas, principalmente, al mismo tiempo que permite reconocer otras estructuras geológicas como

estratificaciones o límites de capas. Además, se cuenta con los estados mecánicos de los pozos en

estudio y sus correspondientes surveys, los cuales permiten conocer la geometría de cada pozo,

identificar los intervalos de perforados realizados hasta el presente y correlacionar las

profundidades medidas o Measured Depth (MD) con las profundidades verdaderas verticales o

True Vertical Depth (TVD). Adicionalmente, se cuenta con el informe del trabajo (Post Job)

realizado sobre el workover correspondiente al fracturamiento hidráulico en el pozo

FRACTURADO, del cual se obtuvieron datos de presiones para los cálculos del tensor de

esfuerzos. Se solicitaron datos de producción históricos de los diferentes pozos en estudio, y a partir

de ellos se realizaron las gráficas correspondientes a ellos.

7. METODOLOGÍA

El desarrollo de este proyecto se ha realizado, en gran parte, con ayuda del software Techlog

(Schlumberger, 2017), y se ha procedido de la siguiente manera:

1. Por medio de los datos suministrados por la empresa operadora, se cargan los archivos de

los registros eléctricos de cada pozo en Techlog.

2. Se ubicaron los intervalos en que se hizo exitosamente el fracturamiento hidráulico en el

pozo FRACTURADO y se delimitó como zona de interés para correlacionarla con los

demás pozos.

3. Se identificó la zona de interés en los demás pozos (P#) mediante el análisis de los registros

Gamma Ray y Resistividad, debido a que con ellos se puede realizar una discriminación

litológica y determinar la presencia de fluidos en la zona de interés.

4. Una vez ubicada esta zona se realizaron los procedimientos en el mismo software para

generar las curvas de las siguientes propiedades petrofísicas: Volumen de shale,

porosidades total y efectiva, saturación de agua y permeabilidad (Ver Marco Teórico). Para

el caso del cálculo de permeabilidades fue necesario introducir un valor de saturación agua

irreducible, el cual se determinó observando un aproximado del valor más bajo de la

saturación de agua en el intervalo de la zona de interés.

24

5. Para el cálculo del tensor de esfuerzos se utilizaron los datos del Post Job del fracturamiento

del pozo FRACTURADO y se hicieron los cálculos correspondientes, según las ecuaciones

mencionadas en el marco teórico y en resultados.

6. Para realizar el corte geológico fue necesario realizar una transecta que atravesara todos los

pozos, luego de ello, proyectar las profundidades corregidas a TVDss (True Vertical Depth

sub sea) de la zona de interés en cada uno de los pozos y correlacionarlos en profundidad.

7. Se utilizaron los históricos de producción de los pozos, al igual que los cálculos generados

de las variables petrofísicas y a partir del análisis correspondiente se obtuvo la zona óptima

para realizar el fracturamiento hidráulico.

8. RESULTADOS Y ANÁLISIS

8.1. Correlación litoestratigráfica de cada pozo P# con el pozo FRACTURADO

Para obtener esta correlación se utilizaron los registros de Gamma Ray y de Resistividad de

formación, se tomaron como base de partida los del pozo FRACTURADO y se separó un intervalo

de interés para ser correlacionado con los registros de los demás pozos. Este intervalo de interés se

seleccionó a partir de los perforados en los que se realizó el fracturamiento hidráulico. Una vez

identificado este intervalo se procedió a revisar los registros mencionados en cada uno de los pozos

P#, con el fin de identificar la formación Monserrate con las propiedades de la zona de interés en

los demás pozos. En la mayoría de los pozos se lograron identificar patrones de resistividades y de

Gamma Ray que permitieron correlacionar esta formación con mayor facilidad, sin embargo, los

pozos P10 y P11 no fue tan fácil hallar esta misma zona, con lo cual fue necesario utilizar los

perforados de estos pozos y ubicarla con ayuda de ellos. La correlación obtenida se muestra a

continuación en la Figura 11, en ella se muestra para el registro Gamma Ray por ser el

discriminador de litologías entre los dos mencionados, y las profundidades se observan en MD

(Measured Depth).

25

Figura 11. Correlación de la zona de interés del pozo FRACTURADO con los pozos P3 a P11.

26

8.2. Cálculos de propiedades petrofísicas para cada pozo

Para la realización de estos cálculos se contó inicialmente con los registros de Gamma Ray,

Resistividad, Neutrón y Densidad, a partir de los cuales se obtuvieron las propiedades de volumen

de shale, porosidades total y efectiva, saturación de agua y permeabilidad. Cada uno de estos

cálculos se realizó por medio del software Techlog (Schlumberger, 2017), de acuerdo con los

parámetros que requería en cada caso, según lo descrito en los incisos anteriores. Estas propiedades

se calcularon por dos métodos: utilizando el índice de Gamma Ray y utilizando los registros de

Neutrón y Densidad para calcular volumen de shale, y dado que de este parámetro dependen las

demás propiedades, se obtuvieron dos sets de cálculos distintos, mencionados para cada uno de los

pozos. En cada una de las figuras que muestran estas curvas aparece un círculo rojo en la saturación

de agua, el cual corresponde al valor asignado de saturación de agua irreducible para cada uno de

los casos.

El registro de factor fotoeléctrico se incluyó en estos sets de cálculos para verificar, junto con el

Gamma Ray, el tipo de litología con que se contaba en la zona de interés, a partir de la línea base

de shale de cada uno de ellos. Las líneas base de shale tanto de factor fotoeléctrico como del

Gamma Ray fueron deducidas de algunas interpretaciones que realizó la empresa al momento de

tomar los registros eléctricos, se utilizaron estos mismos valores (140 gAPI para Gamma Ray y 2.3

b/e para Factor Fotoeléctrico) con el fin de presentar mayor uniformidad con los resultados

obtenidos.

Para conocer las curvas generadas de los cálculos de las propiedades petrofísicas de todos los

pozos, a excepción del FRACTURADO, revisar la sección de anexos al final del documento.

8.2.1. Pozo FRACTURADO

Este corresponde al pozo guía, en el cual se realizaron los trabajos de estimulación por

fracturamiento hidráulico en la formación Monserrate, y a partir del cual se realizan las

correlaciones con los demás pozos (P#). Este pozo cuenta con tres secciones de perforados en las

que se realizó el procedimiento: de 3775 a 3780 ft, de 3794 a 3799 ft y de 3811 a 3816 ft de

profundidad, con lo cual se decide este intervalo como la zona de interés (Ver figuras 12 y 13).

La figura 12 muestra el cálculo de las propiedades petrofísicas tomando el valor de volumen de

shale obtenido a partir del Gamma Ray, la figura 13 muestra el mismo cálculo de propiedades, pero

a partir de los registros de neutrón y densidad. A partir de lo obtenido por el set de registros fue

posible identificar los siguientes valores promedio (tabla 3).

Registro Unidad FRACTURADO

GR ND

Volumen Shale ft3/ft3 0,6 0,2

Porosidad total ft3/ft3 0,17 0,17

Porosidad efectiva ft3/ft3 0,08 0,16

Swirr ft3/ft3 0,2 0,16

Permeabilidad mD 10 5

Tabla 3. Valores promedio de los cálculos petrofísicos realizados en el pozo FRACTURADO con

cada uno de los métodos mencionados (ND para Neutrón-Densidad y GR para Gamma Ray)

27

Figura 12. Propiedades petrofísicas para el pozo FRACTURADO en la zona de interés con el

método de Gamma Ray.

28

Figura 13. Propiedades petrofísicas para el pozo FRACTURADO en la zona de interés con el

método de Neutrón-Densidad.

29

8.2.2 Pozo P1

Debido a que este es uno de los pozos más viejos del campo, se decidió que no sería tenido en

cuenta en la selección de la realización del nuevo fracturamiento hidráulico. Además, por su

longevidad no se cuenta con tanta información como en los pozos más recientes, los cuales serán

mejores candidatos para obtener la mayor eficiencia en la estimulación.

8.2.3. Pozo P2

Por las mismas razones que el pozo P1, este pozo fue descartado de los candidatos a realizar la

estimulación con la técnica de fracturamiento hidráulico.

8.2.4. Pozo P3

La correlación de este pozo se obtuvo para un valor de MD entre 4085 ft y 4130 ft de profundidad.

Los valores promedio de los cálculos de petrofísica se muestran en la tabla 4.

Registro Unidad P3

GR ND






Tabla 4. Valores promedio de los cálculos petrofísicos realizados en el pozo P3 con cada uno de

los métodos mencionados (ND para Neutrón-Densidad y GR para Gamma Ray)

8.2.5. Pozo P4



Registro Unidad P4

GR ND




Swirr ft3/ft3 0,12 0,08




30

Además, es importante destacar que al ser este pozo el más cercano al pozo FRACTURADO, fue

con los datos obtenidos del registro CMI de este pozo en la zona de interés, que se realizaron los

cálculos del tensor de esfuerzos para el pozo FRACTURADO. Esto implica que en la zona de

interés encontrada en este pozo se registraron fracturas con orientación 295/73 predominantemente.

El pozo cuenta con perforados en la zona de interés, lo que implica que ya se está produciendo de

la formación Monserrate en este pozo.

8.2.6. Pozo P5



Registro Unidad P5

GR ND




Swirr ft3/ft3 0,29 0,21




El pozo cuenta con fracturas identificadas con orientación 190/62 predominantemente, de acuerdo

con los registros CMI realizados por la empresa. No cuenta con perforados en la zona de interés.

8.2.7. Pozo P6



Registro Unidad P6

GR ND








El pozo no cuenta ni con registros CMI ni con perforados en la zona de interés.

31

8.2.8. Pozo P7



Registro Unidad P7

GR ND




Swirr ft3/ft3 0,15 0,13




El pozo no cuenta con registros CMI, pero sí se tienen perforados en la zona de interés.

8.2.9. Pozo P8



Registro Unidad P8

GR ND




Swirr ft3/ft3 0,17 0,16




El pozo no cuenta ni con registros CMI ni con perforados en la zona de interés.

32

8.2.10. Pozo P9



Registro Unidad P9

GR ND




Swirr ft3/ft3 0,26 0,23





con los registros CMI realizados por la empresa. No cuenta con perforados en la zona de interés.

8.2.11. Pozo P10



Registro Unidad P10

GR ND









con los registros CMI realizados por la empresa. Sí se tienen perforados en la zona de interés.

33

8.2.12. Pozo P11



Registro Unidad P11

GR ND




Swirr ft3/ft3 0,032 0,035




El pozo no cuenta con registros CMI, pero sí con perforados en la zona de interés.

8.3. Obtención del tensor de esfuerzos principales

Inicialmente se buscó en el Post Job del fracturamiento una curva de presiones que se ajustara a

los datos teóricos del comportamiento de la presión en función del tiempo cuando se realiza un

fracturamiento hidráulico y lo que representa cada punto en la gráfica. Por lo tanto, se trabajó con

la gráfica siguiente (Figura 14) obtenida de la prueba Minifrac en el pozo FRACTURADO, de la

cual se obtuvieron las presiones de cierre (Flecha negra) y la de reapertura (Flecha roja) de las

fracturas. Los datos de presión son medidos en superficie y la neta ya considera las pérdidas de

presión hasta fondo.

Figura 14. Gráfica de presión en función del tiempo obtenida en la prueba de Minifrac realizada

por la empresa que hizo el fracturamiento hidráulico.

34

Para conocer los valores de los esfuerzos se procedió según Rutqvist, 2000, quien parte de la

ecuación de Bredehoeft’s (𝜎𝐻 = 3𝜎ℎ − 𝑃𝑟 − 𝑃0) para obtener los valores de los esfuerzos máximos

y mínimos a partir de las presiones de cierre y de reapertura obtenidos de la gráfica de Minifrac.

Donde 𝜎𝐻 es el esfuerzo máximo horizontal, 𝜎ℎ el esfuerzo mínimo horizontal, Pr es la presión de

reapertura y P0 es la presión de poro en la fractura, sin embargo, asumiendo que se trata de fracturas

ligeramente conductivas se puede igualar la presión de reapertura con la de poro, y que la ecuación

a utilizar sea la siguiente,

𝜎𝐻 = 3𝜎ℎ − 2𝑃𝑟 (19)

Los resultados obtenidos se registran a continuación:

𝜎ℎ = 169 𝑝𝑠𝑖, que coincide con el valor de la gráfica de Minifrac para la presión de cierre. 𝑃𝑟 = 120 𝑝𝑠𝑖, que coincide con el valor de la gráfica de Minifrac para la presión de reapertura.

Y con estos datos, se obtuvo un esfuerzo máximo horizontal de 𝜎𝐻 = 267 𝑝𝑠𝑖.

Luego de esto, para calcular los esfuerzos normales se utilizaron las ecuaciones del círculo de Mohr

(1882), que corresponden a:

𝜎𝑛 =𝜎𝑚𝑎𝑥 + 𝜎𝑚𝑖𝑛

2+

𝜎𝑚𝑎𝑥 − 𝜎𝑚𝑖𝑛

2𝐶𝑜𝑠(2𝜃)

(20)

𝜎𝑠 =𝜎𝑚𝑎𝑥 − 𝜎𝑚𝑖𝑛

2𝑆𝑖𝑛(2𝜃)

(21)

Donde 𝜎𝑚𝑎𝑥 corresponde con 𝜎𝐻, 𝜎𝑚𝑖𝑛 con 𝜎ℎ, 𝜎𝑛es el esfuerzo normal, 𝜎𝑠 es el esfuerzo de cizalla

y 𝜃 es el ángulo de buzamiento de la fractura. Teniendo en cuenta que no se tiene un registro CMI

del pozo FRACTURADO, se utilizó el más cercano a este (P4) para analizar si en la zona de interés

correlacionada había fracturas y cómo se orientaban, se encontró que sí hay, por lo tanto, se trabajó

con los datos suministrados por este registro, es decir, una dirección de buzamiento de 295 con 73°

de ángulo de buzamiento (295/73).

Conociendo esto, se obtuvieron los siguientes resultados:

𝜎𝑛 = 178 𝑝𝑠𝑖 𝜎𝑠 = 28 𝑝𝑠𝑖

Posteriormente, aprovechando los datos del registro CMI se hizo el análisis vectorial del rumbo de

la fractura (205), se calcularon los vectores �̂� y 𝑓, como se muestran a continuación.

35

Figura 15. Análisis vectorial de componentes para �̂� y 𝑓 utilizando el rumbo de la fractura

𝑆𝑒𝑛 25 =𝑛𝑦

‖�̂�‖= −

𝑓𝑥

‖𝑓‖

𝐶𝑜𝑠 25 =−𝑛𝑥

‖�̂�‖= −

𝑓𝑦

‖𝑓‖

�̂� = (−0.9060.4226

)

𝑓 = (−0.4226−0.906

)

Ahora, con estos vectores conocidos y con el esfuerzo normal y el de cizalla calculados

anteriormente es posible calcular el vector de tracción como sigue:

𝑡𝑁 = 𝑡 ∙ �̂�

𝑡𝑆 = 𝑡 ∙ 𝑓

Por lo tanto:

(𝑡𝑥

𝑡𝑦) ∙ (

−0.9060.4226

) = 178 𝑝𝑠𝑖

(𝑡𝑥

𝑡𝑦) ∙ (

−0.4226−0.906

) = 28 𝑝𝑠𝑖

Lo cual deja un sistema de dos ecuaciones con dos incógnitas, que al resolver se obtiene:

(𝑡𝑥

𝑡𝑦) = (

−17450

)

36

Por último, para conocer el tensor de esfuerzos principal utilizamos lo siguiente:

𝑡(�̂�) = 𝜏 ∙ �̂�

Y como ya se tenía calculado el esfuerzo de cizalla (28 psi) se ubica en el tensor y se buscan los

valores de los esfuerzos principales con el siguiente sistema:

(−174

50) ∙ (

𝜏𝑥𝑥 2828 𝜏𝑦𝑦

) = 178 𝑝𝑠𝑖

Obteniendo como resultado un valor de -206 psi para 𝜏𝑥𝑥 y de 179 psi para 𝜏𝑦𝑦, y el tensor:

𝜏 = (−206 28

28 179)

A este tensor se le calculan los valores propios (λ), con el fin de conocer los esfuerzos principales

asociados a esta matriz de esfuerzos, y los resultados obtenidos fueron:

𝜆1 = 𝜎1 = −209 𝑝𝑠𝑖 𝜆2 = 𝜎2 = 182 𝑝𝑠𝑖

Los resultados esperados de estos valores propios del tensor debían corresponder con los esfuerzos

máximo y mínimo horizontal que ya se habían calculado anteriormente, sin embargo, no se obtuvo

lo esperado. Esto puede ser, posiblemente, por estar considerando un sistema en dos dimensiones

y no en tres, con lo cual no se tienen en cuenta otros parámetros en el cálculo de este tensor. A

partir de esto, y asumiendo como valores teóricos los esfuerzos calculados 𝜎𝐻 y 𝜎ℎ se obtuvo un

error relativo de:

𝐸𝑟𝑟𝑜𝑟 𝑅𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑜 = |𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟𝑂𝑏𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜 − 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟𝑇𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑜

𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟𝑇𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑜| 𝑥100%

𝐸𝑟𝑟𝑜𝑟 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑜 𝜎𝐻 = 23%

𝐸𝑟𝑟𝑜𝑟 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑜 𝜎ℎ = 6%

Por último, se realizó un cálculo para el esfuerzo vertical en la zona de interés del pozo

FRACTURADO, para ello se hizo un promedio de la densidad de roca (en g/cm3), con el registro

densidad, y se interpolaron las profundidades para obtener el TVD de la zona (en metros). Los

resultados con la conversión de unidades fueron:

𝜎𝑉 = 𝜌𝑔ℎ = (2330𝑘𝑔

𝑚3) (9,8

𝑚

𝑠2) (1025 𝑚) = 23,405 𝑀𝑃𝑎 = 3395 𝑝𝑠𝑖

8.4. Corte geológico

La transecta escogida para realizar el corte se muestra en la figura 16, esta fue señalada en Google

Earth con la ubicación de los pozos en estudio, se tuvo en cuenta esta pasara por todos los pozos y

que se pudiera obtener un perfil de elevación del terreno para las debidas correcciones de las

37

profundidades en TVDss. Para realizar esta corrección fue necesario realizar una interpolación con

los datos de profundidades MD y TVD obtenidos de los surveys de cada pozo y, luego de ello,

restarle la elevación de la mesa rotaria al valor interpolado del TVD para obtener el dato de TVDss.

Para la realización del corte geológico se tuvieron en cuenta el grupo Honda y la formación

Monserrate, principalmente, debido a que en Monserrate se encuentra la zona de interés que se está

analizando y sobre ella encontramos las formaciones del grupo Honda. La caracterización

litológica que en él se muestra corresponde con un aproximado de los tipos de roca identificados

en los registros eléctricos de los pozos, y con esto se asignó una litología predominante a cada

sector señalado en el corte, en el que se vieran cambios notorios o que se encontraran topes

formacionales. Las convenciones utilizadas son mostradas en la Figura 17, el círculo muestra la

relación de esfuerzos horizontales que se esperaría tener, de acuerdo con la interpretación de la

gráfica de Minifrac mencionada anteriormente.

Con respecto a la interpretación de este corte es necesario aclarar que para este trabajo no se contó

con datos de sísmica de la región, por lo tanto, el corte realizado corresponde con una aproximación

de lo que podría verse en el subsuelo, lo que hace que las estructuras que allí se identifican, como

pliegues y la falla, corresponden con interpretaciones propias de lo que se correlacionó entre pozos.

Figura 16. Transecta realizada del corte geológico incluyendo todos los pozos en estudio. Tomado

de Google Earth.

38

Figura 17. Corte geológico esquemático de la región, con los pozos en estudio, la zona de interés

señalada y los esfuerzos calculados en el pozo FRACTURADO.

8.5. Datos de históricos de producción

Estos datos fueron suministrados por la empresa con que se desarrolla el presente trabajo, a partir

de ellos se realizaron las gráficas de históricos de producción para cada uno de los pozos en estudio,

estas gráficas se encuentran en la sección de anexos. En la figura 18 se puede observar el histórico

de producción para el pozo FRACTURADO, mostrando año a año los datos de producción de

barriles por día, la estrella indica la fecha en que se hizo el fracturamiento hidráulico exitoso

(diciembre de 2016). Con la gráfica se puede identificar que el pozo pasó de producir

aproximadamente 35 BOPD (Barriles de aceite por día) a alcanzar producciones por encima de los

120 BOPD actualmente, lo que representa más del triple de producción diaria. Es necesario

mencionar que, a pesar de haber pasado más de dos años desde el fracturamiento, esta técnica junto

con los trabajos de well services realizados en los últimos años, han permitido a este pozo continuar

con su alta producción.Además, por información obtenida con la empresa se conoció que los pozos

P7 y P8 están pendientes de realizar intervenciones en ellos, asociados a errores de cementación,

es por esto que no se tienen valores actuales de producción y por lo tanto, son descartados como

candidatos potenciales para realizar la estimulación por fracturamiento hidráulico.

39

Figura 18. Histórico de producción del pozo FRACTURADO. La estrella señala la fecha de

realización del fracturamiento hidráulico y el cuadro negro el procedimiento de well service.

Es necesario mencionar que durante estos históricos se pueden observar algunos aumentos en la

cantidad de barriles después de tener escenarios de baja producción. Estos aumentos son asociados

a diferentes técnicas de reacondicionamiento de pozos o well service con el fin de mantener o

mejorar su producción, los cuales son procedimientos distintos de los de work over, como es el

caso del fracturamiento hidráulico realizado a finales del 2016. Los procedimientos realizados en

algunos de los pozos, mostrados con cuadro negro en cada figura, fueron los siguientes:

➢ FRACTURADO (Figura 18): Aumento de producción hacia el año 2018, posterior al

fracturamiento, se realizó un mantenimiento de cabeza de pozo en julio.

➢ P3 (Figura 38): Aumento de producción a comienzos del 2018, se realizó mantenimiento a

la sarta de varillas en febrero.

➢ P5 (Figura 40): Aumento de producción a mediados del 2018, se realizó mantenimiento al

equipo de bombeo por cavidades progresivas (BCP) en abril.

➢ P9 (Figura 42): Se registran un aumento importante en el 2017 asociado a mantenimientos

de la sarta de varillas y del equipo BCP, realizados en marzo.

40

8.6. Determinación de la zona óptima para realizar el fracturamiento hidráulico

Una vez reunida toda la información anterior, se procedió a realizar la determinación de la zona

óptima en la que podrían ejecutarse trabajos de fracturamiento hidráulico en un pozo de los

estudiados, con el fin de obtener resultados exitosos como con el pozo FRACTURADO.

Para la decisión final se tuvieron en cuenta diferentes aspectos, a continuación se muestran estas

consideraciones y los pozos que fueron descartados según el ítem seleccionado:

1. Inicialmente se contó con 11 pozos en la zona de estudio (P1 a P11), además del

FRACTURADO. De esos once, se descartaron los pozos P1 y P2 debido a que por datos

suministrados por la empresa, estos pozos son demasiado viejos y no se conoce tanta

información nueva, por lo tanto no serían tenidos en cuenta al momento de tomar la

decisión.

2. A partir de la información suministrada por la empresa de los problemas operativos que

tienen actualmente los pozos P7 y P8 acerca de su mala cementación y pendiente

remediación, se decidió no tener en consideración estos pozos, pues no se realizaría la

estimulación en ninguno de ellos.

3. De los pozos restantes se hizo un análisis de las curvas de producción, con el fin de conocer

cómo están produciendo actualmente y con esta información se descartaron los pozos que

están produciendo cerca de 100 o más barriles de aceite por día, que corresponden con los

pozos P5, P9 y P11. Se decidió no tenerlos en cuenta dada la alta producción que ya tienen

con respecto a los demás pozos en estudio, y teniendo en cuenta que el fracturamiento fue

exitoso en uno que producía cerca de 35 BOPD, la idea es replicar ese trabajo bajo

condiciones similares en un nuevo pozo.

4. Ahora bien, por aspectos económicos, se decidió descartar los pozos que no tuvieran

perforados en la zona de interés, con el fin de no pedirle a la empresa un nuevo perforado

en la zona para posteriormente estimularla. Por lo tanto, de ahí se descartaron los pozos P3

y P6 al no encontrarse produciendo de la zona de interés, además, estos dos pozos reportan

mayor producción diaria (por encima de los 50 BOPD) que los últimos dos candidatos entre

25 y 36 BOPD).

5. Por último, se consideraron los cálculos petrofísicos, se encontró que el pozo P10 presenta

ligeramente mejores condiciones petrofísicas que el P4, y sumado a esto, se observó el

registro de resistividad y la curva de saturación de agua en la parte inferior a la zona de

interés. Al realizar este último análisis se encontró que debajo de la zona de interés en el

pozo P4 hay valores de resistividad más bajos y la curva de saturación de agua indica

valores mayores que en el pozo P10, por lo tanto, es posible pensar que a futuro se podrían

presentar problemas por BS&W (Basic Sediments and Water), “water coning” y/o aumento

en la producción de agua si se realiza la estimulación en el pozo P4.

Por lo tanto, como decisión final se determinó que la zona óptima para realizar los trabajos de

fracturamiento hidráulico, con el fin de replicar los trabajos exitosos en el pozo

FRACTURADO y mejorar la producción del nuevo pozo, correspondería a efectuarlos en el

pozo P10 en los intervalos que se encuentran los perforados (i.e. 3619’ – 3639’ y 3675’ – 3680’

en MD). En la figura 19 se muestra la zona en la que se recomienda realizar el procedimiento

y en la tabla 13 un resumen de los parámetros considerados para tomar esta decisión.

41

CANDIDATOS PARA REALIZAR FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

POZO

NO CONSIDERADO PRODUCEN MENOS

DE 100 BARRILES DE ACEITE POR DÍA

CON PERFORADOS EN LA ZONA DE INTERÉS

CONSIDERACIONES PETROFÍSICAS

ANTIGUO PROBLEMAS EN CAMPO

PERMEABILIDAD SATURACIÓN DE AGUA EN ZONA

DE INTERÉS

SATURACIÓN DE AGUA DEBAJO DE

LA ZONA DE INTERÉS

P1

P2

P3 DESCARTADO

P4 50 mD 21% 38%

P5 DESCARTADO

P6 DESCARTADO

P7

P8

P9 DESCARTADO

P10 80 mD 16% 32%

P11 DESCARTADO

Descartado como candidato por ser muy antiguo o por presentar problemas en campo Pozos que satisfacen la categoría mencionada Propiedades de los pozos que al ser descartados no continuaron en la consideración final Candidato seleccionado, de acuerdo con estas consideraciones

Tabla 13. Resumen de las consideraciones realizadas para decidir el mejor candidato a realizar

el fracturamiento hidráulico, según los numerales 1 a 5 mencionados anteriormente.

Cabe mencionar, que la discriminación de distintos pozos a partir de datos de campo se realizó

teniendo en cuenta la oportunidad de poderse ejecutar el trabajo en el campo real, por ello se

descartaron los pozos ya mencionados. Sin embargo, si se incluyeran nuevamente los pozos

P5, P7, P8, P9 y P11, que fueron descartados por consideraciones de campo y a los cuales se

les realizaron los cálculos de petrofísica correspondientes, a diferencia del P1 y P2, se podría

proponer una zona alternativa para realizar el fracturamiento hidráulico, a partir de las

propiedades petrofísicas. Dicho esto, la nueva alternativa sería el pozo P11, teniendo en cuenta

es un intervalo de arenisca muy limpia (bajo volumen de arcilla) la cual cuenta con datos de

porosidad y permeabilidad bastante altos, comparados con los demás pozos. Además, presenta

intervalos cañoneados en la zona de interés en los puntos donde la saturación de agua es más

baja y la resistividad es más alta, con lo cual se puede afirmar que es una roca que tiene una

saturación muy favorable al hidrocarburo. Sumado a esto, en la historia de producción del pozo

se ve que alcanzó a producir más de 500 barriles de aceite por día hacia mediados del 2016

(Figura 44), y hoy en día produce un poco más de 100, por lo tanto, realizar un fracturamiento

en dicho pozo permitiría obtener un aumento considerable de producción.

42

Figura 19. Corte geológico evidenciando la zona óptima para realizar la estimulación por

fracturamiento hidráulico

43

9. CONCLUSIONES

1. Los registros eléctricos permiten obtener cálculos representativos de las propiedades

petrofísicas cuando no se cuenta con núcleos de pozo, además, con ayuda de los CMI se

pueden identificar estructuras geológicas más complejas, incluyendo fracturas y fallas.

2. Teniendo en cuenta que la separación entre pozos no es tan grande y no hay mucha

diferencia de profundidades de la zona de interés correlacionada en cada pozo, es posible

pensar que el cálculo de esfuerzos podría corresponder de manera similar en toda la zona

de interés.

3. Con el uso de los registros eléctricos, especialmente con Gamma Ray y Resistividad, es

posible correlacionar formaciones en el subsuelo al utilizarlos conjuntamente.

4. A pesar de realizar todos los cálculos y los análisis respectivos, fue necesario conocer

información del campo y de los pozos en estudio, con el fin de obtener un resultado que

pueda ser tenido en cuenta para ejecutar en la zona real del estudio.

5. La zona óptima para realizar la nueva estimulación con fracturamiento hidráulico

corresponde a los intervalos cañoneados de 3619’ – 3639’ y 3675’ – 3680’ en MD para el

pozo P10.

6. La aplicación de la técnica en zona óptima mencionada anteriormente podría resultar en un

aumento de producción en el pozo escogido.

10. RECOMENDACIONES

1. Se recomienda tener un perfil sísmico con el fin de realizar un corte geológico del subsuelo

más aproximado a la realidad y tener una mejor visión de las estructuras en profundidad.

2. Para el cálculo del tensor de esfuerzos se podría agregar la componente vertical que permita

tener mejor certeza de los resultados y mayor aproximación a la realidad.

3. Se recomienda a la empresa tener en cuenta el presente trabajo, realizar estudios de impacto

económico y la respectiva viabilidad de un proyecto como este, con el fin de que pueda ser

implementado en el campo en que se realizó el estudio.

4. Así como se realizó en este estudio, es posible aprovechar estos conocimientos con el fin

de aplicarlo a más pozos, esto permitiría evaluar más opciones que permitan tener aumentos

en la producción de petróleo mediante el uso del fracturamiento hidráulico.

44

11. REFERENCIAS

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46

12. ANEXOS

12.1. Propiedades Petrofísicas

12.1.1. Pozo P3

Figura 20. Propiedades petrofísicas para el pozo P3 en la zona de interés con el método de Gamma

Ray.

47

Figura 21. Propiedades petrofísicas para el pozo P3 en la zona de interés con el método de Neutrón-

Densidad.

48

12.1.2. Pozo P4


Ray.

49


Densidad.

50

12.1.3. Pozo P5


Ray.

51


Densidad.

52

12.1.4. Pozo P6


Ray.

53


Densidad.

54

12.1.5. Pozo P7


Ray.

55


Densidad.

56

12.1.6. Pozo P8


Ray.

57


Densidad.

58

12.1.7. Pozo P9


Ray.

59


Densidad.

60

12.1.8. Pozo P10


Ray.

61

Figura 35. Propiedades petrofísicas para el pozo P10 en la zona de interés con el método de

Neutrón-Densidad.

62

12.1.9. Pozo P11


Ray.

63

Figura 37. Propiedades petrofísicas para el pozo P11 en la zona de interés con el método de

Neutrón-Densidad.

64

12.2. Históricos de producción

12.2.1. Pozo P3

Figura 38. Histórico de producción del pozo P3

65

12.2.2. Pozo P4


12.2.3. Pozo P5


66

12.2.4. Pozo P6


12.2.5. Pozo P9


67

12.2.6. Pozo P10


12.2.7. Pozo P11


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