26 Oilfield Review

Formación Vaca Muerta: La conquista de un gigante

Los recursos no convencionales revolucionaron la producción de petróleo y gas

en América del Norte. Dado que estos tipos de extensiones productivas presentan

numerosos desafíos para las compañías operadoras, su desarrollo ha sido lento en

otros lugares del mundo. No obstante, la formación Vaca Muerta situada en la cuenca

Neuquina de Argentina ahora puede sumarse a la lista de productores exitosos.

El triunfo experimentado en esta área ha sido el resultado del trabajo conjunto de los

ingenieros de YPF S.A. y Schlumberger. Este esfuerzo se ha basado en un enfoque

integrado que incluye flujos de trabajo específicos del campo y de la formación y en

la aplicación de un modelo dinámico de fractura no convencional para optimizar los

programas de tratamientos de estimulación hidráulica.

La trabajosa extracción de cantidades comercia-les de hidrocarburos de yacimientos no conven-cionales revolucionó la industria del petróleo y el gas de América del Norte. Las lecciones aprendi-das en ese continente ahora están siendo aplica-das en otros lugares del mundo. Una de las historias de éxito más recientes proviene de la gigante

cuenca Neuquina de Argentina, en la que YPF S.A. está desarrollando la formación Vaca Muerta para la producción de petróleo y gas natural.

La producción de los yacimientos de lutitas se remonta a las actividades desarrolladas en la lutita Barnett situada en la porción centro-septentrio-nal de Texas, EUA. En 1981, Mitchell Energy &

Figura 1. Recursos globales de lutitas. La Argentina cuenta con abundantes reservas en yacimientos no convencionales. Es la tercera potencia mundial en materia de reservas de gas de lutitas técnicamente recuperable (izquierda) y la cuarta de petróleo de lutitas técnicamente recuperable (derecha). La mayor parte de las reservas no convencionales de Argentina se asocia con las formaciones de la cuenca Neuquina. (Adaptado de la EIA de EUA, referencia 1.)

EUA15%

China14%

Argentina10%

Argelia9%

Canadá7%

Gas de lutitas técnicamente recuperable

México7%

Australia6%

Sudáfrica5%

Rusia4%

Brasil3%

Otros20%

EUA14%

China10%

Argentina8%

Canadá3% Paquistán

3%

Otros19%

Rusia22%

Petróleo de lutitas técnicamente recuperable

Australia5%Venezuela

4%México

4%

Libia8%

Matías Fernández BadessichDamián E. HrybMariano SuárezYPF S.A.Buenos Aires, Argentina

Laurent MosseNuncio PalermoStéphane PichonLaurence ReynoldsBuenos Aires, Argentina

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review 28, no. 1 (Enero de 2016).Copyright © 2016 Schlumberger.Mangrove, Petrel y UFM son marcas de Schlumberger.

1. Administración de Información de Energía de EUA (EIA): “Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States,” Washington, DC: EIA, Departamento de Energía de EUA, junio de 2013.

Development Corporation perforó un pozo con el expreso propósito de producir gas natural de esa formación y luego estuvo 20 años imaginando cómo hacer que resultara comercialmente viable. El éxito experimentado en la lutita Barnett fue seguido por el despliegue de nuevas técnicas y tec-nologías diseñadas para descubrir y producir gas natural y luego petróleo en otras cuencas y forma-ciones de América del Norte. El éxito logrado recientemente en la cuenca Neuquina de América del Sur posee el potencial para revolucionar la industria del petróleo y el gas de esa región de manera similar a la experimentada en América del Norte.

Los recursos no convencionales de Argentina han sido reconocidos por las compañías de explo-ración desde hace ya cierto tiempo. Según la opi-nión de muchos expertos, la formación Vaca Muerta aloja uno de los mayores potenciales de producción de hidrocarburos de todo el mundo (Figura 1). Un estudio de carácter independiente comparó el potencial de los recursos de lutitas fuera de América del Norte y posicionó a la for-mación Vaca Muerta en el tercer lugar del mundo en cuanto a recursos técnicamente recuperables en materia de gas, y en cuarto lugar en materia de petróleo.1

Si bien varias compañías operadoras están evaluando la extensión productiva Vaca Muerta, hasta la fecha YPF es la que muestra la mayor actividad y éxito en la iniciación de la producción. Según lo establecido por esta compañía desde un principio, la extensión productiva posee carac-terísticas singulares que afectan los programas de desarrollo. El hecho de que la formación Vaca Muerta posea características específicas del yacimiento, que difieren de otras extensiones productivas de lutitas, no debiera sorprender; las compañías operadoras de recursos en lutitas gene-ralmente coinciden en que, para maximizar la

Volumen 28, no.1 27

28 Oilfield Review

producción, cada extensión productiva debe ser abordada y evaluada sobre la base de sus propios méritos intrínsecos. Los rasgos específicos de la

formación Vaca Muerta resaltan su potencial para proporcionar volúmenes de hidrocarburos económicamente viables.

Para maximizar la producción y reducir el ciclo de desarrollo de esta extensión productiva, los ingenieros de YPF están utilizando simulado-res de fracturas, modelos numéricos predictivos y flujos de trabajo específicos del campo, genera-dos a partir de la información derivada de un extensivo programa de evaluación. Este proceso los está ayudando a comprender los efectos de la mecánica de las rocas en la propagación de las fracturas durante los tratamientos de estimula-ción hidráulica. La información obtenida de sus flujos de trabajo y sus simulaciones es utilizada posteriormente para optimizar el espaciamiento entre pozos, los diseños de las estimulaciones y los tratamientos de fracturamiento hidráulico. Esta metodología ha ayudado al equipo de ingenie-ría a reducir el tiempo de desarrollo de la extensión productiva, en comparación con el tiempo reque-rido por los métodos iterativos utilizados habitual-mente en otros desarrollos de lutitas.

La metodología adoptada por YPF para el desarrollo de Vaca Muerta se basa en parte en el hecho de que la formación exhibe una combina-ción de factores que la diferencian de otras extensiones productivas: una alta presión de poro, una estructura de apilamiento compleja de litologías variadas y una complejidad geomecá-nica que resulta de la gran proximidad de la cuenca Neuquina a la Cordillera de los Andes. Los ingenieros de YPF han detectado además gradientes de fractura anormalmente altos en ciertas porciones de la cuenca, lo que incide con-siderablemente en las estrategias de terminación de pozos. La comprensión exhaustiva de la geo-mecánica de la formación Vaca Muerta y de la heterogeneidad del yacimiento es crucial para el desarrollo adecuado del campo. Teniendo en cuenta esta diversidad de factores, YPF ha comen-zado a abandonar la metodología tradicional de desarrollo de estos recursos de tipo prueba y error, a menudo costosa, para adoptar una metodología de tipo modelado y optimización.

Este artículo proporciona una visión general básica de la formación Vaca Muerta y del trabajo que YPF ha llevado a cabo hasta la fecha en la extensión productiva. Además, se examinan los flujos de trabajo ideados por los equipos de YPF y Schlumberger y los programas de simulación que son utilizados para optimizar tanto las operacio-nes de perforación como los tratamientos de esti-mulación, y se analizan brevemente los planes de producción actual y desarrollo futuro.

A la sombra de los AndesLa cuenca Neuquina se encuentra ubicada en el flanco oriental de la Cordillera de los Andes en el sector centro-occidental de la Argentina (Figura 2).

2. Hogg SL: “Geology and Hydrocarbon Potential of the Neuquén Basin,” Journal of Petroleum Geology 16, no. 4 (Octubre de 1993): 383–396.

3. Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, http://www.iapg.org.ar/suplemento/Agosto2015/Produccion%20por%20cuenca.html (Se accedió el 30 de octubre de 2015.)

4. Las cuencas de retroarco son rasgos geológicos asociados con arcos de islas y zonas de subducción. Situadas en los bordes de placas convergentes, se forman cuando una placa tectónica se desliza por debajo de otra, generando una fosa. Las zonas de subducción se asocian frecuentemente con la formación de volcanes y áreas de actividad sísmica.

5. Hogg, referencia 2.6. García MN, Sorenson F, Bonapace JC, Motta F,

Bajuk C y Stockman H: “Vaca Muerta Shale Reservoir Characterization and Description: The Starting Point for Development of a Shale Play with Very Good Possibilities for a Successful Project,” artículo SPE 168666/URTeC 1508336, presentado en la Conferencia de Tecnología de Recursos No Convencionales, Denver, 12 al 14 de agosto de 2013.

Figura 2. La cuenca Neuquina. Diversas cuencas de América del Sur poseen potencial como recursos no convencionales. La cuenca Neuquina, situada en la porción centro-occidental de la Argentina (recuadro rojo), es la fuente principal de producción de petróleo y gas del país y contiene tres depósitos de lutitas marinas de aguas profundas: las formaciones Agrio, Vaca Muerta y Los Molles. Estas lutitas actúan como rocas generadoras (rocas madre) para los depósitos de petróleo y gas que se encuentran en los yacimientos convencionales de la cuenca.

AMÉRICA DEL SUR

0 500 1 000 km

0 300 600 mi

Cuenca Paranaense

Cuenca Chaquense

CuencaNeuquina

Cuenca del Golfo San Jorge

Cuenca Austral- Magallanes Cuenca prospectiva

CHILE ARGENTINA URUGUAY

PARAGUAY

BRASILBOLIVIA

PERÚ

7. Howell JA, Schwarz E, Spalletti LA y Veiga GD: “The Neuquén Basin: An Overview,” en Veiga GD, Spalletti LA, Howell JA y Schwarz E (eds): The Neuquén Basin, Argentina: A Case Study in Sequence Stratigraphy and Basin Dynamics. Londres: The Geological Society, Special Publication 252 (2005): 1–14.

8. Badessich MF y Berrios V: “Integrated Dynamic Flow Analysis To Characterize an Unconventional Reservoir in Argentina: The Loma La Lata Case,” artículo SPE 156163, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 8 al 10 de octubre de 2012.

9. Para obtener más información sobre la caracterización geoquímica de las rocas generadores (rocas madre), consulte: McCarthy K, Rojas K, Niemann M, Palmowski D, Peters K y Stankiewicz A: “La geoquímica básica del petróleo para la evaluación de las rocas generadoras,” Oilfield Review 23, no. 2 (Diciembre de 2011): 36–47.

10. Stinco L y Barredo S: “Vaca Muerta Formation: An Example of Shale Heterogeneities Controlling Hydrocarbon’s Accumulations,” artículo URTeC 1922563, presentado en la Conferencia de Tecnología de Recursos No Convencionales, Denver, 25 al 27 de agosto de 2014.

Badessich y Berrios, referencia 8.

Volumen 28, no.1 29

El primer descubrimiento de petróleo de esa región data de 1918.2 La cuenca constituye una fuente muy importante de producción de petróleo y gas de yacimientos convencionales, ya que aporta un 57% de la producción de gas natural y un 40% de la producción total de petróleo de la Argentina.3 Las áreas objetivo para el desarrollo de las lutitas en la cuenca son los estratos de edad Triásico Tardío a Cenozoico Temprano, depositados en un ambiente tectónico de retroarco.4 Los volcanes activos localizados a lo largo de la actual Cordillera de los Andes produjeron emisiones piroclásticas durante diversos períodos geológicos y las capas de ceniza resultantes cubren grandes extensiones de la cuenca. Las capas de ceniza se observan en las formaciones de lutitas que son los objetivos de las actividades de exploración actuales.

La cuenca se formó como resultado de los cambios producidos en el nivel del mar y el movi-miento de las placas tectónicas que comenzó en el período Triásico Temprano, a los que siguió una sucesión de ciclos transgresivo-regresivos. El acceso restringido al mar abierto durante varios perío-dos condujo a la formación de capas evaporíticas de gran espesor.5 La reactivación del arco volcá-nico durante el Jurásico Tardío también afectó la topografía de la cuenca.6 La actual arquitectura de la cuenca fue el resultado del levantamiento y plegamiento producidos durante el último movi-miento andino del Terciario.

Las rocas generadoras (rocas madre) de petró-leo y gas que se encuentran en los yacimientos con-vencionales de la cuenca Neuquina son la formación Agrio de edad Cretácico, la formación Vaca Muerta de edad Cretácico Temprano a Jurásico Tardío y la formación Los Molles más madura de edad Jurásico Medio (Figura 3).7 Las tres formaciones corresponden a lutitas marinas de aguas profun-das y poseen potencial como recursos. La forma-ción Vaca Muerta es la principal fuente de hidrocarburos en los yacimientos convencionales y se encuentra en la ventana de petróleo a través de aproximadamente un 60% de la cuenca.

La formación Vaca Muerta fue depositada entre la edad Tithoniano —una transgresión del Jurásico Tardío— y el Berriasiano del Cretácico Temprano.8 Las características de esta formación rica en contenido orgánico la convierten en un excelente objetivo de exploración.9 Esas caracte-rísticas incluyen altos niveles promedio de car-bono orgánico total (TOC) (1% a 8% con picos de hasta 12%), profundidades moderadas de 3 150 m [10 335 pies] y condiciones de sobrepresión con un rango de gradiente de presión variable entre 13,6 y 20,4 kPa/m [0,6 y 0,9 lpc/pie].10

Figura 3. Litoestratigrafía de la cuenca Neuquina. La cuenca Neuquina contiene tres grandes depósitos de lutitas marinas de aguas profundas. La formación profunda Los Molles es de edad Jurásico Temprano a Medio. La formación Vaca Muerta abarca desde el Jurásico Tardío hasta el Cretácico Temprano. La formación cretácica Agrio yace por encima de la formación Vaca Muerta. Los sedimentos de estas formaciones fueron depositados durante sucesivos ciclos de transgresión y regresión. El acceso restringido al mar abierto y las condiciones anóxicas existentes durante la depositación preservaron su contenido orgánico. (Adaptado de Howell et al, referencia 7.)

Período Época Edad

Maestrichtiano

Campaniano

Formación Loncoche

Formación JaguelFormación Pircala

Formación Roca

Formación Huitrín

Formación Lohan Cura

FormaciónLa Amarga

Formación Centenario

Formación Quebrada del Sapo

Formación Picún Leufú

Formación Bajada Colorada

Formación Rio Colorado

Formación Rio Neuquén

Formación Rio Limay

Formación Rayoso

Formación Quintuco

Formación Vaca Muerta

Formación Tordillo

Formación Lotena

Formación AuquilcoFormación La Manga

Formación Tábanos

Formación Los Molles

Grupo Pre-Cuyo

Formación Huechulafquen y Complejo Piedra Santa

Formación Chachil

Formación Lajas

Formación Challacó

Formación Lapa

Miembro superior

Miembro inferior

Formación Mulichinco

SantonianoConiacianoTuroniano

Cenomaniano

Albiano

Aptiano

Barremiano

Hauteriviano

Valanginiano

Berriasiano

Tithoniano

Kimmeridgiano

Oxfordiano

Calloviano

Bathoniano

Bajociano

Aaleniano

Toarciano

Pliensbachiano

Sinemuriano

Hettangiano

Rocas continentales o volcánicas

Rocas volcánicas

Rocas plutónicas y metamórficas

Rocas evaporíticas

Rocas clásticas y carbonatadas marinas

Rocas clásticas y carbonatadas marinas-someras

Triásico

Tem

pran

oM

edio

Grup

o Cu

yoGr

upo

Men

doza

Grup

o Ra

yoso

Form

ació

n Ag

rioGr

upo

Neu

quén

Grup

o M

alar

güe

Grup

o Lo

tena

Tard

íoTe

mpr

ano

Cret

ácic

oJu

rási

co

Tard

ío

Paleozoico

Litoestratigrafía

30 Oilfield Review

El espesor de la formación varía entre aproxi-madamente 60 m [200 pies] y 520 m [1 700 pies], entre la zona del engolfamiento y la del centro de la cuenca. La porosidad de la matriz oscila entre 4% y 14%; y su promedio es del 9%. La permeabili-dad de la matriz es del orden de nanodarcies a microdarcies; la presencia de fracturas naturales contribuye al potencial productivo de la formación. Las madureces de las lutitas, basadas en la reflec-tancia de la vitrinita, Ro, varía entre menos de

0,5% y 3%, lo que representa el petróleo negro-gas seco.11 Su gran espesor bruto, su superficie y las propiedades del yacimiento colocan a la forma-ción Vaca Muerta en la categoría de un recurso de talla mundial.12

Los sedimentos marinos profundos de la forma-ción Vaca Muerta están compuestos por lamina-ciones finas de lutitas negras y grises y fangolitas calcáreas mezcladas con material orgánico. El am- biente anaeróbico en el que fueron depositados

estos materiales orgánicos ayudó a preservar su contenido orgánico. La formación comprende tres secciones: inferior, intermedia y superior. La infe-rior corresponde a una plataforma carbonatada interna compuesta en su mayor parte por margas, carbonatos y calizas. La intermedia se formó predo-minantemente como un depósito de talud y posee un mayor contenido siliciclástico que las otras dos secciones. La sección superior vuelve a ser una plataforma predominantemente carbonatada.13

El tipo de hidrocarburo esperado en la forma-ción Vaca Muerta depende en general de la posi-ción dentro de la cuenca. Las regiones este y sur poseen potencial para la producción de petróleo, la región oeste corresponde predominantemente a gas seco, y el área situada entre la zona de petróleo y la zona de gas seco aloja potencialmente gas húmedo y condensado (Figura 4).

Los efectos de la orogenia de los Andes de edad Cenozoico Temprano introdujeron complejidades estructurales en la cuenca Neuquina, especial-mente a lo largo del frente occidental.14 La gran proximidad existente entre la porción occidental de la formación Vaca Muerta y los Andes generó esfuerzos y fracturas naturales que son menos fre-cuentes a lo largo del borde oriental de la cuenca. La influencia de los Andes en el estado de esfuer-zos de las rocas yacimiento ayuda a distinguirlos de otras extensiones productivas de lutitas, espe-cialmente las de América del Norte.

Desarrollo del potencialLa mayoría de las extensiones productivas no convencionales poseen rasgos singulares que las diferencian de otras extensiones productivas. Cuando se inició el desarrollo de las extensiones productivas de lutitas, las compañías operadoras buscaban “la nueva” lutita Barnett. Si bien las lecciones aprendidas de esa formación y de otras extensiones productivas no convencionales resul-taron cruciales para la aceleración de la comer-cialidad y la aceptabilidad de las lutitas como

11. Ejofodomi EA, Cavazzoli G, Estrada JD y Peano J: “Investigating the Critical Geological and Completion Parameters that Impact Production Performance,” artículo SPE 168709/URTeC 1576608, presentado la Conferencia de Tecnología de Recursos No Convencionales, Denver, 12 al 14 de agosto de 2013.

12. EIA de EUA, referencia 1.13. Ejofodomi et al, referencia 11.14. La Cordillera de los Andes se formó debido al

acortamiento tectónico cenozoico de la placa Sudamericana por debajo de la cual se hundió la placa de Nazca, una placa oceánica del Océano Pacífico Oriental frente a la costa occidental de América del Sur.

15. Lacentre P, Pichon S, Suárez M y Badessich MF: “Simulación dinámica integrada de fracturamiento hidráulico y reservorio para pozos horizontales en Vaca Muerta Shale Oil & Gas,” presentado en las Segundas Jornadas de Simulación, Buenos Aires, 7 al 8 de julio de 2015.

Figura 4. Tipos de hidrocarburos de la formación Vaca Muerta. Los tipos de hidrocarburos de la formación Vaca Muerta varían a través de toda la cuenca Neuquina (contorno azul). Las regiones oriental y austral contienen mayormente petróleo (verde), la sección centro-occidental corresponde principalmente a gas seco (rosa) y la región comprendida entre las dos primeras contiene gas húmedo y condensado (amarillo). (Adaptado de la EIA de EUA, referencia 1.)

A M É R I C A D E L S U R

CHILE

ARGENTINA

CHILE

ARGENTINA

0 125 250 km

0 75 150 mi

Cuenca NeuquinaPetróleoGas húmedo y condensadoGas seco

Figura 6. Requerimientos de datos para el modelo predictivo.

Datos sísmicos y geológicos

Datos petrofísicos

Geomecánica

Microsísmica

Redes de fracturas discretas (DFN)

Diseño de la terminación

Diseño de fracturamiento

Horizontes, fallas y estratigrafía

Saturación de agua, porosidad y permeabilidad

Presión de poro, esfuerzos y propiedades elásticas

Tipo y localización de los eventos

Azimut, espaciamiento y longitud

Etapas de fracturamiento, conjuntos de disparos y propiedades de los disparos

Programa de bombeo, apuntalantes, volúmenes de fluidos y presiones

Propiedad

Modelo geológico

Registros adquiridos en agujero descubierto y datos de núcleos

Datos derivados de los registros de lodo, registros adquiridos en agujero descubierto y pruebas de formación

Interpretaciones geofísicas

Registros de imágenes, interpretación de imágenes y estimaciones de modelos

Datos de la operación

Datos de la ejecución de la operación

Fuente

Volumen 28, no.1 31

Figura 5. Flujo de trabajo integrado para yacimientos no convencionales. Para desarrollar Vaca Muerta, los ingenieros de YPF y Schlumberger trabajaron en colaboración con el fin de crear un flujo de trabajo que redujera la prueba y error. Los geólogos caracterizaron primero el yacimiento utilizando datos sísmicos 3D, datos petrofísicos, un modelo mecánico del subsuelo 3D y modelos de redes de fracturas discretas 3D (1). Mediante la utilización de estos modelos, estos profesionales pueden desarrollar el programa de tratamientos de estimulación hidráulica basado en la creación automática de cuadrículas de fracturas (2). Un modelo de fracturas hidráulicas complejas puede ser comparado con los volúmenes estimulados, computados durante los tratamientos (3). Durante el tratamiento de estimulación, se registran las tasas de fluidos y las presiones, y se pueden captar los eventos microsísmicos (4). Un análisis de sensibilidad ayuda a los ingenieros a comprender la efectividad de los parámetros modificados (5). Si los resultados de la estimulación no se ajustan al modelo, se utilizan los datos empíricos para actualizar las simulaciones. Si se ajustan, se utiliza información adicional, incluyendo las propiedades de los fluidos y los núcleos para pronosticar la producción, lo cual puede validarse finalmente utilizando los registros de producción. (Adaptado de Hryb et al, referencia 16.)

Creación automática decuadrículas de fracturas

Programa de bombeoCaracterización del yacimiento

Análisis de sensibilidad

Evaluación de la producción

Modelo de fracturashidráulicas complejas

1 2

3

Presión

Producción

Sísmica 3D

DFN 3D

Petrofísica

Modelo mecánico del subsuelo (MEM) 3D

Tasas de flujo

4

5

Monitor

prospectos viables, las compañías operadoras se dieron cuenta desde el principio de que cada nuevo desarrollo requería un enfoque específico y a menudo singular. Debido a sus numerosas carac-terísticas distintivas, esta realidad resulta particu-larmente aplicable a la formación Vaca Muerta. Entre las características distintivas de la forma-ción se encuentran el predominio de capas de cenizas, el apilamiento de facies complejas, la presión de poro anormalmente alta y los esfuer-zos geomecánicos resultantes de la proximidad de los Andes.

Para optimizar el programa de desarrollo de la extensión productiva Vaca Muerta, YPF cola-boró con otras compañías operadoras y de servi-cios con experiencia en desarrollos de lutitas. Trabajando en colaboración con geólogos e ingenie-ros de Schlumberger, los ingenieros de YPF confec-cionaron flujos de trabajo y simulaciones para explotar la formación Vaca Muerta de manera efi-ciente (Figura 5).15 El objetivo era evitar el método costoso y lento de prueba y error empleado común-mente en el desarrollo de muchas extensiones pro-

ductivas de lutitas. La confección y utilización de un modelo predictivo, en vez del empleo de un método estadístico, se consideró crucial para la viabilidad financiera.

Para satisfacer el objetivo de crear un modelo predictivo de utilidad, los miembros del equipo definieron primero determinados problemas cono-cidos para desarrollar la extensión productiva y establecieron requerimientos de datos para cada etapa del proceso, que incluyeron datos sísmicos, petrofísicos y geofísicos (Figura 6). La existencia

32 Oilfield Review

de datos sísmicos 3D de gran parte del área resultó de utilidad para la creación de estos modelos. Además, se han perforado cientos de pozos conven-cionales para explorar y desarrollar los yacimientos convencionales, si bien los datos adquiridos en esos pozos quizás no siempre proporcionen el tipo de información necesaria para definir los parámetros para la optimización de las operacio-nes de perforación, el espaciamiento entre pozos y el diseño de las fracturas en las secciones no convencionales. Además, se adquirieron datos adi-cionales que fueron utilizados luego para modelar la formación y generar las simulaciones.

Los equipos de ingeniería formularon y adopta-ron flujos de trabajo integrados para que los ayu-dara a analizar los datos antiguos y nuevos. A partir de los datos sísmicos 3D y los datos de registros de pozos, se construyó un modelo geomecánico 3D. Además, se adquirieron datos petrofísicos en pozos piloto, que se utilizaron para ajustar los modelos y computar las propiedades geomecánicas, tales como los esfuerzos locales, el módulo de Young, la rela-ción de Poisson y la presión de poro. Para calibrar los resultados modelados, se efectuaron pruebas de micro fracturamiento en algunos pozos piloto.

Como parte de su proceso, los ingenieros de YPF y Schlumberger utilizaron el ajuste histórico para validar las respuestas pronosticadas de las simulaciones y luego compararon las respuestas de los modelos con los resultados de pozos del mundo real. A partir de estos modelos, pudieron determinar la geometría recomendable de las redes de fracturas existentes y creadas en tiempo casi real, lo cual les permitió efectuar optimiza-ciones entre pozos además de modificaciones entre etapas durante las operaciones de fracturamiento hidráulico.

La metodología adoptada para el modelado de fracturas hidráulicas complejas toma modelos geoló-gicos, modelos sísmicos 3D y otras fuentes de datos para confeccionar el modelo geomecánico 3D.16 El modelo geomecánico se combina con los modelos de redes de fracturas discretas (DFN) para simular los tratamientos de fracturamiento. Los modelos de fracturas naturales se basan en parte en los datos derivados de los registros de imágenes que reflejan las unidades mecánicas de flujo, el azimut de las fracturas, la distribución del ángulo del echado (buzamiento) y la densi-dad de las fracturas.

Un diseño de fracturas basado en los resulta-dos del simulador podría ejecutarse por ende con el monitoreo microsísmico en tiempo real.17

Mediante la utilización de datos de producción reales, los ingenieros pueden evaluar la efectivi-dad de la metodología. Si los resultados indican que las presiones de estimulación, la propaga-ción de las fracturas y los volúmenes estimulados coinciden con las predicciones, pueden efec-tuarse pronósticos de la producción futura. Si los resultados no coinciden con las predicciones, los modelos se actualizan o se modifican para que reflejen los resultados.

La heterogeneidad de los yacimientosLos yacimientos de algunos de los primeros pro-yectos de desarrollo de lutitas eran tratados como si las rocas fueran isotrópicas. En el caso de las lutitas orgánicas, pueden existir grandes variacio-nes en las propiedades y las características de las formaciones tanto en sentido lateral como verti-cal; la magnitud de estas variaciones a menudo es mucho mayor que la observada cuando se desarro-llan yacimientos convencionales. Dado que el frac-turamiento hidráulico y la perforación de pozos

horizontales son requisitos básicos en la mayoría de las extensiones productivas no convencionales, la heterogeneidad de los yacimientos, especial-mente la vinculada con las propiedades geomecá-nicas de las formaciones, debe ser comprendida y tenida en cuenta en los programas de estimulación y perforación de pozos.

En los yacimientos de lutitas, las discontinui-dades geológicas, que incluyen fallas, fracturas naturales, la geometría de la estratificación y los cambios en las propiedades mecánicas, inciden en los resultados de los tratamientos de estimulación. Las técnicas de evaluación generalmente consi-deran que las propiedades mecánicas afectan la calidad de la terminación (CQ) de las rocas yaci-miento (Figura 7). La CQ es un atributo predictivo de las rocas yacimiento que depende en gran medida del módulo de Young, la relación de Poisson, el módulo de compresibilidad y la dureza de las rocas. La densidad y orientación de las frac-turas naturales, la anisotropía de las rocas y los esfuerzos locales prevalecientes, también son incorporados para determinar la CQ de las rocas yacimiento.18 Los valores de CQ incorporan infor-mación acerca del tipo y volumen de arcillas, que se obtienen de las mediciones espectroscópicas, y las propiedades mecánicas. Las propiedades mecáni-cas incluyen la relación de Poisson, el módulo de Young y los perfiles de esfuerzos computados a par-tir de los datos acústicos y otros datos petrofísicos.

Junto con la CQ, la calidad de yacimiento (RQ) de las rocas —otra propiedad predictiva— deter-mina la viabilidad económica de las extensiones productivas de lutitas. Para las lutitas ricas en materia orgánica, la RQ es una medida de la capacidad de producción de hidrocarburos des-pués de los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico. La propiedad RQ es un producto de la porosidad, la saturación de hidrocarburo, la mineralogía, el contenido orgá-nico y la madurez térmica. Las rocas que poseen una combinación de RQ y CQ superiores respon-den mejor a los tratamientos de estimulación que las rocas con propiedades RQ y CQ deficientes.

Para caracterizar con precisión los recursos no convencionales, tales como las lutitas orgáni-cas, la evaluación de los yacimientos utiliza a menudo datos petrofísicos de avanzada basados en mediciones de espectroscopía, resonancia magné-tica nuclear y dispersión dieléctrica. Una vez cali-bradas las propiedades de la formación utilizando datos petrofísicos de avanzada, se puede utilizar un conjunto mínimo de datos para aproximar el parámetro RQ. Este conjunto mínimo de medicio-

Figura 7. Requerimientos de datos para el modelado del fracturamiento.

Contenido orgánico

Madurez térmica

Porosidad efectiva

Permeabilidad intrínseca

Saturaciones de fluidos: petróleo, gas, condensado y agua

Espesor de lutitas orgánicas

Hidrocarburos en sitio

Mineralogía: principalmente arcilla, carbonatos y sílice

Propiedades mecánicas: módulo de Young, relación de Poisson y resistencia a la tracción

Fracturas naturales: presencia, densidad, orientación y estado (abiertas, cerradas o cementadas)

Esfuerzo local: variaciones entre los intervalos que explican la anisotropía de las propiedades mecánicas

Calidad del yacimiento (RQ)Calidad de la terminación (CQ)

Volumen 28, no.1 33

nes derivadas de los registros incluye la resistivi-dad, la densidad volumétrica, la porosidad, la saturación de agua y la presión de poro.

Los puntos dulces pueden ser determinados a partir de un índice compuesto de calidad (CQI) que da cuenta tanto de las propiedades RQ como de las propiedades CQ. Para el diseño de la termi-nación, los conjuntos de disparos y las etapas de fracturamiento se asignan a los mejores interva-los CQI. El software de diseño técnico de trata-mientos de estimulación Mangrove utilizado en la plataforma Petrel automatiza la determinación de los intervalos con mejores CQI y los ingenieros están utilizando programas de terminación de pozos diseñados a partir de las recomendaciones del software Mangrove (Figura 8).

El CQI es un índice continuo basado en los parámetros RQ y CQ existentes en cada profundi-dad, si bien los ingenieros de terminación de pozos deben dar cuenta de las interacciones que tienen lugar en la formación y alrededor de los conjuntos de disparos durante la estimulación. Un valor único de CQ a una profundidad dada puede ser comparado con los valores de CQ veci-nos, en tanto que los valores de RQ deben ser integrados a lo largo de la propagación vertical estimada de la fractura y el volumen para repre-sentar la capacidad de la formación estimulada para producir hidrocarburos.

La adquisición de datos en un pozo piloto verti-cal es esencial para definir la respuesta CQ predi-cha, especialmente en las extensiones productivas tales como Vaca Muerta, en las que la heteroge-neidad vertical es común. La definición de RQ y CQ para Vaca Muerta continúa evolucionando a medida que se comprenden mejor las caracterís-ticas de esta formación.

Modelo de fracturamiento no convencionalPara explotar efectivamente las formaciones de lutitas de permeabilidad ultra baja, las compa-ñías operadoras tratan de generar fracturas estrechamente espaciadas durante las estimula-ciones para incrementar el contacto con el yaci-miento y el drenaje. Sin embargo, los efectos de los esfuerzos pueden interferir con la creación de nuevas fracturas en presencia de fracturas que se están propagando. Para diseñar y ejecutar ade-cuadamente un tratamiento efectivo de estimula-ción hidráulica, los ingenieros deben comprender las interacciones de las fracturas en las redes de fracturas complejas típicas de la extensión pro-ductiva Vaca Muerta.

Un aspecto distintivo del flujo de trabajo de YPF es el software de modelos de fracturas no conven-cionales UFM utilizado para modelar la creación y la propagación de las fracturas hidráulicas. El mode-lado UFM forma parte del software Mangrove.19

Las observaciones derivadas de operaciones reales indican que la predicción de la propagación de las fracturas en las operaciones de fractura-miento hidráulico de múltiples etapas no siempre ha arrojado resultados exactos. La mayoría de los modelos de simulación no maneja adecuadamente la propagación de las fracturas complejas en pre-sencia de fracturas naturales y recién inducidas. La simulación UFM, introducida en el año 2011, aborda esta debilidad en otras simulaciones, deter-

16. Hryb D, Archimio A, Badessich M, Ejofodomi E, Díaz A, Cavazzoli G, Zalazar F, Lagarrigue E y Pichon S: “Unlocking the True Potential of the Vaca Muerta Shale Via an Integrated Completion Optimization Approach,” artículo SPE 170580, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Ámsterdam, 27 al 29 de octubre de 2014.

17. Para obtener más información sobre el método de monitoreo microsísmico en tiempo real, consulte: Burch DN, Daniels J, Gillard M, Underhill W, Exler VA, Favoretti L, Le Calvez J, Lecerf B, Potapenko D, Maschio L, Morales JA, Samuelson M y Weimann MI: “Monitoreo y divergencia de los tratamientos de fracturamiento hidráulico,” Oilfield Review 21, no. 3 (Marzo de 2010): 18–31.

18. Glaser KS, Miller CK, Johnson GM, Toelle B, Kleinberg RL, Miller P y Pennington WD: “En busca del punto dulce: Calidad del yacimiento y calidad de la terminación en lutitas orgánicas,” Oilfield Review 25, no. 4 (Junio de 2014): 18–33.

19. Para obtener más información sobre el procesamiento con el software UFM, consulte: Wu R, Kresse O, Weng X, Cohen C y Gu H: “Modeling of Interaction of Hydraulic Fractures in Complex Fracture Networks,” artículo SPE 152052, presentado en la Conferencia de Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de la SPE, The Woodlands, Texas, 6 al 8 de febrero de 2012.

Figura 8. Indicadores de calidad para el diseño y la terminación de pozos con el software Mangrove. Los datos derivados de los registros son utilizados para generar indicadores de calidad del yacimiento (RQ) y calidad de la terminación (CQ). Estos datos son procesados utilizando el software de diseño de tratamientos de estimulación Mangrove que resalta automáticamente los intervalos óptimos sobre la base de valores de corte predeterminados. Mediante el enfoque en los intervalos que poseen los mejores parámetros RQ y CQ, y la eliminación de aquellos con parámetros RQ y CQ deficientes, es posible obtener mejores resultados de las estimulaciones en comparación con los resultados obtenidos utilizando un enfoque geométrico en el que los intervalos son terminados y estimulados de manera uniforme sin importar las propiedades de las formaciones.

Diseño técnico del emplazamiento de las etapas de fracturamiento y los conjuntos de disparos

Calidad de la roca

Gradiente de esfuerzo

AltoBajo

Gradientede esfuerzo

Calidad de la rocaBuena RQ y buena CQ

Mala RQ y buena CQBuena RQ y mala CQ

Mala RQ y mala CQ

Conjunto de disparos

Etapa de fracturamiento

34 Oilfield Review

minando si una fractura hidráulica se propagará a través de una fractura existente, estimulando la formación virgen, o si será dominada por las fractu-ras existentes y simplemente continuará a lo largo de un plano de fractura existente (Figura 9).20 El modelo de cruce utilizado en la simulación UFM es un componente esencial de las predicciones.

Además, el software UFM da cuenta de los efectos de las sombras de los esfuerzos —el esfuerzo ejercido en las rocas y fracturas adya-centes por las fracturas durante su propaga-ción— en la simulación de la propagación de las fracturas múltiples o complejas. La sombra del esfuerzo provoca restricciones en el ancho de la fractura, lo que puede reducir significativamente la efectividad del emplazamiento del apunta-lante (agente de sostén) hasta el punto de produ-cir un arenamiento.21

Cuando múltiples fracturas se propagan simul-táneamente en estrecha proximidad, el trans-porte de fluido y apuntalante hacia el interior de las fracturas recién formadas puede verse adver-samente afectado. La sombra del esfuerzo se tra-duce en anchos de fracturas más estrechos de lo que indican los modelos de propagación estáticos. Las predicciones derivadas de las simulaciones UFM reproducen la dinámica de los tratamientos

reales en forma más exhaustiva porque dan cuenta de la geometría de las fracturas, lo que en última instancia controla el transporte del fluido y el emplazamiento del apuntalante.

El software UFM simula la propagación de las fracturas, la deformación de las rocas y el trans-porte de fluidos en el ambiente complejo de los tratamientos de estimulación por medio de la utilización del balance de materiales, la geome-cánica, los modelos DFN y la geometría del pozo. El programa proporciona estimaciones del creci-miento vertical de las fracturas, predice las inte-racciones de las fracturas naturales e inducidas, y modela el transporte de apuntalante.

Un pozo típico de la formación Vaca MuertaEl flujo de trabajo y el modelado que utiliza YPF en el desarrollo de la formación Vaca Muerta ofrece una flexibilidad considerable. Sin embargo, el pro-ceso general puede ser descripto sucintamente para un pozo típico. A modo de ejemplo, un pozo construido en sentido paralelo a otro de la misma localización de múltiples pozos y separado vertical-mente del mismo por una distancia de aproximada-mente 80 m [260 pies], fue perforado lateralmente a lo largo de varios miles de metros.22 Los ingenie-ros utilizaron el software Mangrove para determi-

nar las etapas de fracturamiento, las localizaciones de los conjuntos de disparos y la estrategia de ter-minación (Figura 10).

Los datos de salida RQ y CQ derivados del pro-cesamiento con el software Mangrove fueron limi-tados utilizando valores de corte predeterminados, establecidos inicialmente a partir del pozo piloto vertical completamente caracterizado. El diseño de la operación de estimulación consistió en los siguientes pasos: identificación de los intervalos que poseen valores de RQ y CQ favorables basa-dos en las mediciones derivadas de los registros a lo largo del tramo lateral, determinación de los

20. Cipolla C, Weng X, Mack M, Ganguly U, Gu H, Kresse O y Cohen C: “Integrating Microseismic Mapping and Complex Fracture Modeling to Characterize Hydraulic Fracture Complexity,” artículo SPE 140185, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de la SPE, The Woodlands, Texas, 24 al 26 de enero de 2011.

21. Un arenamiento es una condición que tiene lugar cuando el apuntalante transportado en el fluido de tratamiento forma un puente a través de los disparos o en las redes de fracturas. La restricción para el flujo de fluidos ocasiona un rápido incremento de la presión de bombeo y pone fin al emplazamiento de apuntalante adicional.

22. Hryb et al, referencia 16.

Figura 9. Modelo de fractura no convencional. Los ingenieros de YPF adoptaron un simulador UFM para caracterizar los tratamientos de estimulación de Vaca Muerta. Los datos de entrada de la simulación (izquierda) comienzan con los eventos microsísmicos (MS) registrados, que se comparan con un modelo de monitoreo microsísmico (MSM). Los resultados son utilizados para calibrar la simulación UFM y la red de fracturas discretas (DFN). El modelo DFN se emplea para predecir la geometría de las fracturas generadas durante las estimulaciones hidráulicas. Las simulaciones UFM se basan en el balance de materiales, las propiedades geomecánicas, las DFNs y la geometría del pozo para predecir las propiedades de la propagación de las fracturas (derecha). Los datos de salida de las simulaciones, basadas en celdas, predicen la geometría de las fracturas; es decir, si las fracturas inducidas se propagarán a través de las fracturas existentes, si volverán a ramificarse después de atravesar otras fracturas, o si seguirán el trayecto de las fracturas existentes (extremo superior derecho). El software computa el crecimiento vertical de las fracturas sobre la base de estas interacciones de fracturas naturales e inducidas. El transporte y la decantación del apuntalante (extremo inferior derecho), que inciden directamente en los pronósticos de producción y los volúmenes estimulados, son generados con el software de simulaciones UFM. (Adaptado de Cipolla et al, referencia 20.)

Realización DFNEventos microsísmicos

Comparar con el MSM

Predicción de la geometríade las fracturas

Calibra

r los d

atos d

e

salida

de UFM

y DFN

Datos delfracturamiento hidráulicoModelo del subsuelo

Fractura natural

Re-ramificación

LechadaFluido

Pozo

Fracturahidráulica Cruce

Volumen 28, no.1 35

puntos dulces sobre la base del CQI, referencia cruzada del CQI con las propiedades de la forma-ción y la información del pozo piloto vertical, y esti-mulación de las zonas resaltadas que surgen del procesamiento con el software Mangrove. Los inter-valos y los conjuntos de disparos también se agru-paron en base a los perfiles de esfuerzos similares

El flujo de trabajo permite además que el equipo de diseño simule los escenarios para determinar un programa de estimulación óptimo. Por ejemplo, para otro pozo del proyecto, los resul-tados pronosticados de un tratamiento híbrido se compararon con los de un tratamiento con agua

Figura 10. Diseño de las terminaciones en Vaca Muerta. El software Mangrove determina automáticamente los intervalos de estimulación óptimos. Los datos de entrada típicos de rayos gamma (carril 1), resistividad (carril 2), densidad volumétrica (carril 3) y saturación de agua (carril 4) se obtienen de los datos básicos derivados de los registros de pozos. La porosidad efectiva (carril 4) y los volúmenes de arcilla (carril 5) se computan utilizando los datos obtenidos con herramientas avanzadas de adquisición de registros, como lo son las propiedades mecánicas, tales como la presión de poro (carril 6), la relación de Poisson (carril 7), el módulo de Young (carril 8) y los esfuerzos (carril 9). Los índices RQ y CQ (carriles 11 y 12) se combinan para generar un índice compuesto de calidad (carril 10) a partir del cual se determinan las etapas y los conjuntos de disparos (carril 13). Los conjuntos de disparos se agrupan por propiedades similares a fin de maximizar los resultados. (Adaptado de Hryb et al, referencia 16.)

3 30

0

3 40

0

3 50

0

3 60

0

3 70

0

3 80

0

3 90

0

4 00

0

4 10

0

4 20

0

BBBu

ena

Buen

a

Buen

a

Buen

a

Buen

a

Buen

a

Buen

a

Buen

a

Buen

a

Buen

a

Buen

a

Buen

a

Buen

a

Buen

a

Buen

a

Mal

a

Mal

a

Mal

a

Mal

a

Mal

a

Mal

aM

ala

BB BBMB

MB

MB

MB

MB

BB BB BB BB BB BB BB BB BB Índice compuesto de calidad

Índice de calidad de la terminación

Densidad volumétrica

Resistividad

Rayos gamma

Índice de calidad del yacimiento

Módulo de Young

Relación de Poisson

Presión de poro

Volumen de arcilla

Gradiente del esfuerzohorizontal mínimo

Porosidad efectivaSaturación de agua

Datosfaltantes

Etap

a 2

Etap

a 3

Etap

a 4

Etap

a 5

Etap

a 6

Etap

a 7

Etap

a 8

Etap

a 9

Etap

a 10

Etap

a 11 Etapas

diseñadas

(uno de los indicadores de CQ) para ayudar a ase-gurar que las presiones de fractura del tratamiento fueran similares para cada una de las etapas indivi-duales. De lo contrario, el tratamiento tendería a seguir un trayecto de menos resistencia y a fluir a través de un número limitado de disparos, con lo cual no se estimularía efectivamente la roca.

36 Oilfield Review

oleosa solamente (Figura 11). El tratamiento híbrido —una combinación de agua oleosa, gel y gel reticu-lado— debería producir una tasa de flujo de gas más alta y mantener ese rendimiento frente a los resultados simulados obtenidos mediante el empleo de un tratamiento con agua oleosa solamente.

La tasa normalizada de flujo predicha por con-junto para el tratamiento de fracturamiento fue utilizada para agrupar conjuntos similares. El tra-tamiento consistió en una combinación de agua oleosa, 9 kg [20 lbm] de gel reticulado y 20 lbm de gel reticulado con apuntalante cerámico de tamiz 100, 40/80, 30/60 y 20/40 (Figura 12). Cada etapa consistió en 227 000 kg [500 000 lbm] de apunta-lante bombeado a una tasa de 70 bpm [11 m3/min].

La compañía operadora utilizó el pozo vecino paralelo para el monitoreo microsísmico (MS) des-tinado a evaluar la efectividad del programa de tra-tamiento y efectuar ajustes en la operación durante el curso del tratamiento (Figura 13). El modelado previo a la operación determinó que la localiza-ción del evento máximo detectable se encontraba a unos 400 m [1 300 pies] del arreglo de monitoreo. Durante el tratamiento, el arreglo se desplazó un total de 7 veces a lo largo de las 10 etapas, lo que aseguró que los eventos MS se encontraran dentro del rango de detección de los sensores. La incerti-dumbre y la confiabilidad asociadas con la locali-zación de los eventos fueron mejoradas mediante el reposicionamiento del arreglo de sensores.

Los resultados del monitoreo MS indicaron una orientación de fracturamiento dominante N110°E y escasa propagación hacia abajo y fuera de la formación Vaca Muerta. La migración late-ral se confinó al intervalo disparado de la etapa tratada, lo que indicó la eficacia del aislamiento mecánico entre las zonas recientemente estimu-ladas del yacimiento y las zonas estimuladas en las etapas subsiguientes.

Análisis posterior al fracturamientoSi bien procuran evitar la utilización de una metodología de tipo prueba y error, los ingenieros de YPF siguen utilizando un proceso iterativo para mejorar el diseño y la ejecución de las ope-raciones, basado en la retroalimentación obte-nida con posterioridad a las operaciones y el mejoramiento continuo del trabajo. Para el pozo del ejemplo, los datos microsísmicos de la geome-tría, adquiridos por medio del monitoreo MS, fue-ron combinados con los datos de presión del tratamiento de estimulación. El equipo de tra-bajo utilizó estos datos para calibrar los resulta-dos de la simulación UFM.

Para cada etapa del programa de estimula-ción, se modeló una red de fracturas complejas. Los esfuerzos horizontales mínimos fueron calibra-

Figura 12. Diseños simulados. La simulación hidráulica fue optimizada para los parámetros del pozo específico. Cada una de las diez etapas utilizó un tipo y un volumen de fluido específico (izquierda). Cada etapa consistió en una mezcla de cuatro tamaños de tamices de apuntalantes (derecha), bombeados como un porcentaje del volumen total. (Adaptado de Hryb et al, referencia 16.)

Promedio

% %

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Diseño de la simulaciónDiseño de terminación híbrida

Etapa1 Promedio2 3 4 5 6 7 8 9 10

Diseño de la simulación4 tamaños de tamices de apuntalante500 000 lbm de apuntalante con un régimen de bombeo de 70 bpm

Etapa1 Promedio2 3 4 5 6 7 8 9 10

Apuntalante de tamiz 30/60 Apuntalante de tamiz 20/40Apuntalante de tamiz 100 Apuntalante de tamiz 40/80

Gel linealAgua oleosa Gel reticulado

Figura 11. Comparaciones de las simulaciones de los tratamientos de estimulación. Los ingenieros modelaron y compararon los escenarios de los tratamientos para determinar cuál era más efectivo. Ambos diseños se basaron en etapas de 80 m [260 pies] de longitud. El diseño híbrido (extremo superior izquierdo) se basa en cuatro conjuntos por etapa, y el diseño con agua oleosa (extremo superior derecho), en ocho conjuntos por etapa. El diseño híbrido incluyó etapas de agua oleosa, gel y gel reticulado junto con una combinación de tamaños de apuntalantes. El tratamiento con agua oleosa solamente consistió principalmente en arena de tamiz 100 con algo de arena de tamiz 40/70. La producción acumulada de gas (línea roja) del diseño híbrido excede claramente la del tratamiento con agua oleosa solamente (línea azul). Las tasas de flujo híbridas pronosticadas son superiores a las tasas de flujo del tratamiento con agua oleosa solamente, y los datos medidos convalidan las predicciones del sistema híbrido. (Adaptado de Hryb et al, referencia 16.)

Agua oleosaGelReticulado

Arena de tamiz 100Arena de tamiz 40/70Arena de tamiz 30/50

100%

81%

19%

Tratamiento con agua oleosaLongitud de la etapa: 80 m, 8 conjuntos por etapa

Arena de tamiz 100Arena de tamiz 40/70Arena de tamiz 30/50

Agua oleosaGelReticulado

20%

Tratamiento híbridoLongitud de la etapa: 80 m, 4 conjuntos por etapa

38%

14%

36%50%

42%

Tasa

adi

men

sion

al d

e flu

jo d

e ga

s

1,00

0,75

0,50

0,25

0252015

Tratamiento híbridoProducción acumulada

Tasa pronosticada

Tasa medida

Tratamiento con agua oleosa

Días1050

Volumen 28, no.1 37

dos con las presiones estáticas iniciales observadas. Posteriormente, se ajustó la anisotropía de los esfuerzos horizontales para adecuarla a los even-tos MS observados.23 La dirección de fractura-miento predominante fue de este a oeste, paralela a la dirección del esfuerzo máximo. La efectividad del movimiento de los fluidos y del emplazamiento del apuntalante también se evaluó durante el aná-lisis posterior al fracturamiento.

La creación de una red de fracturas complejas es sólo una parte del objetivo de un tratamiento de estimulación. La red compleja debe tener además suficiente conductividad como para desplazar los fluidos del yacimiento hacia el pozo por medio del sistema de fracturas recién creadas. Para la ope-ración en cuestión, los resultados modelados indi-caron que sólo un 50% aproximadamente de la red de fracturas era conductivo. Con estos datos en mano, los ingenieros pudieron utilizar las medi-ciones MS y el ajuste de la presión para calibrar el software UFM y efectuar ajustes en las estimula-ciones futuras y ayudar a incrementar la porción de aporte del yacimiento. Este paso crucial de evaluación de los resultados y ajuste de los mode-los es una parte rutinaria del flujo de trabajo.

Después de calibrar correctamente los datos de salida del software UFM para que se ajusten a los datos observados, los modelos de simulación de yacimientos pueden ser probados y ajustados según las necesidades del caso. Otro aspecto de los simuladores que integran el modelado de fractu-

ras complejas es la inclusión del comportamiento transitorio característico de los pozos de lutitas. El comportamiento transitorio puede ser captado de los cambios pequeños producidos en las presio-nes y las tasas de flujo. El software Mangrove utili-zado para simular la producción utiliza cuadrículas con celdas pequeñas en la región vecina al pozo y en las fracturas. En esta simulación, los ingenieros utilizaron 445 000 celdas y 19 capas, lo que permi-tió obtener resultados de alta resolución y deta-lles finos. El equipo de trabajo utilizó la simulación para determinar que el apuntalante tendía a decantar tras el cierre de la fractura.

Para efectuar el ajuste histórico, los ingenieros controlaron las tasas de flujo de fluidos totales

—tanto de petróleo como de agua— para que se ajustaran a las fases de fluidos observadas y a las presiones de flujo derivadas de las pruebas de pozos. Y a partir de estos resultados, determinaron que el componente más importante del ajuste histórico para la matriz (como existía antes de la estimula-ción por fracturamiento) era la permeabilidad dependiente de la presión. Para las fracturas recién inducidas, el componente más importe era la per-meabilidad dependiente tanto de la porosidad como de la presión, pero no fue posible ajustar las presiones de flujo utilizando permeabilidades y porosidades fijas. Para el modelado, se desarrolló una relación entre la permeabilidad y la porosi-dad dependiente de la presión (Figura 14).

Norte-Sur

Tope de la formación Catriel

Tope de la formación Vaca Muerta

Etapa 1Etapa 2Etapa 3Etapa 4Etapa 5Etapa 6Etapa 7Etapa 8Etapa 9Etapa 10

Etapa 1Etapa 2Etapa 3Etapa 4Etapa 5Etapa 6Etapa 7Etapa 8Etapa 9Etapa 10

Figura 13. Monitoreo microsísmico en la extensión productiva Vaca Muerta. Los eventos microsísmicos del pozo del tratamiento (izquierda, pozo inferior) fueron monitoreados en el pozo horizontal adyacente (pozo superior). Y se ejecutaron diez etapas (codificadas en color en la visualización del mapa) desde la punta (amarillo) hasta el talón del pozo (gris). La herramienta de monitoreo del levantamiento se posicionó a través de siete intervalos (codificados en color de amarillo a verde) para maximizar la detección de eventos. Las etapas 3 y 5 a 10 inclusive poseen volúmenes estimulados similares; las etapas 6 a 10 inclusive exhiben más crecimiento hacia abajo que el observado en las etapas 1 a 5 inclusive (derecha). (Adaptado de Hryb et al, referencia 16.)

Figura 14. Predicciones de la producción a partir de las simulaciones de los tratamientos de estimulación. La permeabilidad relativa estimada (izquierda) es un componente clave para la predicción de la producción de los yacimientos fracturados. El simulador puede generar gráficas de los incrementos de la permeabilidad, detectar la existencia de una matriz no estimulada, determinar las fracturas no apuntaladas y cuantificar la producción esperada a partir del volumen estimulado y de las fracturas apuntaladas (derecha).

Dist

ribuc

ión

norm

aliza

da d

e fra

ctur

as

16

0

2

4

6

8

10

12

14

Capacidad de flujo de las fracturas enlas celdas de la cuadrícula, mD-pie

Histograma de permeabilidaden las fracturas apuntaladas

0,12 0,40 0,80 1,20 4,00 8,00

Incr

emen

to d

e la

per

mea

bilid

ad

1,0

0

0,2

0,4

0,6

0,8

Presión, lpc0 1 000 3 000 5 000

Noapuntalada

Apuntalada

Matriz

7 000 9 000

23. Anisotropía de esfuerzo horizontal es la relación de los esfuerzos horizontales máximo y mínimo y afecta directamente la complejidad de las fracturas. Cuanto más pequeña sea la relación, más compleja será la red de fracturas.

38 Oilfield Review

Actualizaciones de los flujos de trabajoAhora que existen más de 400 pozos en el campo, el impacto del ajuste histórico y de las modifica-ciones introducidas en las operaciones se vuelve más evidente. Los datos de salida del software UFM, los modelos de producción y la retroinfor-mación continua permiten comprender las varia-bles que revisten importancia para los pozos y los tratamientos futuros. Los datos son utilizados para determinar el espaciamiento óptimo entre los tramos laterales para maximizar la producción y minimizar los impactos negativos entre pozos.

Los ingenieros pueden utilizar los datos de salida de las simulaciones para determinar los fluidos de fracturamiento óptimos, los tipos y volúmenes de apuntalantes, los programas de bombeo, las localizaciones y el posicionamiento de los conjuntos de disparos, las etapas de fractu-ramiento a lo largo del pozo, las etapas de fractura-miento horizontales relacionadas con otros pozos, los efectos de las sombras de los esfuerzos y el impacto de los cambios efectuados entre una operación y otra, y entre una etapa y otra. Y luego utilizan estos datos junto con los análisis de sen-sibilidad para determinar qué parámetros inci-den más en el rendimiento del pozo (Figura 15). Los diseños futuros de los tratamientos de esti-mulación por fracturamiento hidráulico se modi-fican a partir de estas simulaciones para mejorar la eficiencia y maximizar el volumen estimulado.

Los flujos de trabajo utilizados por YPF y Schlumberger incluyen todas las herramientas de análisis en una sola plataforma, lo que simplifica el modelado. Los resultados pueden ser analizados rápidamente y los analistas pueden visualizar los efectos de los cambios de los parámetros. Los resul-

tados incluyen las incertidumbres asociadas con cada variable, lo que a su vez ayuda a determinar qué parámetros inciden más en el resultado final y cuál es el curso de acción óptimo a adoptar.

Los ingenieros compararon los resultados de las simulaciones, que se basaron en el software de modelado de fracturas de generación previa, con las simulaciones que utilizaron el software UFM y observaron que los resultados se ajustaban más a los datos empíricos, atribuyendo la mayor precisión de los resultados al tratamiento ade-cuado del desarrollo y la propagación de las fractu-ras complejas del software UFM. La incertidumbre de estos modelos de simulación puede ser alta debido a que las soluciones no son únicas, pero si utilizan datos de pozos individuales para calibrar las simulaciones, los analistas pueden mejorar los modelos para los programas de perforación y esti-mulación futuros (Figura 16).

Los flujos de trabajo no sólo ayudan a los usua-rios a comprender la dinámica de los pozos y a enfocarse en los parámetros más críticos para el ajuste de los programas, sino que además aportan beneficios a las operaciones. El personal de campo es consciente de la necesidad de contar con medi-ciones de alta calidad, tales como datos de per-meabilidad, saturaciones de fluidos, porosidades efectivas y presión, que serán utilizados en las simulaciones y en el modelado. Si se atiene a estos programas bien definidos, el personal de campo puede enfocarse en lo que se necesita para asegu-rar el éxito y la eficiencia de las operaciones.

El estado actualEn comparación con sus contrapartes norteameri-canas, el desarrollo de la formación Vaca Muerta

corresponde a una extensión productiva relativa-mente nueva. El primer pozo de gas de lutitas de esta formación que implicó un tratamiento de esti-mulación por fracturamiento hidráulico fue ter-minado a mediados de la década de 2010 y puesto en producción en diciembre de ese mismo año. La puesta en marcha de la perforación de desa-rrollo recién tuvo lugar 2013, año en que se perforó el primer grupo de 100 pozos operados por YPF en el bloque Loma Campana. Con un espaciamiento de un pozo cada 8 –16 ha [20 – 40 acres], los pri-meros pozos fueron perforados en su mayor parte en sentido vertical. Actualmente, el pronóstico de la producción se incluye en los flujos de trabajo normales y se han definido conjuntos de datos específicos para garantizar la disponibilidad de la información necesaria para el software predic-tivo (Figura 17). Dado que el desarrollo es nuevo, el pronóstico del rendimiento de los pozos en el mediano y largo plazo sigue siendo un desafío.24

Actualmente, en la formación Vaca Muerta se encuentran en producción varios pozos que fueron perforados en sentido horizontal y que se termina-ron utilizando programas de estimulación de múl-tiples etapas. Estos pozos horizontales fueron terminados en un principio con cuatro a seis eta-pas por pozo, pero se está intentado implementar más etapas (hasta un total de quince por pozo). Los pozos de esta formación fueron perforados en su mayor parte en sentido vertical, lo que con-

24. Collins PW, Badessich MF e Ilk D: “Addressing Forecasting Non-Uniqueness and Uncertainty in Unconventional Reservoir Systems Using Experimental Design,” artículo SPE 175139, presentado la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 28 al 30 de septiembre de 2015.

Figura 15. Calibración de los modelos con posterioridad al fracturamiento. Los parámetros de entrada poseen cierta incertidumbre debido a la naturaleza de la heterogeneidad de la formación de lutitas y la complejidad de las fracturas. Los análisis de incertidumbre pueden efectuarse después del programa de tratamientos de estimulación para cuantificar estas incertidumbres y determinar la sensibilidad de los modelos (izquierda). De un modo similar, la evaluación de los resultados de la producción puede proporcionar niveles de incertidumbre para los datos de entrada utilizados para predecir la producción (derecha). El grado en que esta incertidumbre afecta la simulación puede utilizarse para evaluar la calidad de las predicciones. (Adaptado de Hryb et al, referencia 16.)

DFN

Contraste del esfuerzo vertical

Anisotropía del esfuerzo horizontal

Propiedades del fluido inyectado

Orientación del esfuerzo máximo (ángulo)

Extensión de la fractura

Compactación de la fractura

Fractura apuntalada

Permeabilidad de la matriz

Propiedades del fluido

Porosidad de la fractura

Porosidad de la matriz

Compresibilidad de la matriz

Análisis de incertidumbre. Modelo de fracturamiento hidráulico Análisis de incertidumbre. Predicción de la producción

Volumen 28, no.1 39

trasta directamente con el método de perforación de la mayoría de los pozos de las extensiones pro-ductivas no convencionales de América del Norte, en donde la perforación de pozos horizontales es la práctica estándar. YPF inicialmente optó por las configuraciones de pozos verticales para alcanzar el objetivo Vaca Muerta debido a la significativa heterogeneidad vertical de la formación y al espe-sor sustancial de la zona productiva.

La metodología de perforación de pozos verti-cales empleada por los ingenieros de YPF está comenzando a modificarse. Si bien la perforación en gran escala de pozos horizontales terminados con técnicas de fracturamiento de múltiples eta-pas no comenzó hasta los últimos meses del año 2014, para fines de 2015 aproximadamente un 10% de los pozos productores eran horizontales. Este incremento de la perforación horizontal como proporción del total de pozos perforados se ha adoptado porque los ingenieros de YPF con-fían en haber identificado puntos dulces para el asentamiento de los pozos horizontales en la por-ción vertical del yacimiento.

El pozo horizontal LLL-992h, perforado y puesto en producción recientemente por YPF, constituye un buen ejemplo de este cambio de metodología y es considerado un verdadero hito para el proyecto, ya que anuncia una transición en las operaciones de perforar pozos mayormente verticales a perforar un alto porcentaje de pozos horizontales. Perforado con una longitud lateral de aproximadamente 2 000 m [6 600 pies], el pozo arrojó una producción pico de 1 630 bbl/d [260 m3/d], lo que excedió con creces las expec-tativas iniciales. Estos resultados están incenti-vando a la compañía operadora a pasar más rápido de una arquitectura de pozos verticales a un esquema de desarrollo de pozos horizontales para los pozos perforados tanto en la ventana de gas como en la ventana de petróleo.

A pesar de la complejidad y la heterogeneidad del yacimiento, el enfoque integrado adoptado por YPF está ayudando a la compañía a desarrollar la extensión productiva. Mediante la comprensión de las redes de fracturas discretas a través de la utili-

zación del software UFM, los ingenieros y los geó-logos pueden optimizar los diseños de los tratamientos de estimulación y desarrollar el modelado realista del emplazamiento del apunta-lante y el crecimiento de las fracturas. Las medi-ciones microsísmicas se utilizan en ciertos pozos en tiempo real para ajustar los programas durante la ejecución de las operaciones y luego se emplean para actualizar y ajustar los modelos mecánicos existentes.

Vaca Muerta es una formación maciza, y si bien YPF ha perforado numerosos pozos, ésta y otras compañías operadoras recién han iniciado el desarrollo y la comercialización de esta exten-sión productiva. A medida que se pongan en pro-ducción más pozos, y se comprendan mejor las complejidades del campo, este gigante mostrará todo su potencial para revolucionar la industria del petróleo y el gas en la Argentina y a la vez incenti-vará a las compañías operadoras para que exploren las posibilidades que ofrecen los recursos de lutitas en otras cuencas de América del Sur. —TS

Figura 17. Requerimientos de datos para generar predicciones de la producción.

Historia de producción

PVT

Cambios en las propiedades de las rocas

Permeabilidades relativas

Volúmenes de petróleo, gas y agua

Presión de fondo de pozo

Propiedades del petróleo y el gas

Cambios en la matriz

Cambios en las rocas no estimuladas

Cambios en la conductividad de las fracturas apuntaladas

Permeabilidades al petróleo, al gas y al agua

Propiedad

Datos de producción

Mediciones de laboratorio

Calculadas a partir de la presión de boca de pozo

Mediciones de laboratorio obtenidas en núcleos

Ajustes en los parámetros utilizando datos empíricos

Datos de las compañías proveedoras de servicios

Ajustes en los parámetros utilizandodatos empíricos

Fuente

Figura 16. Estrategias de optimización como parte del flujo de trabajo estándar. Una vez que las simulaciones y los modelos calibrados y corregidos se encuentran disponibles, los ingenieros pueden desarrollar estrategias de optimización. Mediante la utilización de las simulaciones, el equipo de trabajo puede modificar la posición de asentamiento, las características de los apuntalantes, los métodos de entrega de fluidos, las estrategias de disparos y los aportes de las condiciones existentes para optimizar las localizaciones y los espaciamientos de los pozos y el desarrollo del campo. Las simulaciones pueden ser presentadas gráficamente y luego los ingenieros pueden comparar los resultados, lo que los ayuda a adoptar el mejor curso de acción. (Adaptado de Hryb et al, referencia 16.)

• Posición de asentamiento del pozo horizontal• Varios sistemas de apuntalantes• Varios sistemas de fluidos• Fibras• Estrategia de disparos• Impacto de las fracturas naturales

Estrategia de optimización