V25 -E2 Diseño de Tratamientos de Estimulación Para Recursos No Convencionales

38 Oilfield Review

Diseño de tratamientos de estimulación para recursos no convencionales

La industria del petróleo y el gas ha experimentado un renacimiento impulsado por el

desarrollo de los yacimientos de permeabilidad ultra baja y posibilitado a través de

las operaciones de perforación horizontal y fracturamiento hidráulico. Las innovaciones

recientes, introducidas en el diseño sistemático de ingeniería, están mejorando

la efectividad de los tratamientos de estimulación y la producción de los pozos.

Los ingenieros de terminación de pozos pueden ejecutar todo el ciclo de diseño,

desde la caracterización de los yacimientos hasta el plan de tratamientos de

estimulación, el monitoreo y la calibración, y la evaluación de la producción.

Babatunde AjayiSeneca Resources CorporationPittsburgh, Pensilvania, EUA

Iroh Isaac AsoIra J. “Jay” Terry, Jr.Kirby WalkerKevin WutherichCanonsburg, Pensilvania

Jacob CaplanDewey W. GerdomPDC Mountaineer LLCBridgeport, Virginia Oeste, EUA

Brian D. ClarkUtpal GangulyHouston, Texas, EUA

Xianwen LiYonggao XuHua YangPetroChina Changqing Oilfield CompanyXi’an, Shaanxi, República Popular de China

Hai LiuBeijing, República Popular de China

Yin LuoChengdu, Sichuan, República Popular de China

George WatersOklahoma City, Oklahoma, EUA

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Verano de 2013: 25, no. 2.Copyright © 2013 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Paul A. Babasick, Houston; John P. McGinnis y Barry L. McMahan, Seneca Resources Corporation, Houston; y Michael Yang, Beijing.Mangrove, Petrel, RST, Sonic Scanner, StimMAP LIVE y UFM son marcas de Schlumberger.INTERSECT es una marca conjunta de Schlumberger, Chevron y Total.

La capacidad para explotar de manera eficiente las extensiones productivas de permeabilidad ultra baja vigorizó la industria mundial del petró-leo y el gas. La transición de pozos verticales a horizontales fue estimulada por el desarrollo de técnicas de perforación y terminación de pozos revolucionarias. Con el tiempo, el diseño de las terminaciones y tratamientos de estimulación de los pozos horizontales evolucionó para convertirse en una plantilla estándar; el método geométrico por el que los ingenieros dividen uniformemente la longitud del pozo horizontal en el número de intervalos planificados, o etapas, designados para el tratamiento de fracturamiento. Para estimular el crecimiento de las fracturas desde múltiples puntos de partida, los ingenieros generalmente diseñan las etapas con dos a ocho conjuntos de disparos distribuidos de manera uniforme a lo largo del segmento de cada etapa.

El procedimiento geométrico de diseño de las fracturas ignora la heterogeneidad vertical y horizontal de los yacimientos no convencionales. Los pozos verticales pueden penetrar un apila-miento de estratos de areniscas y lutitas de gran variabilidad. Los pozos horizontales pueden discu-rrir a través de las porciones heterogéneas de un yacimiento o bien salir completamente de éste, dependiendo de la proximidad con que el perfora-dor logre seguir la zona objetivo. La heterogeneidad

geológica existente a través de los pozos produce una gran variabilidad en las propiedades de las rocas que, a su vez, incide directamente en dónde las etapas de fracturamiento encontrarán roca yaci-miento producible. Como consecuencia de ello, el emplazamiento geométrico de las etapas a menudo implica un desempeño pobre de los pozos y con-duce a los ingenieros de terminación a utilizar métodos manuales lentos para el picado de las localizaciones de las etapas y los disparos, basa-dos en las características sutiles de los registros de pozos.

Cada vez con más frecuencia, los pozos direc-cionales están siendo perforados y direccionados en base a datos LWD.1 Los ingenieros pueden uti-lizar estas mediciones para caracterizar las hete-rogeneidades en pequeña escala con que se encuentran los pozos horizontales a medida que penetran formaciones estratificadas. No obstante, incluso con la incorporación de los datos LWD para asistir en la planeación de los programas de estimulación, el pronóstico del desempeño de los pozos resulta difícil.

Recientemente, los ingenieros de Schlumberger analizaron los registros de producción de más de 100 pozos horizontales de gas de lutitas de seis cuencas de lutitas de EUA para identificar los fac-tores que inciden en la efectividad de las termina-ciones con fracturamiento hidráulico.2 El análisis

1. Para obtener más información sobre la tecnología de perforación horizontal actual, consulte: Felczak E, Torre A, Godwin ND, Mantle K, Naganathan S, Hawkins R, Li K, Jones S y Slayden F: “Lo mejor de ambos mundos: Un sistema rotativo direccional híbrido,” Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 36–45.

Para obtener más información sobre el direccionamiento de los pozos horizontales, consulte: Amer A, Chinellato F, Collins S, Denichou J-M, Dubourg I, Griffiths R, Koepsell R, Lyngra S, Marza P, Murray D y Roberts I: “Navegación estructural: Un camino hacia la productividad,” Oilfield Review 25, no. 1 (Septiembre de 2013): 14–33.

2. Miller C, Waters G y Rylander E: “Evaluation of Production Log Data from Horizontal Wells Drilled in Organic Shales,” artículo SPE 144326, presentado en la Conferencia y Exhibición de Gas No Convencional de América del Norte de la SPE, The Woodlands, Texas, EUA, 14 al 16 de junio de 2011.

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indicó que la eficiencia de los disparos —el por-centaje de conjuntos de disparos que contribuyen a la producción— fue del 70%. Casi un tercio de los conjuntos no proporcionó contribución alguna a la producción. Para explicar esta ineficiencia, los investigadores analizaron los datos en mayor profundidad.

Los datos indicaron que el incremento del número de etapas de fracturamiento y la reduc-ción de la distancia entre las etapas y entre los conjuntos de disparos se correlacionaban con un incremento de la tasa de producción de un pozo. El diseño de los tratamientos de estimulación cons-tituye el término medio entre los extremos repre-sentados por una sola etapa de fracturamiento diseñada técnicamente y múltiples etapas desti-nadas a cubrir una amplia diversidad de rocas. El incremento del número de conjuntos de dispa-ros y etapas no es garantía de éxito. El análisis destacó la importancia de la implementación de etapas guiadas: las etapas de fracturamiento deben apuntar como objetivo a las rocas con pro-piedades petrofísicas y geomecánicas similares.

Dado que resultaba evidente que no todas las etapas contribuían por igual a la productividad de los pozos, los investigadores también examina-ron la contribución de los conjuntos de disparos de las etapas de fracturamiento y determinaron que, al igual que las etapas de fracturamiento, no

todos los conjuntos contribuían a la producción en la misma medida. Su conclusión fue que el número óptimo de conjuntos de disparos por etapa osci-laba entre dos y cinco. El análisis indicó que el posicionamiento estratégico de los conjuntos dentro de las unidades geológicas productivas y fracturables era más importante que su número.

Los resultados del estudio llevaron a la formu-lación de ciertas preguntas fundamentales rela-cionadas con el diseño:• ¿Existe un número óptimo de etapas de

tratamiento?• ¿Existe una localización óptima para cada

etapa de fracturamiento a lo largo de un pozo?• ¿Existe un lugar óptimo para los conjuntos de

disparos de las etapas?Para responder a estas preguntas, los ingenie-

ros de terminación de pozos de Schlumberger desarrollaron el software Mangrove; software de diseño de tratamientos de estimulación, centrado en un yacimiento, para la ingeniería, el modelado y el diseño de los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico. El software facilita la implementación de una estrategia sistemática de diseño de tratamientos de estimulación de múlti-ples etapas centrados en un solo pozo, encastrado en el contexto de un modelo 3D del subsuelo del yacimiento. El diseño de las terminaciones y los tratamientos de estimulación se basa en la carac-

terización multidisciplinaria de yacimientos que se combina con la información microsísmica para la calibración del modelo y se integra con los pro-nósticos de producción para la evaluación del diseño.3

Este artículo describe el software Mangrove y esboza algunos casos de estudio que demuestran cómo el software ayuda a los operadores a mejo-rar la productividad de los pozos. Dos ejemplos del este de EUA muestran comparaciones parale-las de las productividades resultantes de termina-ciones de pozos convencionales y diseñadas técni- camente en la lutita Marcellus. Un ejemplo de la cuenca de Ordos de China ilustra el mejoramiento logrado en la producción de areniscas de baja permeabilidad.

Estimulaciones con diseño de ingenieríaSi bien el software Mangrove proporciona un flujo de trabajo de ingeniería específico destinado a la construcción de modelos predictivos y a la evalua-ción de tratamientos de fracturamiento hidráulico en yacimientos no convencionales, continúa susten-tando los flujos de trabajo y aplicaciones de mode-lado necesarios para los yacimientos convencionales. El sistema Mangrove tiene cabida para la hetero-geneidad de los yacimientos, el diagrama estruc-tural de las rocas, las propiedades físicas y las propiedades geomecánicas con un detalle fino y sin comprometer la eficiencia computacional.4

La información para el flujo de trabajo pro-viene de datos geológicos, núcleos, registros de pozos, datos sísmicos, registros de producción y de ingeniería. Los geólogos, geofísicos e ingenie-ros compilan, sintetizan e interpretan estos datos y los resumen para generar un modelo 3D común del subsuelo. Este proceso de integración y des-pliegue se ejecuta en la plataforma del software Petrel E&P. El modelo del subsuelo constituye la base de los modelos geológicos, geomecánicos y de redes de fracturas discretas (DFN), que confor-man los datos de entrada del asesor de terminacio-nes y de una serie de modelos de fracturamiento

3. Cipolla C, Weng X, Onda H, Nadaraja T, Ganguly U y Malpani R: “New Algorithms and Integrated Workflow for Tight Gas and Shale Completions,” artículo SPE 146872, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 30 de octubre al 2 de noviembre de 2011.

Cipolla C, Lewis R, Maxwell S y Mack M: “Appraising Unconventional Resource Plays: Separating Reservoir Quality from Completion Effectiveness,” artículo IPTC 14677, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología de Petróleo, Bangkok, Tailandia, 7 al 9 de febrero de 2012.

4. El diagrama estructural de la roca se refiere al espaciamiento, disposición, distribución, tamaño, forma y orientación de los componentes de las rocas,

> Factores asociados con la calidad del yacimiento y la calidad de la terminación.

Oilfield Review SUMMER 13Mangrove Fig. 1ORSUMR 13-MNGV 1

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

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

Contenido orgánico

Madurez térmica

Porosidad efectiva

Permeabilidad intrínseca

Saturaciones de fluidos: petróleo, gas, condensado y agua

Espesor de lutitas orgánicas

Hidrocarburos en sitio

tales como minerales, granos, porosidad, estratificación, límites de capas, contactos litológicos y fracturas.

5. Para obtener más información sobre los algoritmos para determinar las etapas de fracturamiento, consulte: Cipolla et al (2011), referencia 3.

6. Para obtener más información sobre modelos de tratamientos de fracturamiento hidráulico convencionales, consulte: Brady B, Elbel J, Mack M, Morales H, Nolte K y Poe B: “Cracking Rock: Progress in Fracture Treatment Design,” Oilfield Review 4, no. 4 (Octubre de 1992): 4–17.

7. Jeffrey RG, Zhang X y Thiercelin M: “Hydraulic Fracture Offsetting in Naturally Fractured Reservoirs: Quantifying a Long-Recognized Process,” artículo SPE 119351, presentado en la Conferencia de Tecnología de

Fracturamiento Hidráulico de la SPE, The Woodlands, Texas, 19 al 21 de enero de 2009.

Suárez-Rivera R, Deenadayalu C, Chertov M, Hartanto RN, Gathogo P y Kunjir R: “Improving Horizontal Completions on Heterogeneous Tight Shales,” artículo CSUG/SPE 146998, presentado en la Conferencia de Recursos No Convencionales de Canadá, Calgary, 15 al 17 de noviembre de 2011.

Suárez-Rivera R, Burghardt J, Stanchits S, Edelman E y Surdi A: “Understanding the Effect of Rock Fabric on Fracture Complexity for Improving Completion Design and Well Performance,” artículo IPTC 17018, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología de Petróleo, Beijing, 26 al 28 de marzo de 2013.

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hidráulico y simuladores de producción y pronós-ticos, a los que se tiene acceso en el flujo de tra-bajo del software Mangrove.

Los ingenieros utilizan el asesor de termina-ciones Mangrove para asignar niveles de calidad del yacimiento y calidad de la terminación a la roca yacimiento (página anterior). La calidad del yacimiento (RQ) es un pronóstico del poten-cial de la roca para la producción de hidrocarbu-ros. La calidad de la terminación (CQ) es un pro- nóstico de la efectividad con que puede estimu-larse la roca utilizando fracturas hidráulicas. Los parámetros RQ y CQ generalmente reciben pun-tajes binarios de calidad buena o mala, basados en criterios de calificación límite (calificación de corte) para un yacimiento. Luego, los puntajes se combinan para conformar un puntaje compuesto que clasifica los intervalos de mejor a peor para el posicionamiento de las etapas de fracturamiento y de los conjuntos de disparos dentro de cada etapa. Las mejores localizaciones reciben calificaciones de RQ y CQ buenas, lo que significa que la roca debería ser productiva y fracturable (derecha).5 El asesor de terminaciones permite que las rocas de calidad similar se agrupen en la misma etapa, lo que conduce al tratamiento de múltiples etapas más efectivo. Además, admite restricciones opera-cionales provistas por el usuario, tales como intervalos de etapas máximos o intervalos de dis-paros mínimos y máximos, y restricciones estruc-turales, tales como las localizaciones de las fallas y las distancias de los conjuntos de disparos res-pecto de estas fallas.

Después de decidir dónde ubicar las etapas y los conjuntos de disparos, los ingenieros diseñan los tratamientos de estimulación, utilizando simu-ladores de fracturas hidráulicas (HF). En situa-ciones en las que la geología es relativamente simple, los simuladores HF convencionales resul-tan adecuados. Estos modelos 2D y pseudo 3D comprobados a lo largo del tiempo tratan las HFs como planos que se propagan lejos del pozo en la dirección del esfuerzo de compresión principal máximo.6 Los ingenieros pueden optar por utilizar estos modelos en el flujo de trabajo Mangrove y determinar qué modelo se adecua mejor a un yacimiento dado.

Los modelos convencionales no son lo suficien-temente integrales para los yacimientos heterogé-neos y naturalmente fracturados. El crecimiento de las fracturas hidráulicas es complejo y su carac-terización requiere modelos 3D en los que se incor-poran las interacciones de las HFs con las fracturas naturales y a la vez se considera el impacto de las HFs en los esfuerzos locales principales.7 Para abor-dar estas situaciones complejas, el sistema

> División de tramos laterales en segmentos y etapas. Este pozo horizontal (extremo superior, centro) apunta como objetivo a una zona yacimiento cercana al horizonte límite (púrpura) entre las lutitas Eagle Ford superior e inferior, depositado por encima de la Caliza Buda y por debajo de la Creta Austin. Los otros horizontes corresponden a las superficies superiores de la Caliza Buda (azul) y la lutita Eagle Ford superior (marrón). Los ingenieros dividieron el tramo lateral en segmentos, basados en la localización dentro del yacimiento, la trayectoria del pozo y las propiedades de las rocas. Cada segmento contiene una litología similar en toda su longitud. A su vez, los ingenieros subdividieron los segmentos en etapas (extremo inferior, centro) basados en la similitud de los gradientes de esfuerzos horizontales mínimos, la calidad del yacimiento (RQ) y la calidad de la terminación (CQ) a lo largo de cada etapa. Cada etapa se convierte entonces en candidata para un tratamiento de estimulación hidráulica. Un índice de calidad de la roca codificado por colores, que se muestra por encima del pozo, combina la RQ con la CQ e indica los mejores intervalos para el tratamiento de estimulación. La magnitud relativa del gradiente de esfuerzo horizontal mínimo, que se muestra a lo largo de la base del pozo, indica los niveles de presión relativa con los que se fracturará el intervalo del yacimiento. [Adaptado de Cipolla et al (2011), referencia 3.]

AltoBajo

Gradientede esfuerzo

Segmentos del pozo


Calidad de la roca

Calidad de la roca

Gradiente de esfuerzo

Creta Austin

Segmentos de litología similar

Etapas de calidad de roca y gradientes de esfuerzos similares

Creta Austin

Lutita Eagle Ford superior

Lutita Eagle Ford

Caliza de la formación Buda

Caliza de la formación Buda

Lutita Eagle Ford inferior

Etapas de fracturamiento hidráulico

Buena RQ y buena CQ

Mala RQ y buena CQBuena RQ y mala CQ

Mala RQ y mala CQ

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Mangrove ofrece dos modelos de fracturas: el modelo de fracturamiento hidráulico de tipo tela metálica (wiremesh) y el simulador de modelado de fracturas no convencionales UFM.

El modelo de tipo tela metálica proporciona una representación matemática equivalente de la red de fracturas hidráulicas.8 El enfoque que uti-liza el modelo de tipo tela mecánica es relativa-mente rápido y apropiado para ambientes que carecen de datos significativos de caracterización de yacimientos. Para mejorar la productividad, los ingenieros de terminación de pozos pueden iterar y parametrizar los valores de entrada con el fin de obtener un diseño de estimulación óptimo para la longitud, altura y superficie de las fracturas, así como para la distribución del apuntalante.

El modelo UFM es el primer modelo de fractu-ramiento hidráulico complejo disponible en el mercado que incorpora las interacciones entre las fracturas.9 El modelo da cuenta de los efectos de las fracturas naturales y de las propiedades geomecánicas en el crecimiento de las fracturas hidráulicas y pronostica la propagación de las fracturas hidráulicas dendríticas —con múlti-ples ramificaciones— así como el flujo de fluido y el transporte de apuntalante. El crecimiento de la fractura hidráulica es determinado por el

diagrama estructural de la roca y las propiedades geomecánicas del yacimiento, la red de fracturas preexistente, y las magnitudes y la anisotropía del esfuerzo local prevaleciente. A medida que se desa-rrolla, la red de fracturas HF perturba el campo de esfuerzos conforme la superficie de las fracturas se presuriza, se abre y se apuntala. Los ingenieros pueden utilizar el simulador UFM para el diseño de redes de fracturas HF que optimizan la produc-tividad de los pozos.

Sin importar el modelo HF que utilicen los ingenieros para preparar su diseño inicial, el resultado debe ser calibrado durante los trata-mientos de estimulación hidráulica. El flujo de trabajo del software Mangrove permite incorporar los resultados obtenidos a partir del monitoreo de la microsismicidad inducida por la propagación de las HFs para calibrar el modelo pronosticado. Los geofísicos procesan los datos de microsismici-dad para localizar las emisiones sísmicas prove-nientes de pequeños eventos de desplazamiento asociados con el desarrollo de las HFs.10 A menudo, para incrementar la precisión y la exactitud de las localizaciones de los eventos, los geofísicos ajustan sus modelos geológicos y de velocidad. A su vez, estos ajustes son utilizados para actualizar el modelo geomecánico y el modelo DFN para los modelos HF.

Antes y después de la ejecución de los tratamien-tos de estimulación HF, los ingenieros de produc-ción corren modelos de flujo de yacimientos para predecir el desempeño de producción resultante. Estos modelos combinan la deformación mecánica con los cambios del volumen poroso. Los modelos de fracturas simulan la deformación de las rocas, la formación de fracturas conductivas y canales en el yacimiento, y el emplazamiento del apunta-lante en éstos. Los simuladores de yacimientos pronostican el flujo de fluidos desde el yacimiento y a través de los trayectos de mayor conductivi-dad generados por las HFs que se rellenan con apuntalante para que se mantengan abiertas. Dentro del flujo de trabajo del software Mangrove, estos cálculos pueden ser efectuados utilizando el simulador de yacimientos INTERSECT, que permite la creación de cuadrículas no estructura-das para un rango de densidades de cuadrículas. La creación de cuadrículas pequeñas en las proximidades del pozo y de la red de fracturas HF permite captar los detalles de alta resolución. Lejos del pozo y de la red de fracturas HF, las cuadrí-culas más grandes normalmente son suficientes.11

El flujo de trabajo del software Mangrove pro-porciona un análisis a partir del ingreso de los datos en las actualizaciones de los modelos. En este proceso, se cargan datos geológicos y de ingenie-ría de campo para confeccionar los modelos del

> Comparación de diseños de fracturas hidráulicas para un pozo horizontal de la lutita Eagle Ford. En un diseño geométrico (extremo superior), las etapas de fracturamiento (inserto, cuatro discos del mismo color) y los conjuntos de disparos (discos individuales) se distribuyen en forma uniforme a lo largo del tramo lateral. En el diseño de ingeniería derivado del flujo de trabajo del software Mangrove (extremo inferior), los ingenieros determinaron la localización y la longitud de cada etapa de fracturamiento y el emplazamiento de cada conjunto de disparos a partir del análisis de los puntajes compuestos de la calidad de la roca y de los gradientes del esfuerzo horizontal mínimo. El diseño óptimo implica la rotura para todos los conjuntos de disparos (PCs) y la iniciación de las fracturas a aproximadamente la misma presión. El índice compuesto de calidad de la roca RQ y CQ se muestra en el tope del pozo. La magnitud relativa del gradiente del esfuerzo horizontal mínimo de campo lejano se muestra en la base del pozo. [Adaptado de Cipolla et al (2011), referencia 3.]


AltoBajo


Calidad de la roca

Emplazamiento geométrico de las etapas defracturamiento y los conjuntos de disparos

Emplazamiento diseñado técnicamente de las etapas de fracturamiento y los conjuntos de disparos

Calidad de la roca


Calidad de la roca


Conjunto de disparos

Etapa de fracturamiento

Buena RQ y buena CQ


Mala RQ y mala CQ

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yacimiento. Los ingenieros utilizan los modelos para estimar la RQ y la CQ (página anterior). Además, ingresan el diseño de las terminaciones en los simuladores HF 2D o 3D para evaluar los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico que serán bombeados y luego cargan el diseño de los tratamientos de estimulación en los simuladores de yacimientos para pronosticar la producción.

El sistema permite incorporar el monitoreo de la microsismicidad para calibrar los pasos en el flujo de trabajo del software Mangrove. Dicha cali-bración se obtiene a partir de la localización pre-cisa de los eventos microsísmicos y la comparación de estas localizaciones con el crecimiento pro-nosticado de las HFs. La localización de los even-tos microsísmicos ayuda al sistema a estimar el volumen efectivo del yacimiento estimulado, que luego puede ser utilizado para ajustar las estrate-gias de terminación y estimulación de las etapas de fracturamiento subsiguientes o para efectuar ajustes incluso durante la estimulación de algu-nas etapas.

Además, para obtener las localizaciones pre-cisas de los eventos microsísmicos, los geofísicos efectúan la inversión de la velocidad sísmica y, durante dicho proceso, ajustan el modelo inicial de las propiedades geológicas y mecánicas de la zona yacimiento. El modelo ajustado puede ser utilizado para actualizar las predicciones del cre-cimiento de las fracturas hidráulicas y los pronós-ticos de producción del yacimiento.

El flujo de trabajo del software Mangrove se centra en torno al diseño de las terminaciones y los tratamientos de estimulación para un pozo dentro del contexto 3D de un modelo de yaci-mientos más grande. La focalización en un solo pozo reduce el tamaño del modelo, posibilita la ejecución de cálculos más rápidos y proporciona a los ingenieros de terminación de pozos la flexi-bilidad para tomar decisiones rápidas y efectuar ajustes en los programas de estimulación.

El software Mangrove puede ser corrido en una plataforma simple, lo que elimina la necesidad

de migrar los datos de una aplicación de software a otra y de abordar los problemas asociados con las interfaces y la interoperabilidad del software.

Un procedimiento sistemático de planeación, ingeniería y ejecución de estimulaciones con utiliza-ción de software demostró ser más efectivo que las estimulaciones planificadas en forma convencional. PDC Mountaineer LLC y Schlumberger obtuvieron resultados favorables con las terminaciones con diseños de ingeniería en la lutita Marcellus.

Comparación de métodos de terminación de pozosPDC Mountaineer LLC (PDCM) se dedica princi-palmente a la producción de gas natural de la lutita Marcellus. En sus esfuerzos para desarrollar un campo en la lutita Marcellus, cerca de Bridgeport, en el Condado de Harrison, Virginia Oeste, EUA, los primeros tres pozos horizontales de la compa-ñía resultaron sólo marginalmente económicos. En consecuencia, PDCM deseaba determinar la forma de mejorar la producción.

La compañía comenzó la ejecución de cada uno de estos primeros pozos mediante la perforación y el registro de un pozo piloto vertical. Los ingenieros utilizaron estos datos para determinar la zona yaci-miento objetivo y el punto de asentamiento para el pozo horizontal o el tramo lateral. Luego, PDCM perforó los tramos laterales utilizando datos deri-vados de los registros de lodo y registros de rayos gamma adquiridos durante la perforación (LWD) como guía para permanecer dentro de la zona objetivo. Los tramos laterales fueron terminados utilizando diseños basados en un método geomé-trico —con las etapas y los conjuntos de disparos distribuidos de manera uniforme— lo cual fue seguido por la implementación de leves ajustes manuales en el diseño para desplazar los conjuntos de disparos de cada etapa hacia zonas respecto de las cuales se estimaba que exhibían un esfuerzo horizontal mínimo más bajo.12

Los ingenieros de PDCM y Schlumberger ana-lizaron los datos de los primeros tres pozos y lle-garon a la conclusión de que en los diseños de las

terminaciones se prestaba poca atención a las condiciones específicas de cada pozo; es decir, la litología, la calidad del yacimiento, las propieda-des mecánicas y los esfuerzos locales. Además, el examen de la microsismicidad inducida por la estimulación, monitoreada durante los trata-mientos, indicó la existencia de una relación entre las localizaciones de los conjuntos de dispa-ros, la predicción del esfuerzo horizontal local mínimo y la actividad microsísmica; la mayor acti-vidad microsísmica se concentraba cerca de los disparos en las rocas de bajo esfuerzo, y la menor actividad tenía lugar en otras partes. Las fracturas se iniciaron y se desarrollaron adoptando los tra-yectos de menos resistencia. Las zonas cercanas a los conjuntos de disparos localizados geométrica-mente eran estimuladas de manera efectiva sólo cuando los conjuntos se localizaban por casuali-dad en rocas fáciles de fracturar. De lo contrario, tendían a ser estimuladas de manera insuficiente debido a la localización no estratégica de los con-juntos de disparos.

El análisis indicó que se lograrían estimulacio-nes óptimas si las terminaciones eran diseñadas de manera tal que cada etapa y cada conjunto de dispa-ros contribuyera a la producción general en propor-ción a su número. Los pozos horizontales se dividirían en segmentos de litología similar que no incluirían las discontinuidades; principalmente fallas, fractu-ras e intervalos intensamente laminados. Luego, los segmentos se dividirían en etapas y serían disparados en las rocas de esfuerzo horizontal mínimo similar. Durante cada etapa de fracturamiento, todos los disparos iniciarían las fracturas aproximada-mente con la misma presión de bombeo, las frac-turas se extenderían y se propagarían juntas, y, finalmente, la producción fluiría desde la fractu-ras en proporción al volumen de yacimiento esti-mulado, contactado por las fracturas.

Para probar este procedimiento, el equipo de trabajo de PDCM seleccionó tres nuevas localiza-ciones de pozos cerca de los tres pozos originales, que presentaban calidades similares del yaci-miento y la terminación. Salvo por el diseño de

8. Para obtener más información sobre el modelo de tipo tela metálica (wiremesh), consulte: Xu W, Thiercelin M, Ganguly U, Weng X, Gu H, Onda H, Sun J y Le Calvez J: “Wiremesh: A Novel Shale Fracturing Simulator,” artículo SPE 132218, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo y el Gas de las CPS/SPE, Beijing, 8 al 10 de junio de 2010.

9. Para obtener más información sobre el modelo UFM, consulte: Weng X, Kresse O, Cohen C, Wu R y Gu H: “Modeling of Hydraulic Fracture-Network Propagation in a Naturally Fractured Formation,” SPE Production & Operations 26, no. 4 (Noviembre de 2011): 368–380.

Kresse O, Cohen C, Weng X, Wu R y Gu H: “Numerical Modeling of Hydraulic Fracturing in Naturally Fractured Formations,” artículo ARMA 11-363, presentado en el 45o Simposio sobre Mecánica de Rocas/Geomecánica de EUA, San Francisco, 26 al 29 de junio de 2011.

10. Para obtener más información sobre el monitoreo de las fracturas hidráulicas, consulte: Bennett L, Le Calvez J, Sarver DR, Tanner K, Birk WS, Waters G, Drew J, Michaud G, Primiero P, Eisner L, Jones R, Leslie D, Williams MJ, Govenlock J, Klem RC y Tezuka K: “La fuente para la caracterización de fracturas hidráulicas,” Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de 2006): 46–61.

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 hidráulicos,” Oilfield Review 21, no. 3 (Marzo de 2010): 18–31.

11. Para obtener más información sobre el simulador INTERSECT, consulte: Edwards DA, Gunasekera D, Morris J, Shaw G, Shaw K, Walsh D, Fjerstad PA,

Kikani J, Franco J, Hoang V y Quettier L: “Simulación de yacimientos: en armonía con la complexidad de los campos petroleros,” Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 4–15.

12. Walker K, Wutherich K, Terry J, Shreves J y Caplan J: “Improving Production in the Marcellus Shale Using an Engineered Completion Design: A Case Study,” artículo SPE 159666, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 8 al 10 de octubre de 2012.

Gerdom D, Caplan J, Terry IJ Jr, Wutherich K, Wigger E y Walker K: “Geomechanics Key in Marcellus Wells,” The American Oil & Gas Reporter 56, no. 3 (Marzo de 2013): 84–91.

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ingeniería para la distribución de las etapas y las localizaciones de los disparos a lo largo de los tra-mos laterales, los pozos nuevos serían termina-dos de la misma forma que los anteriores.

Los pozos fueron perforados en la dirección del esfuerzo horizontal mínimo para facilitar la apertura de las fracturas hidráulicas que ema-naban perpendicularmente desde los pozos. Los tramos laterales atraviesan rocas de litología variable y, en consecuencia, propiedades mecáni-cas también variables, lo que determina cómo se transmite el campo de los esfuerzos regionales a través de la roca hasta la pared del pozo local.

Después de perforar los pozos y antes de diseñar las terminaciones, el equipo de trabajo recolectó la siguiente información de los pozos: levantamientos direccionales, registros de rayos gamma, propieda-des petrofísicas y mecánicas para evaluar la RQ y la CQ, tipos y propiedades de los fluidos de fractura-miento planificados, velocidades de bombeo, número de etapas, número de conjuntos de dispa-ros por etapa y diámetro, densidad y ángulos de fase de los disparos. El diseño de las terminaciones

requirió el bombeo de 80 bbl/min [13 m3/min] de agua oleosa (slickwater) a través de cinco conjun-tos de disparos en cada etapa.

Los ingenieros reunieron esta información en el flujo de trabajo del software Mangrove y cons-truyeron modelos 3D del subsuelo de cada pozo. Basados en los datos derivados de dichos mode-los, los ingenieros pudieron segmentar los pozos en tramos de litología similar; cada segmento fue subdividido en etapas, de manera tal que la longi-tud de cada etapa contuviera rocas de similar calidad del yacimiento y admitiera la velocidad de bombeo planificada. El equipo seleccionó las localizaciones de los disparos en base a la calidad para las terminaciones. Las localizaciones de los disparos fueron ajustadas hasta que los modelos mostraron que las fracturas se iniciaban a la misma presión en cada conjunto de disparos de una etapa, con una tolerancia de 0,01 lpc/pie [0,23 kPa/m] por el gradiente de esfuerzo local mínimo.13 Cuando los técnicos estuvieron satisfechos con los planes de terminación de los pozos, éstos fueron estimula-dos (abajo).

Los ingenieros de terminación de pozos efec-tuaron cada tratamiento de fracturamiento de acuerdo con el programa de apuntalantes previsto. En comparación con los tratamientos de los tres pozos horizontales originales, las terminaciones con diseños de ingeniería fueron ejecutadas con velocidades de bombeo promedio 10,3% más altas y presiones de tratamiento promedio 5,7% más bajas. Además, con los tratamientos se logró emplazar un 30% más de la carga de apuntalante diseñada por tramo lateral y no se experimentó arena-miento alguno (próxima página, a la izquierda).

El equipo de trabajo comparó los primeros 30 días de producción de cada pozo, lo que reveló una segunda medida de éxito. En comparación con los pozos originales, las terminaciones con diseños de ingeniería arrojaron una producción significativamente mayor. Durante los primeros 30 días, las terminaciones con diseños de inge-niería generaron una producción acumulada ini-cial 106% mayor por metro de pozo estimulada que los tres pozos originales.

> Segmentos, etapas y conjuntos. Los esfuerzos generalmente cambian entre una litología y otra. Para evitar que una etapa de fracturamiento atraviese una barrera litológica, los ingenieros dividen el pozo en segmentos de litología similar. Las etapas de estimulación (izquierda, carril 9, verde y celeste) deben estar contenidas dentro de un segmento y sus longitudes deben respetar los valores mínimos y máximos prescriptos. Los ingenieros posicionan los conjuntos de disparos (carril 9, líneas horizontales cortas a la izquierda y a la derecha de las etapas de fracturamiento) basados en criterios de diseño preestablecidos: el número de conjuntos por etapa, la distancia mínima y máxima entre los conjuntos y una tolerancia del gradiente de esfuerzo horizontal mínimo (carril 2) de 0,01 lpc/pie [0,23 kPa/m]. Durante el diseño y el modelado de las terminaciones, puede ser necesario relajar estos criterios para dar cuenta de la variación del esfuerzo horizontal mínimo. Un primer plano del recuadro rojo (derecha) del carril 2 muestra que el gradiente de esfuerzo oscila entre alto (azul) y bajo (rojo). Los registros del gradiente del esfuerzo original fueron registrados cada medio pie (inserto, carril 1) y se suavizaron utilizando un algoritmo de la media móvil de 1,5 m [5 pies] (inserto, carril 2) para dar cuenta de la imprecisión durante la operación de disparo. (Adaptado de Walker et al, referencia 12.)

X1 000Segmento 1

Profundidadmedida,

pies

Gradientedel esfuerzo

mínimoRelación

de PoissonMódulo

de YoungVolumende calcita

Volumende cuarzo

Porosidadefectiva

Etapas deestimulación

Original

Gradiente delesfuerzo mínimo

Gradiente del esfuerzomínimo suavizado

Promedio móvilde 5 piesVolumen

de kerógeno

Segmento 2

Segmento 3

Segmento 4

X2 000

X3 000

X4 000

X4 000

X3 950

X3 900

X3 850

0 0,67 –0,17 0,44 2,33 0 1003,93lpc/pies MMpsi % 0 100% 0 25% 0 15%1,01460

Rayosgamma

°API

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

0,67 1,01lpc/pie 0,67 1,01lpc/pie

X4 050

X5 000

X1 500

X2 500

X3 500

X4 500


AltoBajo


Conjunto dedisparos

Etapa 1

Etapa 2

Etapa 3

Etapa 4

Etapa 5

Etapa 6

Etapa 7

Etapa 8

Etapa 9

Etapa 10

Etapa 11

Etapa 12

Etapa 13

Etapa 14

Volumen 25, no.2 45

Sobre la base de estos resultados positivos, PDC Mountaineer ahora implementa termina-ciones con diseños de ingeniería en todos sus pozos horizontales. La compañía considera que el tiempo y el esfuerzo invertidos en el diseño son más que compensados con los ahorros que genera la efectividad operacional durante las termina-ciones y los ingresos que se obtienen con el incre-mento de la producción.14

Disparo de intervalos de bajo esfuerzoSeneca Resources Corporation y Schlumberger llevaron a cabo otra prueba de terminaciones con diseños de ingeniería. Seneca Resources produce gas natural de los yacimientos de la lutita Marcellus

en Pensilvania y Nueva York, EUA. La compañía buscaba incrementar la producción mediante la maximización del contacto con el yacimiento, a través de tratamientos de estimulación por frac-turamiento hidráulico de pozos horizontales.

Seneca Resources ya había efectuado trata-mientos de estimulación en pozos de la lutita Marcellus, pero los resultados eran significativa-mente variables, incluso cuando provenían de pozos aparentemente idénticos. No obstante, la lutita Marcellus está compuesta por numerosas laminaciones delgadas, cada una de las cuales se diferencia de la adyacente en cuanto a sus propie-dades físicas y mecánicas. A medida que los pozos horizontales atraviesan la formación, interceptan

estas laminaciones variadas. La compañía formó un equipo de trabajo con Schlumberger para llevar a cabo un estudio piloto controlado, destinado a comprobar la efectividad de las terminaciones con diseños de ingeniería, en comparación con la que había sido hasta entonces la práctica estándar de la compañía: las terminaciones geométricas.

La compañía perforó tres pozos horizontales en la misma zona yacimiento de la lutita Marcellus desde la misma localización de múltiples pozos. Los tramos laterales fueron perforados en sentido paralelo uno con respecto al otro, con una separa-ción de 240 m [800 pies] y alineados hacia el noroeste, en la dirección del esfuerzo de compresión horizontal mínimo de carácter regional (arriba).

13. La tasa de estas variaciones en los esfuerzos a una distancia del pozo equivalente a unos pocos diámetros de pozo, y lejos de la influencia inmediata de éste, es el gradiente del esfuerzo paralelo al pozo y, para los pozos perforados en sentido paralelo a la dirección del esfuerzo mínimo local, es equivalente al gradiente del esfuerzo mínimo.

14. Walker et al, referencia 12.

> Resumen del diseño y los resultados de las terminaciones. Los datos de seis pozos horizontales perforados en la lutita Marcellus ilustran los resultados de los métodos de terminaciones geométricas y con diseño de ingeniería (extremo superior ). Los pozos 1 a 3 fueron perforados y terminados en forma convencional. Los pozos 4 a 6, perforados cerca de los pozos 1 a 3, fueron terminados utilizando un diseño de ingeniería que especifica el emplazamiento de las etapas y los conjuntos de disparos. Las terminaciones con diseños de ingeniería fueron más efectivas que las terminaciones geométricas (extremo inferior ); el éxito de las terminaciones con diseños de ingeniería se mide por las presiones de tratamiento más bajas, las velocidades de bombeo más altas, el emplazamiento más eficiente del apuntalante y la mayor producción acumulada al cabo de 30 días, en comparación con los mismos parámetros de las terminaciones geométricas. (Adaptado de Walker et al, referencia 12.)

Oilfield Review SUMMER 13Mangrove Fig. 5 ORSUMR 13-MNGV 5

Geométrica Agua oleosa 3 375 1 670 80241



Promedio 2 609 1 400 80292

Diseñada Agua oleosa 4 500 1 080 80375

Con diseñode ingeniería

Agua oleosa 3 950 1 230 80329

Con diseñode ingeniería

Agua oleosa 3 925 1 240 80327

Promedio

Promedio

Promedio

4 125 1 180 80

14

7

7

9,3

12

12

12

12 344

5

5

5

5

5

4,5

4,5

4,7

Etapas

Longitudde etapa

promedio,pies

Longituddel tramo

lateral, piesFluidoMétodo de

terminación

Pozo 1

Pozo 2

Pozo 3

Pozo 4

Pozo 5

Pozo 6

Pozo

Conjuntos dedisparos por

etapa

DiseñoVelocidad

de bombeo,bbl/min

Diseño Apuntalante

por tramolateral,lbm/pie

Resumen del diseño

Bruta,Mpc

226%

63 194

42 396

65 039

128 363

56 876

185 240

162 652

180 436

212 631

–437

–5,7%

7 749

7 557

7 716

7 674

7 308

7 105

7 298

7 237

Presión detratamientopromedio,

lpc

10,3%

7,6

78,1

76,3

66,3

73,6

79,2

81,9

82,3

81,1

Tasa detratamientopromedio,

bbl/min

Diferencia promedioDiferenciaporcentualpromedio

Pozo 1

Pozo 2

Pozo 3

Pozo 4

Pozo 5

Pozo 6

Pozo

Resumen de operaciones de terminación Producción acumulada de 30 días

153%

4 514

6 057

9 291

17 719

9 343

6 094

15 437

13 554

15 036

Normalizadapor númerode etapas,Mpc/pie

106%

18,7

18,3

30,4

47,3

23,1

21,8

44,9

41,2

46,0

Normalizadapor longitud

del tramolateral,

Mpc/pie

30,0%

107,0%

55,0%

65,0%

92,8%

22,7%

75,7%

98,3%

101,7%

100,5%

Porcentaje deapuntalanteemplazadovs diseño

5,7%

1 783

672

855

1 002

63

1 103

1 166

1 251

1 245

Apuntalanteemplazadopor tramo

lateral,lbm/pie

Normalizadapor número

de conjuntosde disparos,

Mpc/conjunto

171%

903

1 211

1 858

3 544

2 089

1 219

3 308

3 012

3 341

> Plan de pozos. A partir de una sola localización de múltiples pozos, Seneca Resources perforó los pozos horizontales A, B y C, y además un pozo de monitoreo vertical para registrar la microsismicidad inducida por los tratamientos de estimulación. El pozo A fue terminado siguiendo un diseño geométrico y los pozos B y C fueron terminados con diseños de ingeniería. En cada pozo, los discos, que representan los conjuntos de disparos, se agrupan en etapas de fracturamiento con las etapas adyacentes diferenciadas por color. (Adaptado de Wutherich et al, referencia 15.)


Pozo A

Pozo B

Pozo C

0 pies 1 0000 m 305

N

Pozo de monitoreo

46 Oilfield Review

El pozo A, el caso base, fue terminado utilizando el método geométrico estándar.15

Los pozos B y C fueron terminados utilizando el procedimiento con diseño de ingeniería. Después de colocar la tubería de revestimiento, se corrieron la herramienta de control de satura-ción del yacimiento RST y la herramienta de barrido acústico Sonic Scanner a lo largo de cada tramo lateral para determinar la magnitud de la variación entre las propiedades litológicas y mecánicas, y los esfuerzos en los tres pozos.16

Estas mediciones se compilaron e interpretaron utilizando el flujo de trabajo del software Mangrove para producir una estrategia de terminaciones con diseños de ingeniería para cada pozo.

Si bien las estrategias de terminación de pozos fueron pensadas para optimizar la produc-ción de cada pozo, los ingenieros mantuvieron iguales numerosas variables de terminación —fluido, tamaño y tipo de apuntalante y tasa de flujo de bombeo— y además mantuvieron similares para ambos pozos el número de etapas, el número de conjuntos de disparos por etapa y los volúme-nes de apuntalante por longitud de tramo lateral. No obstante, entre los tres pozos se observó cierta variabilidad. Por su naturaleza, y debido a que están concebidas para dar cuenta de la hete-rogeneidad de las rocas y los esfuerzos a lo largo

15. Wutherich K, Walker K, Aso I, Ajayi B y Cannon T: “Evaluating an Engineered Completion Design in the Marcellus Shale Using Microseismic Monitoring,” artículo SPE 159681, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 8 al 10 de octubre de 2012.

16. Waters G y Zhao R: “Measuring the Impact of Geomechanical Heterogeneity in Organic Shales on Hydraulic Fracture Initiation and Propagation,” artículo CSUG/SPE 147597, presentado en la Conferencia sobre Recursos No Convencionales de Canadá, Calgary, 15 al 17 de noviembre de 2011.

del pozo, las terminaciones con diseños de inge-niería inevitablemente se traducen en longitudes de etapas, espaciamientos entre conjuntos de disparos y cronogramas de bombeo variables.

Para dar cabida a estas variaciones y mante-ner el espíritu de consistencia, la compañía espa-ció los tiempos de las estimulaciones de pozos utilizando un método de fracturamiento tipo cierre (alternado) por el cual las operaciones de tapona-miento y disparos seguidas por la estimulación de las etapas eran rotadas entre un pozo y otro. Mientras se estimulaba el pozo A, en el pozo C se llevaban a cabo las operaciones de taponamiento y disparos. Luego, la estimulación se desplazaba al pozo B, en tanto que las operaciones de tapo-namiento y disparos se trasladaban al pozo A. Este proceso continuaba hasta completar la esti-mulación de todas las etapas de todos los pozos.

El equipo de ingeniería de tratamientos de estimulación analizó los resultados del estudio piloto mediante la comparación de los datos de los tratamientos, la microsismicidad y el contra-flujo inicial, derivados de la terminación diseñada geométricamente del pozo A, con datos similares derivados de las terminaciones con diseños de ingeniería de los pozos B y C. Dado que todos los conjuntos de disparos fueron diseñados para estar localizados en los intervalos de pozos de

esfuerzo principal mínimo relativamente bajo, las presiones promedio de ruptura de la fractura y tratamiento fueron 7% y 3% más bajas, y la tasa de tratamiento promedio y el volumen de apunta-lante emplazado fueron 16% y 22% más altos en los pozos B y C, respectivamente, que en el pozo A. La comparación de los tratamientos indicó que las terminaciones con diseños de ingeniería eran más efectivas que la terminación geométrica (izquierda).

Las tasas iniciales de contraflujo de gas de los pozos B y C fueron 33% y 40% más altas que las tasas del pozo A, a través del mismo tamaño de estrangulador de 5⁄8 pulgadas. Además, la recupe-ración del contraflujo del agua de fracturamiento de los pozos B y C fue el doble que la del pozo A. Estos datos del contraflujo indican que los pozos estimulados con terminaciones con diseños de ingeniería lograron un mejor contacto con el yaci-miento, lo que se tradujo en una mejor producción que la del pozo terminado geométricamente.

Durante el estudio piloto, el equipo de trabajo colocó un pozo de monitoreo vertical entre los pozos A y B; el pozo fue instrumentado con geófo-nos para el monitoreo de la microsismicidad inducida por las estimulaciones en los tres pozos. El servicio de monitoreo microsísmico en tiempo real StimMAP LIVE registró y analizó la microsis-micidad. En comparación con las localizaciones de los conjuntos de disparos, las localizaciones de los eventos microsísmicos derivadas del servi-cio StimMAP LIVE revelaron que un 35% de los conjuntos de disparos del pozo A, con la termina-ción geométrica, no estaba contribuyendo al volumen del yacimiento al que se apuntaba para el tratamiento de estimulación. Por el contrario, la microsismicidad resultante de las terminaciones con diseños de ingeniería y las estimulaciones de los pozos B y C mostró un mejoramiento del por-centaje de conjuntos de disparos que contribuye-ron al volumen de yacimiento estimulado; sólo un 20% de los conjuntos de disparos exhibía una con-tribución escasa o inexistente (próxima página). La comparación de la microsismicidad indicó que las terminaciones con diseños de ingeniería se tra-dujeron en un mejor emplazamiento de los conjun-tos de disparos que la terminación geométrica.

> Resumen del diseño y los resultados de las terminaciones. De los tres pozos horizontales perforados en la lutita Marcellus, el pozo A, el caso de referencia, fue terminado siguiendo un diseño geométrico (extremo superior ). Los pozos B y C fueron terminados con diseños de ingeniería, que resultaron más efectivos que la terminación geométrica. Su éxito relativo se mide por las presiones más bajas de fracturamiento y tratamiento, las velocidades de bombeo más altas, el emplazamiento más efectivo del apuntalante y las tasas de contraflujo más altas que las del pozo A (extremo inferior ). (Adaptado de Wutherich et al, referencia 15.)

Oilfield Review SUMMER 13Mangrove Fig. 7 ORSUMR 13-MNGV 7

Método determinación Etapas

Longitudde etapa

promedio,pies

Longituddel tramo

lateral,pies

Conjuntos dedisparos por

etapa

DiseñoVelocidad

de bombeo,bbl/min

DiseñoApuntalante

por tramolateral,lbm/pie

Geométrica Agua oleosa 40/70 5 312 18 295 3 1 650 90Pozo A

Diseñada 901 5853,7226204 52840/70Agua oleosaPozo B

Diseñada 901 6753,9250204 99840/70Agua oleosaPozo C

Pozo FluidoTamaño delapuntalante

Resumen de diseño

Resumen de operaciones de terminación Resultados del flujo de retorno

21%

231

1 122

1 353

Apuntalanteemplazadopor tramo

lateral,lbm/pie

38%

600

640

170

450

Flujo máximo,Mpc/d/

1 000 pies

–182

–3%

7 277

7 095

Presión detratamientopromedio,

lpc

5 160

–412

–7%

5 572

Presión defracturamientopromedio, lpc

1 800

1 800

300

20%

1 500

Presión detubería de

producción,lpc

5/8

5/8

5/8

Estrangu-lador,

pulgadas

11,4

16%

69,7

81,1

Tasa detratamientopromedio,

bbl/min

Pozo A

Pozo BPozo C

Pozo

DiferenciaDiferenciaporcentual

83%

15%

22%

68%

Porcentajede apuntalante

emplazadovs diseño

Volumen 25, no.2 47

> Comparación de la microsismicidad. La microsismicidad resultante de las cuatro etapas de fracturamiento del pozo A (extremo superior ) y del pozo B (extremo inferior ) indica un mejoramiento de los tratamientos de estimulación con las terminaciones con diseños de ingeniería del pozo B, respecto de los tratamientos de estimulación con las terminaciones geométricas del pozo A. En cada panel, los datos muestran los resultados de una etapa de fracturamiento; los discos a lo largo de la traza coloreada del pozo representan los conjuntos de disparos estimulados y los puntos corresponden a las localizaciones de los eventos microsísmicos inducidos. Para demostrar la correlación, los discos y los puntos se representan con el mismo color. Por encima de la traza del pozo, la altura y el color de las barras de color naranja a verde indican el número de eventos microsísmicos a lo largo de cada intervalo de pozo. Por debajo de la traza del pozo, en el pozo B, se representa gráficamente el gradiente del esfuerzo horizontal mínimo; la amplitud y el color del sombreado rosa a azul especifican el nivel del gradiente de esfuerzo de cierre. La compañía emplazó los conjuntos de disparos sobre la base de los principios de diseño de ingeniería en localizaciones con gradientes de esfuerzos relativamente bajos. Existe una mejor correspondencia unívoca entre la microsismicidad y las localizaciones de los disparos en el pozo B que en el pozo A, lo que indica un mejoramiento de los resultados del rendimiento de los disparos con el diseño de ingeniería de las terminaciones. (Adaptado de Wutherich et al, referencia 15.)


Cont

eo d

e ev

ento

s 200

0

A B

A B

C D

C D

Cont

eo d

e ev

ento

s 35

0 Cont

eo d

e ev

ento

s 100

0

40

0Cont

eo d

e ev

ento

s 40

0Cont

eo d

e ev

ento

s

250

0Cont

eo d

e ev

ento

sCo

nteo

de

even

tos 100

0

40

0Cont

eo d

e ev

ento

s


AltoBajo


AltoBajo


AltoBajo


AltoBajo

Pozo A

Pozo B

48 Oilfield Review

El flujo de trabajo del software Mangrove no sólo produjo los diseños que condujeron a estos resultados positivos, sino que además redujo el tiempo de diseño de las terminaciones a aproxima-damente una hora por pozo. Por otra parte, el sof-tware racionalizó el tratamiento de los datos y las operaciones de procedimientos, lo que se tradujo en menos imprecisiones y en un mejoramiento del posicionamiento de los disparos. Seneca Resources continúa utilizando el análisis microsísmico y el diseño de las terminaciones con ayuda de la com-putadora en otros pozos de sus campos.17

Estimulación de areniscas petrolíferas compactasLos yacimientos convencionales también son candidatos para aplicar el enfoque sistemático de ingeniería a los tratamientos de estimulación. PetroChina Changqing Oilfield Company llevó a cabo un estudio piloto utilizando el enfoque de ingeniería para el diseño de un tratamiento de estimulación hidráulica en un yacimiento clás-tico convencional.

La cuenca de Ordos, situada en la porción cen-tro-norte de China, corresponde a un monoclinal suave con un echado estratigráfico de aproximada-mente 1° de este a oeste. Su relleno, compuesto

por sedimentos depositados durante las eras Paleozoica, Mesozoica y Cenozoica, se engrosa en la dirección del echado con un espesor promedio de 4 a 5 km [2,5 a 3,1 mi]. Los sedimentos de edad Paleozoica corresponden a depósitos marinos que producen principalmente gas natural, en tanto que los sedimentos de edad Mesozoica poseen un origen continental y producen petróleo.18

La formación Yanchang corresponde a una secuencia de sedimentos lacustres y deltaicos de gran espesor, depositados durante el período Triásico Tardío. Está compuesta por 10 miembros litológicos, que reciben el nombre de Chang 1 a Chang 10 desde el tope hacia la base. Los miem-bros conforman apilamientos de capas alternadas de fangolita, limolita y arenisca que causan hete-rogeneidad vertical. Los yacimientos de la forma-ción Yanchang están compuestos por areniscas de baja permeabilidad, naturalmente fracturadas, en las que la porosidad es habitualmente del 10% y la permeabilidad oscila entre 0,1 y 10 mD. Las fractu-ras naturales conforman dos conjuntos que tien-den a presentar una inclinación pronunciada y un rumbo general ENE y NNO.19

Para producir petróleo de estos yacimientos de baja permeabilidad, un operador debe estimular los intervalos de producción mediante técnicas de

fracturamiento hidráulico de múltiples etapas. Históricamente, la mayor parte de los pozos de pro-ducción fueron pozos verticales, y después del tra-tamiento de estimulación hidráulica, sus tasas de producción inicial oscilaron entre 5 y 8 m3/d [30 y 50 bbl/d]. En los pocos pozos horizontales, las tasas de producción inicial después del proceso de estimulación hidráulica promediaron los 32 m3/d [200 bbl/d]. Si bien se consideran econó-micas, estas tasas de producción son sólo margi-nalmente aceptables. Para mejorar los resultados

> Cuenca de Ordos, en la porción centro-norte de China. Un equipo de especialistas en terminaciones llevó a cabo un estudio piloto para verificar los diseños de ingeniería de las terminaciones del software Mangrove. El área de la prueba de campo (recuadro blanco) se localiza en el sector sudoeste de la cuenca de Ordos. La distribución de los pozos (inserto) incluye dos pozos de producción horizontales paralelos (HWs) y tres pozos de monitoreo verticales (MWs, círculos azules) construidos para registrar la microsismicidad. El miembro Chang 7 de la formación Yanchang era el horizonte objetivo. (Adaptado de Liu et al, referencia 20.)

Cuenca de Ordos

C H I N A

Shanghai

Beijing

Xi’an

Campo de petróleoCampo de gasCuenca

Mar del Sur de China


N

300 m300 m

250

m

500

m

500

m

250

m

MW1

HW1

HW2

MW3

MW2

0 250 500 m

0 750 1 500 pies

17. Wutherich et al, referencia 15.18. Para obtener más información sobre la cuenca de

Ordos, consulte: Yang Y, Li W y Ma L: “Tectonic and Stratigraphic Controls of Hydrocarbon Systems in the Ordos Basin: A Multicycle Cratonic Basin in Central China,” AAPG Bulletin 89, no. 2 (Febrero de 2005): 255–269.

19. Para obtener más información sobre la formación Yanchang, consulte: Lianbo Z y Xiang-Yang L: “Fractures in Sandstone Reservoirs with Ultra-Low Permeability: A Case Study of the Upper Triassic Yanchang Formation in the Ordos Basin, China,” AAPG Bulletin 93, no. 4 (Abril de 2009): 461–477.

20. Liu H, Luo Y, Li X, Xu Y, Yang K, Mu L, Zhao W y Zhou S: “Advanced Completion and Fracturing Techniques in Tight Oil Reservoirs in Ordos Basin: A Workflow to Maximize Well Potential,” artículo SPE 158268, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 8 al 10 de octubre de 2012.

Yang H, Xu YG, Yang KW, Zhou SX, Liu H y Luo Y: “Optimized Treatment Design Shows Promise,” E&P 86, no. 2 (Febrero de 2013): 46–50.

Volumen 25, no.2 49

de producción de sus programas de estimulación, la compañía se asoció con Schlumberger en un proyecto piloto para verificar el flujo de trabajo del software Mangrove en los pozos horizontales de una zona yacimiento petrolífera compacta del sudoeste de la cuenca de Ordos.20

La compañía perforó dos pozos horizontales paralelos de 1 500 m [4 920 pies] en el miembro Chang 7 de la formación Yanchang. Los pozos,

separados entre sí por una distancia de 600 m [1 970 pies], fueron perforados en la dirección N15°O, que es paralela a la dirección del esfuerzo horizontal mínimo de la cuenca de Ordos. La com- pañía perforó tres pozos verticales separados entre sí por una distancia de 500 m [1 640 pies] a lo largo de una línea paralela a los pozos horizontales; estos pozos verticales fueron agregados para el monitoreo de la microsismicidad (MSM)

durante los tratamientos de estimulación por fracturamiento de los pozos horizontales (página anterior).

El equipo a cargo del estudio piloto construyó modelos geológicos 3D, geomecánicos y DFN a par-tir de los datos de registros de pozos del estudio piloto y de descripciones de núcleos y estudios geo-lógicos del área adyacente (arriba). Estos modelos fueron calibrados utilizando datos de los tres

> Construcción del modelo para los pozos de la cuenca de Ordos. Dado que no se disponía de datos sísmicos o geológicos para la localización, la construcción del modelo se inició después de la adquisición de registros en los tres pozos de monitoreo verticales (izquierda, MWs). Los registros correspondientes a cada pozo muestran datos de resistividad (carril 1), porosidad-neutrón y densidad volumétrica (carril 2), y rayos gamma (carril 3). Los geocientíficos comenzaron la construcción del modelo mediante la extracción de superficies de horizontes geológicos, basados en las correlaciones entre los pozos de monitoreo. Los ingenieros utilizaron las superficies como guía para el posicionamiento de los pozos (extremo superior derecho) y para el desarrollo del modelo 3D (centro a la derecha) mediante el rescalado de las propiedades petrofísicas derivadas de los datos de los registros de los pozos y el relleno del espacio entre los pozos a la vez que respetaban las superficies de los horizontes. Los geólogos confeccionaron un modelo simple de redes de fracturas discretas (DFN) (extremo inferior derecho) basados en estudios geológicos y descripciones de núcleos. El modelo DFN contenía dos conjuntos dominantes de fracturas de inclinación pronunciada, caracterizadas por sus rumbos promedio de orientación N75°E (cian) y N15°O (púrpura) y por un espaciamiento promedio entre fracturas de 15 m [49 pies]. Posteriormente, el modelo DFN fue calibrado y modificado en base a los datos de microsismicidad. (Adaptado de Liu et al, referencia 20.)


6

Supe

rfici

e de

l hor

izont

e

ResistividadRayos

gammaRayos

gammaRayos

gamma

Porosidad-neutrón

(izquierda)

Prof

undi

dad

verti

cal

tota

l, m

X 100

X 200

7 0 200°API 0 200°API 0 200°API617ohm.m

0 100%

X 300

X 400

MW1 MW2 MW3

X 500

X 600

X 700

X 800

5

4

3

2

1

Densidadvolumétrica(derecha)

1 2,85g/cm3

Resistividad

Porosidad-neutrón

(izquierda)

2 2 200 ohm.mohm.m

0 100%


1 2,85g/cm3

Resistividad

Porosidad-neutrón

(izquierda)

3 1 700

0 100%


1 2,85g/cm3

N

MW1

MW2

MW3

HW1HW2

MW1 MW3 HW2MW2 HW1

1

2

3

456

7

50 Oilfield Review

, Resultados obtenidos con el asesor de terminaciones. Los ingenieros utilizaron el asesor de terminaciones Mangrove con el fin de compilar y analizar los datos petrofísicos para seleccionar las localizaciones de las etapas de fracturamiento y los conjuntos de disparos para los pozos de la cuenca de Ordos. Los datos de rayos gamma (carril 1) y el gradiente del esfuerzo horizontal mínimo (carril 2) fueron los parámetros clave para el diseño. Para el perfil del gradiente de esfuerzos, el azul indica alto y el rojo, bajo. La calidad del yacimiento, RQ (carril 3), la calidad de la terminación, CQ (carril 4), y los puntajes de calidad compuestos (RQ más CQ) (carril 5) proporcionan indicadores de calidad codificados por colores para la selección de etapas y conjuntos. Inicialmente, los ingenieros propusieron 18 etapas de estimulación (Carril 6). Pero después de estimular 5 etapas, recalibraron el programa de estimulación utilizando los datos del monitoreo microsísmico y, como resultado de ello, redujeron el número de etapas a 13 (carril 7). Los picos azules (carriles 6 y 7, a la izquierda y la derecha de las etapas de estimulación) indican las localizaciones propuestas para los conjuntos de disparos. (Adaptado de Liu et al, referencia 20.)


Alto Bajo


RQ CQ Resu

ltado

com

pues

to

Etapa 18

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

Rayos gamma

Etapas deestimulación

iniciales

Etapas deestimulaciónactualizadasGradiente del

esfuerzo mínimo

Mala Mala MM

BB

Buen

a

Buen

a

Buen

a

Buen

a

Buen

a

Buena

Buena

Buena

BB

Buena BB

Buena BB

Buena BB

Buen

aBu

ena

Buen

aBu

ena

Buen

aBu

ena

Buen

aM

ala

Mal

a

MM

BBBB

Buen

aBu

ena

Buen

a

BBBB

BBBB

BB

Etapa 17

Etapa 16

Etapa 15

Etapa 14

Etapa 13

Etapa 13

Etapa 12

Etapa 11

Etapa 10

Etapa 9

Etapa 8

Etapa 7

Etapa 6

Etapa 5

Etapa 4

Etapa 3

Etapa 2

Etapa 1

Etapa 12

Etapa 11

Etapa 10

Etapa 9

Etapa 8

Etapa 7

Etapa 6

Etapa 5

Etapa 4

Etapa 3

Etapa 2

Y 600

Y 000

Y 200

Y 400

X 400

X 200

X 600

X 800

0 0 lpc/m 0,30250°API

Etapa 1

Buen

a

Mal

a

Buen

a

Mal

a

Conjuntode disparos

Conjuntode disparos

Buena RQ y buena CQ


Mala RQ y mala CQ

Calidad de la roca

pozos de monitoreo y se integraron utilizando el sistema Mangrove para conformar las bases para el modelado de la calidad del yacimiento, la cali-dad de la terminación, las etapas del tratamiento de estimulación y la ubicación de los disparos, el diseño de los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico y el pronóstico del ren-dimiento de la producción.

El diseño óptimo de los tratamientos de estimu-lación requiere que cada etapa y sus conjuntos de disparos sean ubicados en los intervalos de pozo que exhiben una alta probabilidad de producir canti-dades económicas de hidrocarburos y de romperse por fracturamiento en respuesta al incremento de presión producido durante la estimulación. Estos intervalos de pozo poseen una buena RQ y una buena CQ. El equipo técnico utilizó el asesor de terminaciones Mangrove para seleccionar 18 etapas por pozo.

En conjunto con el asesor de terminaciones, el equipo de trabajo utilizó el simulador UFM para predecir la propagación de las HFs, su crecimiento y la interacción con las fracturas naturales (NFs) presentes en el yacimiento. Dependiendo de la dirección y la anisotropía del esfuerzo local en

Volumen 25, no.2 51

relación con el sistema de NFs del yacimiento, las fracturas hidráulicas pueden aprovechar las NFs para generar redes de HFs complejas y, en conse-cuencia, una superficie intensamente fracturada para hacer contacto con el yacimiento. La forma-ción de redes de HFs complejas es más probable cuando la anisotropía inducida por el esfuerzo local es baja.21

Durante el modelado UFM, al equipo de tra-bajo también le preocupaba determinar cómo las HFs existentes afectaban el comportamiento de las HFs subsiguientes. Después de crear y rellenar con apuntalante una HF, las proximidades inme-diatas de la HF cambian para siempre. La HF impone un componente de esfuerzo de compre-sión, o sombra de esfuerzo, que actúa hacia afuera del plano HF en la dirección de esfuerzo principal mínimo. Dicho esfuerzo de compresión altera la magnitud del esfuerzo local y la aniso-tropía cerca de la fractura, y afecta las fracturas adyacentes a través de interacciones mecánicas. Para espaciar correctamente las etapas de los tratamientos de estimulación HF, los ingenieros deben incluir dichos efectos de sombras de esfuerzos en el cálculo de la CQ.

Después de seleccionar las localizaciones de las etapas y los disparos, el equipo de trabajo comenzó a ejecutar su diseño. Durante las opera-ciones de estimulación, el equipo técnico utilizó el servicio de monitoreo microsísmico (MSM) en tiempo real StimMAP LIVE y, luego de cada etapa, empleó los resultados MSM para recali-brar los modelos 3D, el modelo UFM y el diseño de las operaciones de estimulación. Para la etapa siguiente, los ingenieros deseaban maximizar la superficie de las HFs y el volumen relleno con apuntalante para obtener la mejor producción del intervalo del yacimiento estimulado. Los datos MSM indicaron que las HFs creadas tendían a ser largas y a estar contenidas dentro del intervalo de yaci-miento Chang 7 al que se apuntaba como objetivo.

Durante el monitoreo de las primeras cinco a seis etapas, el equipo técnico observó una super-posición considerable de la microsismicidad pro-veniente de las etapas vecinas, lo que indicó un espaciamiento subóptimo de las etapas. Los téc-nicos decidieron incrementar el espaciamiento de las etapas y reducir su número de 18 a 13 por pozo (página anterior).

Después de estimular las 26 etapas en ambos pozos horizontales, el operador los puso en pro-ducción. Las tasas de producción inicial fueron de 103,2 m3/d [649,1 bbl/d] y 124,5 m3/d [783,1 bbl/d], lo que representó un mejoramiento de tres a cuatro veces con respecto a la tasa de producción prome-dio de 32 m3/d de los pozos horizontales previos. Al cabo de tres meses, las tasas de producción de estos pozos se estabilizaron y fueron 50% más altas que la mejor producción previa de cualquier pozo horizontal perforado en la formación.

Estimulación por diseñoLos yacimientos no convencionales plantean desafíos especiales porque son yacimientos hete-rogéneos compuestos por sedimentos intensa-mente estratificados. La permanencia dentro de

una zona yacimiento durante la perforación hori-zontal es difícil. En consecuencia, el pozo inter-secta litologías variables, que exhiben propiedades petrofísicas y mecánicas disímiles.

Además, los yacimientos no convencionales sue-len ser anisotrópicos y naturalmente fracturados. Las lutitas poseen una estratificación causada por la alineación horizontal de sedimentos finamente lami-nados y minerales de arcilla laminares. Esta estratifi-cación hace que las propiedades de las rocas, tales como la permeabilidad, los módulos elásti-cos y la resistividad eléctrica, sean anisotrópicas.22 Dichas propiedades pueden variar más entre una capa y otra que dentro de cada capa. Las fractu-ras naturales pueden atravesar esta estratifica-ción e imponer una anisotropía adicional en las lutitas. Tanto la anisotropía como las fracturas naturales complican la propagación de las fractu-ras hidráulicas.23

Los avances introducidos recientemente en la tecnología de estimulación de múltiples etapas están posibilitando la estimulación y el desarrollo más exitosos de los recursos de hidrocarburos no convencionales (véase “Estimulaciones en múlti-ples etapas de formaciones no convencionales ricas en hidrocarburos líquidos,” página 28). Los avances paralelos del software de diseño de trata-mientos de estimulación Mangrove están posibili-tando el diseño de terminaciones más efectivas. La integración de las dos tecnologías augura un futuro positivo para el desarrollo de los recursos no convencionales. —RCNH

21. Weng et al, referencia 9.22. Para ver un análisis de la anisotropía de la permeabilidad,

consulte: Ayan C, Colley N, Cowan G, Ezekwe E, Wannell M, Goode P, Halford F, Joseph J, Mongini A, Obondoko G y Pop J: “Measuring Permeability Anisotropy: The Latest Approach,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 24–35.

Para obtener más información sobre la anisotropía de las propiedades elásticas, consulte: Armstrong P, Ireson D, Chmela B, Dodds K, Esmeroy C, Miller D, Hornby B, Sayers C, Schoenberg M, Leaney S y Lynn H: “The Promise of Elastic Anisotropy,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 36–47.

Para obtener más información sobre la anisotropía de las propiedades eléctricas, consulte: Anderson B, Bryant I, Lüling M, Spies B y Helbig K: “Oilfield Anisotropy: Its Origins and Electrical Characteristics,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 48–56.

23. 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.

V25 -E2 Diseño de Tratamientos de Estimulación Para Recursos No Convencionales

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