V25 -E4 en Busca Del Punto Dulce - Calidad Del Yacimiento y Calidad de La Terminación en Las...

7/24/2019 V25 -E4 en Busca Del Punto Dulce - Calidad Del Yacimiento y Calidad de La Terminacin en Las Lutitas Orgnicas

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En busca del punto dulce: Calidad delyacimiento y calidad de la terminacinen las lutitas orgnicas

El posicionamiento de los pozos horizontales en los yacimientos de lutitas puede

constituir una propuesta comercial costosa y arriesgada. Para minimizar el riesgo,

los operadores adquieren y analizan los datos ssmicos de superficie antes de

decidir dnde perforar.

Karen Sullivan Glaser

Camron K. Miller

Houston, Texas, EUA

Greg M. Johnson

Brian Toelle

Denver, Colorado, EUA

Robert L. Kleinberg

Cambridge, Massachusetts, EUA

Paul MillerKuala Lumpur, Malasia

Wayne D. Pennington

Universidad Tecnolgica de Michigan

Houghton, Michigan, EUA

Traduccin del artculo publicado enOilfield ReviewInvierno de 2013/2014: 25, no. 4.Copyright 2014 Schlumberger.

Por su colaboracin en la preparacin de esteartculo, se agradece a Alan Lee Brown, Raj Malpani,William Matthews, David Paddock y Charles Wagner,Houston; Helena Gamero Daz, Frisco, Texas; y ErnestGmez, Denver.

sCore es una marca de Schlumberger.

A fines del siglo XX, los geocientficos de E&P

comenzaron a considerar a las lutitas desde una

nueva perspectiva. Si bien la explotacin de las

lutitas ya se haba establecido a comienzos del

siglo XIX, los operadores consideraban a las for-

maciones arcillosas principalmente como rocas

generadoras y sellos de baja permeabilidad para

los yacimientos convencionales. No obstante,

durante las dcadas de 1980 y 1990, los operado-

res demostraron que la aplicacin adecuada de

prcticas de perforacin horizontal combinadas

con tratamientos de fracturamiento hidrulico de

mltiples etapas poda volver productivas las luti-

tas orgnicas, incentivando la explotacin de yaci-

mientos de rocas generadoras.1A pesar del xito

del desarrollo de las lutitas Barnett y Haynesville

en EUA, la industria pronto tom conciencia de que

no todas las lutitas constituan objetivos viables

para la produccin rentable de hidrocarburos, y los

operadores buscaron tecnologas que les permitie-

ran identificar objetivos de desarrollo apropiados.

Las formaciones de lutitas que ofrecen el mejor

potencial requieren una combinacin nica de

propiedades geomecnicas de las rocas y del yaci-

miento; y son relativamente raras. Las lutitas org-

nicas poseen una granulometra extremadamente

pequea y una permeabilidad de la matriz ultra

baja, lo que hace que estos recursos no conven-cionales difieran fundamentalmente de la mayora

de los yacimientos convencionales.2Adems, dado

que los trayectos de migracin de hidrocarburos

tienden a ser cortos, las zonas productivas de los

yacimientos de lutitas pueden estar confinadas a

una cierta rea de una cuenca o restringirse a un

intervalo estratigrfico.

Los dos factores que determinan la viabilidad

econmica de una extensin productiva de lutitas

son la calidad del yacimiento y la calidad de la ter-

minacin. La buena calidad del yacimiento (RQ)

es definida para los yacimientos de lutitas orgni-

cas como la capacidad para producir hidrocarbu-

ros de manera rentable despus de un tratamiento

de estimulacin por fracturamiento hidrulico.

La calidad del yacimiento es una caracterstica de

prediccin colectiva determinada en gran medida

por la mineraloga, la porosidad, la saturacin de

hidrocarburos, el volumen de la formacin, el con-

tenido orgnico y la madurez trmica.

La calidad de la terminacin (CQ), otro atri-

buto de prediccin colectiva, ayuda a pronosticar

el xito de la estimulacin de un yacimiento a

travs del fracturamiento hidrulico. De un modo

similar a la RQ, la CQ depende en gran medida de

la mineraloga, pero tambin es influenciada por

las propiedades elsticas, tales como el mdulo

de Young, la relacin de Poisson, el mdulo de

compresibilidad y la dureza de la roca. La calidad

de la terminacin tambin incluye factores tales

como la densidad y la orientacin de las fracturas

naturales, la anisotropa intrnseca y la anisotro-

pa del material fracturado, y las magnitudes,

orientaciones y anisotropa prevalecientes de los

esfuerzos locales.

Para tener xito en las extensiones productivas

de lutitas de nuestros das, los operadores perfo-ran horizontalmente en los estratos del yacimiento

que poseen ptimas condiciones de RQ y CQ. Los

tratamientos de estimulacin son ms efectivos

cuando las fracturas inducidas permanecen abier-

tas con apuntalante, lo que hace que el yacimiento

quede expuesto a una superficie de fracturamiento

extensa y permite que los fluidos fluyan desde el

yacimiento hasta el pozo, incrementando efectiva-

mente la permeabilidad sistmica del yacimiento.3

1. Boyer C, Kieschnick J, Surez-Rivera R, Lewis REy Waters G: Produccin de gas desde su origen,Oilfield Review18, no. 3 (Invierno de 2006/2007):3649.

Boyer C, Clark B, Jochen V, Lewis R y Miller CK:Gas de lutitas: Un recurso global, Oilfield Review23,no. 3 (Marzo de 2012): 2839.

2. Nelson PH: Pore-Throat Sizes in Sandstones, TightSandstones, and Shales, AAPG Bulletin93, no. 3(Marzo de 2009): 329340.

3. La permeabilidad sistmica se refiere a la permeabilidadgeneral del volumen efectivo de yacimiento y es la sumade las contribuciones de la permeabilidad de la matriz yla permeabilidad de las fracturas naturales. En losyacimientos de lutitas, la permeabilidad de la matrizoscila entre 0,1 y 1 000 nD. Para que los pozos perforadosen estas formaciones produzcan de un modo rentable,se necesitan fracturas naturales e inducidas.


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Volumen 25, no.4 19


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20Oilfield Review

Los operadores juzgan la calidad de un diseo

de terminacin por fracturamiento hidrulico en

base a la evaluacin, posterior a la operacin, de

los datos provenientes de fuentes tales como el

monitoreo microssmico de los tratamientos de

fracturamiento hidrulico, las pruebas de contra-

flujo (flujo de retorno) y la produccin inicial

para determinar con qu efectividad y eficiencia

se estimul el yacimiento.

Idealmente, un operador posiciona los pozoshorizontales en intervalos de lutitas con caracters-

ticas geolgicas favorables, condiciones de RQ y CQ

ptimas, y ausencia de riesgos geolgicos.4 Los

estudios retrospectivos han demostrado que esta

estrategia incrementara la produccin en diez

veces (abajo).5 Por consiguiente, la determina-

cin de dnde coinciden los mejores parmetros

RQ y CQ constituye un esfuerzo de exploracin y

la mejor tcnica para mejorar el esfuerzo de explo-

racin antes de perforar el pozo inicial es la inter-

pretacin de los datos ssmicos de superficie.

Estudios recientes han demostrado que la inter-

pretacin ssmica resulta de utilidad para definir

los puntos dulces (sitios ptimos) de produccin

presentes en las extensiones productivas de luti-

tas orgnicas.

En este artculo, describimos un procedi-

miento sistemtico y estratgico para utilizar los

datos ssmicos de superficie con el fin de identifi-car los puntos dulces en los recursos de lutitas,

comenzando con la RQ regional y de cuenca para

luego pasar a las RQ y CQ locales. Algunos casos

de estudio de las cuencas de Arkoma, Delaware y

Williston, en EUA, demuestran cmo los datos de

ssmica de reflexin constituyen la clave para

determinar dnde puede existir un recurso y

dnde RQ y CQ son mejores.

Caractersticas de las fangolitas

Los gelogos definen a las lutitas como fangolitas

que exhiben fisilidad; la capacidad para separarse

fcilmente en lminas individuales, como un mazo

de cartas. La industria del petrleo y el gas gene-

ralmente considera a los recursos como lutitas

productoras de gas o fluidos. No obstante, sera

ms exacto hablar de fangolitas o estratitas, por-

que a menudo estas lutitas no son fisibles.

Las fangolitas predominan en el registro sedi-mentario y componen entre un 60% y un 70% de

las rocas sedimentarias de la Tierra.6Son rocas

sedimentarias de grano fino compuestas por par-

tculas del tamao de limos y arcillas con dime-

tros equivalentes o menores a 62,5 micrones

[0,00246 pulgadas].7Estos tamaos de partculas

pequeos producen baja permeabilidad; a su vez,

una seleccin pobre la combinacin de varias

granulometras puede reducir an ms tanto

la permeabilidad como la porosidad.

Las fangolitas poseen una mezcla compleja de

materia orgnica y minerales de arcilla illita,

esmectita, caolinita y clorita junto con cuarzo,

calcita, doloma, feldespato, apatita y pirita.

Recientemente, los gelogos de Schlumberger

introdujeron el esquema de clasificacin de fango-

litas definido por un diagrama ternario sCore, que

se basa en relaciones establecidas entre los

ncleos y los registros, utilizando la arcilla, la com-

binacin QFM (cuarzo, feldespato y mica) y los

carbonatos como puntos extremos (puntos pice).

El diagrama sCore define 16 clases de fangolitas y

puede clasificar una muestra como fangolita arci-

llosa (rica en arcilla), silcea o carbonatada.

Este esquema de clasificacin permite a los gelo-

gos e ingenieros examinar las relaciones empricas

entre la mineraloga y los factores que inciden en

las RQ y CQ de las fangolitas mediante la superpo-

sicin de los puntos que incluyen indicaciones de

RQ, CQ o ambas (prxima pgina).8Las fangoli-

tas productivas ms buscadas por las compaas

petroleras tienden a exhibir un predominio de

minerales que no son arcilla, principalmente sili-

catos y carbonatos, y, por consiguiente, se ubican

en el extremo inferior del diagrama, lejos del

punto correspondiente a la arcilla; las rocas con

>Mejores resultados de 12 meses de produccin. Esta rea de 130 km2[50 mi2] de la lutita Barnett, en el noroeste del Condado de Tarrant, en Texas,EUA, muestra la produccin de gas del primer ao correspondiente a msde 650 pozos horizontales. Los puntos negros representan las localizacionesde pozos mltiples en la superficie. Las reas de colores clidos (extremosuperior de la escala) son los puntos dulces de produccin y las reas decolores fros (extremo inferior de la escala), no los son. (Adaptado de Baihlyet al, referencia 5.)

120

280

200

360

440

520

600

Produccindegas,

MMpc

0 km

0 mi 2

2

N

4. Miller C, Waters G y Rylander E: Evaluation of

Production Log Data from Horizontal Wells Drilled inOrganic Shales, artculo SPE 144326, presentado en laConferencia y Exhibicin de Gas No Convencional deAmrica del Norte de la SPE, The Woodlands, Texas,EUA, 14 al 16 de junio de 2011.

Cipolla C, Lewis R, Maxwell S y Mack M: AppraisingUnconventional Resource Plays: Separating ReservoirQuality from Completion Effectiveness, artculo IPTC14677, presentado en la Conferencia Internacional deTecnologa del Petrleo, Bangkok, Tailandia, 7 al 9 defebrero de 2012.

5. Baihly JD, Malpani R, Edwards C, Han SY, Kok JCL,

Tollefsen EM y Wheeler CW: Unlocking the ShaleMystery: How Lateral Measurements and WellPlacement Impact Completions and ResultantProduction, artculo SPE 138427, presentado enla Conferencia sobre Terminaciones de AreniscasGasferas Compactas de la SPE, San Antonio,Texas, 2 al 3 de noviembre de 2010.

6. Aplin AC, Fleet AJ y Macquaker JHS: Muds andMudstones: Physical and Fluid-Flow Properties, enAplin AC, Fleet AJ y Macquaker JHS (eds): Muds andMudstones: Physical and Fluid-Flow Properties.Londres: The Geological Society, Special Publication158 (1999): 18.

7. Un micrn, o micrmetro, equivale a una millonsima

de un metro o a la milsima parte de un milmetro.Se abrevia como , m o mc. En el sistema de medidasingls, un micrn equivale a 3,937 105pulgadas.

8. Para obtener ms informacin sobre el esquema declasificacin sCore, consulte: Gamero-Daz H, Miller Cy Lewis R: sCore: A Mineralogy Based ClassificationScheme for Organic Mudstones, artculo SPE 166284,presentado en la Conferencia y Exhibicin TcnicaAnual de la SPE, Nueva Orlens, 30 de septiembre al2 de octubre de 2013.


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Volumen 25, no.4 21

>Herramienta de clasificacin sCore. En sentido horario, los pices del diagrama ternario sCore (extremo superior izquierdo) corresponden a arcilla,carbonato y la suma de cuarzo, feldespato y mica (QFM). El diagrama define 16 clases de fangolitas sobre la base de la mineraloga. Las fangolitas(extremo superior derecho) que buscan las compaas petroleras tienden a poseer menos de un 50% de arcilla. En la lutita Wolfcamp (centro), lasfangolitas silceas exhiben un valor alto de RQ y CQ. En la lutita Eagle Ford (extremo inferior), las fangolitas carbonatadas poseen un valor alto de RQ y CQ.En estos ejemplos, RQ es directamente proporcional a la porosidad efectiva y CQ es inversamente proporcional al gradiente del esfuerzo de compresinprincipal mnimo local.

Fangolita silcearica en carbonato

Fangolita carbonatadarica en slice

Litotipocon

predominiode slice

QFM 20

20

50

50

80

80

80

50

20

10

80

50

20

10

10

10

20

50

80

10

20 50 8010

Arcilla Arcilla

Carbonato

Extensionesproductivasde lutitas

Barnett

Marcellus

Haynesville

Fayetteville

Eagle Ford

Wolfcamp

QFM Carbonato

Fangolitasilceamixta

Fangolitaarcillosa/

silcea

Fangolitamixta

Fangolitaarcillosa/

carbonatada(marga)

Fangolitaarcillosa

mixta

Litotipocon

predominiode arcilla

Fangolitacarbonatada

mixtaFangolita silcea-Carbonato

Fangolita

sil

cea

rica

enarcilla

Fangolita

arcillo

sa

rica

ensli

ce

Fangolita

arcillo

sa

ricaenca

rbonato

Fangolita

carbonatada

ricaenarcilla

Litotipocon

predominiode carbonato

Clasificacin sCore

QFM QFM

80

50

20

10

80

50

20

10

20

50

80

10

20

50

80

10

10 20 50 80 10 20 50 80

Arcilla Arcilla

Carbonato

RQ altaCQ alta

Carbonato

Porosidad efectiva, fraccin

IncrementodeRQ

0,150

0,120

0,090

0,061

0,031

0,001

Gradiente de esfuerzomnimo, lpc/pie

IncrementodeCQ

0,62

0,65

0,68

0,71

0,74

0,77

Lutita Wolfcamp

QFM QFM

80

50

20

10

80

50

20

10

20

50

80

10

20

50

80

10

10 20 50 80 10 20 50 80

Arcilla Arcilla

RQ altaCQ alta

CarbonatoCarbonato

Gradiente de esfuerzomnimo, lpc/pie

IncrementodeCQ

0,83

0,85

0,88

0,90

0,93

0,95

Porosidad efectiva, fraccin

IncrementodeRQ

0,080

0,064

0,048

0,033

0,017

0,001

Lutita Eagle Ford


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22Oilfield Review

RQ y CQ ms altas se encuentran cerca de los

bordes del tringulo.9

Diversos factores controlan las propiedades

fsicas de las fangolitas: la mineraloga y las pro-

porciones de los granos, el diagrama estructural

de los lodos depositados originalmente y los pro-

cesos postdeposicionales tales como la re-sus-

pensin, la re-depositacin, la diagnesis, la

bioturbacin y la compactacin que convier-

ten el lodo en roca.10

Las fangolitas tienden a seraltamente heterogneas y esta heterogeneidad

puede variar horizontal y verticalmente, origi-

nndose en la secuencia de ambientes deposita-

cionales y regmenes tectnicos prevalecientes

durante el apilamiento de los estratos de lodo a

travs del tiempo geolgico.

Una capa de lodo individual, denominada

laminacin, generalmente posee un espesor de

un milmetro. Las laminaciones se apilan for-

mando conjuntos de lminas denominados capas.

A su vez, las capas se apilan formando conjuntos

de capas que se agrupan para conformar miem-

bros y luego formaciones geolgicas. La composi-

cin mineral y orgnica de cada capa depende de

la secuencia o la historia de las condiciones geo-

lgicas del rea a travs del tiempo. Los gelogosutilizan los principios de la estratigrafa para des-

cifrar esta historia geolgica.11

La estratificacin genera un efecto especial

en algunas propiedades de las rocas: es un dia-

grama estructural que produce anisotropa.12

Una roca es anisotrpica si sus propiedades

varan con la direccin.13Una consecuencia de la

estratificacin es que la composicin, tamao,

forma, orientacin, empaque y seleccin de las

partculas de la capa tienden a variar ms rpido

en sentido perpendicular a las capas que en sen-

tido paralelo. Como resultado, las propiedades de

las rocas tienden a variar con la direccin y son

diferentes si se miden en sentido paralelo a las

capas que si se miden en sentido perpendicular.

Otro aspecto de las rocas que puede producir ani-sotropa es la presencia de redes de fracturas

abiertas aproximadamente paralelas, que pue-

den controlar la eficiencia de la estimulacin del

yacimiento. Dado que la anisotropa es observa-

ble en los datos ssmicos, los geofsicos pueden

caracterizarla para que los gelogos e ingenieros

>Estratificacin de fangolitas en diversas escalas. La estratificacin puede ser observada en las fotografas del afloramiento, del ncleo y de laseccin delgada. El afloramiento de la lutita Eagle Ford (izquierda) se encuentra en el Can Lozier, Condado de Terrell, Texas. Las imgenes del ncleo(luz clara y luz ultravioleta, centro) y de la seccin delgada (original y primer plano, derecha) corresponden a la lutita Eagle Ford inferior del pozo 1 deBP-Schlumberger en el Can de Lozier. La seccin del ncleo de 0,6 m [2 pies] fue tomada a profundidades oscilantes entre 68,9 y 69,5 m [226 y 228 pies].La seccin delgada corresponde a una fangolita silcea-calcrea fosilfera y posee una fractura mineralizada que discurre a lo largo de su lado derecho,que ha sido teida con ferricianuro potsico y alizarina roja S para distinguir los minerales carbonatados. En el primer plano de la seccin delgada, existenevidencias de que la fractura se propag, se interrumpi y se reinici a lo largo de un trayecto diferente. (Fotografa del afloramiento, cortesa de KarenSullivan Glaser. Imgenes del ncleo y de la seccin delgada, cortesa de Schlumberger y BP Amrica Incorporated.)

0 mm 5

0 m m 0, 5

0 m

0 pies 3

1

226

227

Longitud

d

elncleo,

pies

Luz clara Luz ultravioleta

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

1,8

1,9

2,0


6/16

Volumen 25, no.4 23

la utilicen en sus diversos modelos geolgicos,

geomecnicos y de flujo de fluidos del yacimiento

prospectivo (pgina anterior).

Las fangolitas desempean un rol importante

en un sistema petrolero. Sus tamaos de granos

pequeos y sus caractersticas de seleccin con-

tribuyen a su caracterizacin como rocas de baja

porosidad con una permeabilidad baja a ultra

baja y presiones de entrada altas de desplaza-

miento de fluidos. Por consiguiente, cuando lasfangolitas se encuentran en la localizacin y con la

configuracin estratigrfica y estructural correc-

tas, forman los sellos que coronan y delimitan las

geometras de los yacimientos hidrocarburferos

convencionales.

Algunas fangolitas se caracterizan como ricas

en materia orgnica y han sido consideradas hist-

ricamente como rocas generadoras que, a travs de

procesos de migracin secundaria, suministran

hidrocarburos a los yacimientos continuos, conven-

cionales y no convencionales, adyacentes y lejanos.

Estas mismas fangolitas ricas en materia orgnica

tambin demostraron ser yacimientos de rocas

generadoras y produjeron hidrocarburos que fue-

ron expulsados y experimentaron procesos de

migracin primaria para ser almacenados luego

en las rocas generadoras propiamente dichas.14

Por ejemplo, la lutita Eagle Ford del sur de Texas,

EUA, corresponde a una fangolita que sustenta el

prolfico yacimiento fracturado de la creta

Austin, explorado y explotado desde hace ms de

80 aos. Ahora, los operadores reconocen a la

lutita Eagle Ford en s como un yacimiento capaz

de producir petrleo, condensado, gas hmedo y

gas seco que simplemente nunca abandonaron la

roca generadora.15

No todas las fangolitas contienen suficientes

hidrocarburos para ser consideradas rocas yaci-

miento potenciales. Las fangolitas son definidas

como ricas en contenido orgnico si su concen-

tracin de carbono orgnico total (TOC) es mayor

que 2 (porcentaje en peso).16La preservacin y la

riqueza de la materia orgnica dependen de sus

tasas relativas de produccin, dilucin y destruc

cin (arriba).17La materia inorgnica depositada

al mismo tiempo que la materia orgnica diluye

la concentracin de esta ltima. La destruccin

de la materia orgnica se produce a travs de pro

>Materia orgnica. La seccin delgada (izquierda), que ha sido teida con ferricianuro potsico yalizarina roja S en su lado izquierdo, corresponde a una fangolita peletal calcrea. En el primer plano(derecha), la capa se compone de foraminferos plantnicos (blanco y rosa), coprolitos aplanados(marrn rojizo) y materia orgnica (negro). (Imgenes del ncleo y de la seccin delgada, cortesa deSchlumberger and BP Amrica Incorporated.)

0 mm 5

0 m 2 00

9. Loucks RG y Ruppel SC: Mississippian Barnett Shale:Lithofacies and Depositional Setting of a Deep-WaterShale-Gas Succession in the Fort Worth Basin, Texas,AAPG Bulletin91, no. 4 (Abril de 2007): 579601.

Passey QR, Bohacs KM, Esch WL, Klimentidis R y SinhaS: From Oil-Prone Source Rock to Gas-Producing ShaleReservoirGeologic and Petrophysical Characterizationof Unconventional Shale-Gas Reservoirs, artculo SPE131350, presentado en la Conferencia y ExhibicinInternacional del Petrleo y el Gas de las CPS/SPEen China, Beijing, 8 al 10 de junio de 2010.

Lash GG y Engelder T: Thickness Trends andSequence Stratigraphy of the Middle DevonianMarcellus Formation, Appalachian Basin: Implicationsfor Acadian Foreland Basin Evolution, AAPG Bulletin95, no. 1 (Enero de 2011): 61103.

10. Aplin AC y Macquaker JHS: Mudstone Diversity:Origin and Implications for Source, Seal, and Reservoir

Properties in Petroleum Systems, AAPG Bulletin95,no. 12 (Diciembre de 2011): 20312059.

11. Neal J, Risch D y Vail P: Sequence StratigraphyAGlobal Theory for Local Success, Oilfield Review5,no. 1 (Enero de 1993): 5162.

12. El diagrama estructural de la roca se refiere alespaciamiento, disposicin, distribucin, tamao, formay orientacin de los componentes de las rocas, talescomo minerales, granos, materia orgnica, porosidad,estratificacin, lmites de capas, contactos litolgicos

y fracturas. Los elementos del diagrama estructuralcontribuyen a la anisotropa de los materiales cuandoposeen una orientacin preferencial a lo largo de losejes cristalogrficos, las fracturas y las partculasalargadas y planas.

13. Para obtener ms informacin sobre la anisotropa dela permeabilidad, consulte: Ayan C, Colley N, CowanG, Ezekwe E, Wannell M, Goode P, Halford F, JosephJ, Mongini A, Obondoko G y Pop J: MeasuringPermeability Anisotropy: The Latest Approach,Oilfield Review6, no. 4 (Octubre de 1994): 2435.

Para obtener ms informacin sobre la anisotropaelstica, consulte: Armstrong P, Ireson D, Chmela B,Dodds K, Esmersoy C, Miller D, Hornby B, Sayers C,Schoenberg M, Leaney S y Lynn H: The Promise ofElastic Anisotropy, Oilfield Review6, no. 4 (Octubrede 1994): 3647.

Para obtener ms informacin sobre la anisotropa

de las propiedades elctricas, consulte: AndersonB, Bryant I, Luling M, Spies B y Helbig K: OilfieldAnisotropy: Its Origins and Electrical Characteristics,Oilfield Review6, no. 4 (Octubre de 1994): 4856.

14. La migracin primaria se refiere al flujo de fluidosde hidrocarburos recin generados en las r ocasgeneradoras. La migracin secundaria se refiere alflujo de fluidos de hidrocarburos libres lejos de lasrocas generadoras, en direccin hacia las rocasyacimiento adyacentes o lejanas.

15. Martin R, Baihly J, Malpani R, Lindsay G y Atwood WK:Understanding Production from Eagle FordAustinChalk System, artculo SPE 145117, presentado en laConferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE,Denver, 30 de octubre al 2 de noviembre de 2011.

16. Boyer et al (2006), referencia 1.

Loucks y Ruppel, y Lash y Engelder, referencia 9.

La fraccin o porcentaje volumtrico de TOCpresente en la roca es aproximadamente el doble quela fraccin o porcentaje en peso. Una concentracindel 2% [0,02 kg/kg] (porcentaje en peso) de TOC en laroca equivale a aproximadamente un 4% [0,04 m3/m3](fraccin volumtrica) de TOC. El clculo exacto dependede la densidad y la madurez de la materia orgnica y dela densidad volumtrica de la roca hospedadora.

17. Bohacs KM, Grabowski GJ Jr, Carroll AR, MankiewskiPJ, Miskell-Gerhardt KJ, Schwalbach JR, Wegner MBy Simo JA: Production, Destruction, and DilutionThe

Many Paths to Source-Rock Development, en HarrisNB (ed): The Deposition of Organic-Carbon-RichSediments: Models, Mechanisms, and Consequences.Tulsa: Society of Sedimentary Geology, SEPM SpecialPublication 82 (2005): 61101.

Para obtener ms informacin sobre la geoqumica delas rocas generadoras, consulte: McCarthy K, Rojas K,Niemann M, Palmowski D, Peters K y Stankiewicz A:La geoqumica bsica del petrleo para la evaluacinde las rocas generadoras, Oilfield Review23, no. 2(Diciembre de 2011): 3647.


7/16

24Oilfield Review

cesos de consumo bacteriano, reacciones de oxi-

dacin a profundidades someras y reacciones

ms profundas, activadas trmicamente, que

transforman parte de la materia orgnica en

petrleo y gas hasta que sta se convierte final-

mente en grafito o en carbono muerto. La porcin

principal de materia orgnica presente en las

rocas generadoras es el kergeno, que resulta inso-

luble en los solventes orgnicos comunes; la otra

porcin es el bitumen, que es soluble.El kergeno posee caractersticas petrofsicas

que difieren significativamente de las de los com-

ponentes minerales de la lutita, y estas caracte-

rsticas afectan las propiedades volumtricas

generales de la roca yacimiento. Por ejemplo,

dependiendo del tipo y la madurez del kergeno,

su densidad puede variar entre 1,1 y 1,4 g/cm3,

valor considerablemente inferior al de la densidad

volumtrica de su roca arcillosa hospedadora.18

En consecuencia, la densidad volumtrica de las

lutitas ricas en contenido orgnico parece ms

baja (como si la lutita tuviera una porosidad ms

alta) que la de las lutitas que contienen concen-

traciones ms bajas de kergeno.

La distribucin del kergeno vara entre par-

tculas aisladas dispersadas a travs de la matriz

de fangolita, y lentes y mantos alineados con las

lminas de fangolita. Los investigadores observa-

ron que las partculas de kergeno contienen una

porosidad secundaria que se form probable-

mente durante el proceso de madurez trmica.19

Esta porosidad orgnica se manifiesta como nano

poros, que se definen como poros con un dime-

tro menor a 1 micrn.El diagrama estructural del kergeno afecta

las propiedades fsicas de las fangolitas ricas en

materia orgnica. Cuando el contenido orgnico

es alto y el kergeno forma redes interconectadas

paralelas a las capas a travs de la estructura de

la fangolita, la porosidad orgnica puede ser sufi-

ciente para almacenar hidrocarburos y proporcio-

nar permeabilidad a los hidrocarburos lquidos y

gaseosos en una matriz que, de otro modo, exhibi-

ra una permeabilidad extremadamente baja.20

Por otra parte, el diagrama estructural del

kergeno afecta las propiedades elsticas y

mecnicas de las rocas yacimiento.21Por lo gene-

ral, las fangolitas que contienen kergeno inter-

conectado en su estructura se caracterizan por

sus mdulos elsticos ms bajos y su mayor ducti-

lidad, respecto de las fangolitas que poseen part-

culas de kergeno aisladas, dispersadas a travs

de su matriz. El contenido de kergeno distri-

buido en sentido paralelo a las lminas puede

afectar profundamente las propiedades anisotr-

picas, elsticas y mecnicas, de las fangolitas.22

Estos efectos se incrementan si, adems de gene-

rar porosidad secundaria en el kergeno, la gene-racin de hidrocarburos y la carga de las lminas

ricas en contenido de kergeno producen sobre-

presin, condicin que conduce a la formacin de

microgrietas paralelas a las capas, que se orien-

tan en sentido paralelo a las capas y se abren en

sentido perpendicular a stas.23Dado que la per-

meabilidad de la matriz en los yacimientos de luti-

tas es excepcionalmente baja, ya que oscila entre

107 y 103mD, las fracturas naturales desempe-

an un rol significativo en las terminaciones de los

yacimientos y la produccin de hidrocarburos.

Las fracturas naturales contribuyen al desem-

peo de los tratamientos de estimulacin por

fracturamiento hidrulico ya que proporcionan

18. La densidad del kergeno se incrementa a medidaque el carbono orgnico madura, pasando de carbonoorgnico generativo inmaduro a carbono orgnico nogenerativo sobremaduro. Para obtener ms informacinsobre el kergeno, consulte: Jarvie DM, Jarvie BM,Weldon WD y Maende A: Components and ProcessesImpacting Production Success from UnconventionalShale Resource Systems, Search and DiscoveryArticle40908, adaptado de una presentacin oralefectuada en la 10a Conferencia y Exhibicin deGeociencias de Medio Oriente, Manama, Bahrain,4 al 7 de marzo de 2012.

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19. Loucks RG, Reed RM, Ruppel SC y Jarvie DM:Morphology, Genesis, and Distribution of Nanometer-Scale Pores in Siliceous Mudstones of the MississippianBarnett Shale, Journal of Sedimentary Research79,no. 12 (Diciembre de 2009): 848861.

Curtis ME, Cardott BJ, Sondergeld CH y Rai CS:Development of Organic Porosity in the Woodford Shalewith Increasing Thermal Maturity, International Journalof Coal Geology103 (1 de diciembre de 2012): 2631.

20. Wang FP y Reed RM: Pore Networks and Fluid Flowin Gas Shales, artculo SPE 124253, presentado en laConferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE,Nueva Orlens, 4 al 7 de octubre de 2009.

Ambrose RJ, Hartman RC, Daz-Campos M, Akkutlu IYy Sondergeld CH: Shale Gas-in-Place CalculationsPart I: New Pore-Scale Considerations, SPE Journal17, no. 1 (Marzo de 2012): 219229.

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21. Surez-Rivera R, Deenadayalu C y Yang Y-K: Unlockingthe Unconventional Oil and Gas Reservoirs: The Effect ofLaminated Heterogeneity in Wellbore Stability andCompletion of Tight Gas Shale Reservoirs, artculo OTC20269, presentado en la Conferencia de TecnologaMarina, Houston, 4 al 7 de mayo de 2009.

22. Vernik L y Landis C: Elastic Anisotropy of SourceRocks: Implications for Hydrocarbon Generation andPrimary Migration, AAPG Bulletin80, no. 4 (Abril de1996): 531544.

Vernik L y Milovac J: Rock Physics of Organic Shales,The Leading Edge30, no. 3 (Marzo de 2011): 318323.

Sayers CM: The Effect of Kerogen on the ElasticAnisotropy of Organic-Rich Shales, Geophysics78,no. 2 (MarzoAbril de 2013): D65D74.

23. Para obtener ms informacin sobre las microgrietasparalelas a las capas, consulte: Lash GG y Engelder T:An Analysis of Horizontal Microcracking DuringCatagenesis: Example from the Catskill Delta Complex,AAPG Bulletin89, no. 11 (Noviembre de 2005): 14331449.

24. Miller C, Hamilton D, Sturm S, Waters G, Taylor T,Le Calvez J y Singh M: Evaluating the Impact ofMineralogy, Natural Fractures and In Situ Stresseson Hydraulically Induced Fracture System Geometryin Horizontal Shale Wells, artculo SPE 163878,presentado en la Conferencia de Tecnologa deFracturamiento Hidrulico de la SPE, The Woodlands,Texas, 4 al 6 de febrero de 2013.

25. Weng X, Kresse O, Cohen C, Wu R y Gu H: Modeling ofHydraulic Fracture-Network Propagation in a NaturallyFractured Formation, SPE Production & Operations26,no. 4 (Noviembre de 2011): 368380.

Kresse O, Cohen C, Weng X, Wu R y Gu H: NumericalModeling of Hydraulic Fracturing in Naturally FracturedFormations, artculo ARMA 11363, presentado en el45o Simposio de Mecnica/Geomecnica de las Rocasde EUA, San Francisco, 26 al 29 de junio de 2011.

26. Miller et al, referencia 24.

27. Para obtener ms informacin sobre el proceso dedeteccin de fracturas utilizando sismologa dereflexin, consulte: Aarre V, Astratti D, Al Dayyni TNA,Mahmoud SL, Clark ABS, Stellas MJ, Stringer JW,Toelle B, Vejbak OV y White G: Deteccin ssmica defallas y fracturas sutiles, Oilfield Review24, no. 2(Diciembre de 2012): 3045.

28. Para obtener ms informacin sobre la anisotropaelstica, consulte: Armstrong et al, referencia 13.

29. Para obtener ms informacin sobre el anlisis deanisotropa ssmica azimutal, consulte: Barkved O,Bartman B, Compani B, Gaiser J, Van Dok R, JohnsT, Kristiansen P, Probert T y Thompson M:Las diversas facetas de los datos ssmicos decomponentes mltiples, Oilfield Review16, no. 2(Otoo de 2004): 4661.

30. Hardage B: Fracture Identification and EvaluationUsing S Waves, Search and Discovery Article 40792,adaptado de cinco columnas de Geophysical Corner acargo de B Hardage en AAPG Explorer32, no. 48(AbrilAgosto de 2011).

31. Burns DR, Willis ME, Toksoz MN y Vetri L: FractureProperties from Seismic Scattering, The Leading Edge

26, no. 9 (Septiembre de 2007): 11861196.32. Se produce un valor alto de variacin ssmica cuando

los datos ssmicos varan rpidamente, tal como sucedecuando se cruzan fallas o lmites estratigrficos.

33. Para obtener ms informacin sobre el modelado desistemas petroleros, consulte: Al-Hajeri MM, Al SaeedM, Derks J, Fuchs T, Hantschel T, Kauerauf A, NeumaierM, Schenk O, Swientek O, Tessen N, Welte D, WygralaB, Kornpihl D y Peters K: Modelado de cuencas ysistemas petroleros, Oilfield Review21, no. 2(Diciembre de 2009): 1633.

Peters KE, Magoon LB, Bird KJ, Valin ZC y Keller MA:North Slope, Alaska: Source Rock Distribution,Richness, Thermal Maturity, and Petroleum Charge,AAPG Bulletin90, no. 2 (Febrero de 2006): 261292.

Peters K, Schenk O y Bird K: Timing of PetroleumSystem Events Controls Accumulations on the NorthSlope, Alaska, Search and Discovery Article30145,adaptado de una presentacin oral efectuada en laConferencia y Exhibicin Internacional de la AAPG,Calgary, 12 al 15 de septiembre de 2010.

Higley DK: Undiscovered Petroleum Resources forthe Woodford Shale and Thirteen Finger LimestoneAtoka Shale Assessment Units, Anadarko Basin,Denver: Informe de Archivo Abierto del ServicioGeolgico de EUA 20111242, 2011.

34. Boyer et al (2006), referencia 1.


8/16

Volumen 25, no.4 25

planos de debilidad y conductos para el flujo de

fluidos.24Como planos de debilidad, las fracturas

naturales pueden determinar la propagacin y el

desarrollo de redes de fracturas inducidas, espe-

cialmente si la anisotropa de los esfuerzos loca-

les es reducida.25Como conductos para el flujo de

fluidos, estas fracturas pueden incrementar el

volumen efectivo del yacimiento drenado por el

pozo y admitir fluidos a alta presin, que podran

provocar deslizamiento permanente por esfuerzode cizalla (corte) a travs de sus planos de fractu-

ramiento e incrementar la apertura y la conducti-

vidad de las fracturas.

En los yacimientos prospectivos de fangolita,

los puntos dulces locales con buena RQ a menudo

contienen fracturas naturales que proporcionan

trayectos de flujo. Estos trayectos de flujo conec-

tan el almacenamiento y la porosidad de la matriz

con las fracturas hidrulicas y el pozo. Las fractu-

ras naturales tambin pueden afectar la CQ a

travs de la geometra de las redes de fracturas

hidrulicas inducidas por los tratamientos de

estimulacin, que tienden a expandirse y vol-

verse ms complejas cuando las redes de fractu-

ras naturales pre-existentes se orientan formando

un ngulo con respecto al esfuerzo horizontal

principal actual.26Cuando los yacimientos de fan-

golitas carecen de fracturas naturales, las com-

paas operadoras deben utilizar tratamientos de

estimulacin por fracturamiento hidrulico para

generar redes de fracturas inducidas que conec-

ten la produccin de la matriz del yacimiento con

el pozo. Por consiguiente, las fracturas naturales,

que pueden incrementar tanto la RQ como la CQ,

constituyen un objetivo de exploracin ssmica

en la bsqueda de puntos dulces en los yacimien-

tos de lutitas.

A travs del anlisis de los atributos ssmicos,

los geofsicos detectan y caracterizan las redes

de fracturas. Este proceso utiliza la respuesta del

volumen promedio de todo el intervalo prospec-

tivo que contiene un sistema de fracturas natura-

les abiertas.27

Existen numerosos mtodos de deteccin de

fracturas que utilizan atributos ssmicos. Cuando las

fracturas naturales se alinean con una orienta-

cin de rumbo consistente, producen la variacin

de las propiedades elsticas y los atributos ssmi-cos con el azimut, incluidas la velocidad y la

amplitud de las reflexiones.28 Los geofsicos

observan estas variaciones, basndose en el an-

lisis de los levantamientos ssmicos de superficie

3D que han sido ejecutados a travs de mltiples

azimuts.29 El anlisis azimutal de las ondas de

cizalla (corte, ondas S) ha demostrado ser un

buen mtodo de deteccin de fracturas.30El an-

lisis de la dispersin de formas de ondas ssmicas,

que en el pasado se trataba a menudo como ruido,

tambin puede revelar informacin sobre la orien-

tacin y el espaciamiento de las fracturas a travs

del anlisis de frecuencias.31Adems, las combina-

ciones de los atributos, tales como la intensidad de

las reflexiones y la variacin ssmica la varia-

cin entre las muestras ssmicas pueden a su

vez combinarse, o superponerse, para que queden

expuestos los rasgos estructurales sutiles queposeen sistemas de fracturas asociados.32

Puntos dulces a escala

regional o a escala de cuenca

Durante los primeros aos de la oleada actual de

actividades registradas en las extensiones pro-

ductivas de lutitas, algunos operadores pudieron

desarrollar dichas extensiones basndose en los

rastros de hidrocarburos observados en los registros

de lodo que fueron registrados en las lutitas halla-

das durante la perforacin de los yacimientos con-

vencionales existentes en una cuenca. La industria

ya conoca las regiones de estas cuencas en las que

las lutitas orgnicas se encontraban trmicamente

maduras; por consiguiente, para muchas de las

extensiones productivas de lutitas de Amrica del

Norte, no fue necesario que los operadores investi-

garan su madurez trmica.

Debido al xito del desarrollo de la lutita

Barnett, en la cuenca Fort Worth, en el sector

centro-septentrional de Texas, los operadores

ampliaron la bsqueda de gas de lutitas ms all

de Amrica del Norte para acceder a cuencas

menos exploradas. En ciertas cuencas del mundo,

se han perforado pocos pozos y los operadores

carecen del nivel de conocimiento del marco

estructural y estratigrfico necesario para antici-

par dnde existen recursos potenciales de lutitas.

En estas cuencas, la exploracin inicial de yaci-

mientos potenciales de lutitas se basa en la eva-

luacin de los levantamientos ssmicos 2D

pre-existentes y en datos estructurales adiciona-

les derivados de los anlisis de percepcin

remota y de estudios de afloramientos de la geo-

loga de superficie.

Los geocientficos evalan estos datos para

establecer el marco estructural de las principales

unidades estratigrficas de las cuencas, incluidaslas localizaciones de las zonas de fallas primarias

y otros rasgos tectnicos. Una vez que concluyen

este anlisis, los analistas de cuencas pueden uti-

lizar el marco estructural como dato de entrada

para el modelado de los sistemas petroleros con

el fin de determinar si las formaciones de lutitas

orgnicas podran estar trmicamente maduras

y, en ese caso, en qu lugar de la cuenca se

encuentran.33Cuando esta informacin se com

bina con el mapeo regional de los datos TOC dis

ponibles, es posible identificar puntos dulces de

escala regional o de cuenca, lo que permite a lo

operadores seleccionar las localizaciones pti

mas para la perforacin de pozos piloto verticale

iniciales en la fase de exploracin siguiente.

Puntos dulces locales o en reas operativas

El modelado de los sistemas petroleros predice lalocalizacin y las caractersticas de los puntos

dulces a escala de cuenca, incluida la distribucin

del contenido de kergeno, su madurez trmica

y la presin de poro en el intervalo prospectivo

No obstante, estas predicciones pueden ser confir

madas solamente a travs de la perforacin de un

pozo piloto. Las mediciones derivadas de lo

ncleos y los registros del pozo piloto vertical pro

porcionan los datos necesarios para actualizar e

modelado y determinar si el pozo piloto intersect

un punto dulce. Los ingenieros pueden clasificar

los puntos dulces locales a travs del anlisis de

RQ y CQ, utilizando los datos de los ncleos y los

registros recin adquiridos.

Los puntos dulces locales de alta RQ poseen

una o ms de tres propiedades. Pueden exhibir

una porosidad de matriz alta con cantidades sig

nificativas de gas libre, que puede ser producido

con altas tasas durante la produccin inicial, per

mitiendo la rpida recuperacin de la inversin

en un pozo de evaluacin horizontal.

Adems, los puntos dulces pueden contene

concentraciones significativas de kergeno. Aqullo

que son ricos en contenido de kergeno tambin

contienen grandes volmenes de gas adsorbido

que es almacenado principalmente en las superfi

cies del kergeno.34Este gas adsorbido contribuye

a la produccin sostenida, a medida que se reduce

la presin durante el agotamiento del yacimiento

mucho despus de consumido el gas libre.

Los puntos dulces locales con buena RQ pue

den exhibir tambin densas redes de microfractu

ras abiertas. De un modo similar a los puntos dulces

de alta porosidad, los puntos dulces densamente

fracturados contienen gas libre que es producido

durante la etapa inicial de produccin de un pozo

Adems, en un yacimiento de lutitas, las microfrac

turas incrementan la permeabilidad sistmica.Los puntos dulces con la mejor RQ exhiben las

tres propiedades incremento de la porosidad

kergeno y presencia de microfracturas lo que a

su vez afecta diversos atributos de los datos ssmi

cos a travs de su efecto en las propiedades de las

rocas. El incremento de la porosidad y la presencia

de fracturas habitualmente producen reducciones

de la velocidad ssmica y un incremento de la ate


9/16

26Oilfield Review

nuacin de las altas frecuencias. Las concentra-

ciones de kergeno tambin pueden reducir los

mdulos elsticos y la densidad de las fangolitas,

pero en menor medida. Los cambios producidos en

ciertos atributos ssmicos asociados con estas pro-

piedades de las rocas pueden ser utilizados para

identificar los puntos dulces con buena RQ.

Correlacin entre las anomalas de frecuencia

y el comportamiento de la produccin

En la cuenca de Arkoma, en el sureste de

Oklahoma, EUA, se ha establecido produccin de

gas de la lutita Woodford, una fangolita rica en

contenido orgnico de edad Devnico tardo

Mississippiano temprano. Su mineraloga corres-

ponde principalmente a cuarzo e illita, con

pequeas cantidades de pirita y doloma. La poro-

sidad vara entre el 3% y el 9% y el TOC, entre 1 y 14como porcentaje en peso [0,01 y 0,14 kg/kg].35

Un operador que pretenda producir gas de la

lutita Woodford haba perforado seis pozos verti-

cales en un rea de 10 km2[4 mi2]. Las tasas de

produccin de los pozos variaban considerable-

mente. En un perodo de 2,5 aos, la produccin

acumulada de gas por pozo oscil entre 0,51 y

10,5 millones de m3[18 y 372 MMpc] con una pro-

duccin acumulada promedio, proveniente de los

cinco pozos productores inferiores extremos, de

1 milln de m3[40 MMpc]. El operador haba efec-

tuado un levantamiento ssmico 3D en el campo y

solicit que los analistas de Schlumberger interpre-

taran los datos para determinar porqu la produc-

cin era tan variable, adems de localizar reas de

produccin potencialmente mayor.

Los datos ssmicos 3D proporcionan una

cobertura mucho ms amplia del intervalo pros-

pectivo que la que podra lograrse con los datos

de pozos verticales u horizontales e inicialmente

fueron interpretados para localizar fallas y cual-

quier otro riesgo geolgico presente en el rea,

pero la observacin del fallamiento y el fractura-

miento asociados con las zonas de dao de las

fallas no sirvi como explicacin para la historia

de produccin o la variabilidad entre los pozos.Los geofsicos analizaron los datos en busca

de los atributos ssmicos que revelaran la exis-

tencia de puntos dulces con buena RQ e identifi-

caron un atributo ssmico de frecuencia que, en

ciertas frecuencias, se corresponda con reas de

mayor produccin. Estas anomalas ssmicas

correspondientes a puntos dulces eran reas en

las que la frecuencia ssmica predominante

demostr ser relativamente baja, aparentemente

como resultado de la dispersin de las ondas en las

redes de fracturas naturales o las microfracturas.36

Las anomalas aparecan en el campo como man-

chas aisladas y el equipo de trabajo interpret que

representaban reas de incremento de la porosi-

dad y microfracturamiento dentro del yacimiento

de lutitas. Los pozos productivos se encontraban

ubicados dentro de estas reas anmalas, en tanto

que los pozos con un desempeo insuficiente nolo estaban. El pozo con mayor produccin se encuen-

tra ubicado en una gran anomala (izquierda). En el

momento del estudio, la produccin de este pozo

superaba en nueve veces a la produccin prome-

dio de los otros cinco pozos combinados. Esta

observacin se condice con el incremento en diez

veces observado en la lutita Barnett para los pozos

localizados en los puntos dulces.37

En otra extensin productiva de lutitas, un

operador estaba abocado al desarrollo de un yaci-

miento no convencional fracturado de carbona-

tos y lutitas gasferas combinados, ubicado en la

cuenca de Delaware en la porcin sur de Nuevo

Mxico y Texas occidental, en EUA. La compaa

haba perforado numerosos pozos horizontales en

la interfaz existente entre los carbonatos y las

lutitas infrayacentes. La produccin de estos

pozos mostraba variaciones significativas.

Los geofsicos de Schlumberger analizaron un

volumen ssmico 3D para ayudar a determinar la

localizacin y la extensin de los puntos dulces

potenciales con buena RQ y definir su naturaleza

geolgica. Estos profesionales efectuaron un pro-

ceso de inversin azimutal antes del apilamiento y

diversos estudios relacionados con las frecuencias.

Los resultados de estas investigaciones indepen-

dientes convergieron en las mismas localizaciones

del yacimiento de lutitas que los puntos dulces

potenciales con buena RQ. Estos puntos dulces se

manifestaban a travs de anomalas especficas de

atributos ssmicos relacionados con las frecuen-

cias que adems coincidan con zonas de anisotro-

pa de ondas S. El equipo de trabajo interpret

estas reas como volmenes de microfractura-

miento incrementado en la porcin superior de la

lutita gasfera (prxima pgina, arriba).

El operador perfor tres pozos horizontales a

lo largo de la interfaz carbonato/lutita con laesperanza de encontrar fracturas en la formacin

carbonatada y zonas de alto contenido de gas en

la lutita. Aparentemente, las tasas de produccin

de estos pozos se relacionaban directamente con

la magnitud y el tamao de las anomalas de fre-

cuencia y la anisotropa de las ondas S. El pozo A

fue perforado a travs del tope de un rasgo anticli-

nal suave, donde la gran variacin ssmica indicaba

>Puntos dulces con calidad de yacimiento en un yacimiento de lutitas.Seis pozos verticales (puntos rojos) fueron perforados en la lutitaWoodford, en la cuenca de Arkoma, en el sector sudeste de Oklahoma.Su produccin acumulada de gas al cabo de aproximadamente 2,5 aos,hasta junio de 2009, mostr variaciones significativas. La interpretacinde un conjunto de datos ssmicos 3D revel la presencia de fallas (negro).Sin embargo, la proximidad del pozo a las fallas, que a menudo se asociacon la densidad de las fracturas en la zona de dao de las fallas, no sirvicomo explicacin para la variacin de la produccin. Un anlisis de lasfrecuencias ssmicas del conjunto de datos revel un atributo defrecuencia que los intrpretes identificaron con puntos dulces con alta RQ(contornos de guiones rojos) cuando era fuerte. La produccin de gas secorrelacion con el tamao y la intensidad de los puntos dulcesidentificados por medio de la ssmica.

18 MMpc

23 MMpc

22 MMpc

80 MMpc

61 MMpc

372 MMpc

N

0 km

0 mi 2

2

Ano

maladefrecuencia

Fuerte

Dbil

Anomalano sometida

a prueba


10/16

Volumen 25, no.4 27

35. Oficina de Energa Fsil del Departamento de Energa de

EUA y Laboratorio Nacional de Tecnologa Energtica:Modern Shale Gas Development in the United States:A Primer, Washington, DC: Departamento de Energade EUA, abril de 2009.

36. Las porciones de longitud de onda ms corta de lasseales ssmicas se dispersan lo suficiente como paravolverse incoherentes y suprimirse entre s.

37. Baihly et al, referencia 5.

>Deteccin de fracturas con atributos ssmicos de frecuencia. Un diagrama de panel ssmico,compuesto por secciones ssmicas y un corte a travs de un horizonte ssmico, muestra un atributossmico relacionado con la frecuencia. El corte a travs del horizonte ssmico se combina ademscon el atributo de variacin ssmica (escala de grises); slo se muestran los valores de variacinaltos. El diagrama de panel (inserto) se forma a partir de las secciones ssmicas, a lo largo de lastrayectorias de los pozos A, B y C (azul oscuro). El corte a travs del horizonte ssmico, tomado a lolargo del tope de la formacin que se encuentra inmediatamente por debajo del yacimiento de lutitas,es curvado por la presencia de un anticlinal suave. A lo largo de la cresta del anticlinal, la variacinssmica y los atributos de frecuencia son significativos. Las tasas promedio de produccin mensualde gas, mostradas por encima del tramo lateral de cada pozo, ilustran cmo la tasa de produccinde cada pozo se corresponde con su proximidad a las anomalas de frecuencia fuertes.

Anomaladefrecuencia

Dbil

Fuerte

Valores de variacin

AltosBajos

64 MMpc 28 MMpc 7 MMpc

Indicador de fallascon gran variacin

Cresta del

anticlinal

Pozo A Pozo B Pozo C

Anomala defrecuencia

Ausencia

de fallasHorizonte a lo largo

del tope de la siguienteformacin ms profunda

Diagrama de panel ssmico

, Rastros de gas encontrados durante laperforacin del pozo A (lnea negra). Se muestrauna seccin ssmica (fondo) en perspectiva,mirando hacia abajo y hacia su interior. Esta seccines paralela a la trayectoria del pozo A y atraviesa evolumen 3D del atributo de frecuencia. Los valoresaltos del atributo de frecuencia (rojo y rosa)

aparecen como nubes que salen de la seccin.Las lecturas de cromatografa en fase gaseosa(curva azul), obtenidas del registro de lodo, semuestran a lo largo de la porcin horizontal delpozo A. Las localizaciones de los conjuntos dedisparos (diamantes cian) se alinean con los puntosde profundidad del registro de lodo (tringulos rojospequeos por debajo de la curva del registro).Los rastros de gas del registro de lodo eran fuertescuando el pozo se encontraba cerca de los valoresaltos del atributo de frecuencia derivado por mediode la ssmica.

Anomalade

frecuencia

Dbil

Fuerte

Valores altos deanomalas de frecuencia

Ms lejosde la anomala

Cerca dela anomala

Rastros de gasen el registro de lodo

Rastros fuertes Rastros dbiles

la presencia de fallamiento a lo largo de la cresta

del pliegue. En el momento del estudio, el pozo A

era el mejor productor, con una tasa de produccin

promedio de 1,8 millones de m3[64 MMpc] de gas

por mes. El pozo B fue perforado cerca de una

anomala de frecuencia ms pequea y su tasa de

produccin mensual fue de 0,79 millones de m

[28 MMpc], menos de la mitad que la del pozo A

El pozo C no penetr una anomala de frecuencia

y su tasa de produccin mensual fue de tan slo0,2 millones de m3[7 MMpc].

El equipo de trabajo consider que las anoma

las de frecuencia realzaban zonas de la lutita

que contenan ms microfracturas que otras

localizaciones. La concentracin de las micro

fracturas en la cresta del anticlinal es consis

tente con la extensin tectnica experimentada

por las capas durante la formacin del anticlinal

Otras evidencias indican que este fracturamiento

no se extendi a travs de todo el espesor arcilloso

Las zonas de microfracturamiento incrementado

de la lutita, encontradas por el pozo A y, en

mucho menor grado, por el pozo B, fueron res

ponsables del mejoramiento de la produccin

observado en ambos pozos respecto del pozo C.

El examen de los rastros de gas encontrado

durante la perforacin del pozo A tambin sus

tent esta interpretacin (izquierda, extremo

inferior). Los rastros de gas ms fuertes coinci

dieron con las anomalas de frecuencia fuertes

En las zonas en las que las anomalas de frecuen

cia eran ms dbiles, los rastros de gas no exhi

ban tanta intensidad.


11/16

28Oilfield Review

En otra localizacin de la misma rea de estu-

dio de la cuenca Delaware, el operador perfor dos

pozos horizontales a partir de un pozo piloto vertical.

Los pozos fueron perforados de este a oeste, se

estimularon hidrulicamente en mltiples etapas,

y fueron monitoreados para el seguimiento de la

microsismicidad inducida. El equipo de trabajo

pudo correlacionar las localizaciones de los even-

tos microssmicos con las reas en las que las ano-

malas de frecuencia eran ms fuertes (arriba).

Resultaba evidente que los niveles altos de ano-

malas de frecuencia se correspondan con pun-

tos dulces con buena RQ, o ms especficamente,

con zonas de alta porosidad e incremento de la

densidad de las microfracturas. Adems, estas

zonas parecan exhibir una CQ favorable.

Asociacin entre la anisotropa

y los patrones de produccin

La formacin Bakken corresponde a un sistemapetrolero productor de petrleo. Su estratigrafa

representa la depositacin en un ambiente restrin-

gido de agua somera existente en la mayor parte de

la cuenca Williston, que cubre partes de Alberta,

Saskatchewan y Manitoba, en Canad y Montana,

Dakota del Norte y Dakota del Sur en EUA.38La for-

macin Bakken es de edad Devnico tardo

Mississipiano temprano y yace en discordancia

por encima de la formacin Three Forks de edad

Devnico tardo y en concordancia por debajo de

la formacin Lodgepole Limestone de edad

Mississipiano temprano.39La formacin Bakken

ha sido subdividida en tres miembros: inferior,

medio y superior. El miembro medio corresponde

al yacimiento y es un intervalo clstico-carbona-

tado mixto compuesto por areniscas dolomticas,

dolomas y calizas. Los miembros superior e infe-

rior estn compuestos por lutitas ricas en conte-

nido orgnico que actan como sello y como

fuente de hidrocarburos.

El modelo para la formacin Bakken es el de

un sistema petrolero continuo.40 Los miembros

superior e inferior de la lutita Bakken rica en

contenido orgnico poseen entre un 8 y un 10%

[0,08 y 0,1 kg/kg] (porcentaje en peso) de TOC y

corresponden a rocas madre generadoras de

petrleo, que haba migrado localmente hacia los

yacimientos alojados en el miembro medio adya-cente de la formacin Bakken y la formacin

Pronghorn infrayacente, que incluye la arenisca

Sanish de la formacin Three Forks. Dada la natu-

raleza relativamente cerrada de este sistema

petrolero, se produce sobrepresin en las porcio-

nes ms profundas de la cuenca en las que acae-

ci la mayor parte del proceso de generacin

de hidrocarburos. El espacio poroso y las fractu-

ras existentes en los miembros superior e inferior

de la lutita Bakken tambin constituyen el yaci-

miento de almacenamiento.

Las fracturas naturales pueden ocurrir local-

mente en la formacin Bakken y cuando su inten-

sidad es suficientemente alta, como sucede a

travs del anticlinal Antelope en Dakota del

Norte, pueden incidir en la produccin. En gene-

ral, las fracturas son verticales a subverticales y

se encuentran limitadas por capas y parcial ototalmente rellenas de cuarzo, calcita o, rara-

mente, cementos pirticos. Algunas microfractu-

ras verticales parecen ser fracturas de expulsin,

o de descarga de fluidos, que se forman cuando

las presiones de los fluidos exceden el esfuerzo

de compresin principal mnimo prevaleciente,

permitiendo que el petrleo migre desde las

rocas generadoras hacia el interior de los miem-

bros prospectivos adyacentes.

La porosidad y permeabilidad (RQ) del miem-

bro medio, junto con el grado de sobrepresin,

desempean un rol importante para la determina-

38. Sturm SD y Gmez E: Role of Natural Fracturing inProduction from the Bakken Formation, Williston Basin,North Dakota, Search and Discovery Article50199,adaptado de una presentacin de posters efectuadaen la Convencin y Exhibicin Anual de la AAPG,Denver, 7 al 10 de junio de 2009.

39. Pitman JK, Price LC y LeFever JA: Diagenesis andFracture Development in the Bakken Formation,Williston Basin: Implications for Reservoir Qualityin the Middle Member, Denver: Artculo Profesionaldel Servicio Geolgico de EUA 1653, 2001.

Pollastro RM, Roberts LNR y Cook TA: GeologicAssessment of Technically Recoverable Oil in theDevonian and Mississippian Bakken Formation,en US Geological Survey Williston Basin ProvinceAssessment Team (ed): Assessment of UndiscoveredOil and Gas Resources of the Williston Basin Provinceof North Dakota, Montana, and South Dakota, 2010,Denver: Serie de Datos Digitales del Servicio Geolgicode EUA DDS69W (2011):5-15-34.

40. Un sistema petrolero continuo es aqul que exhibe pocao ninguna segregacin gravitacional, o por flotabilidad,de los fluidos de yacimiento. El petrleo o el gasgenerado migr directamente hacia el yacimiento dealmacenamiento dentro de la roca generadora o en lasformaciones adyacentes. Esto difiere de los sistemaspetroleros convencionales en los que el petrleo o elgas generado migr desde las rocas generadoras hacialas trampas que yacen por debajo de un sellode yacimiento. Los yacimientos convencionalesexhiben contactos de fluidos netos, que son productode la segregacin gravitacional.

41. Johnson GM y Miller P: Advanced Imaging andInversion for Unconventional Resource Plays,First Break31, no. 7 (Julio de 2013): 4149.

Para obtener ms informacin sobre el Sistema

Pblico de Agrimensura de Tierras, consulte: US TopoQuadranglesMaps for Amrica. http://nationalmap.gov/ustopo/ (Se accedi el 17 de enero de 2014).

42. Johnson GM y Dorsey J: Modeling OverburdenHeterogeneity in Terms of Vp and TI for PSDM,Williston Basin, U.S.A., Resmenes Expandidos,80a Reunin Anual de la SEG, Denver (17 al 22 deoctubre de 2010): 40624065.

43. Para obtener ms informacin sobre el procesamientoOVT, consulte: Stein JA, Wojslaw R, Langston T y BoyerS: Wide-Azimuth Land Processing: Fracture DetectionUsing Offset Vector Tile Technology, The Leading Edge29, no. 11 (Noviembre de 2010): 13281337.

>Comparacin de la microsismicidad con las anomalas de atributos de frecuencia que indican zonasde buena CQ. Esta vista en perspectiva mira hacia abajo en el interior de una seccin ssmica que seextiende de oeste a este. La seccin ssmica es totalmente opaca y muestra todos los valores del atributode frecuencia. Dos pozos horizontales (curvas negras) fueron desviados a partir de un pozo piloto vertical

situado al este. Los valores altos del atributo de frecuencia, contenidos en el volumen ssmico 3D ylimitados a la porcin superior del yacimiento de lutitas, se muestran como nubes (tostado a rojo).Los eventos microssmicos (puntos), codificados en color por etapa de estimulacin, tienden a ocurrirdonde los valores de la anomala de frecuencia son altos (valos blancos). Esta relacin indica que,cuando son fuertes, los valores de este atributo de frecuencia tambin pueden indicar zonas de buena CQ.

Anomala

defrecuencia

Dbil

Fuerte

N

S

EO


12/16

Volumen 25, no.4 29

>Rocas sometidas a esfuerzos. Los diagramas estructurales blandos maleables y plsticos orientados de manera aleatoria(extremo superior izquierdo, azul) en una matriz hospedadora (tostado) pueden abrirse en cualquier direccin en un campo deesfuerzos isotrpicos; los diagramas estructurales blandos pueden incluir poros, partculas de kergeno y microgrietas. Bajo uncampo de esfuerzos anisotrpicos (extremo superior derecho), dichos diagramas estructurales se comprimen preferentementeen la direccin del esfuerzo de compresin mximo (flechas naranjas) y sus formas se modifican menos en las direcciones de losotros esfuerzos principales. El esfuerzo de compresin mximo con orientacin NS (Hmax, extremo inferior izquierdo) hace quelas ondas S polarizadas incidentes SONE (flechas grises) se separen en ondas S rpidas polarizadas NS (flechas marrones) yondas S lentas polarizadas OE (flechas doradas). Adems, las ondas P incidentes (flechas verdes) se resuelven en ondas P,que son ms rpidas (flechas rojas) en sentido paralelo al esfuerzo de compresin mximo NS y ms lentas (flechas azules) ensentido perpendicular a ste; la sinusoide (extremo inferior derecho) muestra toda la variacin azimutal de velocidad de ondas P.

NESO

OndaS

rpida,

NS

OndaSlenta,OE

Hmax

V

Hmin

Campo de esfuerzos isotrpicos Campo de esfuerzos anisotrpicos

Azimut

Onda P rpida, NS

Onda P lenta, OE

Onda P incidente

Onda P incidente

Onda S incidente

Velocidad

de

onda

P

Este

Norte Sur

Oeste

cin de la productividad de la formacin Bakken.

La capacidad para predecir dnde se registra la

mejor calidad del yacimiento incrementa signifi-

cativamente la posibilidad de xito en esta exten-

sin productiva.

Por este motivo, una compaa de E&P que

operaba en la cuenca Williston contrat los servi-

cios de Schlumberger, cuyos geofsicos reprocesa-

ron un levantamiento ssmico multiazimutal 3D

patentado que cubra un rea de la extensin

productiva Bakken en Dakota del Norte. El hori-

zonte prospectivo objetivo se encontraba en elmiembro medio de la formacin Bakken. La com-

paa pretenda basar las localizaciones de perfo-

racin en patrones de produccin inicial y

atributos ssmicos, factores que en ambos casos

son afectados por las caractersticas de la geolo-

ga del yacimiento. La compaa esperaba poder

abandonar la prctica de perforar los pozos sobre

la base de patrones geomtricos lmites de

concesiones o el Sistema Pblico de Agrimensura

de Tierras que ignoran la heterogeneidad geo-

lgica, y adoptar un enfoque deliberado para

posicionar, orientar y perforar pozos horizontales

de relleno en las localizaciones altamente pro-

ductivas del yacimiento.41

Los geocientficos construyeron un modelo

geolgico calibrado que fue restringido con todos

los datos geolgicos disponibles, incluidos regis-

tros de pozos, imgenes de la pared del pozo y

muestras de ncleos. Luego, procesaron los datos

ssmicos 3D para dar cuenta de la variabilidad

horizontal y la anisotropa de las velocidades ss-micas observadas en los estratos que suprayacen

el yacimiento.42Los procesadores ssmicos clasifi-

caron los datos ssmicos en colecciones de mosai-

cos de vectores de desplazamiento (offset vector

tiles, OVT), en los que las trazas comparten un

azimut y un desplazamiento similar entre fuentes

y receptores.43Mediante la utilizacin de la tomo-

grafa OVT multiazimutal de alta resolucin, los

procesadores modelaron las velocidades ssmicas

y la anisotropa y las utilizaron para la migracin

en profundidad antes del apilamiento (PSDM) de

las colecciones OVT. Si no exista concordancia

entre los picados ssmicos de las profundidades

de los topes de formaciones derivados de la

PSDM y los provenientes de los datos de pozos, se

reajustaban los parmetros del modelo de aniso

tropa y de velocidad, y se reiteraban los pasos

correspondientes a la tomografa y la PSDM hasta

lograr una concordancia aceptable entre el modelo

geolgico y la imagen PSDM.

Una vez lograda la concordancia entre emodelo geolgico y la imagen PSDM, el procesa

miento subsiguiente se pudo enfocar en los efec

tos anisotrpicos ssmicos, observados en las

profundidades del yacimiento Bakken medio, que

parecan tener su origen en los diagramas estruc

turales geolgicos orientados o en la anisotropa

de esfuerzo (arriba). Los geofsicos utilizaron e

flujo de trabajo de anisotropa elptica ajustada a

partir de los tiempos de viaje (FEATT) para


13/16

30Oilfield Review

>Anisotropa azimutal. Los datos ssmicos se clasificaron en mosaicos de vectores de desplazamiento(offset vector tiles, OVT) y fueron convertidos a profundidad mediante los procesos de migracinconvencional (extremo superior izquierdo), migracin en profundidad antes del apilamiento (PSDM)anisotrpica, y tomografa (extremo superior derecho). El ltimo de estos procesos redujo la ondulacin

de los datos atribuible a los efectos de la sobrecarga y gener conjuntos de datos apropiados para elanlisis de anisotropa azimutal. En ambos paneles, la lnea amarilla en zigzag proporciona ladistribucin azimutal en el OVT, y el desplazamiento se incrementa de izquierda a derecha. Los datosOVT PSDM (recuadro cian) fueron convertidos de profundidad a tiempo (extremo inferior izquierdo), y seseleccion un horizonte (rojo) para el anlisis de anisotropa elptica ajustada a partir de los tiempos deviaje (FEATT) (extremo inferior derecho). En este ejemplo, los procesadores ssmicos seleccionaron elnmero mnimo de tres puntos (rojo) requeridos para ajustar una elipse; en la prctica, utilizan muchosms puntos que tres. Los procesadores convirtieron el valor delta-t residual en cada azimut a velocidadde ondas P (el radio de la grfica radial) y ajustaron una elipse FEATT (puntos azules, puntos negros yradios) a los puntos de entrada. La elipse arroj un azimut de velocidad de ondas P rpidas de 114,24con una relacin entre las velocidades de ondas P lentas y rpidas de 0,974, o una anisotropa develocidad de ondas P de 2,6%. (Adaptado de Johnson y Miller, referencia 41.)

0

180

Tiempodeviaje

P

rofundidad

Desplazamiento

Velocidadd

e

ondasP,

m/

s

3 000

3 200

3 400

3 600

3 800

Desplazamiento

Puntos de entrada

Puntos ajustados

Definicin de la elipse

Seccin de trazas comunes OVT PSDM

Migracin convencional del OVT Migracin PSDM avanzada del OVT

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

Eje mayor 114,24Relacin geomtrica 0,974

Azimut,grados


14/16

Volumen 25, no.4 31

>Puntos dulces de produccin. Un horizonte ssmico que atraviesa el miembro Bakken medio muestra la relacin entre lasvelocidades de ondas S lentas y rpidas derivada de la inversin AVOAZ. Las flechas negras representan la magnitud relativa dela anisotropa estimada de las ondas S; las direcciones de las flechas proporcionan el azimut del vector de ondas S derivado dela inversin. Los crculos de colores indican la localizacin promedio de los pozos horizontales largos y muestran los primeros90 das de produccin de petrleo en el rea mapeada. Al oeste, la produccin vara entre baja y moderada, y la anisotropa develocidad de las ondas S es dbil (azul a prpura); la direccin de las ondas S rpidas tiende a ser NOSE. Al este, la produccines mayor, la anisotropa es ms fuerte (amarillo a rojo) y la direccin de las ondas S rpidas es SONE, lo que resultaconsistente con la direccin del esfuerzo de compresin principal mximo regional actual. La produccin inicial tiende a sermayor donde la anisotropa es ms fuerte. Los analistas interpretan que la anisotropa se asocia con los puntos dulces deproduccin, que son objetivos de perforacin potenciales. (Adaptado de Johnson y Miller, referencia 41.)

3 000

12 000

0

0

m

pies

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

70 000

80 000

60 000

Primeros90dasdeproduccind

epetrleo,

bbl

Anisotrpica Isotrpica

0,8 1,0

Relacin entre las velocidades de ondasde cizalla (corte) lentas y rpidas

N

hallar las direcciones y las velocidades de las

ondas compresionales (ondas P) rpidas y lentas

a nivel del yacimiento.

El flujo de trabajo FEATT comienza con la

conversin de las colecciones OVT PSDM de pro-

fundidad a tiempo de viaje doble (ida y vuelta).

El analista, o una rutina automatizada, pica los

tiempos de viaje residuales a travs de los hori-

zontes de tiempo de desplazamiento comn y

azimut comn, convierte los tiempos de viaje envelocidades de intervalo y ajusta una elipse a

las velocidades. Los ejes mayor y menor de la

elipse y sus orientaciones proporcionan estima-

ciones de las direcciones y las velocidades de las

ondas P rpidas y lentas (pgina anterior).

Luego de la aplicacin del flujo de trabajo

FEATT, los geofsicos aplicaron los anlisis de

variacin de la amplitud con el desplazamiento y

el azimut (AVOAZ) para estimar la anisotropa de

velocidad de las ondas S.44El anlisis AVOAZ de

las ondas S puede proporcionar una resolucin

vertical de la variacin de la anisotropa mayor

que la de los mtodos de anisotropa de la veloci-

dad de las ondas P, debido a su sensibilidad con

respecto a los contrastes de interfaz ms que a la

respuesta acumulada promedio de los estratos

suprayacentes.45

La direccin del esfuerzo de compresin hori-

zontal principal mximo actual de la formacinBakken, determinada a partir de las estimulacio-

nes por fracturamiento hidrulico, es en general

NESO.46Las fracturas naturales observadas en los

pozos del rea de investigacin tenan una orienta-

cin NOSE, en la direccin del esfuerzo de com-

presin horizontal mnimo actual. Las fracturas

tendan a estar mineralizadas, posean permeabili-

dades del orden de microdarcies a nanodarcies y se

consideraba que no contribuyeran a la produccin.47

Adems, la RQ de la formacin Bakken en el rea

de investigacin variaba entre pobre y regular, lo

que explica las bajas tasas de produccin.

El equipo de trabajo compar los resultados

del anlisis de anisotropa ssmica con los prime

ros 90 das de produccin de los pozos del campo

Las reas de baja produccin se correlacionaban

con las que exhiban una anisotropa dbil de

ondas P y S, y las reas de alta produccin se aso

ciaban con una anisotropa fuerte (arriba). La anisotropa era dbil al oeste y fuerte al este, lo que

44. Johnson y Miller, referencia 41.

45. Hall SA y Kendall JM: Constraining the Interpretationof AVOA for Fracture Characterization, en Ikelle L yGangi A (eds): Anisotropy 2000: Fractures, ConvertedWaves, and Case Studies. Tulsa: Sociedad deGeofsicos de Exploracin (2001): 107144.

46. Sturm y Gmez, referencia 38.

47. Sturm y Gmez, referencia 38.


15/16

32Oilfield Review

>Relacin entre las velocidades de ondas S lentas y rpidas cerca de los lmites del miembro Bakken medio. La relacin entre las velocidades de ondas Sfue calculada a partir de una inversin AVOAZ para un par de secciones ssmicas intersectantes. El rectngulo rojo ( extremo superior) muestra el intervaloprospectivo del miembro Bakken medio, desplegado en la figura principal (extremo inferior izquierdo). La lnea negra vertical de guiones marca lainterseccin de las secciones ssmicas inline(lnea paralela a la direccin de adquisicin de los datos) y crossline(lnea perpendicular a la direccin deadquisicin de los datos) y la localizacin aproximada de un pozo vertical. En esta localizacin, la relacin entre las velocidades de ondas de cizalla (corte)en la formacin Bakken media es ms alta (azul a prpura) en la porcin central y ms baja (verde a amarillo) en los lmites de la formacin, lo que indica

que la anisotropa se incrementa desde la porcin central de la formacin hacia sus lmites. La grfica del registro ( extremo inferior derecho) muestra doscarriles. El carril 1 (izquierda) exhibe las trazas del registro del pozo correspondientes a la densidad volumtrica (rosa), la lentitud de ondas P (rojo), laimpedancia de ondas P (azul) y los topes de las formaciones geolgicas y los miembros. El carril 2 (derecha) muestra la relacin entre las velocidades deondas S lentas y rpidas (azul) derivada de la inversin AVOAZ a lo largo de la traza del pozo en la visualizacin principal; se muestran adems los topes de lasformaciones y los miembros. Existe una diferencia de resolucin entre los registros del pozo y el resultado de la inversin. Las localizaciones de los topesson netas y claras en la visualizacin del registro del pozo y no tan claras en la visualizacin de la inversin, debido a las limitaciones de resolucin de lassmica de superficie. (Adaptado de Johnson y Miller, referencia 41.)

Isotrpica

Relacin entre las velocidadesde ondas de cizalla lentas y rpidas

Anisotrpica0,82

0,84

0,86

0,88

0,90

0,92

0,94

0,96

0,98

1,0

MiembroBakken

medio

30 m

120 m

Densidad volumtrica

Lentitud de ondas P

Impedancia de ondas P

1,5 g/cm3

s/pies

3

147

15 700 (pie/s)(g/cm3) 60 500

24

Isotrpica

Relacin entre las velocidadesde ondas de cizalla

lentas y rpidas

Anisotrpica

Arenisca Sanish

Three Forks

Arenisca Sanish

Three Forks

Falsa formacin Bakken

Scallion

Falsa formacin Bakken

Scallion

Miembro Bakken superior

Miembro Bakken medio

Miembro Bakken inferior

X 235

Profundidad,

pies

X 240

X 245

X 250

X 255

Lodgepole

inferior

Bakken

Miembro Bakken inferior

Miembro Bakken superior

Miembro Bakken medio


16/16

>Volmenes con valores de anisotropa altos. Esta vista de la anisotropa de velocidad de ondas S en el miembro Bakken mediomira hacia abajo y hacia el norte. Las nubes naranjas y rojas corresponden a los volmenes con relaciones bajas entre lavelocidad de ondas S lentas y la de ondas rpidas, lo que es equivalente a los valores de anisotropa altos extrados de los datosssmicos 3D entre los miembros Bakken superior e inferior. La anisotropa es fuerte al este y al sur, y se debilita hacia el noroeste.La superficie azul por debajo de las nubes proviene del miembro Bakken inferior y muestra el atributo ssmico obtenido con elprocedimiento de seguimiento de huellas de hormigas (ant-tracking) (negro a blanco), que acenta las trazas de las fallas y lasfracturas. (Adaptado de Johnson y Miller, referencia 41.)

Relacine

ntre

las

velocidades

deo

ndas

de

cizalla

lentas

y

rpidas

Anisotrpica

Isotrpica

1,0

0,81 500 m

4 900 pies150

0m

4900pie

s

N

Tope delmiembroBakkensuperior

Tope delmiembroBakken

inferior

Tope delmiembroBakkenmedio

ayud a explicar porqu la porcin este del campo

era ms productiva que la oeste. Adems del mejo-

ramiento de la produccin de oeste a este, en el

rea de inters, la orientacin de la anisotropa

cambiaba de NOSE, en el oeste, a NESO en el

este. La explicacin de este cambio es un mejora-

miento de las propiedades de la matriz; por otra

parte, los geofsicos conjeturan que este cambio de

direccin de la anisotropa representa un cambio

en la orientacin de las fracturas naturales entre

un lado del campo y el otro. Al este, las fracturas

con orientacin NESO seran paralelas a la direc-

cin del esfuerzo principal mximo actual y tende-

ran a ser fracturas abiertas (arriba).

Adems, la anisotropa pareca fuerte en las

inmediaciones de los contactos con las rocas gene-radoras y del yacimiento. Desde la base hacia el

tope, la anisotropa fuerte se produca en torno al

contacto entre el miembro Three Forks superior y

el miembro Bakken inferior, entre el miembro

Bakken inferior y Bakken medio, entre el miem-

bro Bakken medio y Bakken superior, y a travs

del miembro Bakken superior en direccin hacia

la caliza Lodgepole inferior (pgina anterior).

Este resultado indica que la anisotropa derivada

de los datos ssmicos multiazimutales de superfi-

cie 3D puede ser utilizada para delinear la distri-

bucin areal y en profundidad de los puntos dulces

y los objetivos de perforacin futuros.

El valor de los datos ssmicos

Estos ejemplos de utilizacin de los datos ssmi-

cos de superficie para comprender los patronesde produccin fueron retrospectivos en lugar de

prospectivos. Los operadores continan pro

bando y evaluando los puntos dulces identifica

dos con los pozos nuevos.

Un nmero cada vez mayor de operadores

est adquiriendo y analizando datos ssmicos de

superficie 3D durante las primeras etapas fases

de exploracin, piloto y evaluacin del ciclo de

explotacin de las extensiones productivas de luti

tas orgnicas. Los datos ssmicos correctamente

analizados e interpretados han demostrado ser

inestimables para guiar el posicionamiento de los

pozos iniciales en una cuenca arcillosa de fron

tera, de los pozos de evaluacin en una cuenca

arcillosa prospectiva y de los pozos de relleno

como parte de un programa de desarrollo de cam

pos petroleros en una cuenca madura. RCNH

V25 -E4 en Busca Del Punto Dulce - Calidad Del Yacimiento y Calidad de La Terminación en Las...

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