Caracterización y diseño de terminación de yacimientos no convencionalesPRODUCCIÓN EXITOSA A TRAVÉS DE LA CALIDAD DEL YACIMIENTO Y DE LA TERMINACIÓN Se dice que los yacimientos no convencionales de gas compacto son fáciles de encontrar pero difíciles de fracturar. Si bien su superficie geográfica es extensa (lo que permite su fácil descubrimiento) y su continuidad estratigráfica y arquitectura estructural relativamente simples, están constituidos por una cantidad de litofacies que varían en modelos de espesor, distribución regional y apilamiento, lo que dificulta su comprensión en varios niveles.

Sólo algunas de estas facies tienen potencial como reservorio. Las litofacies estructurales son principalmente variaciones de mezclas arcillosas, silíceas, calcáreas, y mezclas transicionales de estas composiciones de matriz de miembros extremos. Sin embargo, estas facies varían

también en textura depositacional, contenido orgánico y maduración de arcilla y kerógeno. La presencia de modelos de apilamiento estratificado y microestructura introduce la anisotropía mecánica, y la presencia de fracturas mineralizadas crea una estructura del reservorio de mayor escala que afecta la fracturabilidad y la complejidad de la fractura. En última instancia, la producción depende de una combinación de calidad del yacimiento y superficie disponible para la producción después del fracturamiento hidráulico (calidad de terminación).

Desafortunadamente, ciertas condiciones que propician la buena calidad del yacimiento (por ejemplo, alto contenido orgánico y alta presión de poro) también son susceptibles a un elevado esfuerzo horizontal, y esto lo hace difícil de fracturar. A menudo, las litofacies estructurales

APLICACIONES■ Yacimientos compactos

(de baja porosidad y baja permeabilidad) no convencionales

■ Evaluación de los factores petrológicos, petrofísicos, geoquímicos y mecánicos condicionantes de la producción del yacimiento

■ Determinación de gas in situ (libre y absorbido) a partir de mediciones en el núcleo

■ Evaluación de la calidad del yacimiento y su potencial de producción

■ Evaluación de la calidad de la terminación, fracturabilidad y sensibilidad del sistema roca-fluido

■ Discriminación de fangolitas por tipo y grado de calidad del yacimiento

■ Análisis de propiedades mecánicas anisotrópicas y heterogéneas

■ Análisis de sensibilidad del sistema roca-fluido, incluso pérdida de conductividad de la fractura en el tiempo

■ Integración entre núcleos y registros para la propagación de propiedades medidas en el núcleo en todo el campo mediante el uso de registros

■ Modelos de propiedades heterogéneas a escala de cuenca para mapear regiones con buenas calidades de yacimiento y terminación (puntos dulces)

■ Integración de datos obtenidos a escalas múltiples (núcleo, muestra, registro y campo)

■ Definición del modelo de propiedades materiales

Análisis de rocas compactas

Datos del núcleoDatos de calidad del yacimientoDatos mecánicos Datos de sensibilidad del fluidoPetrologíaCalibracionesEtc.

Datos de PEXDatos de ECS/ELANDatos de Sonic Scanner

Facies derivadas de registros

Cada facies representa un contenedor…

… que puede poblarse con propiedades medidas en el núcleo.

Cada facies identificada por registros define un contenedor que puede poblarse con propiedades múltiples, medidas en el núcleo, equitativamente limitadas al pozo. Cuando estas facies son luego reconocidas sólo a través de registros en pozos en los que no se tomaron testigos, sus propiedades inferidas equivalentes a las del núcleo pueden extraerse de los contenedores relacionados. Con este enfoque, es posible tomar en cuenta los cambios verticales y laterales en todo el campo.

Análisis de rocas compactas

carecen de barreras de contención del esfuerzo a la propagación de fracturas verticales. Además, la superficie de fractura, si bien es fácil de producir, es en general difícil de retener, lo cual provoca pérdida de conductividad de la fractura y, en consecuencia, pérdida de producción del pozo. Así, el desafío consiste en comprender las formaciones heterogéneas para maximizar la producción.

En el Centro de Laboratorio de Geomecánica de Excelencia de TerraTek*, el objetivo del análisis de rocas compactas (TRA, por sus siglas en inglés) consiste en evaluar los dos requisitos más fundamentales para la producción exitosa en yacimientos de gas no convencionales: calidad del yacimiento y calidad de la terminación. El solo monitoreo de la productividad del pozo, sin comprender estas propiedades, conducirá a interpretaciones ambiguas de los datos y conclusiones erróneas.

La calidad del yacimiento evalúa y clasifica el potencial de productividad de gas de las diversas litofacies del horizonte productivo. Las propiedades que definen la calidad del yacimiento se miden en el laboratorio en muestras del núcleo y, después de la integración entre núcleos y registros, se propagan a todo el campo sobre la base de mediciones de registros (y de sísmica). Estas propiedades definen el potencial del reservorio y no pueden ser modificadas por las operaciones de campo.

La calidad de la terminación evalúa el potencial para crear y retener una superficie adecuada para la producción de gas. Las propiedades que afectan la calidad de la terminación son más difíciles de medir y predecir. Por este motivo, las evaluaciones resultan a veces de menor confianza que la calidad del yacimiento. Sin embargo, una mala calidad de terminación podría pasar a ser buena al variar las condiciones del tratamiento de fracturamiento hidráulico.

IDENTIFICACIÓN DE LUTITAS PRODUCTIVAS, ZONAS DE FRACTURA ÓPTIMAS Y DISEÑO DE TRATAMIENTOSLas propiedades fundamentales que afectan la calidad del yacimiento son la textura y composición de la roca, el gas in situ (intersticial y absorbido), la permeabilidad, el contenido orgánico, el grado de maduración y la presión de poro. Otros parámetros importantes, tales como saturación del fluido de poro, tipo de arcilla, y agua ligada a la arcilla, se encuentran indirectamente reflejados en los anteriores. En consecuencia, la mayoría de las unidades con contenido de gas más prolíficas se identifican a partir de mediciones de:

■ gas total: desorción de los cartuchos filtrantes y una combinación de isotermas de adsorción y porosidad rellena con gas TRA;

■ propiedades petrofísicas: porosidad, permeabilidad, saturaciones de fluido de poro (agua, gas y petróleo móvil), agua ligada a la arcilla, e hidrocarburos ligados;

para la extrapolación de las propiedades basadas en el núcleo a todo el campo sólo con registros

BENEFICIOS■ Maximización de la

productividad del pozo, gracias a la comprensión de la heterogeneidad vertical de la calidad del yacimiento, la fracturabilidad, y la sensibilidad del sistema roca-fluido a lo largo de la trayectoria del pozo

■ Aumento de la recuperación con el conocimiento de la calidad del yacimiento, la fracturabilidad y la sensibilidad del sistema roca-fluido en toda la región

■ Mayor eficiencia en la extracción de núcleos al predefinir una estrategia de muestreo para el campo basada en registros

FUNCIONES■ Capacidad para resolver

permeabilidades de nano a microdarcy

■ Capacidad para resolver tipos y saturaciones de poro- fluido en rocas de baja porosidad

■ Capacidad para medir la porosidad efectiva en forma independiente de la porosidad total

■ Integración de la heterogeneidad a escala de núcleo, de registro y de sísmica

■ Población de propiedades medidas en todo el campo mediante el uso de registros y el desarrollo de un modelo terrestre heterogéneo (HEM, por sus siglas en inglés), una representación multipozo a escala regional de la heterogeneidad del yacimiento basada en registros

ArcillosaMixta

Silícea Calcárea

Aumento de la diagénesis

Composición de la matriz

La textura y composición de las rocas son propiedades fundamentales que afectan la calidad del yacimiento y de la terminación. El mapeo de las unidades del reservorio que presentan las mejores condiciones combinadas redunda en calidad del yacimiento y de la terminación en todo el campo.

■ propiedades petrológicas: textura deposicional, composición de la matriz, tipo y contenido orgánico y grado de maduración;

■ propiedades geoquímicas: contenido orgánico, tipo y grado de maduración.

Las propiedades fundamentales que afectan la calidad de la terminación son la textura y composición de las rocas, la anisotropía mecánica, la dureza de la superficie, la resistencia a la tracción, el deslizamiento o fluencia (creep), el contraste en el esfuerzo horizontal, la presencia de fracturas mineralizadas, y la sensibilidad del sistema roca-fluido (por ejemplo, suavizado). Otras propiedades importantes, tales como incrustación de agentes de sostén (apuntalantes), conductividad de la fractura, imbibición, y entrampamiento de agua, se encuentran indirectamente reflejadas en las anteriores. Así, las unidades de reservorio con buena calidad de terminación se identifican a partir de mediciones de:

■ propiedades mecánicas: anisotropía elástica y acústica, resistencia a la tracción, dureza de la superficie, dureza de la fractura, y deslizamiento;

■ magnitud y orientación del esfuerzo horizontal y variabilidad entre las unidades del reservorio y no reservorio;

■ presencia, orientación y relleno de fracturas naturales en núcleos;

■ orientación óptima entre fracturas mineralizadas y del esfuerzo horizontal máximo (para desarrollar la complejidad de la fractura y maximizar la superficie durante el fracturamiento hidráulico);

■ condiciones de retención superficial después del fracturamiento hidráulico, incluso sensibilidad de la roca-fluido (por ejemplo, sua-vizado), producción de sólidos (por ejemplo, desprendimiento por tensión), incrustación de agentes de sostén (apuntalantes), retención de agua, y conductividad de la fractura en función del esfuerzo;

■ condiciones de la reducción de la permeabilidad del frente de la fractura (imbibición).

El diseño del tratamiento se optimiza trazando el mapa de las unidades del reservorio que presentan las mejores condiciones combinadas de calidad de yacimiento y de terminación en todo el campo, en el que las unidades de buena calidad del yacimiento a condiciones complejas de terminación requieren diseños de fractura especializados.

HETEROGENEIDADES A ESCALA DE REGISTRO, NÚCLEO Y MUESTRA EN EL ANÁLISIS DE ROCAS COMPACTASLos reservorios de gas no convencionales son heterogéneos y fuertemente anisotrópicos. Por consiguiente, el análisis de la variabilidad especial de las propiedades materiales y las relaciones núcleo-registro son un componente necesario. El análisis N-dimensional de registros de rocas heterogéneas y los perfiles de resistencia continua, de alta resolución, a lo largo de la longitud del núcleo brindan las mediciones requeridas para la evaluación de heterogeneidades a escala del registro, del núcleo y de la muestra y para desarrollar relaciones a escala. El análisis también optimiza la toma de muestras del núcleo y la ubicación de las muestras para lograr una representación de las propiedades materiales adecuada y eficiente en función de los costos.

Las pruebas de núcleos TRA de TerraTek también brindan las calibraciones para transferir el conocimiento obtenido con el programa de análisis de núcleos a otros pozos utilizando datos de registros y/o sísmicos. Los modelos predictivos se desarrollan a partir de los datos medidos en el laboratorio para la posterior evaluación de la heterogeneidad lateral y el mapeo de litologías del reservorio y no reservorio (unidades rocosas) a lo largo de la cuenca. La evaluación se realiza en general sobre la base de datos de registros de pozos múltiples (a través del análisis de rocas heterogéneas) y permite mapear todas las propiedades pertinentes de la calidad del yacimiento y de la terminación a lo largo de la cuenca. Además, cuando se dispone de datos de sísmica 3D, éstos se utilizan para propagar mejor los datos entre pozos.

Se requieren testigos laterales rotativos (SWP, por sus siglas en inglés), núcleos enteros, o fragmentos de roca (recortes) para medir las propiedades importantes y relacionarlas con las respuestas a los registros. El muestreo de todas las litologías no redundantes pertinentes (es decir, unidades de reservorio y no reservorio) es de fundamental importancia para el posterior análisis de la productividad del yacimiento, la contención del fracturamiento hidráulico, y la retención superficial. El análisis de rocas compactas de unidades rocosas brinda un método matemáticamente preciso para seleccionar la extensión de la zona a muestrear (profundidades superiores e inferiores para la extracción de testigos), ubicación de la profundidad y número de testigos laterales. Además, es útil para determinar la ubicación de la profundidad de las muestras de roca (recortes) necesarias para las pruebas de laboratorio. Al realizar un análisis de rocas heterogéneas en pozos múltiples antes del muestreo, los resultados permiten seleccionar los mejores lugares del pozo para extraer núcleos.

X,500

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X,5000 50 100 150 200

Pozo modelo Pozo de predicción Conformidad

Cluster

1

2

3

4

5

6

Al realizar un análisis por grupos (cluster analysis) en pozos múltiples antes del muestreo es posible seleccionar los mejores lugares del pozo para extraer testigos.

www.slb.com/TerraTek

Análisis de rocas compactas

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RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE ROCAS COMPACTAS■ Descripción de propiedades fundamentales del yacimiento

(geológicas, petrológicas, petrofísicas, geoquímicas, mecánicas, sensibilidad del fluido y esfuerzo local)

■ Cálculo continuo del potencial de productividad de gas a lo largo de las diversas unidades del reservorio, diferenciando niveles de calidad entre ellas

■ Cálculo continuo de la contención de fractura hidráulica, indicando si es posible la contención de la fractura

■ Cálculo de pérdida de conductividad de la fractura y superficie de la fractura

■ Diseños alternativos (tratamientos de etapas múltiples o etapa única) para mitigar la falta de contención

■ Evaluación continua de secciones del yacimiento candidatas a refracturamiento

■ Mejora del modelo geológico del yacimiento

Una vez medidos los datos de laboratorio, se lleva a cabo un análisis estadístico de la calidad del yacimiento y de la terminación a nivel de la unidad rocosa para generar el modelo de referencia. Estas propiedades se utilizan luego para poblar el modelo a escala de cuenca empleando registros de pozos.

MODELO GEOLÓGICO DEL ANÁLISIS DE ROCAS COMPACTASLos modelos geológicos y estratigráficos son difíciles de construir en yacimientos no convencionales debido a la alta variabilidad en la cuenca y la baja resolución de las herramientas tradicionales empleadas para desarrollar estos modelos. Los mapas de análisis de rocas heterogéneas permiten definir los límites estratigráficos y brindan mejores definiciones de las unidades que conforman la arquitectura estructural de la cuenca.

ANÁLISIS DE ROCAS HETEROGÉNEAS Y DESARROLLO DEL MODELO DE DATOS ESTRUCTURALESEn un sistema heterogéneo compuesto por una serie de unidades rocosas dominantes con propiedades del material definidas por el pozo, el objetivo consiste en identificar estas unidades (es decir, los bloques estructurales del sistema), muestrearlas, y medir sus propiedades. El programa de evaluación inicial está diseñado para identificar estas litofacies del bloque estructural. Los resultados permiten definir la estrategia de muestreo.

La segunda etapa del proyecto consiste en mediciones de laboratorio en el núcleo y el posterior análisis de datos. Está destinada a caracterizar en forma integral las propiedades materiales de estas unidades rocosas (de reservorio y no reservorio). La integración entre núcleos y registros

es el proceso mediante el cual los valores medidos en laboratorio y a partir de registros se relacionan entre sí a fin de generar un modelo de referencia para luego poblar las unidades de roca identificadas únicamente a través del análisis de registros. El análisis de rocas heterogéneas es un método matemáticamente preciso para identificar unidades rocosas definidas en un pozo de referencia (por ejemplo, pozos con núcleo) respecto de las presentes en un pozo posterior. Además, el análisis brinda una medida del grado de similitud (conformidad) entre las respuestas globales y las obtenidas mediante registros de los dos pozos.

El análisis de conformidad permite formular recomendaciones para la posterior extracción de núcleos y un medio para cuantificar la confianza general del modelo a escala de cuenca. En general, el modelo puede comenzar con pocos pozos y presentar un elevado grado de confianza limitada a la zona vecina a los pozos en los que se extrajeron núcleos. A medida que se obtienen nuevas muestras y se actualiza el modelo de referencia, aumenta la zona de confianza. El conocimiento de la distribución estadística de todas las propiedades medidas para cada unidad rocosa permite generar el modelo de datos estructurales.

Este HEM proporciona los datos de entrada necesarios para cualquier análisis posterior o modelado numérico (por ejemplo, predicción de la producción y recuperación final en el modelo de simulación de reservorios ECLIPSE* o evaluaciones de estabilidad mecánica en el software de modelado geomecánico de reservorios VISAGE*).

La identificación de facies nuevas que no aparecen en un pozo modelo se logra al evaluar la conformidad entre el pozo modelo y un pozo posterior. Cuando se identifica una facies nueva, ésta puede aislarse, incorporarse al modelo y reconocerse en el avance.

Indicador de facies nuevas(baja conformidad)

Facies nuevas(mayor conformidad)

} }

Pozo modelo

Etiqueta al modelo

Etiqueta al modelo ampliado