Asociación industrial define las mejores prácticas

CASO DE ESTUDIO
Asociación industrial define las mejores prácticas de
fracturamiento en la extensión productiva Bakken
El Consorcio de Investigación Bakken identifica variables clave para la
producción económica de yacimientos no convencionales de petróleo
DESAFÍO
Revelar los factores geológicos y
geomecánicos que afectan la iniciación
y la propagación de las fracturas en las
extensiones productivas Middle Bakken y
Three Forks, con las mejores tecnologías
en su clase.
SOLUCIÓN
Se perforaron tres tramos laterales
paralelos; se corrieron registros de
última generación para caracterizar los
yacimientos; se efectuó la comparación
entre una terminación por fracturamiento
de una sola etapa en un tramo lateral y un
tratamiento de fracturamiento de múltiples
etapas en otro tramo.
RESULTADOS
Se documentaron técnicas efectivas de
terminación de múltiples etapas, las cuales
se convirtieron en práctica común desde
el año 2008, se incrementó la producción
de petróleo y la estimación de las
recuperaciones finales.
En 2008, Schlumberger DCS y los socios industriales estudiaron tres pozos horizontales en la extensión productiva
Bakken de Dakota del Norte para identificar técnicas óptimas de terminación con fracturamiento hidráulico.
Comprensión de las complejidades de los yacimientos
y las estrategias de terminación de pozos
Luego de varios años de operaciones exitosas de perforación y terminación de pozos horizontales
en el área de la cuenca de Williston correspondiente a Montana, en el año 2006 los operadores
comenzaron a explorar seriamente la extensión productiva Bakken de Dakota del Norte. Si bien
esta extensión productiva está más desarrollada en Dakota del Norte, también es litológicamente
más heterogénea.
Inicialmente, la industria no comprendía totalmente las complejidades de los yacimientos o las
estrategias óptimas de terminación de pozos con tratamientos de fracturamiento hidráulico.
En esa época, era común correr una tubería de revestimiento corta (liner) disparada y tratar de
estimular por fracturamiento todo el lateral en una etapa continua. Pero los resultados resultaron
decepcionantes, la producción fue inconsistente, y el desarrollo de la extensión productiva
Bakken en Dakota del Norte quedó rezagado respecto de la de Montana.
Los operadores experimentaron con diversas tecnologías de perforación y terminación de pozos
y fluidos de fracturamiento, pero la curva de aprendizaje de cada nuevo actor involucrado en
este nuevo y atractivo recurso petrolífero demostró ser larga, costosa y redundante. El desafío
clave era comprender y controlar mejor la iniciación y la propagación de las fracturas en las
formaciones Middle Bakken y Three Forks.
Petróleo de lutitas
Asociación industrial identifica variables clave para la producción económica de yacimientos no convencionales de petróleo
Identificación de los factores que afectan los tratamientos
de estimulación por fracturamiento hidráulico
En el otoño de 2007, el Consorcio de Investigación de Bakken fue formado
entre Schlumberger Data and Consulting Services (DCS), como socio
técnico principal y líder de proyecto, y siete operadores y otros tres
colaboradores técnicos, incluido el Departamento de Energía de EUA.
Además, el consorcio recibió un subsidio del Consejo de Investigación
de Petróleo y Gas de Dakota del Norte.
El objetivo era aplicar las tecnologías mejores en su clase con el fin
de mejorar la comprensión de los principios geológicos, de perforación
y de terminación de pozos, necesarios para optimizar la producción.
El área de estudio se encuentra ubicada en el flanco este del anticlinal
de Nesson, en el Condado de Williams, Dakota del Norte. A comienzos
de 2008, se perforaron un pozo piloto vertical y tres pozos horizontales
con una separación de 457,2 [1 500 pies].
Por ejemplo, un operador del consorcio concluyó su primera operación
de fracturamiento de un tramo lateral corto de 12 etapas a fines de 2008.
Este cambio incrementó la EUR, respecto de las terminaciones de una
sola etapa, en más de 284 000 barriles de petróleo equivalente (boe).
Para noviembre de 2010, la compañía había perforado 39 pozos
consecutivos con tramos laterales largos en Bakken y Three Forks,
Dakota del Norte, con un total de 38 etapas de tratamiento de
estimulación por fracturamiento hidráulico, lo cual arrojó un promedio
de 2 777 boe durante las primeras 24 horas de operación.
Para caracterizar completamente la mineralogía de la matriz, la
porosidad, la permeabilidad, las propiedades mecánicas y los estados
de los esfuerzos, se corrió un conjunto de registros de última
generación. Y para monitorear los eventos microsísmicos causados
por el tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico de los
dos tramos laterales externos, se extrajeron núcleos del lateral central
y se instaló una sarta de geófonos de fondo de pozo. Uno de los
laterales fue terminado en una sola etapa con una tubería de
revestimiento corta (liner) pre-disparada, lo que constituye la práctica
actual de la industria. El otro fue terminado con empacadores inflables,
una tubería de revestimiento corta sin disparar, y seis etapas de
fracturamiento con taponamiento y disparo, con un diseño de fluido
híbrido. Para marcar los fluidos de fracturamiento y los apuntalantes
para cada etapa, se utilizaron trazadores químicos y radioactivos.
Mediante el proceso de análisis multidisciplinario, modelado y
simulación, se detectó que las variaciones de los esfuerzos presentes
en el tramo lateral impactan la iniciación de las fracturas, y el tipo de
fluido, sumado a una clara comprensión de las propiedades de las
rocas, afecta el crecimiento de la altura de las fracturas. Debido a
las variaciones significativas existentes en la litología del yacimiento,
en esta extensión productiva es esencial la ubicación correcta de
los pozos. Lo más importante de todo es que el equipo de trabajo
demostró de manera inequívoca que las terminaciones de múltiples
etapas proveen mejores estimulaciones por fracturamiento hidráulico
que las terminaciones de una sola etapa.†
Los integrantes del consorcio utilizaron estos resultados de inmediato
para optimizar sus estrategias de terminación de pozos. Actualmente,
las terminaciones con un número creciente de etapas de fracturamiento
son comunes. Según el Departamento de Minerales de Dakota del
Norte, los incrementos significativos en la estimación de la recuperación
final (EUR) y en las tasas de producción de petróleo logrados en los
últimos años son básicamente el resultado de la introducción del
método de fracturamiento de múltiples etapas en el año 2008.
*Marca de Schlumberger
†Olsen, T.N. et al.: “Stimulation Results and Completion Implications from the Consortium Multi-well Project
in the North Dakota Bakken Shale,” artículo SPE 124686 presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA (4 al 7 de octubre de 2009).
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Límite de drenaje basado en la microsísmica (gris), con los esquemas de distribución
de los tratamientos de fracturamiento hidráulico. Fractura del pozo superior
efectuada en una etapa; pozo inferior terminado en seis etapas.
70 000 000
60 000 000
Barriles de petróleo
Desarrollo de las mejores prácticas industriales de
terminación de pozos, incremento de la producción de petróleo
50 000 000
Bakken
40 000 000
30 000 000
20 000 000
10 000 000
0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
La producción de la extensión productiva Bakken de Dakota del Norte (incluidas
las formaciones Three Forks y Sanish) se incrementó casi 70 veces, debido
principalmente al empleo de tratamientos de fracturamiento de múltiples etapas.
Fuente: ND Oil & Gas Division.
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