Las técnicas de adquisición de datos inteligentes mejoran las

CASO DE ESTUDIO
Las técnicas de adquisición de datos inteligentes mejoran
las terminaciones en una formación no convencional
La revisión petrofísica mejora la comprensión de los controladores clave de la
producción, que resultan críticos para el éxito de la producción en la lutita Bakken
DESAFÍO
Predecir el comportamiento de los pozos
sobre la base de la calidad del yacimiento y
el estado de los esfuerzos en un yacimiento
de petróleo no convencional y a la vez
abordar las terminaciones de los pozos
de relleno, el impacto de los patrones
de agotamiento y la optimización de las
operaciones de terminación.
SOLUCIÓN
Confeccionar e interpretar modelos
petrofísicos y geomecánicos utilizando
datos integrados de nivel superior para
captar las observaciones relacionadas con
las terminaciones y la producción, predecir
los resultados de las terminaciones y
mejorar el comportamiento de los pozos.
RESULTADOS
Se modificó el programa de terminaciones
y desarrollo sobre la base de los
conocimientos petrofísicos acumulados y
se mejoró la comprensión del yacimiento;
se redujeron los costos y se incrementó la
producción después de la implementación
de los diseños de ingeniería.
Optimización de las terminaciones en los pozos horizontales de la lutita Bakken
Uno de los depósitos más grandes descubiertos en las últimas décadas en América del Norte,
la lutita Bakken es comparable en tamaño con algunas de las reservas comprobadas más
grandes del mundo. Dado que la utilización de pozos horizontales largos y la tecnología de
fracturamiento de múltiples etapas han incrementado significativamente la productividad y la
actividad en la cuenca, los desafíos asociados con las terminaciones de pozos de relleno, el
agotamiento y el crecimiento controlado de las fracturas deben ser abordados para asegurar
el despliegue de prácticas eficientes y efectivas, incentivando la planeación a largo plazo sin
obstaculizar las inversiones.
Los cálculos estadísticos del tamaño de las muestras demostraron que, para determinar con
un 90% de seguridad si un cambio de diseño resulta exitoso sobre un grupo de pozos, el tamaño
de la muestra se encuentra en el rango de 45 a 74 pozos. Esto demuestra que el procedimiento
estadístico para la determinación de la estrategia óptima de terminación de pozos no sólo es
costoso sino además impreciso, si no se utiliza un método de modelado asociado. Para evitar
estas operaciones y a la vez mantener resultados confiables y precisos, un operador del área
intentó incorporar datos petrofísicos, datos geomecánicos, la evaluación de las operaciones
de terminación y el modelado de la producción de pozos para optimizar su plan de desarrollo
y terminaciones.
Inclusión de datos integrales de nivel superior y del modelado en la estrategia
El operador decidió trabajar con Schlumberger en el proyecto, que incluyó el estudio de dos
áreas independientes, para comprender mejor los controladores de la producción y los desafíos
de desarrollo en la lutita Bakken intermedia. Se analizaron los datos derivados de los registros de
un pozo piloto y la información petrofísica resultante fue utilizada para construir tanto un modelo
mecánico del subsuelo (MEM, por sus siglas en inglés) como modelos de pozos empleados
para las terminaciones y el modelado de la producción. Los modelos de pozos fueron
confeccionados en la primera fase del programa para que actuaran como una derivación rápida
para la calibración de los datos petrofísicos con el MEM, con lo que se estimaron los datos de
entrada directos para la evaluación y el modelado de las fracturas hidráulicas, incluidas las
propiedades elásticas, la presión de poro y los esfuerzos presentes en el subsuelo. La construcción
y el análisis del MEM permitieron una mayor comprensión de las propiedades mecánicas de las
rocas y del estado de los esfuerzos locales como datos de entrada y para la optimización de los
diseños de las operaciones de terminación.
Petrofísica
CASO DE ESTUDIO:La revisión petrofísica mejora la comprensión de los controladores clave de la producción
en la lutita Bakken
Para proporcionar las propiedades petrofísicas para el estudio, se
obtuvieron registros con herramientas operadas con cable, utilizando
un conjunto de herramientas de adquisición de registros (perfilaje)
de nivel superior que incluyó:
■■
■■
■■
La sonda de espectroscopía de captura elemental ECS* para
la determinación cuantitativa de la mineralogía y la litología
La plataforma de barrido acústico Sonic Scanner* para la
caracterización acústica 3D completa basada en mediciones
axiales, azimutales y sónicas radiales
El servicio de inducción triaxial Rt Scanner* para la medición
de la resistividad vertical y horizontal
La herramienta combinable de resonancia magnética CMR para
la obtención de mediciones mejoradas de RMN (resonancia
magnética nuclear) de la permeabilidad, la distribución del tamaño
de los poros y el volumen poroso lleno de hidrocarburos.
Todos los pozos fueron perfilados para obtener registros de resistividad,
calibradores y de rayos gamma, y tres pozos también contaron con
datos de núcleos. Un ajuste histórico tanto de la historia de presión
de fracturamiento hidráulico como de la historia de producción sirvió
como base para la reducción de la incertidumbre asociada con la
geometría de las fracturas en estos modelos. En el ajuste de la
historia de producción se utilizaron datos de entrada del análisis
de flujos transitorios, de núcleos y del modelado de las fracturas
Mejoramiento de las decisiones relacionadas
con las operaciones de terminación de pozos
e incremento de la producción
La comparación de las geometrías de las fracturas obtenidas en
ambas áreas demostró que las oportunidades de optimización
existentes en el área 1 serían significativamente diferentes a la del
área 2. El análisis del área 1 indicó que se producía poco crecimiento
desde la lutita Bakken intermedia hacia la formación Three Forks,
que las presiones netas eran altas y que la contención era buena
en comparación con la propagación producida en la lutita Bakken.
Por consiguiente, se recomendó incrementar el alcance de la
operación en vez de incrementar el número de etapas. En esta área,
la propagación de múltiples fracturas de una sola etapa también
indicó que el incremento del número de etapas proporcionaría
pocos beneficios.
Geometría de las fracturas del área 2
Geometría de las fracturas del área 1
Semi longitud
de la fractura
Semi longitud
de la fractura
apuntalada
TVD, pies
Formación Lodgepole
El pozo vecino confirma
la interferencia
Semi longitud
de la fractura
Semi longitud
de la fractura
apuntalada
Formación Lodgepole
Lutita Bakken superior
TVD, pies
■■
para determinar cuáles eran las posibles soluciones. La repetibilidad
del ajuste histórico justifica la confiabilidad en los modelos. Este estudio
sintetizó los resultados del análisis de cinco conjuntos de datos de nivel
superior y el modelado incluyó el pozo de los datos y los pozos vecinos
si los cortes de agua, las relaciones gas-petróleo y los gradientes de
fracturamiento se encontraban dentro de la tolerancia especificada:
±3% para los cortes de agua y ±300 psi para las estimaciones de los
gradientes de fracturamiento.
Lutita Bakken intermedia
Lutita Bakken inferior
Formación Three Forks
El pozo vecino confirma
la interferencia
Lutita Bakken
intermedia
Formación
Three Forks
4,000
8,000
Esfuerzo mínimo, psi
–0,2
0,0
0,2
Ancho de la fractura,
pulgadas
0
400
800
1,200
1,600
Semi longitud de la fractura, pies
Diferencia en el perfil de esfuerzos y la propagación de las fracturas entre las Áreas 1 y 2.
7,000
11,000
Esfuerzo mínimo, psi
–0,2
0,0
0,2
Ancho de la fractura,
pulgadas
0
100
200
300
400
500
Semi longitud de la fractura, pies
600
CASO DE ESTUDIO:La revisión petrofísica mejora la comprensión de los controladores clave de la producción
en la lutita Bakken
Para demostrar inicialmente la hipótesis, se llevó a cabo una prueba
piloto; en este cambio de diseño no se observó cambio alguno de
costos y los resultados de la producción fueron positivos. En la segunda
prueba piloto, se implementaron cambios de diseño agresivos que se
asociaron con una reducción de los costos. En ninguna de las dos
pruebas piloto se observaron cambios en las presiones de flujo, los
cortes de agua o las relaciones gas-petróleo (RGP).
Primer pozo perforado en la Unidad
Pozo terminado
inmediatamente
después que
los vecinos
Pozo
El resultado de la integración de las observaciones petrofísicas,
geomecánicas y de las operaciones de terminación en un modelo de
simulación de yacimientos destacó la importancia de considerar los
parámetros clave en el desarrollo de los activos de las compañías,
incluido el hecho de cómo cambia la geometría de las fracturas
hidráulicas con el agotamiento y los esfuerzos locales. El modelado
indicó que se registraría asimetría y conectividad vertical limitada si
un pozo vecino producía más de 200 000 bbl, lo que pone de relieve la
importancia de considerar la fecha de la terminación en el programa
de desarrollo de campos petroleros. La adquisición e integración
de registros de alta resolución y datos de núcleos también ayudó a
comprender los efectos del re-escalado y a asignar las facies y la
caracterización de unidades de flujo adecuadas.
Fracturas
hidráulicas
Representación
de las presiones
transitorias o
el patrón de
agotamiento
Fracturas
asimétricas
Fracturas
asimétricas
Fracturas
simétricas
Impacto de la asimetría de las fracturas en el programa de desarrollo.
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