Caso de estudio: El monitoreo dual posibilita un

CASO DE ESTUDIO
El monitoreo dual posibilita un mapeo más preciso de
las fracturas hidráulicas en las Montañas Rocallosas
Un operador utiliza dos pozos de monitoreo microsísmico para revelar la
longitud total de las fracturas en yacimientos de gas en areniscas compactas
DESAFÍO
Adquirir un mayor conocimiento acerca
de la longitud de las fracturas con el fin
de mejorar su diseño y optimizar el
espaciamiento entre pozos para
planificar un programa de perforación
de pozos de relleno.
SOLUCIÓN
Implementar el servicio de diagnóstico
StimMAP LIVE* para el monitoreo
microsísmico de las fracturas en tiempo
real en dos pozos de monitoreo, uno
paralelo y el otro perpendicular a la
dirección de propagación de la fractura.
RESULTADOS
Se mapeó con éxito la longitud total de
las fracturas hidráulicas, lo cual permitió
determinar el espaciamiento de pozos de
relleno a fin de optimizar el drenaje del
yacimiento sin perforar pozos innecesarios.
Superación de las limitaciones de un pozo de monitoreo
Un operador independiente que trabaja en la región de las Montañas Rocallosas de EUA obtiene
su producción en forma activa de yacimientos de gas en areniscas compactas. Para optimizar
el espaciamiento entre pozos en un programa planificado de perforación de pozos de relleno, el
operador necesitaba conocer mejor las longitudes de las fracturas creadas por el tratamiento de
estimulación por fracturamiento hidráulico.
Por haber utilizado técnicas de monitoreo microsísmico previamente en el campo, el operador
sabía que en estas areniscas particulares la señal microsísmica se atenuaba a lo largo de una
distancia relativamente corta; dentro de un radio de 365,76 m [1 200 pies]. Por lo tanto, la utilización
de un solo pozo de monitoreo podía generar diversas deficiencias. Si una fractura se propagaba
en sentido paralelo a la dirección del pozo de monitoreo, con el monitoreo microsísmico se podría
mapear solamente un ala de la fractura; es decir, el ala que se extiende en esa dirección. El otro
ala podría extenderse en dirección opuesta, más allá del rango de detección. No obstante,
aunque la fractura se propagara en sentido perpendicular al pozo de monitoreo, si la longitud total
de la fractura excediera el rango de detección, su mapeo completo podría resultar imposible.
Sin conocer la longitud total de la fractura, sería un desafío determinar el espaciamiento de los
pozos de relleno requeridos para maximizar la producción sin efectuar erogaciones
en pozos innecesarios.
“La combinación de los conocimientos técnicos especializados de
Schlumberger con las tecnologías
especializadas de tratamiento y
monitoreo, nos permitió comprender cómo diseñar el programa
óptimo de perforación de pozos de
relleno en todo el campo sin incurrir en erogaciones innecesarias.”
Operador independiente,
Montañas Rocallosas
Vista tridimensional de los eventos microsísmicos producidos por 6 etapas de un tratamiento
de estimulación de 2 pozos y 24 etapas, observados desde 2 pozos de monitoreo.
Servicios de datos y consultoría
CASO DE ESTUDIO: Un operador en las Montañas Rocallosas utiliza dos pozos de monitoreo microsísmico para
revelar la longitud total de las fracturas hidráulicas en areniscas compactas
Optimización del programa de perforación de pozos
de relleno y del desempeño del yacimiento
El monitoreo de los tratamientos de fracturamiento desde dos pozos en
vez de uno permitió revelar con éxito la longitud completa de la fractura.
El segundo pozo de monitoreo indicó que la longitud de la fractura era
casi el doble de la longitud observada en el primer pozo de monitoreo.
Por consiguiente, el hecho de contar con una “segunda opinión”
demostró ser crucial para el éxito de la operación.
Los asesores de Schlumberger demostraron que con los tratamientos
de fracturamiento hidráulico se efectuó una fractura de al menos 305 a
365,76 m [1 000 a 1 200 pies] de semilongitud (dentro del radio de detección de la señal microsísmica). Por consiguiente, la longitud total de la
fractura fue de al menos 610 a 731,52 m [2 000 a 2 400 pies]. En base a
esta información, el operador pudo mejorar los diseños de los tratamientos de fracturamiento subsiguientes y determinar dónde ubicar
los pozos de relleno que optimizarían el desempeño del yacimiento;
sin incurrir en el costo extra de perforar pozos con un espaciamiento
más estrecho que el estrictamente requerido.
Vista en plano de las localizaciones de 2 pozos de tratamiento y 2 pozos de
monitoreo, donde se indica el radio de detección de aproximadamente 365,76 m
[1 200 pies] de la señal microsísmica.
Implementación de un diagnóstico
totalmente integrado con dos pozos
En base a la experiencia previa con Schlumberger, el operador contrató
los servicios de especialistas de Data & Consulting Services, Wireline y
Well Services para efectuar una operación integrada de fracturamiento
hidráulico de 24 etapas y monitoreo microsísmico con 2 pozos.
El servicio de diagnóstico StimMAP LIVE de Schlumberger provee datos
a los 30 segundos, durante el bombeo del tratamiento de fracturamiento.
Esto permite que el personal asesor integre e interprete los eventos
microsísmicos y los correlacione con los datos de fracturamiento.
En consecuencia, los ingenieros pueden modificar los procedimientos
de bombeo en tiempo real y optimizar la geometría final de las fracturas.
Para monitorear dos pozos de tratamiento y caracterizar la nube microsísmica completa, el operador decidió utilizar dos pozos de monitoreo;
uno orientado en forma aproximadamente paralela, y el otro perpendicular al azimut este-oeste típico de propagación de las fracturas.
Con el acceso remoto a los datos en tiempo real, el operador pudo
visualizar y controlar lo que estaba ocurriendo en el fondo del pozo
durante cada una de las etapas de las operaciones de fracturamiento;
tanto en el campo como en la oficina.
Vista en plano de los eventos microsísmicos generados por la Etapa 8 en
dos pozos de tratamiento, observados desde ambos pozos de monitoreo.
www.slb.com/dcs
*Marca de Schlumberger
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