Oilfield Review

En busca del punto dulce: Calidad del
yacimiento y calidad de la terminación
en las lutitas orgánicas
Karen Sullivan Glaser
Camron K. Miller
Houston, Texas, EUA
Greg M. Johnson
Brian Toelle
Denver, Colorado, EUA
Robert L. Kleinberg
Cambridge, Massachusetts, EUA
Paul Miller
Kuala Lumpur, Malasia
Wayne D. Pennington
Universidad Tecnológica de Michigan
Houghton, Michigan, EUA
Traducción del artículo publicado en
Oilfield Review Invierno de 2013/2014: 25, no. 4.
Copyright © 2014 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este
artículo, se agradece a Alan Lee Brown, Raj Malpani,
William Matthews, David Paddock y Charles Wagner,
Houston; Helena Gamero Díaz, Frisco, Texas; y Ernest
Gómez, Denver.
sCore es una marca de Schlumberger.
1. Boyer C, Kieschnick J, Suárez-Rivera R, Lewis RE
y Waters G: “Producción de gas desde su origen,”
Oilfield Review 18, no. 3 (Invierno de 2006/2007):
36–49.
Boyer C, Clark B, Jochen V, Lewis R y Miller CK:
“Gas de lutitas: Un recurso global,” Oilfield Review 23,
no. 3 (Marzo de 2012): 28–39.
2. Nelson PH: “Pore-Throat Sizes in Sandstones, Tight
Sandstones, and Shales,” AAPG Bulletin 93, no. 3
(Marzo de 2009): 329–340.
3. La permeabilidad sistémica se refiere a la permeabilidad
general del volumen efectivo de yacimiento y es la suma
de las contribuciones de la permeabilidad de la matriz y
la permeabilidad de las fracturas naturales. En los
yacimientos de lutitas, la permeabilidad de la matriz
oscila entre 0,1 y 1 000 nD. Para que los pozos perforados
en estas formaciones produzcan de un modo rentable,
se necesitan fracturas naturales e inducidas.
18
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 sísmicos de superficie antes de
decidir dónde perforar.
A fines del siglo XX, los geocientíficos de E&P
comenzaron a considerar a las lutitas desde una
nueva perspectiva. Si bien la explotación de las
lutitas ya se había establecido a comienzos del
siglo XIX, los operadores consideraban a las formaciones arcillosas principalmente como rocas
generadoras y sellos de baja permeabilidad para
los yacimientos convencionales. No obstante,
durante las décadas de 1980 y 1990, los operadores demostraron que la aplicación adecuada de
prácticas de perforación horizontal combinadas
con tratamientos de fracturamiento hidráulico de
múltiples etapas podía volver productivas las lutitas orgánicas, incentivando la explotación de yacimientos de rocas generadoras.1 A pesar del éxito
del desarrollo de las lutitas Barnett y Haynesville
en EUA, la industria pronto tomó conciencia de que
no todas las lutitas constituían objetivos viables
para la producción rentable de hidrocarburos, y los
operadores buscaron tecnologías que les permitieran identificar objetivos de desarrollo apropiados.
Las formaciones de lutitas que ofrecen el mejor
potencial requieren una combinación única de
propiedades geomecánicas de las rocas y del yacimiento; y son relativamente raras. Las lutitas orgánicas poseen una granulometría extremadamente
pequeña y una permeabilidad de la matriz ultra
baja, lo que hace que estos recursos no convencionales difieran fundamentalmente de la mayoría
de los yacimientos convencionales.2 Además, dado
que los trayectos de migración de hidrocarburos
tienden a ser cortos, las zonas productivas de los
yacimientos de lutitas pueden estar confinadas a
una cierta área de una cuenca o restringirse a un
intervalo estratigráfico.
Los dos factores que determinan la viabilidad
económica de una extensión productiva de lutitas
son la calidad del yacimiento y la calidad de la terminación. La buena calidad del yacimiento (RQ)
es definida para los yacimientos de lutitas orgánicas como la capacidad para producir hidrocarburos de manera rentable después de un tratamiento
de estimulación por fracturamiento hidráulico.
La calidad del yacimiento es una característica de
predicción colectiva determinada en gran medida
por la mineralogía, la porosidad, la saturación de
hidrocarburos, el volumen de la formación, el contenido orgánico y la madurez térmica.
La calidad de la terminación (CQ), otro atributo de predicción colectiva, ayuda a pronosticar
el éxito de la estimulación de un yacimiento a
través del fracturamiento hidráulico. De un modo
similar a la RQ, la CQ depende en gran medida de
la mineralogía, pero también es influenciada por
las propiedades elásticas, tales como el módulo
de Young, la relación de Poisson, el módulo de
compresibilidad y la dureza de la roca. La calidad
de la terminación también incluye factores tales
como la densidad y la orientación de las fracturas
naturales, la anisotropía intrínseca y la anisotropía del material fracturado, y las magnitudes,
orientaciones y anisotropía prevalecientes de los
esfuerzos locales.
Para tener éxito en las extensiones productivas
de lutitas de nuestros días, los operadores perforan horizontalmente en los estratos del yacimiento
que poseen óptimas condiciones de RQ y CQ. Los
tratamientos de estimulación son más efectivos
cuando las fracturas inducidas permanecen abiertas 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 efectivamente la permeabilidad sistémica del yacimiento.3
Oilfield Review
Volumen 25, no.4
19
Los operadores juzgan la calidad de un diseño
de terminación por fracturamiento hidráulico en
base a la evaluación, posterior a la operación, de
los datos provenientes de fuentes tales como el
monitoreo microsísmico de los tratamientos de
fracturamiento hidráulico, las pruebas de contraflujo (flujo de retorno) y la producción inicial
para determinar con qué efectividad y eficiencia
se estimuló el yacimiento.
Idealmente, un operador posiciona los pozos
horizontales en intervalos de lutitas con características geológicas favorables, condiciones de RQ y CQ
óptimas, y ausencia de riesgos geológicos.4 Los
estudios retrospectivos han demostrado que esta
estrategia incrementaría la producción en diez
veces (abajo).5 Por consiguiente, la determinación de dónde coinciden los mejores parámetros
RQ y CQ constituye un esfuerzo de exploración y
la mejor técnica para mejorar el esfuerzo de explo-
ración antes de perforar el pozo inicial es la interpretación de los datos sísmicos de superficie.
Estudios recientes han demostrado que la interpretación sísmica resulta de utilidad para definir
los puntos dulces (sitios óptimos) de producción
presentes en las extensiones productivas de lutitas orgánicas.
En este artículo, describimos un procedimiento sistemático y estratégico para utilizar los
datos sísmicos de superficie con el fin de identificar 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 cómo los datos de
sísmica de reflexión constituyen la clave para
determinar dónde puede existir un recurso y
dónde RQ y CQ son mejores.
600
Producción de gas, MMpc
520
440
360
280
200
N
120
0
0
km
2
mi
2
> Mejores resultados de 12 meses de producción. Esta área de 130 km2
[50 mi2] de la lutita Barnett, en el noroeste del Condado de Tarrant, en Texas,
EUA, muestra la producción de gas del primer año correspondiente a más
de 650 pozos horizontales. Los puntos negros representan las localizaciones
de pozos múltiples en la superficie. Las áreas de colores cálidos (extremo
superior de la escala) son los puntos dulces de producción y las áreas de
colores fríos (extremo inferior de la escala), no los son. (Adaptado de Baihly
et al, referencia 5.)
4. Miller C, Waters G y Rylander E: “Evaluation of
Production Log Data from Horizontal Wells Drilled in
Organic Shales,” artículo SPE 144326, presentado en la
Conferencia y Exhibición de Gas No Convencional de
América 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: “Appraising
Unconventional Resource Plays: Separating Reservoir
Quality from Completion Effectiveness,” artículo IPTC
14677, presentado en la Conferencia Internacional de
Tecnología del Petróleo, Bangkok, Tailandia, 7 al 9 de
febrero de 2012.
20
5. Baihly JD, Malpani R, Edwards C, Han SY, Kok JCL,
Tollefsen EM y Wheeler CW: “Unlocking the Shale
Mystery: How Lateral Measurements and Well
Placement Impact Completions and Resultant
Production,” artículo SPE 138427, presentado en
la Conferencia sobre Terminaciones de Areniscas
Gasíferas Compactas de la SPE, San Antonio,
Texas, 2 al 3 de noviembre de 2010.
6. Aplin AC, Fleet AJ y Macquaker JHS: “Muds and
Mudstones: Physical and Fluid-Flow Properties,” en
Aplin AC, Fleet AJ y Macquaker JHS (eds): Muds and
Mudstones: Physical and Fluid-Flow Properties.
Londres: The Geological Society, Special Publication
158 (1999): 1–8.
Características de las fangolitas
Los geólogos definen a las lutitas como fangolitas
que exhiben fisilidad; la capacidad para separarse
fácilmente en láminas individuales, como un mazo
de cartas. La industria del petróleo y el gas generalmente considera a los recursos como “lutitas”
productoras de gas o fluidos. No obstante, sería
más exacto hablar de fangolitas o estratitas, porque a menudo estas “lutitas” no son fisibles.
Las fangolitas predominan en el registro sedimentario y componen entre un 60% y un 70% de
las rocas sedimentarias de la Tierra.6 Son rocas
sedimentarias de grano fino compuestas por partículas del tamaño de limos y arcillas con diámetros equivalentes o menores a 62,5 micrones
[0,00246 pulgadas].7 Estos tamaños de partículas
pequeños producen baja permeabilidad; a su vez,
una selección pobre —la combinación de varias
granulometrías— puede reducir aún más tanto
la permeabilidad como la porosidad.
Las fangolitas poseen una mezcla compleja de
materia orgánica y minerales de arcilla —illita,
esmectita, caolinita y clorita— junto con cuarzo,
calcita, dolomía, feldespato, apatita y pirita.
Recientemente, los geólogos de Schlumberger
introdujeron el esquema de clasificación de fangolitas definido por un diagrama ternario sCore, que
se basa en relaciones establecidas entre los
núcleos y los registros, utilizando la arcilla, la combinación QFM (cuarzo, feldespato y mica) y los
carbonatos como puntos extremos (puntos ápice).
El diagrama sCore define 16 clases de fangolitas y
puede clasificar una muestra como fangolita arcillosa (rica en arcilla), silícea o carbonatada.
Este esquema de clasificación permite a los geólogos e ingenieros examinar las relaciones empíricas
entre la mineralogía y los factores que inciden en
las RQ y CQ de las fangolitas mediante la superposición de los puntos que incluyen indicaciones de
RQ, CQ o ambas (próxima página).8 Las fangolitas productivas más buscadas por las compañías
petroleras tienden a exhibir un predominio de
minerales que no son arcilla, principalmente silicatos y carbonatos, y, por consiguiente, se ubican
en el extremo inferior del diagrama, lejos del
punto correspondiente a la arcilla; las rocas con
7. Un micrón, o micrómetro, equivale a una millonésima
de un metro o a la milésima parte de un milímetro.
Se abrevia como μ, μm o mc. En el sistema de medidas
inglés, un micrón equivale a 3,937 × 10–5 pulgadas.
8. Para obtener más información sobre el esquema de
clasificación sCore, consulte: Gamero-Díaz H, Miller C
y Lewis R: “sCore: A Mineralogy Based Classification
Scheme for Organic Mudstones,” artículo SPE 166284,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 de septiembre al
2 de octubre de 2013.
Oilfield Review
Arcilla
10
Litotipo
con
predominio
de arcilla
Fangolita
arcillosa
mixta
80
50
Fan
rica golita
en silíc
arc ea
illa
80
Litotipo
con
predominio
de sílice
10
QFM
Fangolita
mixta
Fangolita
silícea
mixta
Fangolita silíceaCarbonato
Fangolita silícea
rica en carbonato
Lutita Wolfcamp
Haynesville
Fayetteville
50
Wolfcamp
Litotipo 10
con
predominio
de carbonato
Carbonato
10
10
QFM
20
50
0,150
50
50
Gradiente de esfuerzo
mínimo, lpc/pie
0,62
20
0,65
80
0,090
0,061
0,031
Carbonato
10
0,120
80
Incremento de RQ
20
80
Arcilla
Porosidad efectiva, fracción
10
RQ alta
20
80
20
80
Arcilla
50
50
Eagle Ford
Fangolita
carbonatada
mixta
50
80
Marcellus
Fangolita carbonatada
rica en sílice
20
20
Barnett
da
ata
bon
car illa
ita arc
gol en
Fan rica
Fangolita
arcillosa/
carbonatada
(marga)
Fangolita
arcillosa/
silícea
10
Extensiones
productivas
de lutitas
sa
il l o
arc ato
it a o n
gol carb
Fan a en
r ic
Fan
go
r i c a lit a a
e n r c ill
s íli o s a
ce
20
Arcilla
50
50
CQ alta
Incremento de CQ
Clasificación sCore
0,68
0,71
0,74
0,001
0,77
80
20
80
20
10
10
20
50
80
Arcilla
Lutita Eagle Ford
Carbonato
QFM
10
20
50
Arcilla
Porosidad efectiva, fracción
0,080
10
80
50
50
Carbonato
Gradiente de esfuerzo
mínimo, lpc/pie
0,83
10
20
0,064
Incremento de RQ
20
80
80
0,85
0,048
0,033
50
50
Incremento de CQ
QFM
10
0,88
0,90
0,017
0,93
0,001
80
RQ alta
20
0,95
80
20
QFM
10
20
50
80
Carbonato
CQ alta
10
10
QFM 10
20
50
80
Carbonato
> Herramienta de clasificación sCore. En sentido horario, los ápices 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 mineralogía. Las fangolitas
(extremo superior derecho) que buscan las compañías petroleras tienden a poseer menos de un 50% de arcilla. En la lutita Wolfcamp (centro), las
fangolitas silíceas 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 compresión
principal mínimo local.
Volumen 25, no.4
Oilfield Review
WINTER 13/14
Shale Seismic Fig. 2
ORWIN 13/14 SHLSMC 2
21
RQ y CQ más altas se encuentran cerca de los
bordes del triángulo.9
Diversos factores controlan las propiedades
físicas de las fangolitas: la mineralogía y las proporciones de los granos, el diagrama estructural
de los lodos depositados originalmente y los procesos postdeposicionales —tales como la re-suspensión, la re-depositación, la diagénesis, la
bioturbación y la compactación— que convierten el lodo en roca.10 Las fangolitas tienden a ser
altamente heterogéneas y esta heterogeneidad
puede variar horizontal y verticalmente, originándose en la secuencia de ambientes depositacionales y regímenes tectónicos prevalecientes
durante el apilamiento de los estratos de lodo a
través del tiempo geológico.
Una capa de lodo individual, denominada
laminación, generalmente posee un espesor de
un milímetro. Las laminaciones se apilan formando conjuntos de láminas denominados capas.
A su vez, las capas se apilan formando conjuntos
de capas que se agrupan para conformar miembros y luego formaciones geológicas. La composición mineral y orgánica de cada capa depende de
la secuencia o la historia de las condiciones geológicas del área a través del tiempo. Los geólogos
utilizan los principios de la estratigrafía para descifrar esta historia geológica.11
La estratificación genera un efecto especial
en algunas propiedades de las rocas: es un diagrama estructural que produce anisotropía.12
Una roca es anisotrópica si sus propiedades
Luz clara
0
varían con la dirección.13 Una consecuencia de la
estratificación es que la composición, tamaño,
forma, orientación, empaque y selección de las
partículas de la capa tienden a variar más rápido
en sentido perpendicular a las capas que en sentido paralelo. Como resultado, las propiedades de
las rocas tienden a variar con la dirección 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 anisotropía es la presencia de redes de fracturas
abiertas aproximadamente paralelas, que pueden controlar la eficiencia de la estimulación del
yacimiento. Dado que la anisotropía es observable en los datos sísmicos, los geofísicos pueden
caracterizarla para que los geólogos e ingenieros
Luz ultravioleta
226
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
Longitud del núcleo, pies
0,7
0
m
0
pies
1
3
0,8
0,9
1,0
227
1,1
1,2
1,3
0
mm
5
1,4
1,5
1,6
1,7
0 mm 0,5
1,8
1,9
2,0
> Estratificación de fangolitas en diversas escalas. La estratificación puede ser observada en las fotografías del afloramiento, del núcleo y de la
sección delgada. El afloramiento de la lutita Eagle Ford (izquierda) se encuentra en el Cañón Lozier, Condado de Terrell, Texas. Las imágenes del núcleo
(luz clara y luz ultravioleta, centro) y de la sección delgada (original y primer plano, derecha) corresponden a la lutita Eagle Ford inferior del pozo 1 de
BP-Schlumberger en el Cañón de Lozier. La sección del núcleo de 0,6 m [2 pies] fue tomada a profundidades oscilantes entre 68,9 y 69,5 m [226 y 228 pies].
La sección delgada corresponde a una fangolita silícea-calcárea fosilífera y posee una fractura mineralizada que discurre a lo largo de su lado derecho,
que ha sido teñida con ferricianuro potásico y alizarina roja S para distinguir los minerales carbonatados. En el primer plano de la sección delgada, existen
evidencias de que la fractura se propagó, se interrumpió y se reinició a lo largo de un trayecto diferente. (Fotografía del afloramiento, cortesía de Karen
Sullivan Glaser. Imágenes del núcleo y de la sección delgada, cortesía de Schlumberger y BP América Incorporated.)
22
Oilfield Review
la utilicen en sus diversos modelos geológicos,
geomecánicos y de flujo de fluidos del yacimiento
prospectivo (página anterior).
Las fangolitas desempeñan un rol importante
en un sistema petrolero. Sus tamaños de granos
pequeños y sus características de selección contribuyen a su caracterización como rocas de baja
porosidad con una permeabilidad baja a ultra
baja y presiones de entrada altas de desplazamiento de fluidos. Por consiguiente, cuando las
fangolitas se encuentran en la localización y con la
configuración estratigráfica y estructural correctas, forman los sellos que coronan y delimitan las
geometrías de los yacimientos hidrocarburíferos
convencionales.
Algunas fangolitas se caracterizan como ricas
en materia orgánica y han sido consideradas históricamente como rocas generadoras que, a través de
procesos de migración secundaria, suministran
hidrocarburos a los yacimientos continuos, convencionales y no convencionales, adyacentes y lejanos.
Estas mismas fangolitas ricas en materia orgánica
también demostraron ser yacimientos de rocas
generadoras y produjeron hidrocarburos que fueron expulsados y experimentaron procesos de
migración 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
prolífico yacimiento fracturado de la creta
Austin, explorado y explotado desde hace más de
80 años. Ahora, los operadores reconocen a la
lutita Eagle Ford en sí como un yacimiento capaz
de producir petróleo, condensado, gas húmedo y
9.Loucks RG y Ruppel SC: “Mississippian Barnett Shale:
Lithofacies and Depositional Setting of a Deep-Water
Shale-Gas Succession in the Fort Worth Basin, Texas,”
AAPG Bulletin 91, no. 4 (Abril de 2007): 579–601.
Passey QR, Bohacs KM, Esch WL, Klimentidis R y Sinha
S: “From Oil-Prone Source Rock to Gas-Producing Shale
Reservoir—Geologic and Petrophysical Characterization
of Unconventional Shale-Gas Reservoirs,” artículo SPE
131350, presentado en la Conferencia y Exhibición
Internacional del Petróleo y el Gas de las CPS/SPE
en China, Beijing, 8 al 10 de junio de 2010.
Lash GG y Engelder T: “Thickness Trends and
Sequence Stratigraphy of the Middle Devonian
Marcellus Formation, Appalachian Basin: Implications
for Acadian Foreland Basin Evolution,” AAPG Bulletin
95, no. 1 (Enero de 2011): 61–103.
10.Aplin AC y Macquaker JHS: “Mudstone Diversity:
Origin and Implications for Source, Seal, and Reservoir
Properties in Petroleum Systems,” AAPG Bulletin 95,
no. 12 (Diciembre de 2011): 2031–2059.
11.Neal J, Risch D y Vail P: “Sequence Stratigraphy—A
Global Theory for Local Success,” Oilfield Review 5,
no. 1 (Enero de 1993): 51–62.
12.El diagrama estructural de la roca se refiere al
espaciamiento, disposición, distribución, tamaño, forma
y orientación de los componentes de las rocas, tales
como minerales, granos, materia orgánica, porosidad,
estratificación, límites de capas, contactos litológicos
Volumen 25, no.4
0 μm 200
0
mm
5
> Materia orgánica. La sección delgada (izquierda), que ha sido teñida con ferricianuro potásico y
alizarina roja S en su lado izquierdo, corresponde a una fangolita peletal calcárea. En el primer plano
(derecha), la capa se compone de foraminíferos plantónicos (blanco y rosa), coprolitos aplanados
(marrón rojizo) y materia orgánica (negro). (Imágenes del núcleo y de la sección delgada, cortesía de
Schlumberger and BP América Incorporated.)
gas seco que simplemente nunca abandonaron la
roca generadora.15
No todas las fangolitas contienen suficientes
hidrocarburos para ser consideradas rocas yacimiento potenciales. Las fangolitas son definidas
como ricas en contenido orgánico si su concentración de carbono orgánico total (TOC) es mayor
que 2 (porcentaje en peso).16 La preservación y la
riqueza de la materia orgánica dependen de sus
tasas relativas de producción, dilución y destrucción (arriba).17 La materia inorgánica depositada
al mismo tiempo que la materia orgánica diluye
la concentración de esta última. La destrucción
de la materia orgánica se produce a través de pro-
y fracturas. Los elementos del diagrama estructural
15.Martin R, Baihly J, Malpani R, Lindsay G y Atwood WK:
contribuyen a la anisotropía de los materiales cuando
“Understanding Production from Eagle Ford–Austin
poseen una orientación preferencial a lo largo de los
Chalk System,” artículo SPE 145117, presentado en la
ejes cristalográficos, las fracturas y las partículas
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
alargadas y planas.
Denver, 30 de octubre al 2 de noviembre de 2011.
13.Para obtener más información sobre la anisotropía de
16.Boyer et al (2006), referencia 1.
la permeabilidad, consulte: Ayan C, Colley N, Oilfield
Cowan Review
Loucks y Ruppel, y Lash y Engelder, referencia 9.
G, Ezekwe E, Wannell M, Goode P, Halford F, Joseph
WINTER 13/14
La fracción o porcentaje volumétrico de TOC
J, Mongini A, Obondoko G y Pop J: “Measuring
presente
en la roca es aproximadamente el doble que
Shale Seismic Fig.
4 (2-col)
Permeability Anisotropy: The Latest Approach,”
la fracción o 4porcentaje
ORWIN 13/14 SHLSMC
(2-col) en peso. Una concentración
Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 24–35.
del 2% [0,02 kg/kg] (porcentaje en peso) de TOC en la
Para obtener más información sobre la anisotropía
roca equivale a aproximadamente un 4% [0,04 m3/m3]
elástica, consulte: Armstrong P, Ireson D, Chmela B,
(fracción volumétrica) de TOC. El cálculo exacto depende
Dodds K, Esmersoy C, Miller D, Hornby B, Sayers C,
de la densidad y la madurez de la materia orgánica y de
Schoenberg M, Leaney S y Lynn H: “The Promise of
la densidad volumétrica de la roca hospedadora.
Elastic Anisotropy,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre
17.Bohacs KM, Grabowski GJ Jr, Carroll AR, Mankiewski
de 1994): 36–47.
PJ, Miskell-Gerhardt KJ, Schwalbach JR, Wegner MB
Para obtener más información sobre la anisotropía
y Simo JA: “Production, Destruction, and Dilution—The
de las propiedades eléctricas, consulte: Anderson
Many Paths to Source-Rock Development,” en Harris
B, Bryant I, Luling M, Spies B y Helbig K: “Oilfield
NB (ed): The Deposition of Organic-Carbon-Rich
Anisotropy: Its Origins and Electrical Characteristics,”
Sediments: Models, Mechanisms, and Consequences.
Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 48–56.
Tulsa: Society of Sedimentary Geology, SEPM Special
Publication 82 (2005): 61–101.
14.La migración primaria se refiere al flujo de fluidos
de hidrocarburos recién generados en las rocas
Para obtener más información sobre la geoquímica de
generadoras. La migración secundaria se refiere al
las rocas generadoras, consulte: McCarthy K, Rojas K,
flujo de fluidos de hidrocarburos libres lejos de las
Niemann M, Palmowski D, Peters K y Stankiewicz A:
rocas generadoras, en dirección hacia las rocas
“La geoquímica básica del petróleo para la evaluación
yacimiento adyacentes o lejanas.
de las rocas generadoras,” Oilfield Review 23, no. 2
(Diciembre de 2011): 36–47.
23
cesos de consumo bacteriano, reacciones de oxidación a profundidades someras y reacciones
más profundas, activadas térmicamente, que
transforman parte de la materia orgánica en
petróleo y gas hasta que ésta se convierte finalmente en grafito o en carbono muerto. La porción
principal de materia orgánica presente en las
rocas generadoras es el kerógeno, que resulta insoluble en los solventes orgánicos comunes; la otra
porción es el bitumen, que es soluble.
El kerógeno posee características petrofísicas
que difieren significativamente de las de los componentes minerales de la lutita, y estas características afectan las propiedades volumétricas
generales de la roca yacimiento. Por ejemplo,
dependiendo del tipo y la madurez del kerógeno,
su densidad puede variar entre 1,1 y 1,4 g/cm3,
valor considerablemente inferior al de la densidad
volumétrica de su roca arcillosa hospedadora.18
En consecuencia, la densidad volumétrica de las
lutitas ricas en contenido orgánico parece más
baja (como si la lutita tuviera una porosidad más
alta) que la de las lutitas que contienen concentraciones más bajas de kerógeno.
La distribución del kerógeno varía entre partículas aisladas dispersadas a través de la matriz
de fangolita, y lentes y mantos alineados con las
láminas de fangolita. Los investigadores observaron que las partículas de kerógeno contienen una
porosidad secundaria que se formó probablemente durante el proceso de madurez térmica.19
Esta porosidad orgánica se manifiesta como nano
poros, que se definen como poros con un diámetro menor a 1 micrón.
El diagrama estructural del kerógeno afecta
las propiedades físicas de las fangolitas ricas en
materia orgánica. Cuando el contenido orgánico
es alto y el kerógeno forma redes interconectadas
paralelas a las capas a través de la estructura de
la fangolita, la porosidad orgánica puede ser suficiente para almacenar hidrocarburos y proporcionar permeabilidad a los hidrocarburos líquidos y
gaseosos en una matriz que, de otro modo, exhibiría una permeabilidad extremadamente baja.20
Por otra parte, el diagrama estructural del
kerógeno afecta las propiedades elásticas y
mecánicas de las rocas yacimiento.21 Por lo general, las fangolitas que contienen kerógeno inter-
conectado en su estructura se caracterizan por
sus módulos elásticos más bajos y su mayor ductilidad, respecto de las fangolitas que poseen partículas de kerógeno aisladas, dispersadas a través
de su matriz. El contenido de kerógeno distribuido en sentido paralelo a las láminas puede
afectar profundamente las propiedades anisotrópicas, elásticas y mecánicas, de las fangolitas.22
Estos efectos se incrementan si, además de generar porosidad secundaria en el kerógeno, la generación de hidrocarburos y la carga de las láminas
ricas en contenido de kerógeno producen sobrepresión, condición que conduce a la formación de
microgrietas paralelas a las capas, que se orientan en sentido paralelo a las capas y se abren en
sentido perpendicular a éstas.23 Dado que la permeabilidad de la matriz en los yacimientos de lutitas es excepcionalmente baja, ya que oscila entre
10–7 y 10–3 mD, las fracturas naturales desempeñan un rol significativo en las terminaciones de los
yacimientos y la producción de hidrocarburos.
Las fracturas naturales contribuyen al desempeño de los tratamientos de estimulación por
fracturamiento hidráulico ya que proporcionan
18.La densidad del kerógeno se incrementa a medida
que el carbono orgánico madura, pasando de carbono
orgánico generativo inmaduro a carbono orgánico no
generativo sobremaduro. Para obtener más información
sobre el kerógeno, consulte: Jarvie DM, Jarvie BM,
Weldon WD y Maende A: “Components and Processes
Impacting Production Success from Unconventional
Shale Resource Systems,” Search and Discovery
Article 40908, adaptado de una presentación oral
efectuada en la 10a Conferencia y Exhibición de
Geociencias de Medio Oriente, Manama, Bahrain,
4 al 7 de marzo de 2012.
Okiongbo KS, Aplin AC y Larter SR: “Changes in Type II
Kerogen Density as a Function of Maturity: Evidence
from the Kimmeridge Clay Formation,” Energy & Fuels
19, no. 6 (Noviembre de 2005): 2495–2499.
19.Loucks RG, Reed RM, Ruppel SC y Jarvie DM:
“Morphology, Genesis, and Distribution of NanometerScale Pores in Siliceous Mudstones of the Mississippian
Barnett Shale,” Journal of Sedimentary Research 79,
no. 12 (Diciembre de 2009): 848–861.
Curtis ME, Cardott BJ, Sondergeld CH y Rai CS:
“Development of Organic Porosity in the Woodford Shale
with Increasing Thermal Maturity,” International Journal
of Coal Geology 103 (1º de diciembre de 2012): 26–31.
20.Wang FP y Reed RM: “Pore Networks and Fluid Flow
in Gas Shales,” artículo SPE 124253, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Nueva Orleáns, 4 al 7 de octubre de 2009.
Ambrose RJ, Hartman RC, Díaz-Campos M, Akkutlu IY
y Sondergeld CH: “Shale Gas-in-Place Calculations
Part I: New Pore-Scale Considerations,” SPE Journal
17, no. 1 (Marzo de 2012): 219–229.
Curtis ME, Sondergeld CH, Ambrose RJ y Rai CS:
“Microstructural Investigation of Gas Shales in Two
and Three Dimensions Using Nanometer-Scale
Resolution Imaging,” AAPG Bulletin 96, no. 4
(Abril de 2012): 665–677.
21.Suárez-Rivera R, Deenadayalu C y Yang Y-K: “Unlocking
the Unconventional Oil and Gas Reservoirs: The Effect of
Laminated Heterogeneity in Wellbore Stability and
Completion of Tight Gas Shale Reservoirs,” artículo OTC
20269, presentado en la Conferencia de Tecnología
Marina, Houston, 4 al 7 de mayo de 2009.
22.Vernik L y Landis C: “Elastic Anisotropy of Source
Rocks: Implications for Hydrocarbon Generation and
Primary Migration,” AAPG Bulletin 80, no. 4 (Abril de
1996): 531–544.
Vernik L y Milovac J: “Rock Physics of Organic Shales,”
The Leading Edge 30, no. 3 (Marzo de 2011): 318–323.
Sayers CM: “The Effect of Kerogen on the Elastic
Anisotropy of Organic-Rich Shales,” Geophysics 78,
no. 2 (Marzo–Abril de 2013): D65–D74.
23.Para obtener más información sobre las microgrietas
paralelas a las capas, consulte: Lash GG y Engelder T:
“An Analysis of Horizontal Microcracking During
Catagenesis: Example from the Catskill Delta Complex,”
AAPG Bulletin 89, no. 11 (Noviembre de 2005): 1433–1449.
24.Miller C, Hamilton D, Sturm S, Waters G, Taylor T,
Le Calvez J y Singh M: “Evaluating the Impact of
Mineralogy, Natural Fractures and In Situ Stresses
on Hydraulically Induced Fracture System Geometry
in Horizontal Shale Wells,” artículo SPE 163878,
presentado en la Conferencia de Tecnología de
Fracturamiento Hidráulico 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 of
Hydraulic Fracture-Network Propagation in a Naturally
Fractured Formation,” SPE Production & Operations 26,
no. 4 (Noviembre de 2011): 368–380.
Kresse O, Cohen C, Weng X, Wu R y Gu H: “Numerical
Modeling of Hydraulic Fracturing in Naturally Fractured
Formations,” artículo ARMA 11–363, presentado en el
45o Simposio de Mecánica/Geomecánica de las Rocas
de EUA, San Francisco, 26 al 29 de junio de 2011.
26.Miller et al, referencia 24.
27.Para obtener más información sobre el proceso de
detección de fracturas utilizando sismología de
reflexión, consulte: Aarre V, Astratti D, Al Dayyni TNA,
Mahmoud SL, Clark ABS, Stellas MJ, Stringer JW,
Toelle B, Vejbak OV y White G: “Detección sísmica de
fallas y fracturas sutiles,” Oilfield Review 24, no. 2
(Diciembre de 2012): 30–45.
28.Para obtener más información sobre la anisotropía
elástica, consulte: Armstrong et al, referencia 13.
29.Para obtener más información sobre el análisis de
anisotropía sísmica azimutal, consulte: Barkved O,
Bartman B, Compani B, Gaiser J, Van Dok R, Johns
T, Kristiansen P, Probert T y Thompson M:
“Las diversas facetas de los datos sísmicos de
componentes múltiples,” Oilfield Review 16, no. 2
(Otoño de 2004): 46–61.
30.Hardage B: “Fracture Identification and Evaluation
Using S Waves,” Search and Discovery Article 40792,
adaptado de cinco columnas de Geophysical Corner a
cargo de B Hardage en AAPG Explorer 32, no. 4–8
(Abril–Agosto de 2011).
31.Burns DR, Willis ME, Toksoz MN y Vetri L: “Fracture
Properties from Seismic Scattering,” The Leading Edge
26, no. 9 (Septiembre de 2007): 1186–1196.
32.Se produce un valor alto de variación sísmica cuando
los datos sísmicos varían rápidamente, tal como sucede
cuando se cruzan fallas o límites estratigráficos.
33.Para obtener más información sobre el modelado de
sistemas petroleros, consulte: Al-Hajeri MM, Al Saeed
M, Derks J, Fuchs T, Hantschel T, Kauerauf A, Neumaier
M, Schenk O, Swientek O, Tessen N, Welte D, Wygrala
B, Kornpihl D y Peters K: “Modelado de cuencas y
sistemas petroleros,” Oilfield Review 21, no. 2
(Diciembre de 2009): 16–33.
Peters KE, Magoon LB, Bird KJ, Valin ZC y Keller MA:
“North Slope, Alaska: Source Rock Distribution,
Richness, Thermal Maturity, and Petroleum Charge,”
AAPG Bulletin 90, no. 2 (Febrero de 2006): 261–292.
Peters K, Schenk O y Bird K: “Timing of Petroleum
System Events Controls Accumulations on the North
Slope, Alaska,” Search and Discovery Article 30145,
adaptado de una presentación oral efectuada en la
Conferencia y Exhibición Internacional de la AAPG,
Calgary, 12 al 15 de septiembre de 2010.
Higley DK: “Undiscovered Petroleum Resources for
the Woodford Shale and Thirteen Finger Limestone–
Atoka Shale Assessment Units, Anadarko Basin,”
Denver: Informe de Archivo Abierto del Servicio
Geológico de EUA 2011–1242, 2011.
34.Boyer et al (2006), referencia 1.
24
Oilfield Review
planos de debilidad y conductos para el flujo de
fluidos.24 Como planos de debilidad, las fracturas
naturales pueden determinar la propagación y el
desarrollo de redes de fracturas inducidas, especialmente si la anisotropía de los esfuerzos locales es reducida.25 Como conductos para el flujo de
fluidos, estas fracturas pueden incrementar el
volumen efectivo del yacimiento drenado por el
pozo y admitir fluidos a alta presión, que podrían
provocar deslizamiento permanente por esfuerzo
de cizalla (corte) a través de sus planos de fracturamiento e incrementar la apertura y la conductividad 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 conectan el almacenamiento y la porosidad de la matriz
con las fracturas hidráulicas y el pozo. Las fracturas naturales también pueden afectar la CQ a
través de la geometría de las redes de fracturas
hidráulicas inducidas por los tratamientos de
estimulación, que tienden a expandirse y volverse más complejas cuando las redes de fracturas naturales pre-existentes se orientan formando
un ángulo con respecto al esfuerzo horizontal
principal actual.26 Cuando los yacimientos de fangolitas carecen de fracturas naturales, las compañías operadoras deben utilizar tratamientos de
estimulación por fracturamiento hidráulico para
generar redes de fracturas inducidas que conecten la producción 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 exploración sísmica
en la búsqueda de puntos dulces en los yacimientos de lutitas.
A través del análisis de los atributos sísmicos,
los geofísicos detectan y caracterizan las redes
de fracturas. Este proceso utiliza la respuesta del
volumen promedio de todo el intervalo prospectivo que contiene un sistema de fracturas naturales abiertas.27
Existen numerosos métodos de detección de
fracturas que utilizan atributos sísmicos. Cuando las
fracturas naturales se alinean con una orientación de rumbo consistente, producen la variación
de las propiedades elásticas y los atributos sísmicos con el azimut, incluidas la velocidad y la
amplitud de las reflexiones.28 Los geofísicos
observan estas variaciones, basándose en el análisis de los levantamientos sísmicos de superficie
3D que han sido ejecutados a través de múltiples
azimuts.29 El análisis azimutal de las ondas de
cizalla (corte, ondas S) ha demostrado ser un
buen método de detección de fracturas.30 El aná-
Volumen 25, no.4
lisis de la dispersión de formas de ondas sísmicas,
que en el pasado se trataba a menudo como ruido,
también puede revelar información sobre la orientación y el espaciamiento de las fracturas a través
del análisis de frecuencias.31 Además, las combinaciones de los atributos, tales como la intensidad de
las reflexiones y la variación sísmica —la variación entre las muestras sísmicas— pueden a su
vez combinarse, o superponerse, para que queden
expuestos los rasgos estructurales sutiles que
poseen sistemas de fracturas asociados.32
Puntos dulces a escala
regional o a escala de cuenca
Durante los primeros años de la oleada actual de
actividades registradas en las extensiones productivas de lutitas, algunos operadores pudieron
desarrollar dichas extensiones basándose en los
rastros de hidrocarburos observados en los registros
de lodo que fueron registrados en las lutitas halladas durante la perforación de los yacimientos convencionales existentes en una cuenca. La industria
ya conocía las regiones de estas cuencas en las que
las lutitas orgánicas se encontraban térmicamente
maduras; por consiguiente, para muchas de las
extensiones productivas de lutitas de América del
Norte, no fue necesario que los operadores investigaran su madurez térmica.
Debido al éxito del desarrollo de la lutita
Barnett, en la cuenca Fort Worth, en el sector
centro-septentrional de Texas, los operadores
ampliaron la búsqueda de gas de lutitas más allá
de América 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 estratigráfico necesario para anticipar dónde existen recursos potenciales de lutitas.
En estas cuencas, la exploración inicial de yacimientos potenciales de lutitas se basa en la evaluación de los levantamientos sísmicos 2D
pre-existentes y en datos estructurales adicionales derivados de los análisis de percepción
remota y de estudios de afloramientos de la geología de superficie.
Los geocientíficos evalúan estos datos para
establecer el marco estructural de las principales
unidades estratigráficas de las cuencas, incluidas
las localizaciones de las zonas de fallas primarias
y otros rasgos tectónicos. Una vez que concluyen
este análisis, los analistas de cuencas pueden utilizar el marco estructural como dato de entrada
para el modelado de los sistemas petroleros con
el fin de determinar si las formaciones de lutitas
orgánicas podrían estar térmicamente maduras
y, en ese caso, en qué lugar de la cuenca se
encuentran.33 Cuando esta información se combina con el mapeo regional de los datos TOC disponibles, es posible identificar puntos dulces de
escala regional o de cuenca, lo que permite a los
operadores seleccionar las localizaciones óptimas para la perforación de pozos piloto verticales
iniciales en la fase de exploración siguiente.
Puntos dulces locales o en áreas operativas
El modelado de los sistemas petroleros predice la
localización y las características de los puntos
dulces a escala de cuenca, incluida la distribución
del contenido de kerógeno, su madurez térmica
y la presión de poro en el intervalo prospectivo.
No obstante, estas predicciones pueden ser confirmadas solamente a través de la perforación de un
pozo piloto. Las mediciones derivadas de los
núcleos y los registros del pozo piloto vertical proporcionan los datos necesarios para actualizar el
modelado y determinar si el pozo piloto intersectó
un punto dulce. Los ingenieros pueden clasificar
los puntos dulces locales a través del análisis de
RQ y CQ, utilizando los datos de los núcleos y los
registros recién adquiridos.
Los puntos dulces locales de alta RQ poseen
una o más de tres propiedades. Pueden exhibir
una porosidad de matriz alta con cantidades significativas de gas libre, que puede ser producido
con altas tasas durante la producción inicial, permitiendo la rápida recuperación de la inversión
en un pozo de evaluación horizontal.
Además, los puntos dulces pueden contener
concentraciones significativas de kerógeno. Aquéllos
que son ricos en contenido de kerógeno también
contienen grandes volúmenes de gas adsorbido,
que es almacenado principalmente en las superficies del kerógeno.34 Este gas adsorbido contribuye
a la producción sostenida, a medida que se reduce
la presión durante el agotamiento del yacimiento,
mucho después de consumido el gas libre.
Los puntos dulces locales con buena RQ pueden exhibir también densas redes de microfracturas 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 producción de un pozo.
Además, en un yacimiento de lutitas, las microfracturas incrementan la permeabilidad sistémica.
Los puntos dulces con la mejor RQ exhiben las
tres propiedades —incremento de la porosidad,
kerógeno y presencia de microfracturas— lo que a
su vez afecta diversos atributos de los datos sísmicos a través 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 sísmica y un incremento de la ate-
25
18 MMpc
Fuerte
23 MMpc
Anomalía
no sometida
a prueba
22 MMpc
N
80 MMpc
372 MMpc
0
0
Anomalía de frecuencia
61 MMpc
Débil
km
2
mi
2
> Puntos dulces con calidad de yacimiento en un yacimiento de lutitas.
Seis pozos verticales (puntos rojos) fueron perforados en la lutita
Woodford, en la cuenca de Arkoma, en el sector sudeste de Oklahoma.
Su producción acumulada de gas al cabo de aproximadamente 2,5 años,
hasta junio de 2009, mostró variaciones significativas. La interpretación
de un conjunto de datos sísmicos 3D reveló la presencia de fallas (negro).
Sin embargo, la proximidad del pozo a las fallas, que a menudo se asocia
con la densidad de las fracturas en la zona de daño de las fallas, no sirvió
como explicación para la variación de la producción. Un análisis de las
frecuencias sísmicas del conjunto de datos reveló un atributo de
frecuencia que los intérpretes identificaron con puntos dulces con alta RQ
(contornos de guiones rojos) cuando era fuerte. La producción de gas se
correlacionó con el tamaño y la intensidad de los puntos dulces
identificados por medio de la sísmica.
nuación de las altas frecuencias. Las concentraciones de kerógeno también pueden reducir los
módulos elásticos y la densidad de las fangolitas,
pero en menor medida. Los cambios producidos en
ciertos atributos sísmicos asociados con estas propiedades de las rocas pueden ser utilizados para
identificar los puntos dulces con buena RQ.
ducción acumulada promedio, proveniente de los
cinco pozos productores inferiores extremos, de
1 millón de m3 [40 MMpc]. El operador había efectuado un levantamiento sísmico 3D en el campo y
solicitó que los analistas de Schlumberger interpretaran los datos para determinar porqué la producción era tan variable, además de localizar áreas de
producción potencialmente mayor.
Correlación entre las anomalías de frecuencia
Oilfield ReviewLos datos sísmicos 3D proporcionan una
cobertura mucho más amplia del intervalo prosy el comportamiento de la producción WINTER 13/14
Shale de
Seismic
Fig. 5que la que podría lograrse con los datos
pectivo
En la cuenca de Arkoma, en el sureste
ORWIN
5
de SHLSMC
pozos verticales
u horizontales e inicialmente
Oklahoma, EUA, se ha establecido producción
de13/14
gas de la lutita Woodford, una fangolita rica en fueron interpretados para localizar fallas y cualcontenido orgánico de edad Devónico tardío– quier otro riesgo geológico presente en el área,
Mississippiano temprano. Su mineralogía corres- pero la observación del fallamiento y el fracturaponde principalmente a cuarzo e illita, con miento asociados con las zonas de daño de las
pequeñas cantidades de pirita y dolomía. La poro- fallas no sirvió como explicación para la historia
sidad varía entre el 3% y el 9% y el TOC, entre 1 y 14 de producción o la variabilidad entre los pozos.
Los geofísicos analizaron los datos en busca
como porcentaje en peso [0,01 y 0,14 kg/kg].35
de
los
atributos sísmicos que revelaran la exisUn operador que pretendía producir gas de la
lutita Woodford había perforado seis pozos verti- tencia de puntos dulces con buena RQ e identificales en un área de 10 km2 [4 mi2]. Las tasas de caron un atributo sísmico de frecuencia que, en
producción de los pozos variaban considerable- ciertas frecuencias, se correspondía con áreas de
mente. En un período de 2,5 años, la producción mayor producción. Estas anomalías sísmicas
acumulada de gas por pozo osciló entre 0,51 y correspondientes a puntos dulces eran áreas en
10,5 millones de m3 [18 y 372 MMpc] con una pro- las que la frecuencia sísmica predominante
26
demostró ser relativamente baja, aparentemente
como resultado de la dispersión de las ondas en las
redes de fracturas naturales o las microfracturas.36
Las anomalías aparecían en el campo como manchas aisladas y el equipo de trabajo interpretó que
representaban áreas de incremento de la porosidad y microfracturamiento dentro del yacimiento
de lutitas. Los pozos productivos se encontraban
ubicados dentro de estas áreas anómalas, en tanto
que los pozos con un desempeño insuficiente no
lo estaban. El pozo con mayor producción se encuentra ubicado en una gran anomalía (izquierda). En el
momento del estudio, la producción de este pozo
superaba en nueve veces a la producción promedio de los otros cinco pozos combinados. Esta
observación se condice con el incremento en diez
veces observado en la lutita Barnett para los pozos
localizados en los puntos dulces.37
En otra extensión productiva de lutitas, un
operador estaba abocado al desarrollo de un yacimiento no convencional fracturado de carbonatos y lutitas gasíferas combinados, ubicado en la
cuenca de Delaware en la porción sur de Nuevo
México y Texas occidental, en EUA. La compañía
había perforado numerosos pozos horizontales en
la interfaz existente entre los carbonatos y las
lutitas infrayacentes. La producción de estos
pozos mostraba variaciones significativas.
Los geofísicos de Schlumberger analizaron un
volumen sísmico 3D para ayudar a determinar la
localización y la extensión de los puntos dulces
potenciales con buena RQ y definir su naturaleza
geológica. Estos profesionales efectuaron un proceso de inversión azimutal antes del apilamiento y
diversos estudios relacionados con las frecuencias.
Los resultados de estas investigaciones independientes convergieron en las mismas localizaciones
del yacimiento de lutitas que los puntos dulces
potenciales con buena RQ. Estos puntos dulces se
manifestaban a través de anomalías específicas de
atributos sísmicos relacionados con las frecuencias que además coincidían con zonas de anisotropía de ondas S. El equipo de trabajo interpretó
estas áreas como volúmenes de microfracturamiento incrementado en la porción superior de la
lutita gasífera (próxima página, arriba).
El operador perforó tres pozos horizontales a
lo largo de la interfaz carbonato/lutita con la
esperanza de encontrar fracturas en la formación
carbonatada y zonas de alto contenido de gas en
la lutita. Aparentemente, las tasas de producción
de estos pozos se relacionaban directamente con
la magnitud y el tamaño de las anomalías de frecuencia y la anisotropía de las ondas S. El pozo A
fue perforado a través del tope de un rasgo anticlinal suave, donde la gran variación sísmica indicaba
Oilfield Review
Diagrama de panel sísmico
Pozo B
Pozo A
Pozo C
28 MMpc
64 MMpc
Cresta del
anticlinal
Indicador de fallas
con gran variación
7 MMpc
Anomalía de frecuencia
Fuerte
Débil
Ausencia
de fallas
Anomalía de Horizonte a lo largo
frecuencia del tope de la siguiente
formación más profunda
Valores de variación
Bajos
Altos
> Detección de fracturas con atributos sísmicos de frecuencia. Un diagrama de panel sísmico,
compuesto por secciones sísmicas y un corte a través de un horizonte sísmico, muestra un atributo
sísmico relacionado con la frecuencia. El corte a través del horizonte sísmico se combina además
con el atributo de variación sísmica (escala de grises); sólo se muestran los valores de variación
altos. El diagrama de panel (inserto) se forma a partir de las secciones sísmicas, a lo largo de las
trayectorias de los pozos A, B y C (azul oscuro). El corte a través del horizonte sísmico, tomado a lo
largo del tope de la formación 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 variación
sísmica y los atributos de frecuencia son significativos. Las tasas promedio de producción mensual
de gas, mostradas por encima del tramo lateral de cada pozo, ilustran cómo la tasa de producción
de cada pozo se corresponde con su proximidad a las anomalías de frecuencia fuertes.
Rastros fuertes
Rastros débiles
Rastros de gas
en el registro de lodo
Oilfield Review
WINTER 13/14
Shale Seismic Fig. 6
ORWIN 13/14 SHLSMC 6
Valores altos de
anomalías de frecuencia
Volumen 25, no.4
Más lejos
de la anomalía
Cerca de
la anomalía
Anomalía de frecuencia
Fuerte
Débil
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 producción
promedio de 1,8 millones de m3 [64 MMpc] de gas
por mes. El pozo B fue perforado cerca de una
anomalía de frecuencia más pequeña y su tasa de
producción mensual fue de 0,79 millones de m3
[28 MMpc], menos de la mitad que la del pozo A.
El pozo C no penetró una anomalía de frecuencia
y su tasa de producción mensual fue de tan sólo
0,2 millones de m3 [7 MMpc].
El equipo de trabajo consideró que las anomalías de frecuencia realzaban zonas de la lutita
que contenían más microfracturas que otras
localizaciones. La concentración de las microfracturas en la cresta del anticlinal es consistente con la extensión tectónica experimentada
por las capas durante la formación del anticlinal.
Otras evidencias indican que este fracturamiento
no se extendió a través 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 responsables del mejoramiento de la producción
observado en ambos pozos respecto del pozo C.
El examen de los rastros de gas encontrados
durante la perforación del pozo A también sustentó esta interpretación (izquierda, extremo
inferior). Los rastros de gas más fuertes coincidieron con las anomalías de frecuencia fuertes.
En las zonas en las que las anomalías de frecuencia eran más débiles, los rastros de gas no exhibían tanta intensidad.
35.Oficina de Energía Fósil del Departamento de Energía de
EUA y Laboratorio Nacional de Tecnología Energética:
“Modern Shale Gas Development in the United States:
A Primer,” Washington, DC: Departamento de Energía
de EUA, abril de 2009.
36.Las porciones de longitud de onda más corta de las
señales sísmicas se dispersan lo suficiente como para
volverse incoherentes y suprimirse entre sí.
37.Baihly et al, referencia 5.
, Rastros de gas encontrados durante la
perforación del pozo A (línea negra). Se muestra
una sección sísmica (fondo) en perspectiva,
mirando hacia abajo y hacia su interior. Esta sección
es paralela a la trayectoria del pozo A y atraviesa el
volumen 3D del atributo de frecuencia. Los valores
altos del atributo de frecuencia (rojo y rosa)
aparecen como nubes que salen de la sección.
Las lecturas de cromatografía en fase gaseosa
(curva azul), obtenidas del registro de lodo, se
muestran a lo largo de la porción horizontal del
pozo A. Las localizaciones de los conjuntos de
disparos (diamantes cian) se alinean con los puntos
de profundidad del registro de lodo (triángulos rojos
pequeños por debajo de la curva del registro).
Los rastros de gas del registro de lodo eran fuertes
cuando el pozo se encontraba cerca de los valores
altos del atributo de frecuencia derivado por medio
de la sísmica.
27
Anomalía de frecuencia
Fuerte
Débil
N
O
E
S
> Comparación de la microsismicidad con las anomalías de atributos de frecuencia que indican zonas
de buena CQ. Esta vista en perspectiva mira hacia abajo en el interior de una sección sísmica que se
extiende de oeste a este. La sección sísmica es totalmente opaca y muestra todos los valores del atributo
de 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 sísmico 3D y
limitados a la porción superior del yacimiento de lutitas, se muestran como nubes (tostado a rojo).
Los eventos microsísmicos (puntos), codificados en color por etapa de estimulación, tienden a ocurrir
donde los valores de la anomalía de frecuencia son altos (óvalos blancos). Esta relación indica que,
cuando son fuertes, los valores de este atributo de frecuencia también pueden indicar zonas de buena CQ.
En otra localización de la misma área de estu- por encima de la formación Three Forks de edad
dio de la cuenca Delaware, el operador perforó dos Devónico tardío y en concordancia por debajo de
pozos horizontales a partir de un pozo piloto vertical. la formación Lodgepole Limestone de edad
Los pozos fueron perforados de este a oeste, se Mississipiano temprano.39 La formación Bakken
estimularon hidráulicamente en múltiples etapas, ha sido subdividida en tres miembros: inferior,
y fueron monitoreados para el seguimiento de la medio y superior. El miembro medio corresponde
microsismicidad inducida. El equipo de trabajo al yacimiento y es un intervalo clástico-carbonapudo correlacionar las localizaciones de los even- tado mixto compuesto por areniscas dolomíticas,
tos microsísmicos con las áreas en las que las ano- dolomías y calizas. Los miembros superior e infemalías de frecuencia eran más fuertes (arriba). rior están compuestos por lutitas ricas en conteResultaba evidente que los niveles altos de ano- nido orgánico que actúan como sello y como
malías de frecuencia se correspondían con pun- fuente de hidrocarburos.
tos dulces con buena RQ, o más específicamente,
El modelo para la formación Bakken es el de
Oilfield Review
con zonas de alta porosidad e incremento de la un sistema petrolero continuo.40 Los miembros
WINTER 13/14
densidad de las microfracturas.
Además,
superior e inferior de la lutita Bakken rica en
Shale Seismic
Fig.estas
8
zonas parecían exhibir una
CQ
favorable.
ORWIN 13/14 SHLSMC 8 contenido orgánico poseen entre un 8 y un 10%
[0,08 y 0,1 kg/kg] (porcentaje en peso) de TOC y
Asociación entre la anisotropía
corresponden a rocas madre generadoras de
y los patrones de producción
petróleo, que había migrado localmente hacia los
La formación Bakken corresponde a un sistema yacimientos alojados en el miembro medio adyapetrolero productor de petróleo. Su estratigrafía cente de la formación Bakken y la formación
representa la depositación en un ambiente restrin- Pronghorn infrayacente, que incluye la arenisca
gido de agua somera existente en la mayor parte de Sanish de la formación Three Forks. Dada la natula cuenca Williston, que cubre partes de Alberta, raleza relativamente cerrada de este sistema
Saskatchewan y Manitoba, en Canadá y Montana, petrolero, se produce sobrepresión en las porcioDakota del Norte y Dakota del Sur en EUA.38 La for- nes más profundas de la cuenca en las que acaemación Bakken es de edad Devónico tardío– ció la mayor parte del proceso de generación
Mississipiano temprano y yace en discordancia de hidrocarburos. El espacio poroso y las fractu-
28
ras existentes en los miembros superior e inferior
de la lutita Bakken también constituyen el yacimiento de almacenamiento.
Las fracturas naturales pueden ocurrir localmente en la formación Bakken y cuando su intensidad es suficientemente alta, como sucede a
través del anticlinal Antelope en Dakota del
Norte, pueden incidir en la producción. En general, las fracturas son verticales a subverticales y
se encuentran limitadas por capas y parcial o
totalmente rellenas de cuarzo, calcita o, raramente, cementos piríticos. Algunas microfracturas verticales parecen ser fracturas de expulsión,
o de descarga de fluidos, que se forman cuando
las presiones de los fluidos exceden el esfuerzo
de compresión principal mínimo prevaleciente,
permitiendo que el petróleo migre desde las
rocas generadoras hacia el interior de los miembros prospectivos adyacentes.
La porosidad y permeabilidad (RQ) del miembro medio, junto con el grado de sobrepresión,
desempeñan un rol importante para la determina38.Sturm SD y Gómez E: “Role of Natural Fracturing in
Production from the Bakken Formation, Williston Basin,
North Dakota,” Search and Discovery Article 50199,
adaptado de una presentación de posters efectuada
en la Convención y Exhibición Anual de la AAPG,
Denver, 7 al 10 de junio de 2009.
39.Pitman JK, Price LC y LeFever JA: “Diagenesis and
Fracture Development in the Bakken Formation,
Williston Basin: Implications for Reservoir Quality
in the Middle Member,” Denver: Artículo Profesional
del Servicio Geológico de EUA 1653, 2001.
Pollastro RM, Roberts LNR y Cook TA: “Geologic
Assessment of Technically Recoverable Oil in the
Devonian and Mississippian Bakken Formation,”
en US Geological Survey Williston Basin Province
Assessment Team (ed): Assessment of Undiscovered
Oil and Gas Resources of the Williston Basin Province
of North Dakota, Montana, and South Dakota, 2010,
Denver: Serie de Datos Digitales del Servicio Geológico
de EUA DDS–69–W (2011):5-1–5-34.
40.Un sistema petrolero continuo es aquél que exhibe poca
o ninguna segregación gravitacional, o por flotabilidad,
de los fluidos de yacimiento. El petróleo o el gas
generado migró directamente hacia el yacimiento de
almacenamiento dentro de la roca generadora o en las
formaciones adyacentes. Esto difiere de los sistemas
petroleros convencionales en los que el petróleo o el
gas generado migró desde las rocas generadoras hacia
las trampas que yacen por debajo de un sello
de yacimiento. Los yacimientos convencionales
exhiben contactos de fluidos netos, que son producto
de la segregación gravitacional.
41.Johnson GM y Miller P: “Advanced Imaging and
Inversion for Unconventional Resource Plays,”
First Break 31, no. 7 (Julio de 2013): 41–49.
Para obtener más información sobre el Sistema
Público de Agrimensura de Tierras, consulte: “US Topo
Quadrangles—Maps for América.” http://nationalmap.
gov/ustopo/ (Se accedió el 17 de enero de 2014).
42.Johnson GM y Dorsey J: “Modeling Overburden
Heterogeneity in Terms of Vp and TI for PSDM,
Williston Basin, U.S.A.,” Resúmenes Expandidos,
80a Reunión Anual de la SEG, Denver (17 al 22 de
octubre de 2010): 4062–4065.
43.Para obtener más información sobre el procesamiento
OVT, consulte: Stein JA, Wojslaw R, Langston T y Boyer
S: “Wide-Azimuth Land Processing: Fracture Detection
Using Offset Vector Tile Technology,” The Leading Edge
29, no. 11 (Noviembre de 2010): 1328–1337.
Oilfield Review
Campo de esfuerzos isotrópicos
Campo de esfuerzos anisotrópicos
Onda S incidente
Onda P incidente
SO
NE
σHmin
Onda P lenta, O–E
Velocidad de onda P
Onda P rápida, N–S
Norte
Sur
Este
Oeste
Azimut
Ond
σHmax
aSl
Onda P incidente
S
nda
,
ida
ráp
S
N–
O
enta
, O–
E
σV
> Rocas sometidas a esfuerzos. Los diagramas estructurales blandos —maleables y plásticos— orientados de manera aleatoria
(extremo superior izquierdo, azul) en una matriz hospedadora (tostado) pueden abrirse en cualquier dirección en un campo de
esfuerzos isotrópicos; los diagramas estructurales blandos pueden incluir poros, partículas de kerógeno y microgrietas. Bajo un
campo de esfuerzos anisotrópicos (extremo superior derecho), dichos diagramas estructurales se comprimen preferentemente
en la dirección del esfuerzo de compresión máximo (flechas naranjas) y sus formas se modifican menos en las direcciones de los
otros esfuerzos principales. El esfuerzo de compresión máximo con orientación N–S (σHmax, extremo inferior izquierdo) hace que
las ondas S polarizadas incidentes SO–NE (flechas grises) se separen en ondas S rápidas polarizadas N–S (flechas marrones) y
ondas S lentas polarizadas O–E (flechas doradas). Además, las ondas P incidentes (flechas verdes) se resuelven en ondas P,
que son más rápidas (flechas rojas) en sentido paralelo al esfuerzo de compresión máximo N–S y más lentas (flechas azules) en
sentido perpendicular a éste; la sinusoide (extremo inferior derecho) muestra toda la variación azimutal de velocidad de ondas P.
ción de la productividad de la formación Bakken.
La capacidad para predecir dónde se registra la
mejor calidad del yacimiento incrementa significativamente la posibilidad de éxito en esta extensión productiva.
Por este motivo, una compañía de E&P que
operaba en la cuenca Williston contrató los servicios de Schlumberger, cuyos geofísicos reprocesaron un levantamiento sísmico multiazimutal 3D
patentado que cubría un área de la extensión
productiva Bakken en Dakota del Norte. El horizonte prospectivo objetivo se encontraba en el
miembro medio de la formación Bakken. La compañía pretendía basar las localizaciones de perforación en patrones de producción inicial y
atributos sísmicos, factores que en ambos casos
son afectados por las características de la geología del yacimiento. La compañía esperaba poder
abandonar la práctica de perforar los pozos sobre
la base de patrones geométricos —límites de
concesiones o el Sistema Público de Agrimensura
Volumen 25, no.4
de Tierras— que ignoran la heterogeneidad geológica, y adoptar un enfoque deliberado para
posicionar, orientar y perforar pozos horizontales
de relleno en las localizaciones altamente productivas del yacimiento.41
Los geocientíficos construyeron un modelo
geológico calibrado que fue restringido con todos
los datos geológicos
Oilfielddisponibles,
Review incluidos regis13/14
tros de pozos,WINTER
imágenes
de la pared del pozo y
Shale Seismic
Fig. 9
muestras de núcleos.
Luego, procesaron
los datos
ORWIN
9
sísmicos 3D para
dar13/14
cuentaSHLSMC
de la variabilidad
horizontal y la anisotropía de las velocidades sísmicas observadas en los estratos que suprayacen
el yacimiento.42 Los procesadores sísmicos clasificaron los datos sísmicos en colecciones de mosaicos de vectores de desplazamiento (offset vector
tiles, OVT), en los que las trazas comparten un
azimut y un desplazamiento similar entre fuentes
y receptores.43 Mediante la utilización de la tomografía OVT multiazimutal de alta resolución, los
procesadores modelaron las velocidades sísmicas
y la anisotropía y las utilizaron para la migración
en profundidad antes del apilamiento (PSDM) de
las colecciones OVT. Si no existía concordancia
entre los picados sísmicos de las profundidades
de los topes de formaciones derivados de la
PSDM y los provenientes de los datos de pozos, se
reajustaban los parámetros del modelo de anisotropía y de velocidad, y se reiteraban los pasos
correspondientes a la tomografía y la PSDM hasta
lograr una concordancia aceptable entre el modelo
geológico y la imagen PSDM.
Una vez lograda la concordancia entre el
modelo geológico y la imagen PSDM, el procesamiento subsiguiente se pudo enfocar en los efectos anisotrópicos sísmicos, observados en las
profundidades del yacimiento Bakken medio, que
parecían tener su origen en los diagramas estructurales geológicos orientados o en la anisotropía
de esfuerzo (arriba). Los geofísicos utilizaron el
flujo de trabajo de anisotropía elíptica ajustada a
partir de los tiempos de viaje (FEATT) para
29
Migración convencional del OVT
Migración PSDM avanzada del OVT
180
Profundidad
Azimut, grados
0
Desplazamiento
Velocidad de
ondas P, m/s
Sección de trazas comunes OVT PSDM
3 800 0
30
330
3 600
3 400
Tiempo de viaje
300
60
3 200
90
3 000
270
240
120
210
150
180
Puntos de entrada
Puntos ajustados
Definición de la elipse
Eje mayor 114,24°
Relación geométrica 0,974
Desplazamiento
> Anisotropía azimutal. Los datos sísmicos se clasificaron en mosaicos de vectores de desplazamiento
(offset vector tiles, OVT) y fueron convertidos a profundidad mediante los procesos de migración
convencional (extremo superior izquierdo), migración en profundidad antes del apilamiento (PSDM)
anisotrópica, y tomografía (extremo superior derecho). El último de estos procesos redujo la ondulación
de los datos atribuible a los efectos de la sobrecarga y generó conjuntos de datos apropiados para el
análisis de anisotropía azimutal. En ambos paneles, la línea amarilla en zigzag proporciona la
distribución azimutal en el OVT, y el desplazamiento se incrementa de izquierda a derecha. Los datos
OVT PSDM (recuadro cian) fueron convertidos de profundidad a tiempo (extremo inferior izquierdo), y se
seleccionó un horizonte (rojo) paraOilfield
el análisis
de anisotropía elíptica ajustada a partir de los tiempos de
Review
viaje (FEATT) (extremo inferior derecho).
En este
ejemplo, los procesadores sísmicos seleccionaron el
WINTER
13/14
número mínimo de tres puntos (rojo) requeridos para ajustar una elipse; en la práctica, utilizan muchos
Shale Seismic Fig. 10
más puntos que tres. Los procesadores convirtieron el valor delta-t residual en cada azimut a velocidad
ORWIN 13/14 SHLSMC 10
de ondas P (el radio de la gráfica radial) y ajustaron una elipse FEATT (puntos azules, puntos negros y
radios) a los puntos de entrada. La elipse arrojó un azimut de velocidad de ondas P rápidas de 114,24°
con una relación entre las velocidades de ondas P lentas y rápidas de 0,974, o una anisotropía de
velocidad de ondas P de 2,6%. (Adaptado de Johnson y Miller, referencia 41.)
30
Oilfield Review
Primeros 90 días de producción de petróleo, bbl
80 000
70 000
60 000
50 000
40 000
30 000
20 000
10 000
N
Anisotrópica
Isotrópica
0
0
0,8
m
3 000
pies
12 000
1,0
Relación entre las velocidades de ondas
de cizalla (corte) lentas y rápidas
> Puntos dulces de producción. Un horizonte sísmico que atraviesa el miembro Bakken medio muestra la relación entre las
velocidades de ondas S lentas y rápidas derivada de la inversión AVOAZ. Las flechas negras representan la magnitud relativa de
la anisotropía estimada de las ondas S; las direcciones de las flechas proporcionan el azimut del vector de ondas S derivado de
la inversión. Los círculos de colores indican la localización promedio de los pozos horizontales largos y muestran los primeros
90 días de producción de petróleo en el área mapeada. Al oeste, la producción varía entre baja y moderada, y la anisotropía de
velocidad de las ondas S es débil (azul a púrpura); la dirección de las ondas S rápidas tiende a ser NO–SE. Al este, la producción
es mayor, la anisotropía es más fuerte (amarillo a rojo) y la dirección de las ondas S rápidas es SO–NE, lo que resulta
consistente con la dirección del esfuerzo de compresión principal máximo regional actual. La producción inicial tiende a ser
mayor donde la anisotropía es más fuerte. Los analistas interpretan que la anisotropía se asocia con los puntos dulces de
producción, que son objetivos de perforación potenciales. (Adaptado de Johnson y Miller, referencia 41.)
hallar las direcciones y las velocidades de las
ondas compresionales (ondas P) rápidas y lentas
a nivel del yacimiento.
El flujo de trabajo FEATT comienza con la
conversión de las colecciones OVT PSDM de profundidad a tiempo de viaje doble (ida y vuelta).
El analista, o una rutina automatizada, pica los
tiempos de viaje residuales a través de los horizontes de tiempo de desplazamiento común y
azimut común, convierte los tiempos de viaje en
velocidades de intervalo y ajusta una elipse a
las velocidades. Los ejes mayor y menor de la
elipse y sus orientaciones proporcionan estimaciones de las direcciones y las velocidades de las
ondas P rápidas y lentas (página anterior).
Luego de la aplicación del flujo de trabajo
FEATT, los geofísicos aplicaron los análisis de
variación de la amplitud con el desplazamiento y
el azimut (AVOAZ) para estimar la anisotropía de
Volumen 25, no.4
velocidad de las ondas S.44 El análisis AVOAZ de
las ondas S puede proporcionar una resolución
vertical de la variación de la anisotropía mayor
que la de los métodos de anisotropía de la velocidad de las ondas P, debido a su sensibilidad con
respecto a los contrastes de interfaz más que a la
respuesta acumulada promedio de los estratos
suprayacentes.45
La dirección del esfuerzo de compresión horizontal
Oilfieldprincipal
Review máximo actual de la formación
Bakken,
a partir de las estimulacioWINTERdeterminada
13/14
nes
por
fracturamiento
Shale Seismic Fig. 11 hidráulico, es en general
ORWIN4613/14
SHLSMC
11 observadas en los
NE–SO.
Las fracturas
naturales
pozos del área de investigación tenían una orientación NO–SE, en la dirección del esfuerzo de compresión horizontal mínimo actual. Las fracturas
tendían a estar mineralizadas, poseían permeabilidades del orden de microdarcies a nanodarcies y se
consideraba que no contribuyeran a la producción.47
Además, la RQ de la formación Bakken en el área
de investigación variaba entre pobre y regular, lo
que explica las bajas tasas de producción.
El equipo de trabajo comparó los resultados
del análisis de anisotropía sísmica con los primeros 90 días de producción de los pozos del campo.
Las áreas de baja producción se correlacionaban
con las que exhibían una anisotropía débil de
ondas P y S, y las áreas de alta producción se asociaban con una anisotropía fuerte (arriba). La anisotropía era débil al oeste y fuerte al este, lo que
44.Johnson y Miller, referencia 41.
45.Hall SA y Kendall JM: “Constraining the Interpretation
of AVOA for Fracture Characterization,” en Ikelle L y
Gangi A (eds): Anisotropy 2000: Fractures, Converted
Waves, and Case Studies. Tulsa: Sociedad de
Geofísicos de Exploración (2001): 107–144.
46.Sturm y Gómez, referencia 38.
47.Sturm y Gómez, referencia 38.
31
120 m
1,0
Isotrópica
X 235
0,98
0,96
0,94
30 m
0,92
3
g/cm3
Lentitud de ondas P
147
24
μs/pies
Impedancia de ondas P
15 700 (pie/s)×(g/cm3)
Isotrópica
60 500 Anisotrópica
Falsa formación Bakken
Falsa formación Bakken
Scallion
Scallion
X 240 Miembro Bakken superior
0,90
Relación entre las velocidades
de ondas de cizalla
lentas y rápidas
Miembro Bakken medio
Lodgepole
inferior
Profundidad, pies
Relación entre las velocidades
de ondas de cizalla lentas y rápidas
Densidad volumétrica
1,5
Miembro Bakken superior
Miembro Bakken medio
0,88
0,84
0,82
Anisotrópica
Miembro
Bakken
medio
X 245
X 250 Miembro Bakken inferior
Miembro Bakken inferior
Bakken
0,86
X 255
Arenisca Sanish
Arenisca Sanish
Three Forks
Three Forks
> Relación entre las velocidades de ondas S lentas y rápidas cerca de los límites del miembro Bakken medio. La relación entre las velocidades de ondas S
fue calculada a partir de una inversión AVOAZ para un par de secciones sísmicas intersectantes. El rectángulo rojo (extremo superior) muestra el intervalo
prospectivo del miembro Bakken medio, desplegado en la figura principal (extremo inferior izquierdo). La línea negra vertical de guiones marca la
intersección de las secciones sísmicas inline (línea paralela a la dirección de adquisición de los datos) y crossline (línea perpendicular a la dirección de
adquisición de los datos) y la localización aproximada de un pozo vertical. En esta localización, la relación entre las velocidades de ondas de cizalla (corte)
en la formación Bakken media es más alta (azul a púrpura) en la porción central y más baja (verde a amarillo) en los límites de la formación, lo que indica
que la anisotropía se incrementa desde la porción central de la formación hacia sus límites. La gráfica del registro (extremo inferior derecho) muestra dos
carriles. El carril 1 (izquierda) exhibe las trazas del registro del pozo correspondientes a la densidad volumétrica (rosa), la lentitud de ondas P (rojo), la
impedancia de ondas P (azul) y los topes de las formaciones geológicas y los miembros. El carril 2 (derecha) muestra la relación entre las velocidades de
ondas S lentas y rápidas (azul) derivada de la inversión AVOAZ a lo largo de la traza del pozo en la visualización principal; se muestran además los topes de las
formaciones y los miembros. Existe una diferencia de resolución entre los registros del pozo y el resultado de la inversión. Las localizaciones de los topes
son netas y claras en la visualización del registro del pozo y no tan claras en la visualización de la inversión, debido a las limitaciones de resolución de la
sísmica de superficie. (Adaptado de Johnson y Miller, referencia 41.)
Oilfield Review
WINTER 13/14
Shale Seismic Fig. 13
ORWIN 13/14 SHLSMC 13
32
Oilfield Review
Tope del
miembro
Bakken
superior
Tope del
miembro
Bakken
medio
49
00
1 5 pies
00
m
N
4 900 pies
1 500 m
Isotrópica
1,0
Relación entre las velocidades de ondas
de cizalla lentas y rápidas
Tope del
miembro
Bakken
inferior
0,8
Anisotrópica
> Volúmenes con valores de anisotropía altos. Esta vista de la anisotropía de velocidad de ondas S en el miembro Bakken medio
mira hacia abajo y hacia el norte. Las nubes naranjas y rojas corresponden a los volúmenes con relaciones bajas entre la
velocidad de ondas S lentas y la de ondas rápidas, lo que es equivalente a los valores de anisotropía altos extraídos de los datos
sísmicos 3D entre los miembros Bakken superior e inferior. La anisotropía 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 sísmico obtenido con el
procedimiento de seguimiento de huellas de hormigas (ant-tracking) (negro a blanco), que acentúa las trazas de las fallas y las
fracturas. (Adaptado de Johnson y Miller, referencia 41.)
ayudó a explicar porqué la porción este del campo
era más productiva que la oeste. Además del mejoramiento de la producción de oeste a este, en el
área de interés, la orientación de la anisotropía
cambiaba de NO–SE, en el oeste, a NE–SO en el
este. La explicación de este cambio es un mejoramiento de las propiedades de la matriz; por otra
parte, los geofísicos conjeturan que este cambio de
dirección de la anisotropía representa un cambio
en la orientación de las fracturas naturales entre
un lado del campo y el otro. Al este, las fracturas
con orientación NE–SO serían paralelas a la dirección del esfuerzo principal máximo actual y tenderían a ser fracturas abiertas (arriba).
Además, la anisotropía parecía fuerte en las
inmediaciones de los contactos con las rocas generadoras y del yacimiento. Desde la base hacia el
Volumen 25, no.4
tope, la anisotropía fuerte se producía 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 miembro Bakken medio y Bakken superior, y a través
del miembro Bakken superior en dirección hacia
la caliza Lodgepole inferior (página anterior).
Este resultado indica que la anisotropía derivada
de los datos sísmicos multiazimutales de superficie 3D puede ser utilizada para delinear la distribución areal y en profundidad de los puntos dulces
y los objetivos de perforación futuros.
El valor de los datos sísmicos
Oilfield Review
Estos ejemplos de utilización
de 13/14
los datos sísmiWINTER
cos de superficie para comprender
losFig.
patrones
Shale Seismic
12
de producción fueron retrospectivos
lugar de 12
ORWIN 13/14enSHLSMC
prospectivos. Los operadores continúan probando y evaluando los puntos dulces identificados con los pozos nuevos.
Un número cada vez mayor de operadores
está adquiriendo y analizando datos sísmicos de
superficie 3D durante las primeras etapas —fases
de exploración, piloto y evaluación— del ciclo de
explotación de las extensiones productivas de lutitas orgánicas. Los datos sísmicos correctamente
analizados e interpretados han demostrado ser
inestimables para guiar el posicionamiento de los
pozos iniciales en una cuenca arcillosa de frontera, de los pozos de evaluación en una cuenca
arcillosa prospectiva y de los pozos de relleno
como parte de un programa de desarrollo de campos petroleros en una cuenca madura. —RCNH
33