46 Oilfield Review La fuente para la caracterización de fracturas hidráulicas Les Bennett Joël Le Calvez David R. (Rich) Sarver Kevin Tanner College Station, Texas, EUA W.S. (Scott) Birk George Waters Oklahoma City, Oklahoma, EUA Julian Drew Gwénola Michaud Paolo Primiero Sagamihara, Kanagawa, Japón Leo Eisner Rob Jones David Leslie Michael John Williams Cambridge, Inglaterra Jim Govenlock Chesapeake Operating, Inc. Oklahoma City, Oklahoma Richard C. (Rick) Klem Sugar Land, Texas Kazuhiko Tezuka JAPEX Chiba, Japón Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Gilles Le Floch, Montrouge, Francia; y a Bill Underhill, Houston. DataFRAC, FMI (generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), HFM (Monitoreo de Fracturas Hidráulicas), StimMAP y VSI (herramienta de generación de Imágenes Sísmicas Versátil) son marcas de Schlumberger. PS 3 es una marca de Vetco Gray, ahora propiedad de Schlumberger. SAM43 es una marca de Createch. Primacord es una marca de Dyno Nobel Incorporated. Un adecuado conocimiento de la geometría y el comportamiento de las fracturas hidráulicas permite a los equipos a cargo de los activos de las compañías operadoras aumentar la efectividad de los tratamientos de estimulación, la productividad de los pozos y la recuperación de los hidrocarburos. Si bien los métodos sísmicos de caracterización de fracturas hidráulicas existen desde hace varios años, los nuevos equipos y técnicas de procesamiento sísmico hacen que este tipo de monitoreo sea hoy más efectivo que en el pasado. Muchos de los grandes yacimientos de alta per- meabilidad del mundo se están acercando al fin de sus vidas productivas. Cada vez con más frecuencia, los hidrocarburos que abastecen combustible a las diferentes naciones y econo- mías del mundo provendrán de yacimientos de baja permeabilidad y esas formaciones compac- tas requieren tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico para producir a regí- menes económicos. En EUA solamente, las compañías operado- ras invirtieron aproximadamente USD 3,800 millones en tratamientos de fracturamiento hidráulico en el año 2005. 1 Está previsto que esta erogación enorme se incremente en el futuro cercano y se difunda por todo el mundo. Las compañías necesitan herramientas que les ayu- den a determinar el grado de éxito de las fracturas hidráulicas relacionado con la produc- ción de los pozos y el desarrollo de los campos petroleros. Para ello es preciso que estas herra- mientas provean información sobre la conductividad, geometría, complejidad y orienta- ción de las fracturas hidráulicas. Si bien rutinariamente se utilizan métodos indirectos de respuestas de pozos—modelado de fracturas utilizando análisis de la presión neta, pruebas de pozos y análisis de datos de produc- ción—para inferir la geometría y productividad de las fracturas hidráulicas, ahora es factible obtener mediciones de la respuesta de la forma- ción al fracturamiento para cuantificar la geometría, complejidad y orientación de las frac- turas. 2 Este artículo analiza la importancia de caracterizar las fracturas hidráulicas a la hora de intentar optimizar los regímenes de produc- ción y la recuperación de hidrocarburos de un campo. En particular, se destaca un método de monitoreo de las fracturas hidráulicas que utiliza tecnologías sísmicas, incluyendo la adquisición, procesamiento e interpretación de datos, y algu- nas complejidades asociadas. La técnica de monitoreo microsísmico de las fracturas hidráuli- cas se ilustra utilizando algunos ejemplos de campo de EUA y Japón, que representan dos ambientes de fracturamiento diferentes. Estimulación por fracturamiento hidráulico Desde la primera operación intencional de esti- mulación de un yacimiento por fracturamiento hidráulico, ejecutada a fines de la década de 1940, los ingenieros y científicos han procurado comprender la mecánica y geometría de las frac- turas creadas hidráulicamente. 3 Si bien el incremento de la productividad o inyectividad de un yacimiento estimulado puede implicar el éxito de un tratamiento, no necesariamente significa que los modelos de yacimiento y fractu- ramiento hayan pronosticado correctamente el resultado. Siempre deben considerarse las caracterís- ticas del yacimiento a la hora de diseñar los tratamientos de fracturamiento hidráulico. En yacimientos de permeabilidad moderada a alta, el objetivo de las fracturas es mejorar la producción sorteando el daño de formación en la región vecina al pozo. 4 En estos yacimientos, la caracte- rística más importante de la fractura es su conductividad adimensional; una función que incluye el ancho, la permeabilidad y la longitud de la fractura, además de la permeabilidad de la matriz de la formación. En yacimientos permea-
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46 Oilfield Review
La fuente para la caracterización de fracturas hidráulicas
Les BennettJoël Le CalvezDavid R. (Rich) SarverKevin TannerCollege Station, Texas, EUA
W.S. (Scott) BirkGeorge WatersOklahoma City, Oklahoma, EUA
Leo EisnerRob JonesDavid LeslieMichael John WilliamsCambridge, Inglaterra
Jim GovenlockChesapeake Operating, Inc.Oklahoma City, Oklahoma
Richard C. (Rick) KlemSugar Land, Texas
Kazuhiko TezukaJAPEXChiba, Japón
Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Gilles Le Floch, Montrouge, Francia; y a BillUnderhill, Houston.DataFRAC, FMI (generador de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total), HFM (Monitoreo de Fracturas Hidráulicas),StimMAP y VSI (herramienta de generación de ImágenesSísmicas Versátil) son marcas de Schlumberger. PS3 es unamarca de Vetco Gray, ahora propiedad de Schlumberger.SAM43 es una marca de Createch. Primacord es una marcade Dyno Nobel Incorporated.
Un adecuado conocimiento de la geometría y el comportamiento de las fracturas
hidráulicas permite a los equipos a cargo de los activos de las compañías operadoras
aumentar la efectividad de los tratamientos de estimulación, la productividad de
los pozos y la recuperación de los hidrocarburos. Si bien los métodos sísmicos de
caracterización de fracturas hidráulicas existen desde hace varios años, los nuevos
equipos y técnicas de procesamiento sísmico hacen que este tipo de monitoreo sea
hoy más efectivo que en el pasado.
Muchos de los grandes yacimientos de alta per-meabilidad del mundo se están acercando al finde sus vidas productivas. Cada vez con másfrecuencia, los hidrocarburos que abastecencombustible a las diferentes naciones y econo-mías del mundo provendrán de yacimientos debaja permeabilidad y esas formaciones compac-tas requieren tratamientos de estimulación porfracturamiento hidráulico para producir a regí-menes económicos.
En EUA solamente, las compañías operado-ras invirtieron aproximadamente USD 3,800millones en tratamientos de fracturamientohidráulico en el año 2005.1 Está previsto que estaerogación enorme se incremente en el futurocercano y se difunda por todo el mundo. Lascompañías necesitan herramientas que les ayu-den a determinar el grado de éxito de lasfracturas hidráulicas relacionado con la produc-ción de los pozos y el desarrollo de los campospetroleros. Para ello es preciso que estas herra-mientas provean información sobre laconductividad, geometría, complejidad y orienta-ción de las fracturas hidráulicas.
Si bien rutinariamente se utilizan métodosindirectos de respuestas de pozos—modelado defracturas utilizando análisis de la presión neta,pruebas de pozos y análisis de datos de produc-ción—para inferir la geometría y productividadde las fracturas hidráulicas, ahora es factibleobtener mediciones de la respuesta de la forma-ción al fracturamiento para cuantificar lageometría, complejidad y orientación de las frac-turas.2 Este artículo analiza la importancia decaracterizar las fracturas hidráulicas a la horade intentar optimizar los regímenes de produc-
ción y la recuperación de hidrocarburos de uncampo. En particular, se destaca un método demonitoreo de las fracturas hidráulicas que utilizatecnologías sísmicas, incluyendo la adquisición,procesamiento e interpretación de datos, y algu-nas complejidades asociadas. La técnica demonitoreo microsísmico de las fracturas hidráuli-cas se ilustra utilizando algunos ejemplos decampo de EUA y Japón, que representan dosambientes de fracturamiento diferentes.
Estimulación por fracturamiento hidráulicoDesde la primera operación intencional de esti-mulación de un yacimiento por fracturamientohidráulico, ejecutada a fines de la década de1940, los ingenieros y científicos han procuradocomprender la mecánica y geometría de las frac-turas creadas hidráulicamente.3 Si bien elincremento de la productividad o inyectividadde un yacimiento estimulado puede implicar eléxito de un tratamiento, no necesariamentesignifica que los modelos de yacimiento y fractu-ramiento hayan pronosticado correctamente elresultado.
Siempre deben considerarse las caracterís-ticas del yacimiento a la hora de diseñar lostratamientos de fracturamiento hidráulico. Enyacimientos de permeabilidad moderada a alta, elobjetivo de las fracturas es mejorar la producciónsorteando el daño de formación en la regiónvecina al pozo.4 En estos yacimientos, la caracte-rística más importante de la fractura es suconductividad adimensional; una función queincluye el ancho, la permeabilidad y la longitud dela fractura, además de la permeabilidad de lamatriz de la formación. En yacimientos permea-
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1. Spears R: “Oilfield Market Report 2005,” Spears &Associates, Inc., http://www.spearsresearch.com/ (Se accedió el 14 de octubre de 2005).
2. Barree RD, Fisher MK y Woodroof RA: “A Practical Guideto Hydraulic Fracture Diagnostic Technologies,” artículode la SPE 77442, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas,29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.Cipolla CL y Wright CA: “Diagnostic Techniques toUnderstand Hydraulic Fracturing: What? Why? andHow?” artículo de la SPE 59735, presentado en elSimposio de Tecnología del Gas de las SPE/CERI,Calgary, 3 al 5 de abril de 2000.
3. Brady B, Elbel J, Mack M, Morales H, Nolte K y Poe B:“Cracking Rock: Progress in Fracture Treatment Design,”Oilfield Review 4, no. 4 (Octubre de 1992): 4–17.
4. Meng HZ: “Design of Propped Fracture Treatments,” enEconomides MJ y Nolte KG (eds): Reservoir Stimulation.Servicios Educacionales de Schlumberger: Houston,1987.
5. Ali S, Norman D, Wagner D, Ayoub J, Desroches J,Morales H, Price P, Shepherd D, Toffanin E, Troncoso J yWhite S: “Método combinado de estimulación y controlde la producción de arena,” Oilfield Review 14, no. 2(Otoño de 2002): 32–53.
6. Meng, referencia 4.7. Peterman F, McCarley DL, Tanner KV, Le Calvez JH, Grant
WD, Hals CF, Bennett L y Palacio JC: “Hydraulic FractureMonitoring as a Tool to Improve Reservoir Management,”artículo de la SPE 94048, presentado en el Simposio deOperaciones de Producción de la SPE, Oklahoma City,Oklahoma, 16 al 19 de abril de 2005.
8. Aly AM, El-Banbi AH, Holditch SA, Wahdan M, Salah N,Aly NM y Boerrigter P: “Optimization of Gas CondensateReservoir Development by Coupling Reservoir Modelingand Hydraulic Fracturing Design,” artículo de la SPE68175, presentado en la Muestra y Conferencia delPetróleo de Medio Oriente de la SPE, Bahrain,17 al 20 de marzo de 2001.
bles pero débilmente consolidados, los métodosde fracturamiento se utilizan en conjunto con lostratamientos de empaque de grava para reducir lacaída de presión y las velocidades del flujo en lasadyacencias de un pozo durante la producción, yde este modo mitigar la producción de arena.5
En yacimientos de baja permeabilidad, sinlugar a dudas el tipo de yacimiento más co-múnmente estimulado por fracturamientohidráulico, los especialistas de la industria han
establecido que la longitud de la fractura es elfactor decisivo en lo que respecta al incrementode la productividad y la recuperación.6 Desde elpunto de vista del desarrollo de los yacimientos,contar con un conocimiento razonable de lageometría y la orientación de las fracturashidráulicas es crucial para determinar el espa-ciamiento entre pozos y concebir estrategias dedesarrollo de campos petroleros concebidas paraextraer más hidrocarburos.7 Además, el mode-
lado de yacimientos se mejora con un profundoconocimiento de las fracturas hidráulicas efec-tuadas en un campo.8
Las fracturas naturales, que a menudo consti-tuyen el mecanismo primario para el flujo defluido en yacimientos de baja permeabilidad, com-prometen severamente la capacidad parapredecir la geometría de las fracturas hidráulicasy el efecto de las operaciones de estimulaciónsobre la producción y el drenaje. La comprensiónde la forma en que las fracturas creadas hidráu-licamente interactúan con los sistemas defracturas naturales—abiertos y con rellenos deminerales—requiere el conocimiento de los tiposde fracturas tanto hidráulicas como naturales.
Las fracturas hidráulicas tienden a propa-garse de acuerdo con las direcciones de losesfuerzos actuales y los planos de debilidad pre-existentes, tales como las fracturas naturales.Las orientaciones de los sistemas de fracturasnaturales reflejan los regímenes de esfuerzosantiguos y posiblemente localizados.
En yacimientos de baja permeabilidad, losefectos combinados de las fracturas naturales ehidráulicas son en gran medida responsables del
mejoramiento de la productividad de los pozoshorizontales cuando se compara con la produc-ción de pozos verticales.9 Las características deambos tipos de fracturas dictaminan el azimutpreferencial en el que deberían perforarse lospozos altamente desviados y horizontales. Teóri-camente, en un pozo horizontal perforado ensentido paralelo a la dirección del esfuerzo hori-zontal máximo, las operaciones de estimulaciónhidráulica producen una sola fractura longitudi-nal a lo largo del pozo horizontal. Este escenariosimplifica el flujo de fluido fuera del pozo du-rante el tratamiento de estimulación y dentrodel pozo durante la producción. No obstante,dependiendo de las características y orientacio-nes de los sistemas de fracturas naturales, unaestrategia de fracturamiento hidráulico trans-versal puede traducirse efectivamente en unincremento de la productividad, en particularcuando se estimulan zonas múltiples.10
Si bien es posible lograr un buen conoci-miento de los sistemas de fracturas naturalesexistentes, nuestra capacidad para determinar lageometría y las características de las fracturashidráulicas es limitada. Las discontinuidades geo-lógicas, tales como las fracturas y fallas, puedendominar la geometría de las fracturas al punto talde dificultar la predicción del comportamiento delas fracturas hidráulicas. Ciertamente, la indus-tria de exploración y producción (E&P) aún tienemucho por aprender acerca de las fracturashidráulicas.
Caracterización de las complejidadesAlgo más que simple curiosidad impulsa a losingenieros y científicos de la industria del petró-leo y el gas a procurar comprender las fracturashidráulicas. La estimulación por fracturamientoes un proceso costoso, que puede aportar enor-mes ganancias si se realiza correctamente. Sinembargo, para comprender la propagación de lasfracturas hidráulicas se necesitan medicionesprecisas del crecimiento, la geometría y la orien-tación de las fracturas. Estos datos proporcionanun punto de partida para que los equipos a cargode los activos de las compañías evalúen el desem-peño de la producción posterior a la operación deestimulación y optimicen los tratamientos de esti-mulación futuros, a fin de reducir el costo oincrementar la efectividad de la estimulación opara lograr ambos objetivos. Esta información sepuede utilizar luego para guiar las estrategias dedesarrollo de yacimientos.
Las fracturas provenientes de pozos hori-zontales y verticales se pueden propagarverticalmente fuera de la zona a la que estándestinadas, reduciendo la efectividad de la ope-ración de estimulación, desperdiciando
potencia, apuntalante y fluidos, y conectándosepotencialmente con otras etapas de fractura-miento hidráulico o con intervalos de agua o gasno deseados. La dirección de propagación late-ral depende en gran medida del régimen deesfuerzos locales horizontales, pero en áreas enlas que la anisotropía de los esfuerzos localeshorizontales es baja o en yacimientos natural-mente fracturados, el crecimiento de la fracturapuede ser difícil de modelar. En zonas someras,pueden desarrollarse fracturas hidráulicashorizontales porque el componente de esfuerzovertical—el peso de los estratos de sobrecarga—es mínimo. Una fractura hidráulica horizontalreduce la efectividad del tratamiento de estimu-lación porque es muy probable que se forme a lolargo de los planos de debilidad horizontales—presumiblemente entre las capas de laformación—y que se alinee preferentementecon la permeabilidad vertical de la formación,que es habitualmente mucho más baja que lapermeabilidad horizontal.
Después de iniciada una fractura hidráulica,el grado en que crece lateral o verticalmentedepende de numerosos factores, tales como elesfuerzo de confinamiento, la pérdida de fluidode fractura, la viscosidad del fluido, la solidez dela fractura y el número de fracturas naturalespresentes en el yacimiento.11 Todos los modelosde fracturas hidráulicas fallan en lo que respectaa la predicción precisa del comportamiento delas fracturas y, en muchos casos, fallan com-pletamente; en general, como resultado de lainformación y las suposiciones incorrectas utili-zadas en los modelos. Sin embargo, el modeladoes una herramienta necesaria en la ingeniería delas fracturas.
Los ingenieros especialistas en estimulaciónutilizan simuladores de fracturas hidráulicas paradiseñar y pronosticar los tratamientos de estimu-lación por fracturamiento óptimos. Los datos deentrada básicos para estos modelos incluyen laspropiedades de los fluidos y de los apuntalantes,el esfuerzo de cierre, la presión de poro, la per-meabilidad de la formación y las propiedadesmecánicas de las rocas, tales como la relación dePoisson y el módulo de Young. El riesgo de que eltratamiento sea inadecuado aumenta cuando eldiseño se efectúa utilizando parámetros estima-dos y no medidos. Los equipos a cargo de losactivos de las compañías pueden adoptar medidaspara reducir este riesgo, mediante la utilizaciónde mejores modelos y la caracterización másexhaustiva del yacimiento y de los esfuerzos aso-ciados. Estas medidas pueden incluir laestimación de propiedades petrofísicas y mecáni-cas derivadas de los registros, la obtención deinformación de esfuerzos de pozos y fracturas
naturales a partir de imágenes de la pared delpozo, y la medición directa de los esfuerzos a tra-vés de la implementación del servicio dedeterminación de datos de fracturas DataFRAC.
El modelado de las fracturas constituye unaparte necesaria del diseño de los tratamientos deestimulación y del proceso de mejoramiento. Noobstante, hasta los modelos más complejosresultan deficientes en términos de predicciónde la realidad.12 En los últimos 15 años apro-ximadamente, la industria petrolera hacomprendido que las fracturas hidráulicas sonmucho más complejas que las fracturas de un soloplano y dos alas que se ven en los modelos. Losconocimientos actuales de las geometrías realesde las fracturas, obtenidos a partir de exca-vaciones de rocas en zonas hidráulicamentefracturadas en minas o de núcleos cortados a tra-vés de fracturas (minebacks, core-throughs) ymiles de rasgos mapeados, han demostrado com-plejidades casi ilimitadas, que abarcan desde laasimetría de las fracturas hasta la creación defracturas múltiples que compiten entre sí.13
Dadas las complejidades introducidas por lapresencia de los sistemas de fracturas naturales,la heterogeneidad de los yacimientos y la aniso-tropía de los esfuerzos, existen pocos motivospara creer que una fractura inducida hidráulica-mente mantiene la simetría a medida que se
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9. Hashemi A y Gringarten AC: “Comparison of WellProductivity Between Vertical, Horizontal andHydraulically Fractured Wells in Gas-CondensateReservoirs,” artículo de la SPE 94178, presentado en laConferencia Anual de la SPE Europec/EAGE, Madrid,España, 13 al 16 de junio de 2005.
10. Brown E, Thomas R y Milne A: “The Challenge ofCompleting and Stimulating Horizontal Wells,” OilfieldReview 2, no. 3 (Julio de 1990): 52–63.
11. La propagación de la fractura se produce cuando elfactor de intensidad del esfuerzo excede el grado desolidez de la fractura cerca de su extremo. La solidez dela fractura, o el factor de intensidad del esfuerzo crítico,se puede medir en el laboratorio mediante la ejecuciónde pruebas de explosión en núcleos.
12. Barree et al, referencia 2.Wright CA, Weijers L, Davis EJ y Mayerhofer M:“Understanding Hydraulic Fracture Growth: Tricky butNot Hopeless,” artículo de la SPE 56724, presentado enla Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Houston, 3 al 6 de octubre de 1999.
13. Peterson RE, Warpinski NR, Lorenz JC, Garber M,Wolhart SL y Steiger RP: “Assessment of the MoundsDrill Cuttings Injection Disposal Domain,” artículo de laSPE 71378, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 deseptiembre al 3 de octubre de 2001.Jeffery RG, Settari A y Smith NP: “A Comparison ofHydraulic Fracture Field Experiments, IncludingMineback Geometry Data, with Numerical FractureModel Simulations,” artículo de la SPE 30508,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Dallas, 22 al 25 de octubre de 1995.
14. Dozier G, Elbel J, Fielder E, Hoover R, Lemp S, Reeves S,Siebrits E, Wisler D y Wolhart S: “Operaciones derefracturamiento hidráulico,” Oilfield Review 15, no. 3(Invierno de 2003/2004): 42–59.
15. Cipolla y Wright, referencia 2.16. Barree et al, referencia 2.
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propaga dentro de la formación. Las fracturashidráulicas asimétricas forman esquemas de dre-naje asimétricos que deben considerarse a lahora de planificar las operaciones de perforaciónde pozos de desarrollo y modelar el flujo de fluidodentro del yacimiento. Además, el comporta-miento inesperado de las fracturas hidráulicaspuede producirse en yacimientos agotados odurante las operaciones de refracturamiento.14
Evaluación y monitoreoExisten diversos métodos para evaluar la geome-tría de las fracturas hidráulicas antes, durante ydespués de la creación de la fractura (arriba).15
La precisión de las técnicas indirectas de res-puestas de pozos está relacionada con laprecisión de los modelos de fracturas y yacimien-tos que generan la predicción. Sin lugar a dudas,
la forma más común de juzgar la eficacia de laaplicación del tratamiento y su geometría resul-tante es a través de la realización de un análisisde la presión neta del tratamiento de fractura-miento inmediatamente después, o inclusodurante, el tratamiento. El resultado de este aná-lisis está íntimamente relacionado con la presióndel tratamiento y, en consecuencia, se deterioracuando no se cuenta con datos de presión defondo de pozo reales. Desafortunadamente, en ungran porcentaje de las operaciones, la presión deltratamiento se mide en la superficie—corregidapor la carga hidrostática y las caídas de presiónpor fricción dentro de la tubería. La presión deltratamiento se mide con más precisión en elfondo del pozo; sin embargo, hasta los datos depresión de tratamiento precisos no reflejan nece-sariamente la geometría de la fractura.16
Otra forma indirecta de deducir la geometríade las fracturas hidráulicas es mediante la utili-zación de datos de producción posteriores altratamiento. Este método determina la producti-vidad de los pozos y se representa como unageometría efectiva de las fracturas que refleja laporción de la fractura hidráulica que estáabierta, que se limpia y contribuye a la produc-ción. Realizar el análisis puede requerir entremeses y años de historia de producción, y esposible que la geometría de la fractura que hasido limpiada resulte sustancialmente diferentede la geometría de la fractura creada hidráulica-mente. La geometría de producción efectiva esimportante para la estimación de la producciónpero, en general, subestimará la longitud de lafractura hidráulica.
• No puede resolver dimensiones de fracturas individuales y complejas• La resolución de mapeo se reduce con la profundidad (azimut de la fractura ±3º a una profundidad de 3,000 pies y ±10º a una profundidad de 10,000 pies)
No puede determinarPuede determinarDeterminaTécnicas
Limitaciones principales
Capacidad para estimar
Método dediagnósticode fracturas
Grupo
Capacidades y limitaciones del diagnóstico de fracturas
Long
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Altu
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Mapeo con inclinómetrode superficie
Mapeo con inclinómetro de fondo de pozo
Mapeo microsísmico
Trazadores radiactivos
Adquisición de registros de temperatura
Adquisición de registros de producción
Adquisición de registros de imágenes de la pared del pozo
Video de fondo de pozo
Análisis de fracturaspor presión neta
Pruebas de pozos
Análisis de producción
• La resolución de la longitud y la altura de la fractura disminuye al aumentar la distancia al pozo de observación
• No se dispone de información sobre distribución del apuntalante y geometría efectiva de la fractura
• Limitado por la disponibilidad de pozos de observación potenciales
• Medición en el volumen de la región vecina al pozo• Provee sólo un límite inferior para la altura de la fractura si la fractura y la trayectoria del pozo no están alineadas
• Limitado por la disponibilidad de pozos de observación potenciales
• No se dispone de información sobre distribución del apuntalante y geometría efectiva de la fractura
• Depende de la corrección del modelo de velocidad
• La conductividad térmica de las diferentes formaciones puede variar, sesgando los resultados de los registros de temperatura• El registro posterior al tratamiento requiere pasos múltiples dentro de las 24 horas posteriores al tratamiento• Provee sólo un límite inferior para la altura de la fractura si la fractura y la trayectoria del pozo no están alineadas
• Sólo se corre en agujero descubierto• Provee la orientación de la fractura sólo cerca del pozo
• Muchos poseen aplicaciones en agujero descubierto
• Se corre mayormente en pozos entubados y provee información sólo sobre zonas o disparos que contribuyen a la producción en aplicaciones en pozo entubado
• Los resultados dependen de las suposiciones del modelo• Requiere estimaciones precisas de la permeabilidad y de la presión de yacimiento
• Los resultados dependen de las suposiciones del modelo• Requiere estimaciones precisas de la permeabilidad y de la presión de yacimiento
• Los resultados dependen de las suposiciones del modelo y de la descripción del yacimiento• Requiere “calibración” con observaciones directas
• Provee información sólo sobre zonas o disparos que contribuyen a la producción en aplicaciones en pozo entubado
> Capacidades y limitaciones de las técnicas de diagnóstico de fracturas hidráulicas indirectas y directas. (Adaptado de Cipolla y Wright, referencia 2).
En forma similar al método de análisis deproducción, la estimación de la geometría de lafractura a partir de métodos de pruebas de po-zos—incremento y caída de presión—define lageometría de producción efectiva mejor que lacreada hidráulicamente.
Se han utilizado métodos referidos a laregión vecina al pozo para investigar la presen-cia de fracturas hidráulicas. Estos métodosincluyen trazadores radioactivos y registros detemperatura y producción. Si bien estas técnicasse utilizan ampliamente para detectar la presen-cia de fracturas hidráulicas y estimar la altura delas mismas, su limitación radica en que obtienenmediciones en una región situada en el pozo ocerca de éste, pudiendo no ser representativasde lo que sucede lejos del pozo.
Los avances registrados en el marcado de isó-topos radioactivos durante los procesos deinyección y en los métodos de interpretación queutilizan cientos de canales espectrales, permiten
a los ingenieros de estimulación diferenciarmejor la colocación de fluidos y apuntalantesdurante los tratamientos de estimulación deetapas múltiples. Los levantamientos de tempera-tura corridos después de los tratamientos deestimulación identifican las zonas de la regiónvecina al pozo que han sido enfriadas mediante lainyección de fluidos de fracturamiento y, por lotanto, proveen una estimación de la altura de lafractura. Los registros de producción—medicio-nes tales como flujo de fluido, densidad del fluidoy temperatura—se utilizan para identificar losintervalos de disparos que están abiertos y contri-buyen al contraflujo o a la producción. Unarespuesta de flujo positiva, desde un intervalo dis-parado, indica que la zona ha sido estimulada,especialmente si se compara favorablemente conregistros de producción obtenidos previo al trata-miento. No obstante, la existencia de flujo haciael interior del pozo desde un grupo de disparos,quizás no signifique que un intervalo específico
haya sido tratado en forma más efectiva porquelos fluidos de yacimiento pueden fluir a través delas fracturas hidráulicas en comunicación de unazona a la siguiente.
En un esfuerzo por caracterizar mejor elcomportamiento y la geometría de las fracturashidráulicas lejos del pozo, dos técnicas de Moni-toreo de Fracturas Hidráulicas (HFM, por sussiglas en inglés) demostraron ser enormementeexitosas. Estos métodos de mapeo de las fractu-ras del campo lejano incluyen los inclinómetrosde superficie y de fondo de pozo y el monitoreomicrosísmico (izquierda). Existentes desde hacemás de una década, los inclinómetros miden lainclinación, o la deformación, inducida por lasfracturas hidráulicas. Mediante la colocación deestos dispositivos en un arreglo de pozossomeros—de 6 a 12 m [20 a 40 pies] de profun-didad—se mide la deformación inducida por lacreación de las fracturas. A partir de estos datosde superficie, se puede construir un mapa de ladeformación en la superficie, lo que permite laestimación del azimut, el echado, la profundidady el ancho de la fractura hidráulica.
Los inclinómetros de fondo de pozo se des-pliegan en los pozos de observación cercanos, auna profundidad similar a la de la fractura cre-ada. Dado que esta técnica permite colocar lossensores mucho más cerca de una fractura quese propaga que el método de superficie, lasmediciones de la geometría de la fractura tien-den a ser más exactas e incluyen el azimut, laaltura, la longitud y el ancho de la fractura.17 Eléxito de los métodos que utilizan inclinómetroscomúnmente depende de la relación espacialexistente entre los inclinómetros—de superficieo de fondo de pozo—y el pozo de tratamiento.
El mapeo con inclinómetros de superficiepresenta limitaciones a la hora de caracterizarlas fracturas hidráulicas de más de 3,050 m
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17. Barree et al, referencia 2.Cipolla y Wright, referencia 2.
18. Albright JN y Pearson CF: “Acoustic Emissions as a Toolfor Hydraulic Fracture Location: Experience at theFenton Hill Hot Dry Rock Site,” SPE Journal 22 (Agostode 1982): 523–530.
19. Arroyo JL, Breton P, Dijkerman H, Dingwall S, Guerra R,Hope R, Hornby B, Williams M, Jiménez RR, Lastennet T,Tulett J, Leaney S, Lim T, Menkiti H, Puech J-C,Tcherkashnev S, Burg TT y Verliac M: “Excelentes datossísmicos de pozos,” Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de2003): 2–23.
20. . Warpinski NR, Wolhart SL y Wright CA: “Analysis andPrediction of Microseismicity Induced by HydraulicFracturing,” artículo de la SPE 71649, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 3 de octubre de2001.
21. Le Calvez JH, Bennett L, Tanner KV, Grant WD, Nutt L,Jochen V, Underhill W y Drew J: “MonitoringMicroseismic Fracture Development to OptimizeStimulation and Production in Aging Fields,” TheLeading Edge 24, no. 1 (Enero de 2005): 72–75.
Pozo de tratamiento
Evento microsísmicoReceptores
Yacimiento
Fractura hidráulica
Pozo de observación
Inclinómetros de fondo en el pozo de observación
Depresión angosta inducida por una fractura en la superficie Inclinómetros de superficie
FracturaProf
undi
dad
> Inclinómetro y métodos microsísmicos de monitoreo de fracturas del campo lejano. Los inclinómetros(extremo superior) miden los cambios pequeños producidos en la inclinación de la Tierra. Cuando éstosse mapean, los inclinómetros muestran la deformación producida en respuesta a la creación de frac-turas hidráulicas. Los inclinómetros pueden desplegarse en la superficie o en el fondo de un pozo deobservación. El monitoreo microsísmico (extremo inferior) utiliza sensores multicomponentes sensiblesen pozos de observación, para registrar los eventos microsísmicos, o las emisiones acústicas (EAs),causadas por la ruptura por cizalladura en las rocas durante los tratamientos de fracturamiento hidráu-lico. Los datos microsísmicos se procesan luego para determinar la distancia y el azimut existentesentre el receptor y la EA y la profundidad de la EA.
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[10,000 pies] de profundidad. Por regla general,los inclinómetros de fondo de pozo pierden suefectividad cuando la distancia entre la fracturahidráulica y el inclinómetro excede en tres vecesla longitud de la fractura creada. Otro método,investigado por primera vez en 1982, monitoreael crecimiento y la geometría de las fracturas delcampo lejano utilizando receptores sísmicos sen-sibles, tales como el generador de ImágenesSísmicas Versátil VSI de Schlumberger, desple-gado en los pozos cercanos para detectar loseventos microsísmicos.18
Rastreo del fisuramientoLos eventos microsísmicos, o sismos pequeños,tienen lugar cuando el esfuerzo normal se reducea lo largo de los planos de debilidad preexistenteshasta que se produce deslizamiento por cizalla-dura (o esfuerzo de corte). Estos movimientos decizalladura emiten tanto ondas compresionalescomo ondas de corte, que pueden ser detectadaspor geófonos. Sin embargo, muchos consideranque el fisuramiento de la roca debido a la trac-ción que se produce durante las operaciones deestimulación por fracturamiento, posee una con-tribución mínima a la actividad microsísmicadetectable. Dado que esta zona de cizalladuraacompaña al área del extremo de la fractura, lalocalización de la fuente de estas ondas en elespacio y en el tiempo permite a los ingenieros ycientíficos construir, durante el fracturamiento,un mapa de la fractura creada mediante la re-presentación gráfica de la localización de lasemisiones acústicas (EAs) con el tiempo. No obs-tante, también pueden generarse EAs lejos delextremo de la fractura, donde existe pérdida defluido en la matriz o donde los cambios de esfuer-zos producen deslizamiento por cizalladura en lasfracturas naturales.
Para registrar las ondas compresionales y lasondas de corte, se colocan geófonos de com-ponentes múltiples—por ejemplo, de trescomponentes (3C)—en un pozo de observación afin de determinar la localización de los eventosmicrosísmicos. La distancia existente hasta elevento puede calcularse mediante la medición dela diferencia en los tiempos de arribo entre lasondas compresionales o primarias (P) y las ondasde corte o secundarias (S). Además, el análisis dehodogramas que examinan el movimiento de laspartículas de las ondas P, puede determinar elángulo azimutal formado con respecto al evento.La profundidad del evento es restringidamediante la utilización de los retardos de lostiempos de arribo de las ondas P y S entre losreceptores detectados en el pozo de observación(arriba, a la derecha). Esta técnica de localiza-ción requiere un modelo de velocidad preciso a
partir del cual calcular las posiciones de los even-tos, un ambiente con bajo nivel de ruido, geófonosaltamente sensibles para registrar los eventosmicrosísmicos, y un conocimiento de la ubicacióny orientación exactas de los receptores. Si bienpuede parecer simple, el proceso es complejo ydesafiante.
La calidad de la caracterización de las fractu-ras hidráulicas está directamente relacionadacon la calidad del modelo de velocidad, o laestructura de velocidad, sobre la que se basa lainterpretación. Los modelos de velocidad inicia-les habitualmente se construyen utilizandoregistros sónicos de pozos, que describen loscambios de velocidad verticales que se producenen los pozos. No obstante, el tiempo que requiereuna EA para ir desde la fuente—cerca de la frac-tura hidráulica—hasta el receptor y la direccióndesde la cual ingresa en el receptor se ven afec-tados por la geología interpozo. Las medicionessísmicas de pozos, tales como los perfiles sísmi-cos verticales (VSP, por sus siglas en inglés),proveen información de velocidad detallada entorno al pozo de observación. Los levantamientosVSP ayudan a relacionar el dominio del tiempocon el dominio de la profundidad y por lo tantocontribuyen a calibrar el modelo de velocidad.La herramienta VSI utilizada para adquirir los
datos VSP también registra los eventos microsís-micos, asegurando la consistencia en laadquisición, procesamiento e interpretación delos datos.19
El tipo de fluido de yacimiento también puedeimpactar la actividad microsísmica. Los factoresasociados con los fluidos pueden reducir los cam-bios de esfuerzos y de presión de poro que tienenlugar en la formación durante el fracturamiento.El hecho de tener gas en la formación en lugar delíquidos menos compresibles reduce el área deactividad microsísmica. En consecuencia, hayquienes en la industria consideran que los yaci-mientos de gas producen una banda de eventosmicrosísmicos más estrecha, que define más cla-ramente la geometría de la fractura.20
Para localizar las EAs, se despliega una herra-mienta de monitoreo—habitualmente un arreglode ocho geófonos 3C para la herramienta VSI—enun pozo de observación a 610 m [2,000 pies] de dis-tancia del pozo de tratamiento y a una profundidadaproximadamente equivalente a la del intervalo detratamiento. La colocación y geometría óptimas dela herramienta microsísmica dentro del pozo deobservación dependen en gran medida de laestructura de velocidad adyacente, de maneraque los modelos precisos del subsuelo ayudana optimizar la configuración del monitoreo.21
Determinación de la profundidad
4,000 8,000 12,000 16,000
Velocidad, pies/s
6,300
5,300
4,300
Prof
undi
dad,
m
Modelo de velocidad
Pozo de tratamiento Pozo de observación
Determinación de la distancia
Determinacióndel ángulo azimutal
P S
T p T s
∆ T ∆ T = T s – T . p D = ∆ T . V p V s / ( V p – V s )
> Localización de las emisiones acústicas. La distancia (D) existente hasta el evento se puede obte-ner mediante la medición de la diferencia (∆T) entre el tiempo de arribo de la onda compresional oprimaria (P) y el tiempo de arribo de la onda de corte o secundaria (S), Tp y Ts, respectivamente(extremo superior izquierdo). El valor D depende en gran medida del modelo de velocidad (extremoinferior izquierdo), usualmente descripto por las velocidades de las ondas P y S, Vp y Vs, respectiva-mente, de cada capa del modelo. La segunda coordenada, es decir el azimut existente hasta el eventomicrosísmico, se determina examinando el movimiento de las partículas de las ondas P, utilizandohodogramas (extremo superior derecho). La profundidad del evento microsísmico, la tercera coorde-nada, se obtiene examinando los retardos de los arribos de las ondas P y S entre los receptores, ocurvatura, en el pozo de observación (extremo inferior derecho).
Desafortunadamente, la configuración espacialideal entre el pozo de tratamiento y los pozos deobservación potenciales se da sólo en un porcen-taje pequeño de casos. En consecuencia, existeun esfuerzo en curso para posibilitar la registra-ción de las EAs provenientes de los pozos detratamiento, los que representan un ambienteriguroso con altos niveles de ruido.
Los campos de petróleo en producción poseennumerosas fuentes de ruido que pueden tener unimpacto negativo sobre la técnica HFM micro-sísmica, incluyendo el ruido eléctrico, la actividadde perforación y las operaciones de fractu-ramiento hidráulico llevadas a cabo en lasadyacencias, o el fluido que fluye a través de losdisparos en el pozo de observación. Gran parte delruido puede ser eliminado en sitio o mediante fil-trado adaptable, durante el procesamiento de losdatos. Además, se puede lograr un mejoramientode la respuesta sísmica a través de los avancesregistrados en la tecnología de adquisición.
Por ejemplo, la técnica HFM microsísmica deSchlumberger emplea el dispositivo VSI que pro-vee excelente fidelidad vectorial (derecha).22 Laherramienta VSI se despliega con cable eléctricoy utiliza tecnología triaxial en cada paquete desensores, o lanzadera; habitualmente se desplie-gan ocho paquetes de sensores. Los sensores dela herramienta fueron diseñados para estaracústicamente aislados del cuerpo principal dela herramienta pero acústicamente acoplados ala tubería de revestimiento durante la operaciónHFM. Esto ayuda a minimizar el potencial deruido y maximizar la calidad de los datos a lahora de registrar eventos microsísmicos muypequeños. El número de secciones de sensores ysu espaciamiento dentro de la configuración dela herramienta VSI pueden ajustarse según losrequerimientos.23
El posicionamiento óptimo del arreglo de sen-sores debería determinarse utilizando técnicasde diseño de levantamientos de red.24 Una vezque la herramienta VSI se coloca en la profundi-dad adecuada en un pozo de observación, elingeniero HFM debe determinar la orientaciónde la herramienta para hacer uso de los datos delmovimiento de las partículas para la determina-ción del ángulo azimutal. Esto se realizamediante el monitoreo de un tiro o disparo, unacuerda explosiva u otra fuente sísmica en el pozode tratamiento o en otro pozo cercano al pozo detratamiento.25 La utilidad de los disparos o de lascuerdas explosivas para calibrar los modelos develocidad ha sido documentada.26 No obstante,las velocidades basadas en disparos, a menudoson sustancialmente diferentes—a veces másaltas, a veces más bajas—que las velocidadescalculadas a partir de los datos sónicos. Estas
diferencias pueden deberse a problemas en lassecuencias cronológicas de los disparos, a laslocalizaciones imprecisas de los disparos y losreceptores como consecuencia de levantamien-tos de desviaciones de pozos imprecisos oinexistentes, a la heterogeneidad de los yaci-mientos entre los pozos de tratamiento y lospozos de observación, y a las diferencias inheren-tes entre las mediciones de velocidad que seestán comparando; incluyendo los efectos de laanisotropía y la invasión.27
Una vez determinada la orientación de laherramienta, se instala el equipo de superficieque realizará el monitoreo permanente y,cuando se detecta un evento, se registran losdatos intermedios. El procesamiento en sitiolocaliza los eventos microsísmicos, utilizandouna de las diversas técnicas de procesamientodisponibles, y los resultados se transmiten alequipo a cargo de las operaciones de fractura-miento en la localización del pozo. Los datos seenvían además a un centro de procesamientopara una interpretación más detallada.28
52 Oilfield Review
xz
y
Temblorina
Trescomponentes
Resorte deaislamiento
Temblorina
xy
z
Contactos del acoplamiento
Campo de prueba en TexasEn las industrias minera, geotérmica, de manejode residuos y de almacenamiento de gas, losmétodos microsísmicos han sido utilizadosdurante mucho tiempo para ayudar a comprenderla naturaleza de las fracturas creadas hidráulica-mente. Sin embargo, las mejoras introducidasrecientemente en el diseño de las herramientas yla precisión de las técnicas de procesamiento ymapeo, sumadas a la importancia creciente de losyacimientos de baja permeabilidad fracturadoshidráulicamente, han incrementado la utilidad deesta tecnología en la industria del petróleo y elgas. El yacimiento Barnett Shale, situado en laporción central–norte de la Cuenca Fort Worth deTexas—uno de los plays de gas más activos deEUA en la actualidad—resalta la importancia dela caracterización microsísmica directa y opor-tuna de las fracturas hidráulicas.29 Actualmente,los campos que explotan la Formación BarnettShale producen más de 34 millones de m3/d[1,200 millones de pies3/d]; es decir, un 58% de laproducción total de gas de las lutitas gasíferas deEUA (próxima página).30
La Formación Barnett Shale es un yacimientonaturalmente fracturado, de permeabilidad ultra-baja; aproximadamente 0.0002 mD. Debido a estapermeabilidad extremadamente baja, se requiereuna superficie de fractura hidráulica extensapara estimular efectivamente el yacimiento. Enconsecuencia, grandes volúmenes de fluido sonbombeados a altos regímenes durante los trata-mientos de estimulación.
< Medición de las emisiones acústicas. El generador de Imá-genes Sísmicas Versátil VSI de Schlumberger (izquierda) utilizaacelerómetros de geófonos triaxiales (x, y, z) (derecha) que estánacústicamente aislados del cuerpo de la herramienta por unresorte de aislamiento para adquirir datos sísmicos de alta fi-delidad. El dispositivo VSI se acopla mecánicamente a la tuberíade revestimiento o a la formación mediante un potente brazo deanclaje. La calidad del acoplamiento se puede probar utilizan-do una temblorina (shaker) interna antes de que comiencen lasoperaciones. Se pueden vincular entre sí hasta 40 paquetes desensores, o lanzaderas, para incrementar la cobertura vertical;sin embargo, normalmente se utilizan ocho lanzaderas en lasoperaciones HFM. La herramienta se encuentra disponible endiámetros de 3.375 pulgadas y 2.5 pulgadas.
Primavera de 2006 53
La Formación Barnett Shale es un depósitode lutitas de plataforma marina, ricas en mate-ria orgánica, del Mississippiano, que contienematerial no siliciclástico fino. Esta formaciónsobreyace una superficie de discordancia princi-pal que trunca a las rocas ordovícicas que seencuentran debajo. A lo largo de gran parte delárea productiva, la caliza Viola crea una barrerainferior para el fracturamiento hidráulico ysepara a la Formación Ellenberger (acuífera),subyacente de la Formación Barnett Shale. Lasfracturas hidráulicas que irrumpen en la calizaViola habitualmente conducen a la producciónno deseada de agua y a la reducción de la pro-ducción de gas.
La estimulación del yacimiento Barnett Shaleha exhibido una efectividad variable por motivospoco conocidos. Las compañías que explotabaninicialmente dicha formación pronto observaronque este yacimiento no respondía a los tratamien-tos de estimulación de la misma manera que losyacimientos de gas convencionales. La ocurrenciade eventos inusuales posteriores al tratamiento,en los que los pozos vecinos fueron invadidos porel agua, indicaron un crecimiento extremada-mente largo de la fractura hidráulica, a menudoen direcciones inesperadas desde los pozos detratamiento. Los métodos modernos de monitoreode las fracturas hidráulicas, particularmente elmonitoreo microsísmico, han demostrado que laestimulación y el desarrollo del yacimiento Bar-nett Shale son complicados por la presencia defracturas y fallas naturales, que inciden drástica-mente en el comportamiento de las fracturashidráulicas y en la productividad y el drenaje delyacimiento. Además, la anisotropía de los esfuer-zos en el yacimiento Barnett Shale es baja, demanera que los intentos para modelar el compor-tamiento y la geometría de las fracturashidráulicas como eventos simples, de un soloplano, han resultado ineficaces.
En los últimos cinco años, los ingenieros ycientíficos han adquirido un mayor conocimientode los sistemas de fracturas naturales e hidráuli-cas presentes en el yacimiento Barnett Shale.Con ese conocimiento, han adaptado las estrate-gias de perforación para mejorar la producción yrecuperación de gas.31 Una de estas estrategias esla incorporación de pozos horizontales. Con uncosto que duplica aproximadamente el costo deun pozo vertical, los pozos horizontales habitual-mente generan recuperaciones finales estimadas,tres veces superiores a las de los pozos verticales.Además, han resultado clave para la explotaciónde áreas en las que los pozos verticales tuvieronun éxito limitado: en áreas en las que la calizaViola está ausente y es común fracturar dentro de
22. La fidelidad vectorial es la propiedad de los receptoressísmicos de componentes múltiples para respondercorrectamente a un impulso. Una respuesta correctatiene lugar cuando un impulso dado, aplicado en sentidoparalelo a uno de los tres componentes, registra sólo enese componente y, cuando se aplica en sentido paraleloa cada componente individualmente, registra la mismamagnitud en cada uno de los tres componentes. Elmovimiento detectado por los receptores sísmicos decomponentes múltiples es idealmente el mismo que eldel impulso original.Nutt L, Menkiti H y Underhill B: “Advancing the VSPEnvelope,” Hart’s E&P 77, no. 10 (Octubre de 2004):51–52.
23. Nutt et al, referencia 22.24. Curtis A, Michelini A, Leslie D y Lomax A: “A
Deterministic Algorithm for Experimental Design Appliedto Tomographic and Microseismic Monitoring Surveys,”Geophysical Journal International 157, no. 2 (Mayo de2004):595–606.
25. Una cuerda explosiva está compuesta por un cordóndetonante Primacord disparado en ubicacionesestratégicas; por ejemplo, cerca de la profundidad detratamiento para transmitir una onda sísmica sin crearun agujero en la tubería de revestimiento.
26. Warpinski NR, Sullivan RB, Uhl JE, Waltman CK yMachovoe SR: “Improved Microseismic FractureMapping Using Perforation Timing Measurements forVelocity Calibration,” artículo de la SPE 84488,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.
27. Eisner L y Bulant P: “Borehole Deviation Surveys AreNecessary for Hydraulic Fracture Monitoring,”preparado para ser presentado en la 86a Conferencia y
Exhibición de la EAGE, Vienna, Austria, 12 al 15 de juniode 2006.
28. Durham LS: “Fracture ‘Groans’ Quietly Noisy:Microseismic Detection Emerging,” AAPG Explorer 25,no. 12 (Diciembre de 2004): 16–18.
29. Frantz JH, Williamson JR, Sawyer WK, Johnston D,Waters G, Moore LP, MacDonald RJ, Pearcy M, GanpuleSV y March KS: “Evaluating Barnett Shale ProductionPerformance Using an Integrated Approach,” artículo dela SPE 96917, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de2005.Maxwell SC, Urbancic TI, Steinsberger N y Zinno R:“Microseismic Imaging of Hydraulic Fracture Complexityin the Barnett Shale,” artículo de la SPE 77440,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al2 de octubre de 2002.Fisher MK, Wright CA, Davidson BM, Goodwin AK,Fielder EO, Buckler WS y Steinsberger NP: “IntegratingFracture Mapping Technologies to Optimize Stimulationsin the Barnett Shale,” artículo de la SPE 77441,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al2 de octubre de 2002.
30. http://www.pickeringenergy.com/pdfs/TheBarnettShaleReport.pdf (Se accedió el 30 denoviembre de 2005).
31. Fisher MK, Heinze JR, Harris CD, Davidson BM, Wright CAy Dunn KP: “Optimizing Horizontal Completion Techniquesin the Barnett Shale Using Microseismic FractureMapping,” artículo de la SPE 90051, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.
> Mapa de la Cuenca Fort Worth, en el sector central-norte de Texas, quemuestra la actividad de la Formación Barnett Shale. Actualmente, haymás de 3,400 pozos verticales y 300 pozos horizontales que producen dedicha formación.
USA
T exas
Gainesville
Dallas
Fort W orth
Cataratas de Wichita
O K L A H O M A
T E X A S
25 0 millas
0 2 5 km
Pozos productores Permisos de pozos horizontales
91
51 7
36 9
44 4
Número deeventos
Z,360
Y ,74 0
Y ,02 5
X,35 8
Tope del intervalodisparado, MD
desde KB,pies
Z,853
Z,227
Y ,58 8
X,513
Base del intervalodisparado, MD
desde KB,pies
X,79 7
X,73 4
X,78 4
X,74 0
Tope del sistema de fracturas, TVD
desde KB,pies
Y ,290
Y ,305
Y ,305
Y ,309
Base del sistemade fracturas, TVD
desde KB,pies
493
571
521
569
Altura delsistema defracturas,
pies
1,918
1,728
1,556
1,521
ExtensiónSO,pies
299
409
482
424
ExtensiónNE,pies
2,217
2,137
2,038
1,945
Longitud delsistema defracturas,
pies
1,143
2,275
1,138
527
Ancho delsistema defracturas,
pies
N60 ° E
N60 ° E
N60 ° E
N60 ° E
Azimut
Etapa 2
Etapa 3
Etapa 4
Pozo
Etapa 1
la húmeda Formación Ellenberger. El diseñoóptimo de terminación de estos pozos resultamás problemático debido a la naturaleza com-pleja del fracturamiento hidráulico. Paraoptimizar el desarrollo de los recursos, es nece-sario abordar temas tales como el espaciamientode los conjuntos de disparos a lo largo de los tra-mos laterales, las estrategias de estimulación en
etapas, el tamaño del tratamiento de fractura-miento y la colocación de los pozos vecinos.
Chesapeake Energy es una de las diversascompañías operadoras que investigan la comple-jidad de fracturar el yacimiento Barnett Shaleen pozos horizontales y sus implicancias para eldesarrollo de las áreas. En febrero de 2005,Chesapeake utilizó el servicio de diagnóstico de
los tratamientos de estimulación por fractu-ramiento hidráulico StimMAP en un pozo deobservación vertical para determinar la altura,longitud, azimut y complejidad de la fracturadurante un tratamiento de estimulación conagua oleosa de cuatro etapas, efectuado en unpozo horizontal del Campo Newark East.32 Elobjetivo del diseño consistía en colocar las frac-turas hidráulicas en sentido perpendicular, otransversal, con respecto al lateral. Después deefectuar los disparos correspondientes a cadaetapa, se realizó una prueba de inyección previaal tratamiento para determinar la presión decierre de la fractura y la tasa de declinación dela presión. Este último parámetro es una funcióndel grado de fracturamiento natural porque lapermeabilidad de la matriz es demasiado bajacomo para permitir la pérdida de fluido.
Durante las cuatro etapas, el azimut de propa-gación de la fractura primaria determinadomediante el monitoreo microsísmico fue deN60°E–S60°O, con una preferencia observada porel crecimiento en la dirección sudoeste(izquierda). La mayor parte de las emisionesmicrosísmicas detectadas se localizaban en laporción sudoeste debido a la configuración delmonitoreo. Existió sesgo porque el pozo de obser-vación estaba ubicado a unos 2,000 pies alsudoeste del pozo de tratamiento horizontal. Eneste caso, era improbable que las heterogeneida-des fueran la causa del sesgo hacia el sudoeste.Chesapeake pudo observar la existencia de comu-nicación cruzada a lo largo del tramo lateralentre las Etapas 1 y 2 y entre las Etapas 2 y 3, loque redujo la efectividad de esos tratamientos.
54 Oilfield Review
32. Los tratamientos con agua oleosa utilizan bajasconcentraciones de apuntalante—en este caso, menos de 9.6 kg/m3 [0.8 lbm/galón americano]—lo queposibilita tratamientos de gran volumen a un costoreducido. Este tipo de tratamiento ha resultado exitosoen el yacimiento Barnett Shale porque crea fracturaslargas que se conectan con fracturas naturalestransversales, incrementando así la longitud totalefectiva de la fractura hidráulica y el área de drenajeen un solo pozo.
> Mapas de eventos microsísmicos del tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico de cuatro etapas. Las visualizaciones StimMAP incluyenuna vista tridimensional (3D) (extremo superior) y una vista en planta (centro). Las etapas del tratamiento están codificadas en color: la Etapa 1 es púrpura, laEtapa 2 es azul, la Etapa 3 es verde, y la Etapa 4 es amarilla. Además se incluye un resumen de cada etapa, incluyendo el largo, ancho y azimut preferen-cial del sistema de fracturas, determinados acústicamente (extremo inferior). Las profundidades se miden a partir del vástago de perforación (KB, por sussiglas en inglés).
N
Dirección descendente
0 pies 2,000
Datos de la fractura hidráulica
Tiempo
0 pies 2,000
Operación dedisparo: Etapa 1
Operación de disparo: Etapa 2
Operación dedisparo: Etapa 3
Operación dedisparo: Etapa 4
Pozo de tratamiento Pozo de observación
N
Pozo de observación
Pozo de tratamiento
LeyendaÍndice del eventoPresión del tratamiento, lpcRégimen de la lechada, bbl/min
Primavera de 2006 55
Durante la Etapa 2, los ingenieros de la locali-zación del pozo observaron que las presiones detratamiento de fondo de pozo se equiparaban conlas de la Etapa 1, de manera que Chesapeake soli-citó que el ingeniero de Schlumberger generarauna instantánea rápida de las localizaciones de loseventos microsísmicos de la Etapa 2. Al compa-rarse con los resultados StimMAP de la Etapa 1, lainstantánea confirmó que la fractura de la Etapa 2se comunicaba con la de la etapa previa. A fin desolucionar esta situación, se bombearon tres tapo-nes de arena con apuntalante, a un régimenreducido, para desviar el fluido de tratamientofuera de los disparos que estaban captando lamayor parte del tratamiento. Los datos microsís-micos confirmaron que el tratamiento se habíacomunicado con un conjunto complejo de fractu-ras naturales paralelas y conjugadas.
Los intervalos disparados correspondientes ala Etapa 3 se modificaron para sortear una falla.El monitoreo de las fracturas hidráulicas confir-mó que dos fracturas primarias fueron creadas aambos lados de la falla y que además estabanposiblemente afectadas por la presencia defracturas naturales. La Etapa 4 no parecía super-ponerse con las otras etapas.
En agosto de 2005, Chesapeake utilizó el ser-vicio StimMAP en otro pozo horizontal del CampoNewark East para determinar la influencia de unazona cárstica fallada sobre la geometría y orienta-ción de las fracturas hidráulicas. Nuevamente, laoperación de estimulación consistió en cuatroetapas; tratamientos con agua oleosa para lasEtapas 1, 3 y 4, y un sistema de fluido con CO2
para la Etapa 2. Los tratamientos se monitorea-ron desde un pozo situado al sur-sudoeste deltramo horizontal de orientación este-sudeste delpozo de tratamiento. La distancia existente entrela operación de fracturamiento hidráulico y elpozo de observación oscilaba entre menos de 500pies [150 m] y más de 2,000 pies, dependiendo dela posición de la etapa a lo largo del pozo horizon-tal (abajo y derecha).
> Mapas de eventos microsísmicos de otro tratamiento de fracturamiento hidráulico consistente en cuatro etapas. Las visualizaciones StimMAP incluyenuna vista tridimensional (3D) (extremo superior) y una vista en planta (centro). Las etapas del tratamiento están codificadas en color: la Etapa 1 es púrpura,la Etapa 2 es azul, la Etapa 3 es verde, y la Etapa 4 es amarilla. Además se incluye un resumen de cada etapa, conteniendo el largo, ancho y azimut prefe-rencial del sistema de fracturas determinados acústicamente (extremo inferior). Las profundidades se miden con respecto al nivel medio del mar (MSL,por sus siglas en inglés).
140
98
68
94
Número deeventos
Etapa 1
Etapa 2
Etapa 3
Etapa 4
Pozo
X,970
X,954
X,954
X,949
Intervalodisparado, TVD
desde MSL,pies
491
863
985
637
Altura delsistema defracturas,
pies
419
739
799
1,038
ExtensiónSSO,pies
264
178
676
630
ExtensiónNNE,pies
1,105
1,168
1,247
1,942
Ancho delsistema defracturas,
pies
N15 ° E
N15 ° E
N15 ° E
N15 ° E
Azimut
X,74 4
X,48 3
X,67 0
X,68 2
Tope del sistemade fracturas,
TVD desde MSL,pies
Y ,23 5
Y ,34 6
Y ,65 5
Y ,31 9
Base del sistemade fracturas, TVD
desde MSL,pies
683
917
1,475
1,168
Longitud delsistema defracturas,
pies
758
551
400
393
ExtensiónNNO,pies
347
617
847
1,549
ExtensiónSSE,pies
N
0 pies 1,000
0 pies 1,000
N E
Dirección descendente
1,458 pies
3,365 pies
897 pies
Tiempo
Leyenda
Datos de la fractura hidráulica
Índice del evento Tiempo del tratamiento, minPresión del tratamiento, lpc
Pozo de observación Pozo de tratamiento
Pozo de tratamiento
Pozo deobservación
LeyendaÍndice del eventoTiempo del tratamiento, minPresión del tratamiento, lpc
Chesapeake conocía la ubicación de las cua-tro fallas en el área a partir de los datos derivadosde imágenes sísmicas y controles de pozos, demanera que los ingenieros colocaron grupos dedisparos múltiples en cada etapa para evitar elfracturamiento directo en las fallas. Aún conestas precauciones, la presencia de las fallascerca de las Etapas 1, 2 y 4 influenciaron la inicia-ción de la fractura (arriba). Era sumamenteprobable que la Etapa 1 se comunicara con unafalla. Las evidencias microsísmicas y las asocia-das con la presión soportaban este escenario. Lamayor parte de los eventos microsísmicos teníalugar entre el segundo y el tercer conjunto de dis-paros, y la presión de cierre instantánea para laEtapa 1 era significativamente más baja que la delas otras tres etapas.
La utilización del servicio StimMAP ayudó aChesapeake a definir la orientación y geometríade las fracturas creadas hidráulicamente en elpozo de tratamiento. Los ingenieros determina-ron que el azimut de fracturamiento dominanteera de N15°E. Si bien el crecimiento vertical dela fractura era en gran parte simétrico y estabacontenido en la Formación Barnett Shale endirección ascendente, se observó crecimientodescendente en todas las etapas. Lateralmente,la Etapa 3 demostró crecimiento simétrico,mientras que el crecimiento en las Etapas 1, 2 y4 parecía asimétrico.33 En base a la interpreta-ción StimMAP, se llegó a la conclusión de queexistía poca comunicación entre las diferentesetapas.
Hoy en día, gran parte del esfuerzo por moni-torear el crecimiento de las fracturashidráulicas está dirigido a los tratamientos deestimulación por fracturamiento en pozos hori-zontales para evaluar la altura de las fracturas ylas complejidades asociadas con su interferen-cia. Estas consideraciones no pueden abordarseen los pozos horizontales con los métodos deevaluación de la región vecina al pozo menciona-dos previamente. La capacidad de medir lascaracterísticas de las fracturas hidráulicas per-mite a los ingenieros juzgar el impacto de loscambios producidos en los diseños de las ope-raciones de terminación y estimulación; porejemplo, modificando la colocación o el espacia-miento de los intervalos disparados a lo largo delpozo horizontal o alterando los fluidos portado-res de apuntalante. Gracias al mejoramiento dela caracterización de las fracturas hidráulicas, laefectividad de los tratamientos de fractura-miento hidráulico en el yacimiento BarnettShale ha sido asociada con la apertura de siste-mas secundarios de fracturas naturales, lo queaumenta el ancho del volumen tratado.
Verificación de tecnologías, modelos y límites en JapónSi bien las técnicas de monitoreo microsísmicoexisten desde hace varios años, la búsqueda demejoras en el modelado de la velocidad y en laadquisición, procesamiento e interpretación dedatos continúa. Japan Exploration Company(JAPEX) y Schlumberger trabajaron conjunta-
mente en un proyecto destinado a comprobar lafactibilidad del monitoreo microsísmico en elcampo de gas Yufutsu, situado en Hokkaido,Japón.34
El yacimiento del Campo Yufutsu corres-ponde a un granito del Cretácico, naturalmentefracturado, con un conglomerado sobreyacente,ubicado a una profundidad que oscila entre4,000 m [13,124 pies] y 5,000 m [16,405 pies]. Den-tro del campo, no existe ninguna correlaciónevidente entre la producción de gas y la localiza-ción u orientación de los pozos. Sin embargo,JAPEX ha determinado que la productividad delos pozos está controlada por la condición de losesfuerzos locales y por la distribución y orienta-ción de los diversos sistemas de fracturasnaturales presentes en el campo.35 Más espe-cíficamente, las fracturas naturales de granapertura, o “mega” fracturas, orientadas en sen-tido paralelo al esfuerzo horizontal máximo,actúan como conductos para el gas, mientrasque las fracturas de pequeña escala afectan elalmacenamiento y la migración del gas. Lacaracterización de los sistemas de fracturasresultó exitosa en el pozo, gracias a dispositivostales como el generador de Imágenes Microeléc-tricas de Cobertura Total FMI. No obstante, paracomprender mejor el comportamiento del yaci-miento y mejorar el modelado de yacimientosutilizando un simulador de redes de fracturasdiscreto, JAPEX necesitaba investigar un volu-men de yacimiento más grande.36
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Tope de la Formación Barnett Inferior
Tope de la Formación Ellenbergerto
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Pozo de observación
Etapa 4 Etapa 3 Etapa 2 Etapa 1
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> Influencia de las fallas sobre el tratamiento de estimulación en la Formación Barnett Shale.Chesapeake disparó los pozos a lo largo del intervalo de terminación horizontal para evitar elfracturamiento dentro de las cuatro fallas conocidas. A pesar de estas precauciones, la interpre-tación del diagnóstico del tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico StimMAPindicó que la actividad microsísmica se concentraba en las adyacencias de los planos de fallasy que la presencia de fallas cerca de las Etapas 1, 2 y 4 influenciaba dicha actividad microsísmica.
Primavera de 2006 57
En octubre de 2003, se realizó una prueba deinyección preliminar utilizando una herramientaVSI de cuatro niveles. En diciembre de 2004,JAPEX instaló la tecnología de monitoreo sísmicopermanente desplegada con la tubería de produc-ción—el sistema Vetco Gray PS3—en el pozo detratamiento SK-2D para registrar las EAs induci-das por la producción. JAPEX observó sólo unamicrosismicidad mínima en el campo, probable-mente debido a la falta de caída de presión en elyacimiento. Sin embargo, la actividad microsís-mica se indujo durante las operaciones deinyección que iniciaron la cizalladura a lo largode las fracturas naturales preexistentes. En con-secuencia, la registración y el análisis de estasEAs utilizando técnicas de monitoreo de fracturashidráulicas ayudó a definir la geometría y exten-sión de los sistemas de fracturas naturales. Enfebrero de 2005, se corrió un VSP y se llevó a caboun experimento de inyección de pequeña escala,y en mayo de 2005 se realizó un experimento deinyección de gran escala (derecha).
Los datos VSP fueron utilizados para mejorarel modelo de velocidad existente y demostraronser importantes en el análisis de fracturas. Utili-zando una fuente sísmica de pistolas de aire,colocada en una fosa especialmente diseñada enla superficie, y herramientas de adquisiciónsísmica Createch SAM43 de 111⁄16 pulgadas, des-plegadas dentro de la tubería de producción enlos pozos de observación cercanos y lejanos, seregistró un VSP de 49 niveles a lo largo delintervalo pertinente, en ambos pozos simultá-neamente. El VSP proporcionó datos de lacomponente z—la componente vertical—debuena calidad, que permitieron a los científicosde Schlumberger y JAPEX evaluar la calidad delacoplamiento de las herramientas Createch yhallar la posición óptima de las herramientaspara un levantamiento con fines de monitoreomicrosísmico. La información de velocidad del
levantamiento VSP también se utilizó paracorregir el modelo de velocidad existente, lo quea su vez mejoró la precisión de las posiciones delas EAs calculadas.
Otro objetivo del proyecto consistía en evaluarel desempeño en términos del monitoreo de lasfracturas hidráulicas del sistema prototipo perma-nente Vetco Gray PS3 operado con la tubería deproducción. Un sensor superior y un sensor inferiorfueron desplegados en el pozo de inyección SK-2D.Los sensores PS3 fueron afectados por el ruido
eléctrico. Sin embargo, una vez reducido el ruidomediante filtros de predicción de errores, se obser-varon los arribos de las ondas P y S. Si bien lossensores prototipo también estuvieron afectadospor el ruido proveniente del fluido de bombeo enesta terminación, algunos de los eventos de EAposeían relaciones señal–ruido suficientes paraidentificar los arribos de las ondas P y S. Estaprueba representó la primera utilización exitosade sensores múltiples para mapear las EAs induci-das hidráulicamente en un pozo de inyección.
33. La gran distancia existente entre el pozo de observacióny el volumen del yacimiento afectado por la Etapa 4puede ser responsable de la asimetría observada en laslocalizaciones de los eventos.
34. Drew J, Primiero P, Leslie D, Michaud G, Eisner L yTezuka K: “Microseismic Monitoring of a HydraulicInjection Test at the Yufutsu Gas Reservoir,” artículo B,presentado en el 10o Simposio de Evaluación deFormaciones de Japón, Chiba, Japón, 29 al 30 deseptiembre de 2004.
35. Tezuka K, Namaikawa T, Tamagawa T, Day-Lewis A yBarton C: “Roles of the Fracture System and State ofStress for Gas Production from the Basement Reservoirin Hokkaido, Japan,” artículo de la SPE 75704,presentado en el Simposio de Tecnología del Gas de laSPE, Calgary, 30 de abril al 2 de mayo de 2002.
36. Tamagawa T y Tezuka K: “Validation of Clustering ofFractures in Discrete Fracture Network Model by UsingFracture Density Distributions Along Boreholes,” artículode la SPE 90342, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 deseptiembre de 2004.
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> Geometría del pozo de inyección, dos pozos de observación y sensores con un mapa (inserto) quemuestra el lugar del experimento.
Utilizando los criterios de los sensores demonitoreo múltiples para la discriminación delos eventos, el programa de inyección de fluidosconsistente en 500 m3 [3,145 bbl] y 40 horas,implementado en febrero, produjo 920 eventosdetectables; 40 de los cuales exhibieron fases deondas P y S detectables en tres o cuatro senso-res y pudieron localizarse con una seguridadrazonable. Se realizó una comparación de laslocalizaciones de los eventos entre las calcula-das utilizando el modelo de velocidad existente ylas calculadas utilizando el modelo de velocidadrefinado por el VSP (arriba). El modelo de velo-cidad revisado mejoró significativamente loscálculos de la localización de la fuente, redu-ciendo así la incertidumbre. Los resultadosobtenidos con el nuevo modelo mostraron unagrupamiento de actividad más compacto que elobservado utilizando el modelo de velocidad pre-vio, que había sido construido a partir de VSPsregistrados en otras partes del campo.
Durante el experimento de inyección másamplio, realizado en mayo, se bombearon 5,600 m3
[35,223 bbl] de fluido durante seis días en cua-tro pruebas diferentes o etapas.37 El experimento
produjo 447 eventos localizados de un total de2,515 eventos detectados, algunos de los cualestuvieron lugar después de detener el bombeo(próxima página).
Para determinar el impacto del monitoreo depozos múltiples, las localizaciones de eventoscalculadas con datos del pozo de observación cer-cano sólo se compararon con las localizaciones deeventos calculadas con datos de localizaciones demonitoreo múltiples. El criterio utilizado para lalocalización de pozos múltiples fue que podíanpicarse los arribos de ondas P y S en el pozo cer-cano; que al menos un arribo de una onda P podíapicarse en el pozo de observación lejano; y quecomo mínimo podía picarse un arribo de ondas Po S de los datos de pozos de tratamiento PS3.
Luego se corrió el algoritmo de localizacióncon los datos de un solo pozo y con los datos depozos múltiples, utilizando el nuevo modelo develocidad. Con los datos de un solo pozo, secalculó la distancia existente hasta el evento uti-lizando los datos de tiempo de tránsito de lasondas P y S, y los ángulos de incidencia de losrayos se determinaron utilizando el análisis dehodogramas. Para el procesamiento de los datos
de un solo pozo y de pozos múltiples se realiza-ron estimaciones del hipocentro, utilizando lasfunciones de densidad de probabilidad formadasa partir de los retardos de tiempo y los ángulosmedidos y modelados.38 El agrupamiento corres-pondiente a la localización de un solo pozo esmás disperso y más difícil de interpretar que ladistribución de los pozos múltiples, que ademásmuestra actividad adicional significativamente
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Modelo de velocidad preexistente
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Modelo de velocidad local calibrado por VSP
37. Primiero P, Armstrong P, Drew J y Tezuka K: “MassiveHydraulic Injection and Induced AE Monitoring inYufutsu Oil/Gas Reservoir—AE Measurement inMultiwell Downhole Sensors,” artículo 50, presentadoen la 113a Reunión Anual de Otoño de la SEGJ, Okinawa,Japón, 16 al 18 de octubre de 2005.
38. Michaud G, Leslie D, Drew J, Endo T y Tezuka K:“Microseismic Event Localization and Characterizationin a Limited-Aperture HFM Experiment,” ResúmenesExpandidos, Exposición Internacional y 74a ReuniónAnual de la SEG, Denver (10 al 15 de octubre de 2004):552–555. Tarantola A y Valette B: “Inverse Problems: Quest forInformation,” Journal of Geophysics 50 (1982): 159–170.
> Impacto de trabajar con un modelo de velocidad calibrado mediante un registro VSP. Una comparación de las localizaciones de los eventos microsísmicosde las pruebas de febrero de 2005, realizadas con el modelo de velocidad preexistente (izquierda) en función de las pruebas realizadas con el modelo develocidad local calibrado mediante un registro VSP (derecha), muestra un agrupamiento más compacto de eventos si se utiliza el modelo actualizado. Estoreduce significativamente la incertidumbre asociada con la definición de la geometría y orientación de la fractura hidráulica. En cada una de las visuali-zaciones se muestra una vista en planta en la parte superior, una sección transversal norte-sur localizada en el extremo inferior izquierdo y una seccióntransversal oeste-este en el extremo inferior derecho.
> Examen de la magnitud y cantidad de emisiones acústicas (EA) durante la segunda etapa de la prueba de inyección en el campo de gas Yufutsu, situado enJapón. Esta prueba comenzó con un proceso de inyección de 2.5 horas, a un régimen escalonado, seguido de una serie de inyecciones de 1 hora, a alto ré-gimen, seguidas en cada caso por ciclos de cierre de pozos de 1 hora. A continuación, se mantuvo un régimen de inyección continuo de 2.2 m3 [14 bbl] porminuto durante 19 horas, con una excepción representada por una operación de mantenimiento programado de los sistemas de bombeo. La gráfica centralmuestra la magnitud estimada del evento. El tamaño de las elipses verdes es proporcional a la relación señal–ruido. El número de eventos microsísmicos semuestra en la gráfica inferior. La presión de la tubería de producción (azul) y el régimen de bombeo (magenta) se exhiben en ambas gráficas. Una vista enplanta (extremo superior) muestra los eventos localizados que fueron atribuidos a esta etapa particular (negro) del número total de eventos localizados du-rante la totalidad del experimento de inyección de mayo de 2005 (gris). El comienzo de la inyección a régimen escalonado muestra un umbral y régimen depresión antes de que comiencen a producirse las EAs y, si bien el número de eventos disminuye durante los períodos de cierre de pozos, las EAs siguenproduciéndose en cantidades importantes luego de detenerse el bombeo.
más al norte del punto de inyección (arriba). Lacomparación entre los dos resultados resalta eldesafío que plantea el monitoreo del comporta-miento de las fracturas hidráulicas en el campo,donde las opciones de monitoreo pueden limi-tarse a un solo pozo.
Una de las principales motivaciones pararealizar mediciones de presión y de EAs duranteel monitoreo del tratamiento de estimulacióndel Campo Yufutsu fue el empleo de esa informa-ción para validar los modelos de simulación deyacimientos. JAPEX ha desarrollado un simula-dor numérico que simula la ruptura porcizalladura en las rocas, las EAs asociadas y losmejoramientos de la permeabilidad durante laoperación de simulación hidráulica.39 Se utilizó lacomparación entre las posiciones de los eventosde EAs simulados y medidos, junto con el ajusteiterativo de las historias de presión para ayudar aconfirmar la validez de las simulaciones.
Además de mejorar la caracterización de lossistemas de fracturas naturales y el modelado deyacimientos en el Campo Yufutsu, los experi-mentos de inyección confirmaron el valor de unmodelo de velocidad preciso y las ventajas delmonitoreo de las EAs desde estaciones múlti-
ples. Si bien las distancias de monitoreo más lar-gas son menos convenientes, el experimentodemuestra que el monitoreo puede realizarsedesde distancias considerables, dependiendo dela geología. En este caso, la herramienta demonitoreo más distante del pozo de observaciónlejano se colocó a aproximadamente 2.5 km[8,200 pies] de la actividad microsísmica.
Los datos de EAs proveen información sobrela distribución espacial del sistema de fracturas.Las técnicas de mapeo de avanzada, tales como elmétodo de doble diferencia y el análisis de multi-pletes, proveen las localizaciones de las fuentescon tal precisión que se pueden extraer grupos deEAs y estructuras relacionadas con fracturas.40
Por ejemplo, los resultados del método de doblediferencia aplicados al conjunto de datos delCampo Yufutsu sugieren estructuras linealesmúltiples, interpretadas como un sistema de frac-turas de mediana escala, que llenan el vacíoexistente entre el sistema de fallas y las fracturasobservadas en las imágenes de la pared del pozo.
Otra de las ventajas de los datos de EAs esque proveen restricciones espaciales para lasimulación de yacimientos. JAPEX desarrolló elSimulador para Inyección Hidráulica y Trata-
miento por Fracturamiento (SHIFT, por sus siglasen inglés) para simular los experimentos deinyección hidráulica.41 Este simulador operasobre un modelo de redes de fracturas discretasy simula la cizalladura de las fracturas preexis-tentes, la actividad de EAs relacionada y el
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Mapa de fracturas utilizando datos de un solo pozo
Mapa de fracturas utilizando datos de pozos múltiples
39. Tezuka K, Tamagawa T y Watanabe K: “NumericalSimulation of Hydraulic Shearing and Related AE Activityin Fractured Gas Reservoir,” artículo A, presentado en10o Simposio de Evaluación de Formaciones de Japón,Chiba, Japón, 29 al 30 de septiembre de 2004.
40. El método de doble diferencia es una técnica de mapeoque relaciona múltiples pares de eventos entre sí. Losmultipletes son grupos de ondículas casi idénticas,provenientes de eventos múltiples con un mecanismofocal similar que se origina en la misma, oprácticamente la misma, ubicación pero que ocurre endiferentes tiempos.
41. Tezuka K, Tamagawa T y Watanabe K: “NumericalSimulation of Hydraulic Shearing in Fractured Reservoir,”artículo 1606, presentado en el Congreso GeotérmicoMundial, Antalya, Turquía, 24 al 29 de abril de 2005.
42. Drew J, Leslie D, Armstrong P y Michaud G: “AutomatedMicroseismic Event Detection and Location byContinuous Spatial Mapping,” artículo de la SPE 95513,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
43. Eisner L y Sileny J: “Moment Tensors of Events Inducedin Cotton Valley Gas Field from Waveform Inversion,”artículo P227, presentado en la 66a Conferencia yExhibición de la EAGE, París, 7 al 10 de junio de 2004.
Las cuatro etapas de laprueba de inyección
Primera prueba a régimen escalonadoSegunda prueba a régimen escalonado, primera pruebaa alto régimenSegunda prueba a alto régimenTercera prueba a régimenescalonado
> Comparación de la localización de los eventos desde un pozo de observación y desde localizaciones de monitoreo múltiples. Los datos de EAs del expe-rimento de inyección de mayo de 2005 se localizaron en base al análisis de hodogramas—para determinar el ángulo—y en base a los tiempos de tránsitode las ondas P y S para determinar la distancia. Los mapas de fracturas que sólo utilizaron datos del pozo de observación cercano (izquierda) fueron com-parados con los mapas de fracturas que utilizaron datos de tres localizaciones de pozos de observación (derecha). La utilización de localizaciones demonitoreo múltiples restringió el número de soluciones posibles para la localización de eventos proveyendo localizaciones menores en número peromejores en calidad, que generan una representación más clara de la actividad.
Primavera de 2006 61
mejoramiento de la permeabilidad en un procesodinámico. El simulador hace esto uniendo el aná-lisis de flujo de fluido con el análisis de dilataciónde las fracturas inducida por cizalladura. Se utili-zaron las EAs y las presiones de inyecciónobservadas durante el experimento para el análi-sis por ajuste posterior a la operación. El tamaño,orientación e historia de migración de la nube deEAs ayudó a restringir los parámetros del modelo.Además, los grupos de EAs pueden utilizarsecomo información determinística para modificarla red de fracturas directamente. El proyectoYufutsu, que involucró a JAPEX y Schlumberger,verificó algunos de los límites inherentes delmonitoreo de las fracturas hidráulicas.
Nueva actividad microsísmicaUna de las principales limitaciones de los méto-dos de monitoreo microsísmico radica en hallar
pozos candidatos a tratamiento que cuenten conuno o varios pozos de observación cercanos enlos cuales instalar la herramienta VSI. No sólo esnecesario que el pozo de observación se encuen-tre relativamente cerca del pozo de tratamiento,dependiendo de las propiedades acústicas de laroca adyacente, sino que además debe estarbien cementado y acústicamente calmo durantelas operaciones de fracturamiento. Para ase-gurarse de que el pozo de observación esté encondiciones adecuadas antes de correr la herra-mienta VSI a menudo se requiere un tiemposignificativo y erogaciones sustanciales.
Los científicos buscan continuamente elequilibrio entre detección y localización de EAsconfiables y operaciones de procesamiento einterpretación convenientes que provean res-puestas válidas en el sitio del tratamiento. Conel advenimiento de computadoras más rápidas,
un nuevo método que utiliza mapeo microsís-mico por coalescencia (CMMapping) ha logradoestablecer en forma rápida y confiable la locali-zación de eventos para un mapeo confiable delas fracturas en tiempo real.42
Otro desafío que encaran los geocientíficos deSchlumberger a la hora de detectar y localizarEAs es la identificación e interpretación de multi-pletes. Por ejemplo, se ha observado la presenciade multipletes durante dos etapas de bombeodiferentes. Respuestas microsísmicas idénticassurgen y vuelven a mapearse en las mismas locali-zaciones de fuentes. Por lo tanto, los multipletesindican la reactivación de una fractura o de unafalla respecto de la cual se detectó actividadpreviamente. Durante un tratamiento por fractu-ramiento hidráulico de etapas múltiples, estopuede indicar la presencia de flujo cruzado entrelas etapas, lo que da como resultado una opera-ción de estimulación ineficaz. La clave entoncesradica en lograr identificar la ocurrencia demultipletes en tiempo real para poder adoptarmedidas durante el bombeo. Los científicos deSchlumberger han desarrollado un método decorrelación cruzada para detectar la presencia deflujo cruzado entre las etapas, que además proveeotro nivel de control de calidad para la localiza-ción de eventos en tiempo real (izquierda).
Los científicos del Centro de Investigacionesde Schlumberger en Cambridge están desarro-llando además una técnica de inversión sísmicarobusta para determinar los mecanismos de loseventos microsísmicos observados; por ejemplo,los mecanismos de cizalladura o de tracción.43
Esta técnica permite ir mas allá de los “puntos deun casillero” y, por ejemplo, cuantificar los cam-bios de esfuerzos que resultan de los eventosmicrosísmicos. Esta información se utiliza pararestringir aún más los modelos geomecánicos yproporcionar a las compañías una mayor com-prensión de la propagación de las fracturashidráulicas o los cambios de esfuerzos en el yaci-miento fracturado.
La técnica de mapeo de las fracturas hidráu-licas tiene mucho que ofrecer a la industria deE&P, especialmente en el desarrollo de yaci-mientos compactos. Los modelos de fracturasprecisos, calibrados utilizando mediciones direc-tas de la geometría de las fracturas hidráulicas,se tradujeron en mejoras en las operaciones desimulación y desarrollo de yacimientos. Luegode décadas de búsqueda de la mejor forma decaracterizar las fracturas hidráulicas, la indus-tria ha vuelto a acceder a la mejor fuente paralas respuestas a sus preguntas; las fracturashidráulicas en sí. —MGG
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Etapa 1
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Etapa 3
Etapa 3
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Correlación cruzada de las Etapas 1 (1-157), 2 (158-471) y 3 (472-769) Cinco etapas de microsismicidad
inducida por fracturamiento hidráulico:vista en profundidad
Correlación cruzada de las Etapas 3 (1-298) y 4 (299-497)
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> Detección de fracturas hidráulicas de etapas cruzadas utilizando multipletes. Esta técnica se basa enla identificación de multipletes como resultado de la reactivación de las fracturas de una etapa previa.En este ejemplo de Texas, la gráfica superior es una correlación cruzada de todos los eventos microsís-micos de las Etapas 1, 2 y 3 (extremo superior izquierdo). La Etapa 1 incluye los Eventos 1 a 157 inclusive,la Etapa 2 incluye los Eventos 158 a 471 inclusive, y la Etapa 3 incluye los Eventos 472 a 769 inclusive. Elcoeficiente de correlación cruzada se codifica en color, identificando los eventos microsísmicos en lasdiferentes etapas que se originan a partir de las mismas fracturas; multipletes. Si se correlacionan enforma cruzada las Etapas 3 y 4—Eventos 1 a 298 inclusive y 299 a 497 inclusive, respectivamente—elcoeficiente sigue siendo muy bajo salvo si las etapas se correlacionan consigo mismas (extremo inferiorizquierdo). El mapa de eventos refleja esta observación (derecha).
