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7/25/2019 04 Revolucion

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40 Oilfield Review

Revolucin del gas de lutitas

En todo el mundo, las compaas estn explorando activamente recursos en lutitas,

con la esperanza de encontrar la prxima lutita Barnett. Sin embargo, el desarrollo

y la produccin de estos enigmticos recursos requieren algo ms que encontrar

lutitas ricas en contenido orgnico y fracturarlas hidrulicamente. A medida que

la revolucin del gas de lutitas gana impulso a nivel mundial, las compaas de

exploracin y produccin estn descubriendo que para lograr el xito, es esencial

un enfoque integrado. El aprendizaje a partir de las experiencias pasadas y la

mejora continua de las metodologas pueden no garantizar el xito, pero aumentan

su probabilidad en gran medida.

Tom Alexander

Southwestern Energy Company

Moncton, New Brunswick, Canad

Jason Baihly

Sugar Land, Texas, EUA

Chuck Boyer

Pittsburgh, Pensilvania, EUA

Bill Clark

George Waters

Ciudad de Oklahoma, Oklahoma, EUA

Valerie Jochen

College Station, Texas

Jol Le Calvez

Houston, Texas

Rick Lewis

Camron K. Miller

Dallas, Texas

John Thaeler

Southwestern Energy Company

Houston, Texas

Brian E. Toelle

Denver, Colorado, EUA

Traduccin del artculo publicado en Oilfield Review,Otoo de 2011: 23, no. 3.

Copyright 2012 Schlumberger.

Por la colaboracin en la elaboracin de este artculo,agradecemos a Doug Bentley, Warsaw, Polonia; DamianFriend, Joanne Hresko, Reese Mitchell, Brad Sylvestery Steve Thomson, Southwestern Energy Company,Houston; Vincenzo De Gennaro, Pau, Francia; HariharanRamakrishnan, Ciudad de Oklahoma, Oklahoma, EUA;y Leah Hogarth, Houston.

DSI, ECLIPSE, EcoScope, ECS, ELANPlus, FMI, geoVISION,

HiWAY, HRA, Petrel, Platform Express, Sonic Scanner,SonicScope, SpectroLith, StimMAP, StimMAP LIVE, TRAy VISAGE son marcas de Schlumberger.

Desde el advenimiento de la industria moderna del

petrleo y el gas, los gelogos de esta industria han

seguido una ruta convencional para la exploracin:

buscar rocas madres impregnadas de hidrocarbu-

ros, encontrar rocas de calidad de yacimiento en

las que los hidrocarburos puedan acumularse,

identificar un mecanismo de entrampamiento y

luego perforar un pozo. Pero se est produciendo

una revolucin en la industria de E&P. Las rocas

que en el pasado eran de poco inters, excepto

como rocas madres potenciales, hoy en da se bus-

can activamente como yacimientos potenciales.

Cuando se consideran recursos no convenciona-

les, el objetivo es encontrar lutitas orgnicas.

1. Los gelogos generalmente consideran que laspartculas sedimentarias menores a 4 micronescorresponden al tamao de grano de la arcilla.Las partculas de limo varan entre 4 y 62,5 micronesaproximadamente.

2. Blyth FGH y de Freitas MH: A Geology for Engineers,7 ed. Burlington, Massachusetts, EUA:Butterworth- Heinemann, 1984.

>Lutitas orgnicas. Las lutitas son sedimentos fisibles de granos finos que se encuentran en capas.Pueden estar fracturadas y quebrarse en lminas en el sentido de la propia estructura laminar ( inserto).Las lutitas ricas en contenido orgnico se caracterizan por mayores niveles de carbono orgnico totalen comparacin con las otras lutitas: varan de 2% a 10%. Las lutitas ricas en contenido orgnico ytrmicamente maduras son los principales objetivos de exploracin.


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Volumen 23, no.3 41

La lutita Barnett del centro de Texas, EUA,

est reconocida como la extensin productiva que

inici el reciente inters en el desarrollo de las

lutitas como yacimientos productivos. Este desa-

rrollo representa un cambio fundamental en la

manera en que las compaas de exploracin con-

sideran los recursos. Las dos principales tecnolo-

gas habilitantes que han convertido en rentables

a las extensiones productivas de lutitas son la

perforacin de pozos horizontales de alcance

extendido y la estimulacin por fracturamiento

hidrulico de mltiples etapas. Sin embargo, los

operadores han descubierto que para producir el

gas de las rocas madres se necesita mucho ms

que perforar pozos horizontales y luego fracturar-

los hidrulicamente.Los ingenieros y gelogos que estudian las

reservas de gas de lutitas consideran que una

mejor comprensin del yacimiento puede dar

lugar a la adaptacin de los procesos y al refina-

miento de las tcnicas. Es importante integrar

los datos de diversas fuentes y a muchas escalas

diferentes para optimizar la perforacin, termi-

nacin y estimulacin de pozos para la produc-

cin de hidrocarburos de sus rocas madres.

Este artculo revisa las lecciones aprendidas

durante 30 aos de desarrollo de lutitas y des-

cribe algunas de las herramientas utilizadas para

analizar las mismas. Gracias a la adopcin de un

enfoque integrado para el desarrollo de la lutita

Fayetteville, un operador fue recompensado por

su esfuerzo, tal como lo evidencian el incremento

en la produccin de gas y las mejoras en las efi-

ciencias operacionales. En otro ejemplo, un amplio

estudio de registros de produccin, utilizandodatos obtenidos en las seis cuencas de gas de luti-

tas ms importantes de EUA, revel resultados

que podran repercutir en las prcticas de perfo-

racin y estimulacin.

Caractersticas de los yacimientos de lutitas

Las lutitas son rocas de granos finos que se forman

por la compactacin de partculas del tamao de

limos y arcillas.1El sesenta por ciento de la cor-

teza sedimentaria de la tierra est compuesta po

lutita, y es la roca madre ms importante de la

mayora de los depsitos convencionales de hidro

carburos en todo el mundo.2Debido a que las lutita

se formaron a partir de lodo, a menudo se las llama

lodolitas o fangolitas. Las lutitas se diferencian de

las otras arcillitas y lodolitas en que estn lamina

das en estratificaciones muy finas y son fisibles, lo

que significa que pueden separarse o quebrarse en

lminas en el sentido de su propia estructura laminar(pgina anterior). Dependiendo de su madu

rez y mineraloga, tambin pueden fracturarse

con gran facilidad.

A pesar de su abundancia, pocos depsitos de

lutita pueden ser desarrollados como recurso

hidrocarburferos. Los objetivos de exploracin de

lutitas gasferas son los sedimentos ricos en mate

ria orgnica que se depositaron de tal manera

como para preservar una parte importante de su


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42 Oilfield Review

materia orgnica original, la que finalmente fun-

cion como materia prima para la generacin de

hidrocarburo. Una vez generado, la mayor parte

del hidrocarburo permaneci atrapado en la

matriz de la roca de ultra baja permeabilidad, sin

poder migrar.

Las formaciones de lutitas ricas en contenido

orgnico se forman bajo condiciones especficas:

altos niveles de materia orgnica y bajos niveles de

oxgeno, que las diferencian de los otros depsitosde lutitas.3Estas condiciones fueron las predomi-

nantes durante varias eras geolgicas, que inclu-

yen el perodo devnico durante el cual el clima

era clido, el nivel del mar era elevado y gran parte

de la tierra estaba cubierta por mares tropicales.

Pero el perodo devnico no fue el nico durante el

cual se formaron gruesos depsitos de sedimentos

ricos en contenido orgnico. Se han identificado

lutitas ricas en contenido orgnico desde el perodo

precmbrico hasta los tiempos modernos (abajo).4

Sin embargo, para cumplir con el criterio de madu-

rez trmica, la mayora de las lutitas gasferas se

concentran en sedimentos de un rango de tiempos

geolgicos que comienza en el perodo ordovcico y

se extiende a lo largo del perodo pensilvaniense.

La materia orgnica, que consiste principal-

mente en restos de plantas y animales, se deposita

en el fondo de lagos u ocanos y se convierte en ali-

mento para otros animales y bacterias. Sin embargo,

en ambientes anxicos, la bacterias anaerbicas,

que son consumidoras menos eficientes que las

aerbicas, son las nicas bacterias capaces de

consumir la materia orgnica. As, los sedimentos

pueden retener gran parte de su material org-

nico original. Hoy en da, el mar Negro tiene unaestrecha analoga con las condiciones necesarias

para la creacin de recursos en lutitas; las condi-

ciones anxicas permiten que los sedimentos se

acumulen con altas concentraciones de materia

orgnica(prxima pgina, arriba).5

A medida que se acumula ms material y el lodo

subyacente se va compactando, los sedimentos se

van hundiendo a mayores profundidades y quedan

sometidos a presiones y temperaturas ms elevadas.

Tambin se desarrollan las laminaciones. En los

ambientes marinos profundos, estos procesos pue-

den transcurrir muy lentamente y abarcar largos

perodos de tiempo; la acumulacin de unos pocos

centmetros podra tardar miles de aos. El peso

de los sedimentos suprayacentes expulsa los lqui-

dos y compacta la lodolita, los cuales son pasos que

forman parte del proceso de litificacin. La mate-

ria orgnica se cocina lenta y parcialmente, y se

transforma en kergeno, un material insoluble

del cual se pueden generar los hidrocarburos,

tanto petrleo como gas.

Los diferentes materiales orgnicos generan

diferentes tipos de kergenos.6 Cuando estn

expuestos a calor y presin, cada tipo de kergeno

es ms propenso a generar productos especficos:petrleo, gas hmedo, gas seco y elementos no

hidrocarburferos. Durante el proceso de soterra-

miento y maduracin, el kergeno pasa a travs de

una gama de temperaturas y presiones. En primer

lugar est la ventana de petrleo, en la que se

puede generar petrleo lquido a partir de ker-

geno propenso a generar petrleo, o gas hmedo a

partir de kergeno propenso a generar gas

(prxima pgina, centro). Esta etapa de madura-

cin se conoce como catagnesis. A mayor profun-

didad de soterramiento, el kergeno pasa a la

ventana del gas seco. Mediante el proceso de meta-

gnesis, se genera gas por la conversin del ker-

geno restante y la transformacin de los

hidrocarburos ms pesados generados durante la

catagnesis. Las lutitas que son ricas en materia

orgnica y han estado sometidas a temperaturas

y presiones correspondientes a la ventana de gas

seco constituyen los principales objetivos para la

exploracin de lutitas gasferas.

Sin embargo, slo porque los sedimentos

hayan pasado a travs de las etapas de madura-

cin, no significa necesariamente que sean rocas

de calidad de yacimiento. Utilizando las propie-

dades geoqumicas, petrofsicas y geomecnicas

obtenidas de diversas fuentes, los gelogos e

ingenieros determinan la factibilidad de conti-

nuar con la exploracin de las lutitas gasferas.

Anlisis geoqumico

Para identificar las lutitas que tienen potencial

de produccin, los gelogos buscan propiedades

geoqumicas especficas, que generalmente se

obtienen de datos de ncleos. Algunas de las pro-

piedades se pueden medir con sensores de fondo

de pozo; sin embargo, los petrofsicos perfeccio-

nan y caracterizan las mediciones de fondo de

pozo calibrando los datos de registros con losdatos de ncleos. Las propiedades geoqumicas

necesarias para caracterizar adecuadamente los

recursos en lutitas incluyen carbono orgnico

total (TOC), volumen y capacidad de gas, madu-

rez trmica, permeabilidad y mineraloga.

TOCUna lutita orgnica, por definicin, tiene

que tener carbono orgnico, y el TOC determina

el potencial de recursos de una lutita. Las rocas

con mayores valores del TOC son ms ricas en

>Distribucin mundial de lutitas marinas orgnicas por perodo geolgico. La tectnica, geografa ylas condiciones climticas contribuyen a la depositacin de sedimentos ricos en contenido orgnico.Las lutitas marinas ricas en contenido orgnico se encuentran en todo el mundo. (Los crculos negrosrepresentan la cantidad de ocurrencias por cada edad). Las compaas de exploracin se hanconcentrado en los sedimentos marinos que tienen la suficiente madurez trmica para convertir elkergeno en hidrocarburos a fin de desarrollarlos como recursos. Las lutitas lacustres de depsitossomeros de agua dulce (no se muestran) tambin son objetivos de exploracin pero todava no hanprobado ser tan prolficas como las marinas. (Adaptado de Tourtelot, referencia 4.)

Cuaternario

y Terciario65

135

190225

280

320

345

395

435

500

570

2 500

Millones deaos atrs

Amricadel Norte

Amricadel Sur

Siberia yAsia Central

Australiay AsiafricaPerodo Europa

Cretcico

Jursico

Trisico

Prmico

Pensilvaniense

Misisipiense

Devnico

Silrico

Ordovcico

Cmbrico

Proterozico

Arqueozoico


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Volumen 23, no.3 43

materia orgnica. Los objetivos de exploracin

tienen valores del TOC en el rango general de 2%a 10% (derecha). Las rocas con valores del TOC

superiores a 10% generalmente son demasiado

inmaduras para el desarrollo.

El carbono total en una muestra de lutita

incluye carbono orgnico e inorgnico. Para cuan-

tificar el carbono orgnico, los ingenieros utilizan

una tcnica de combustin.7Primero se trata una

pequea parte de la muestra de roca con cido

fosfrico para eliminar el carbono inorgnico.

Luego los sedimentos se secan y se queman a

1 350C [2 462F] en un ambiente rico en oxgeno.El carbono orgnico se oxida para formar CO2, el

cual fluye a travs de una celda de deteccin

infrarroja no dispersiva sintonizada para respon-

der al CO2. El volumen de gas medido se con-

vierte a una medicin del TOC y se registra como

un porcentaje en peso de la roca.

Los valores del TOC pueden variar significati-

vamente a travs de una seccin de yacimiento.

Pero debido a que no es posible adquirir y luego

analizar ncleos en intervalos de gran longitud

los petrofsicos generalmente utilizan los datos

de fondo de pozo de los registros convencionale

y geoqumicos para cuantificar el volumen de

kergeno en la roca y luego calcular los valore

del TOC a partir de estos datos. Para validar los

modelos utilizados para la medicin del TOC, lo

cientficos calibran los datos petrofsicos con los

valores obtenidos de los ncleos.

Volumen y capacidad del gasEl gas seencuentra absorbido en la superficie del ker

geno en la lutita y tambin distribuido libre

mente en las porosidades primaria y secundaria

El volumen total de gas en sitio (GIP) es la com

binacin del gas absorbido y el gas libre

Dependiendo de la presin inicial del yacimiento

a medida que se produce el gas libre y se reduce

la presin en los poros, el gas absorbido ser libe

rado, o desorbido, desde la superficie del ker

geno. Sin embargo, las investigaciones recientes

indican que la desorcin tambin es una funcin

del tamao de poro de la lutita, el cual ha de ser

tenido en cuenta por los cientficos cuando ellos

estiman el potencial de los recursos.8

3. Algunos gelogos creen que si los sedimentos sedepositan ms rpido de lo que la fauna xica puedeconsumirlos, se pueden preservar altos niveles demateria orgnica en sedimentos que no son pobresen oxgeno.

4. Tourtelot HA: Black ShaleIts Deposition andDiagenesis, Clays and Clay Minerals27, nro. 5(Octubre de 1979): 313321.

5. Lueschen H: Black Sea Sediments, http://www. mbgc.icbm.de/HolgerL/BlackSea.html (consultado el 20 deseptiembre de 2011).

6. Para mayor informacin sobre los tipos de kergeno,consulte: Boyer C, Kieschnick J, Surez-Rivera R, LewisRE y Waters G: Produccin de gas desde su origen,Oilfield Review18, nro. 3 (Invierno de 2006/2007): 36-49.

7. Bernard BB, Bernard H y Brooks JM: Determination of

Total Carbon, Total Organic Carbon and Inorganic Carbonin Sediments, College Station, Texas, EUA, TDI-BrooksInternational y B&B Laboratories, Inc., http://www.tdi-bi.com/analytical_services/environmental/ NOAA_methodsTOC.pdf (consultado el 21 de octubre de 2011).

8. Ambrose RJ, Hartman RC, Daz-Campos M, Akkutlu IY ySondergeld CH: New Pore-Scale Considerations forShale Gas in Place Calculations, artculo SPE 131772,presentado en la Conferencia de Gas No Convencionalde la SPE, Pittsburgh, Pensilvania, EUA, 23 a 25 defebrero de 2010.

>Analoga moderna de las lutitas ricas en contenido orgnico. La descomposicin del material

orgnico es un proceso bacteriano que ocurre bajo condiciones aerbicas; cierta actividadbacteriana anaerbica limitada tambin puede ocurrir en condiciones anxicas. El mar Negroest estratificado con una capa superior oxidada y una zona inferior anxica. El agua dulce(flechas verdes) llega desde los ros, y el agua marina ms densa (flecha azul) llega desde el marMediterrneo por el estrecho del Bsforo. Debido a las diferentes salinidades y densidades, lamezcla est limitada a los 100 a 150 m [330 a 490 pies] superiores. La mezcla entre las aguas desuperficie y las aguas de fondo est estrictamente limitada; el agua de fondo se cambia slo unavez en miles de aos. Los sedimentos negros y ricos en materia orgnica se acumulan en el fondo.Las bacterias anaerbicas extraen oxgeno de los sulfatos y emiten sulfuro de hidrgeno [H 2S]como producto residual. El sulfuro de hidrgeno puede reaccionar con el hierro en los sedimentospara formar pirita [FeS2], la cual se observa con frecuencia en los depsitos de lutitas ricas encontenido orgnico (Adaptado de Lueschen, referencia 5.)

Capa oxidada

Agua dulce

Zona anxica con agotamiento de oxgeno

Sedimentos orgnicos negros

Ag

uas

ala

da

Estrecho del Bsforo Mar Negro

>Etapas de maduracin en la generacin de hidrocarburos. Los procesosde soterramiento, conversin de la materia orgnica y generacin de

hidrocarburos pueden resumirse en tres pasos. Diagnesis: caracterizadapor la baja temperatura, inferior a 50C [122F], conversin de la materiaorgnica en kergeno. Las bacterias pueden digerir y convertir parte de lamateria orgnica en metano biognico. Catagnesis: generalmente seproduce a medida que el mayor soterramiento genera ms presin y mstemperatura en el rango de 50 a 150C [122 a 302F], lo que produce laruptura de los enlaces qumicos en la lutita y el kergeno. Metagnesis:la ltima etapa, en la que el calor y los cambios qumicos transforman elkergeno en carbono. Durante esta etapa, se libera metano tardo, o gasseco, junto con otros gases, que incluyen CO2, N2y H2S. Los hidrocarburosproducidos en las primeras etapas con el paso del tiempo tambin seconvierten en metano. Las temperaturas varan aproximadamente de150C a 200C [302F a 392F] o ms elevadas.

Biomarcadores

Petrleo

Hidrocarburos

generados

Metano biognico

Incremento de la profundidad y la temperatura

MetagnesisCatagnesisDiagnesis

Zona inmadura Ventana de petrleo Ventana de gas

Gas hmedo Gas seco

>Relacin entre el carbono orgnico total y el

potencial de los recursos.

Carbono orgnicototal, % en peso

Potencial delos recursos

< 0,5 Muy pobre

Pobre

Medio

Bueno

Muy Bueno

Desconocido> 10

0,5 a 1

1 a 2

2 a 4

4 a 10


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44 Oilfield Review

> Isotermas de Langmuir y capacidad de almacenamiento de gas. Las isotermas de Langmuir (dorado, izquierda) se derivan de las muestras de rocatriturada y cuantifican la capacidad de almacenamiento absorbido de dicha roca. El volumen de Langmuir, VL(lnea roja), es el lmite terico para el gasabsorbido a presin infinita. La capacidad de almacenamiento a una presin dada, p, se puede determinar a partir del grfico. La presin de Langmuir,PL(lnea azul vertical), es la presin a la mitad del volumen de Langmuir. Utilizando las isotermas de Langmuir, se puede determinar el GIP total (magenta,derecha) para un yacimiento especfico como una funcin de la presin. El gas total es el gas absorbido en el kergeno (dorado) y el gas libre almacenadoen los poros (azul). A bajas presiones, la absorcin es un mecanismo efectivo de almacenamiento de gas. A medida que la presin aumenta, el gas de losporos aumenta proporcionalmente. La productividad de la mayora de los yacimientos de lutitas orgnicas que se estn desarrollando en la actualidad sederiva del volumen de gas que ocupa el espacio poroso. La desorcin se torna importante a medida que disminuye la presin dinmica de fondo de pozo.

100

120

1 000 2 000 3 000 4 000 5 0000

20

40

60

80

0

Contenido

de

gas,

pc/ton

Presin en el espacio poroso, psi Presin en el espacio poroso, psi

350

250

150

100

50

0

0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000

300

200

Contenido

de

gas,

pc/ton

Gas libre

Gas absorbido

Gas total

Contenido de gas = VL p/(p+ PL)

Volumen de Langmuir (VL) = volumen de gas a presin infinita

Presin de Langmuir (PL) = presin a 0,5 VL

Los cientficos a veces utilizan pruebas de

desorcin mediante cartuchos filtrantes para

determinar el GIP total a partir de ncleos.

Inmediatamente despus de recuperadas, las

muestras de ncleos recin cortadas se sellan

dentro de los cartuchos y se envan al laboratorio

para su anlisis. El gas se extrae de los cartuchos,

se mide volumtricamente y se analiza composi-

cionalmente en funcin del tiempo. La represen-

tacin grfica del gas producido a lo largo deltiempo se puede utilizar para estimar el GIP de la

muestra de ncleo en condiciones de yacimiento.

Este anlisis es sensible al tiempo que se tarda

en recuperar los ncleos desde el fondo del pozo.

Para determinar el volumen de gas absorbido

de las lutitas, los ingenieros utilizan las relacio-

nes de presin que estiman el potencial de sor-

cin de la roca. Las muestras se pulverizan para

maximizar la superficie y luego se calientan para

eliminar todo el gas absorbido. Luego las mues-

tras se exponen a metano a presiones cada vez

ms elevadas mientras se mantienen a una tem-

peratura constante. El volumen de gas absorbido

por la muestra de roca, presentado en unidades

de pies cbicos estndar/tonelada (pc/ton), se

describe mediante una curva de isoterma de

Langmuir (abajo). Una vez que se establece una

isoterma, se puede determinar la capacidad de

almacenamiento de la roca mediante una refe-

rencia a la presin de poro de la formacin, la

cual es representativa de la presin de yaci-

miento en sitio.

Los ingenieros utilizan las isotermas de

Langmuir de los datos de ncleos para calcular el

gas absorbido a partir de los valores del TOC deri-

vados de registros. Calculan los volmenes de gas

libre a partir de los valores de porosidad efectiva

y saturacin de gas derivados de los registros,

despus de sustraer el clculo de volumen poroso

ocupado por el gas absorbido. Una evaluacin

adecuada requiere datos de entrada geoqumicos

y petrofsicos, que incluyen el tipo y contenido de

arcilla, densidad de la matriz, resistividades del

agua de formacin y del agua ligada, porosidad

efectiva y saturacin de gas.

Madurez trmicaLa madurez trmica es una

funcin de la historia depositacional. A medida

que el kergeno se expone a temperaturas cadavez ms elevadas a lo largo del tiempo, la vitrinita,

material de la pared celular y tejidos leosos de

los vegetales preservados en la roca, experimenta

alteraciones irreversibles y desarrolla mayor

reflectancia. La medicin de la reflectancia de la

vitrinita (Ro) se desarroll originalmente para cla-

sificar la madurez del carbn.

La reflectancia Ro se determina mediante

mediciones con microscopio de la reflectividad de

por lo menos 30 granos de vitrinita de una mues-

tra de roca: los valores generalmente varan de 0%

a 3%. Las mediciones mayores que 1,5% son un

signo de rocas madres generadoras de gas seco, un

indicador positivo de lutitas gasferas. Los valores

de Roentre 0,6% y 0,8% indican petrleo y entre

0,8% y 1,1% indican gas hmedo. Inicialmente, el

petrleo y el condensado se consideraban indica-

dores negativos para el desarrollo de lutitas; sin

embargo, algunos operadores han tenido xito pro-

duciendo petrleo y condensado de lutitas, y en

estos casos los valores deRoms bajos pueden ser

considerados como indicadores positivos. Un valor

de reflectancia menor que 0,6% es un indicador

de kergeno inmaduro, que no ha sido expuesto a

las condiciones trmicas suficientes durante un

perodo de tiempo adecuado para la conversin de

la materia orgnica en hidrocarburos.

PermeabilidadUna de las propiedades ms

difciles de cuantificar cuando se caracteriza a las

lutitas es la permeabilidad al gas, la cual puede

variar de 0,001 a 0,0000001 mD. La permeabilidad

es una funcin de la porosidad efectiva, la satura-

cin de hidrocarburo y la mineraloga. Los yaci-

mientos convencionales tienen permeabilidades

de cientos de milidarcies, varios rdenes de magni-

tud ms que las observadas en las lutitas. Los inge-

nieros miden la permeabilidad de las rocasconvencionales forzando fluido a travs de los

ncleos y midiendo el volumen y la velocidad de los

fluidos a medida que pasan a travs de la muestra.

La permeabilidad de las lutitas en el rango de los

nanodarcies imposibilita la implementacin de

estos enfoques convencionales.

TerraTek desarroll los anlisis de rocas com-

pactas TRA con la tcnica de pirolisis para cuanti-

ficar permeabilidades ultra bajas en formaciones

no convencionales.9Adems de permeabilidad, la

tcnica TRA proporciona densidad aparente y de

granos, porosidad total y efectiva, saturacin de

agua y de hidrocarburo, porosidad ocupada por

gas, saturacin de hidrocarburos ligados y volu-

men de agua ligada a las arcillas.

La permeabilidad del yacimiento tambin

puede ser estimada mediante pruebas de inyec-

cin de nitrgeno de corta duracin y el subsi-

guiente anlisis de cada de presin. Estas pruebas

proporcionan la permeabilidad del sistema y

toman en cuenta no slo la permeabilidad de la

matriz sino tambin la influencia de las fracturas

naturales.

MineralogaLas lutitas pueden tener mez-

clas complejas de minerales y el xito o el fracaso

de un recurso potencial dependen de la concen-

tracin relativa de los constituyentes. Las mues-

tras de ncleos pueden proporcionar una gran


6/17

Volumen 23, no.3 45

cantidad de informacin sobre la geoqumica y la

mineraloga, pero estn limitadas a la ubicacin

especfica de donde se extrajeron las muestras.

La mineraloga se determina ms frecuentemente

a partir de los datos petrofsicos adquiridos con

herramientas de registros de fondo de pozo, los

cuales se calibran con los datos de ncleos.

Datos petrofsicos

Los principales datos utilizados para los anlisispetrofsicos de las formaciones de lutitas son los

mismos que los utilizados para los anlisis de

yacimientos convencionales: rayos gamma, resis-

tividad y datos acsticos; con el agregado de

datos de espectroscopa de captura de neutrones.

De la misma manera que los pozos convenciona-

les de petrleo y gas tienen indicadores de pro-

duccin, las lutitas con potencial de producir

hidrocarburos muestran caractersticas especfi-

cas que las diferencian de las lutitas con poco o

ningn potencial (derecha).

Los anlisis petrofsicos de las lutitas comien-

zan con una de las mediciones ms bsicas: el

registro de rayos gamma, el cual puede proporcio-

nar uno de los primeros indicadores de la presencia

de lutitas ricas en contenido orgnico. La materia

orgnica generalmente contiene mayores niveles

de elementos con radiacin natural: torio, potasio y

uranio; en comparacin con los minerales de los

yacimientos convencionales. Debido a que stas

tienen una mayor concentracin de materia org-

nica que otros sedimentos, las lutitas ricas en con-

tenido orgnico a menudo muestran cuentas de

rayos gamma de ms de 150 gAPI. Los petrofsicos

utilizan las cuentas elevadas de rayos gamma

para identificar las formaciones de lutitas ricas

en contenido orgnico; sin embargo, algunas for-

maciones del cretcico, mesozoico y era terciaria

pueden no mostrar esta particularidad.

Las sartas de herramientas conocidas como

tripe combo, tales como la herramienta integrada

de adquisicin de registros con cable Platform

Express, proporcionan las mediciones de resisti-

vidad y porosidad. Proveen adems caractersticas

petrofsicas para ayudar a los analistas de regis-

tros a identificar las potenciales lutitas gasferas.

Por ejemplo, las mediciones de resistividad en las

lutitas gasferas generalmente son ms elevadasque en las lutitas circundantes que no tienen

potencial de gas.

Las mediciones de porosidad tambin tienen

caractersticas diferentes en las lutitas gasferas.

En general, las lutitas convencionales muestran

una separacin uniforme entre las mediciones de

porosidad de la densidad y la porosidad neutrn.

Las lutitas ricas en contenido orgnico con poten-

cial para la produccin de hidrocarburos, en cam-

bio, muestran mayor variabilidad, mayor porosidad

derivada del registro de densidad y menor porosi-

dad neutrn. Esta respuesta se debe en parte a la

presencia de gas en la roca, la cual disminuye el

ndice de hidrgeno y la porosidad neutrn resul-

tante. En una lutita orgnica tambin puede darse

una menor porosidad neutrn debido al menor

contenido de minerales arcillosos en las lutitasorgnicas en comparacin con las lutitas tpicas.

En cuanto a la medicin de porosidad del regis

tro de densidad, el material constituyente que con

forman las lutitas generalmente tienen mayores

densidades aparentes que las rocas de yacimientos

convencionales tales como areniscas o calizas. En

contraste, el kergeno tiene una densidad aparente

mucho menor (1,2 g/cm3) que la de las areniscas o

calizas, y su presencia puede llevar al clculo de

una mayor porosidad. Para calcular correctamente

la porosidad a partir del registro de densidad en unalutita, los ingenieros deben conocer la densidad

9. Boyer et al, referencia 6.

>Prospeccin con datos de registros existentes. Los petrofsicos utilizan los

datos de los registros triple combo convencionales para identificar los posiblesdepsitos de lutita orgnica. Los ltimos 50 pies de este registro abarcan unalutita convencional (sombreado azul). El rayo gamma (carril 1) lee menos de150 gAPI. La resistividad (Carril 2) es baja y tiene un valor estable. Las porosidadesde los registros de densidad y neutrn (Carril 3) estn separadas y muestranpoca variabilidad. En comparacin con la lutita convencional, la seccin delutita orgnica (sombreado rojo) tiene mayores lecturas de rayos gamma,valores de resistividad ms elevados y variables, y mayores valores deporosidad del registro de densidad; la porosidad neutrn tiene un mayorgrado de variabilidad. La porosidad neutrn a menudo es menor en las lutitasorgnicas debido a que stas tienen un menor volumen de agua ligada.

Rayos gamma400 a 600 gAPI

Rayos gamma200 a 400 gAPI

Cavernas

Cruzamiento

Tamao de barrena (BS)

pulgadas 16,36,3

Calibrador

pulgadas 16,36,3

Rayos gamma

gAPI 2000

Arreglo de 10 pulgadas

ohm.m 2 0000,2


ohm.m 2 0000,2


ohm.m 2 0000,2


ohm.m 2 0000,2

Porosidad neutrn (Caliza)

% 1040

Porosidad del registrode densidad (Caliza)

% 1040

Efecto fotoelctrico

200


ohm.m 2 0000,2

Resistividad


7/17

46 Oilfield Review

de grano de la roca en cuestin. La densidad de

grano se deriva principalmente de la herramienta

de espectroscopa de captura elemental (ECS).

La herramienta ECS tambin proporciona una

estimacin del kergeno para la correccin de la

densidad de grano.

La evaluacin de la formacin para caracteri-

zar yacimientos no convencionales depende en

gran medida de la comprensin de la mineraloga

de la roca. La caracterizacin puede realizarsemediante el anlisis de ncleos, pero este mtodo

no es ni eficiente ni rentable a travs de interva-

los extensos. Las mediciones continuas de las

herramientas de adquisicin de registros tales

como la sonda ECS proporcionan rendimientos

elementales que conducen a la estimacin del

porcentaje en peso para diversos minerales que

son comunes en las lutitas orgnicas.

Las principales respuestas de la herramienta

de espectroscopa incluyen silicio [Si], calcio [Ca],

hierro [Fe], sulfuro [S], titanio [Ti], gadolinio [Gd]

y potasio [K]. Los ingenieros de Schlumberger uti-

lizan el procesamiento de litologa SpectroLith

para procesar los datos de las herramientas de

espectroscopa de rayos gamma inducidos por

neutrones para calcular los datos geoqumicos y

de mineraloga. Luego calibran los resultados del

procesamiento SpectroLith con las relaciones

empricas derivadas de una extensa base de datos

qumicos y de mineraloga de los ncleos. La den-

sidad de grano de la matriz puede determinarse a

partir de estos datos y utilizarse para el clculo de

la porosidad. Ciertos tipos de cantidades de mine-

rales pueden indicar rocas que se quiebran y se

fracturan ms fcilmente. Los analistas de regis-

tros utilizan esta informacin para identificar los

intervalos en los cuales ubicar los pozos verticales y

horizontales e iniciar el fracturamiento hidrulico.

Los datos de espectroscopa tambin pueden

obtenerse durante la perforacin, utilizando el

servicio multifuncin de adquisicin de registros

durante la perforacin EcoScope.

Junto con los datos de mineraloga, las medi-

ciones de espectroscopa proporcionan informa-

cin acerca de los tipos de arcilla. Los ingenieros

utilizan el tipo de arcilla para predecir la sensibi-

lidad a los fluidos de fracturacin y para compren-

der las caractersticas de fracturacin de laformacin. El contacto con el agua producir que

algunas arcillas se hinchen, lo cual inhibe la pro-

duccin de gas y genera una gran cantidad de pro-

blemas operativos. La esmectita es la arcilla

hinchable ms comn. La sensibilidad a los flui-

dos puede ser inferida a partir del tipo de arcilla,

pero las pruebas en los ncleos extrados del yaci-

miento proporcionan la informacin ms precisa.

Adems de indicar la sensibilidad a los fluidos,

el tipo de arcilla es un indicador de rocas dctiles,

y que por lo tanto no se fracturan con facilidad.

Las lutitas dctiles son ms propensas a incorpo-

rar apuntalante. Otros tipos de lutitas son ms

quebradizas y se fracturan con mayor facilidad.

La presencia de illita es favorable para el fractu-

ramiento hidrulico debido a que a menudo es un

indicativo de rocas quebradizas que no reaccio-

nan con el agua. La presencia de esmectita gene-ralmente indica arcillas dctiles.

Las mediciones acsticas, especialmente aque-

llas que proporcionan las propiedades mecnicas

para los medios anisotrpicos de lutitas, tambin

son muy necesarias para comprender la producti-

vidad a largo plazo de los pozos de gas de lutitas.

La plataforma de barrido acstico Sonic Scanner

proporciona datos que se utilizan para mejorar los

modelos mecnicos del subsuelo y optimizar la per-

foracin y la estimulacin. Las propiedades mec-

nicas que se pueden obtener a partir de las

herramientas acsticas incluyen el mdulo de

compresibilidad, el coeficiente de Poisson, el

mdulo de Young, el lmite elstico, el mdulo de

corte y la resistencia a la compresin. Estos valores

se calculan a partir de las mediciones de las ondas

compresionales, de corte y de Stoneley.

En las lutitas arcillosas, altamente laminadas, el

mdulo de Young y el coeficiente de Poisson son fun-

ciones de la orientacin de la medicin con respecto

a los planos de estratificacin de la formacin.

Estas propiedades mecnicas anisotrpicas afec-

tan el esfuerzo de cierre y por lo tanto el creci-

miento vertical de la fractura hidrulica. Los datos

de la plataforma Sonic Scanner se utilizan para

estimar las propiedades mecnicas anisotrpicas y

as proporcionar una definicin realista de los

esfuerzos locales de la roca.

Cuando se presenta una gran diferencia entre

los mdulos de Young medidos en sentido vertical

y horizontal, el esfuerzo de cierre ser mayor que

en las rocas isotrpicas. Estos intervalos aniso-

trpicos generalmente estn asociados con rocas

que tienen altos contenidos de arcilla as como

tambin con arcillas hinchables. Estas rocas ricas

en arcilla son malas candidatas tanto para el

posicionamiento de pozos horizontales como para

la estimulacin por fracturamiento hidrulico.El esfuerzo en estos intervalos ser mayor, y ser

ms difcil retener la conductividad de la fractura

durante la produccin, ya que el apuntalante

tiende a incorporarse en la formacin dctil.

La porosidad snica es otra medicin acstica

que facilita el anlisis de las lutitas. Para las luti-

tas, la porosidad snica es generalmente mucho

menor que la porosidad neutrn. Es una funcin

de los grandes volmenes de agua ligada a las arci-

llas que se encuentran comnmente en las lutitas.

Cuando la porosidad snica es mucho mayor que

la porosidad neutrn, puede indicar la presencia

de gas, en lugar de agua, en el espacio poroso.

Cuando los valores de las porosidades snica y

neutrn son similares, la lutita puede ser pro-

pensa a la acumulacin de petrleo.

Los analistas de registros tambin utilizan los

registros de imgenes de fondo de pozo adquiri-dos con herramientas operadas con cable, tales

como los del generador de imgenes microelc-

tricas de cobertura total FMI, para identificar la

presencia de fracturas naturales e inducidas por

la perforacin, y para definir su orientacin y

concentracin. A partir de estos datos, los intr-

pretes pueden determinar si las fracturas natura-

les estn cerradas (mineralizadas) o abiertas.

Los ingenieros utilizan esta informacin para

optimizar el posicionamiento lateral y seleccio-

nar los intervalos de disparos a lo largo del pozo

horizontal. Mediante el anlisis de fracturas

inducidas por la perforacin, tambin pueden

inferir el estado de los esfuerzos en la zona vecina

a la pared del pozo.

Aunque hay mtodos para adquirir datos

petrofsicos en tramos laterales, la mayora de los

pozos se perforan verticalmente y se registran

con un conjunto completo de herramientas antes

de perforar la seccin lateral. Los datos pueden

adquirirse utilizando herramientas de adquisi-

cin de registros durante la perforacin (LWD),

que proveen la ventaja adicional de permitir a los

perforadores direccionales orientar de forma

ptima la barrena en los posibles sectores idea-

les, conocidos en ingls comosweet spots. El ser-

vicio de generacin de imgenes durante la

perforacin geoVISION puede proporcionar resis-

tividad junto con imgenes para la identificacin

de estratificaciones y fracturas; la herramienta

de adquisicin de registros snicos multipolares

durante la perforacin SonicScope puede propor-

cionar las mediciones acsticas.

Las mediciones de las diferentes herramien-

tas pueden combinarse en una vista integrada tal

como el despliegue de registros combinados para

lutitas proporcionado por Schlumberger. Las pro-

piedades de la formacin se presentan utilizandouna plataforma comn, y los gelogos pueden

comparar directamente la calidad de las rocas

(prxima pgina). El gas libre y el absorbido se

calculan y se presentan en unidades de pc/ton,

una unidad comn de medicin en las operacio-

nes de explotacin de carbn. Algunos operado-

res prefieren que el gas absorbido, libre y total se

muestre en miles de millones de pies cbicos por


8/17

Volumen 23, no.3 47

>Despliegue de registros combinados para lutitas. La saturacin de agua y la porosidad se calculan a partir de la resistividad (Carril 2) y la porosidad (Carril 3)de las herramientas de adquisicin de registros convencionales. La herramienta ECS proporciona la mineraloga (Carril 5) y la densidad de la matriz (Carril 4)para el clculo de la porosidad mejorada y distingue el TOC de la porosidad (sombreado rosa). La densidad de grano de las rocas tambin se puede calcular yutilizar para corregir la porosidad derivada del registro de densidad (Carril 4). Los datos de muestras de ncleos proporcionan las isotermas de Langmuirpara la capacidad de almacenamiento de gas y confirman los datos calculados para garantizar la validez de los resultados de los modelos tales como ladensidad aparente, densidad de la matriz, saturacin de agua, porosidad total y TOC (crculos, Carriles 4, 6 y 7). Las saturaciones de los fluidos, corregidaspor litologa, estn presentes en el Carril 6. Los gelogos utilizan el GIP total, gas absorbido y gas libre (Carril 8), para determinar el potencial del yacimiento.Otras caractersticas adicionales del despliegue de registros combinados para lutitas son las salidas numricas en los Carriles 4, 6, 7 y 8, las cuales per-miten a los gelogos leer valores directamente desde el registro. Por ejemplo, a XX 350 pies, la permeabilidad efectiva (nmeros rojos, Carril 7) es de 313 mD yel volumen de gas libre acumulado (nmeros azules, carril 8) es de 32 pc/ton. En este intervalo, a diferencia de la mayora de las lutitas orgnicas, los rayosgamma (Carril 1) no sobrepasan los 150 gAPI.

XX 300

Profundidad,

pies

Rugosidad del pozo

1/pie0 1

XX 350

XX 400

XX 450


ohm.m0,2 2 000


ohm.m0,2 2 000


ohm.m0,2 2 000


ohm.m0,2 2 000

Porosidad snica

%40 10

Porosidad neutrncorregida

%40 10

Porosidadneutrn (Caliza)

%40 10

Porosidad del registrode densidad (Caliza)

%40 10


ohm.m0,2 2 000

Densidad de la matriz

GasDiferencia de la matriz

g/cm3

Densidad de la matriz(ncleo)

g/cm32,0 3,0

Densidad aparente(ncleo)

g/cm32,0 3,0

Densidad de matriz, ECS

g/cm32,0 3,0

Densidad de matriz,ElanPlus

g/cm32,0 3,0

Densidad aparentecorregida

g/cm32,0 3,0

Correlacin de densidad

g/cm30,25 0,25

Densidad aparente

g/cm32,0 3,0

Porosidad efectiva

%

Saturacin de gas

%

Saturacin de agua(Ncleo)

%100 100

Saturacin de agua

%100 100

Porosidad total (ncleo)

%40 0

Agua ligada

%40 0

Agua libre

%40 0

Porosidad efectiva

%40 0

Porosidad total

%40 0

TOC, ElanPlus

%

Permeabilidad

nD

TOC(Ncleo)

%0 25

Permeabilidad de lutita

mD1 0,00001

Permeabilidad intrnseca

mD1 000 0,01

Permeabilidad de gas

mD1 000 0,01

TOC, mtodo Schmoker

%0 25

TOC, mtodo ELANPlus

%0 25

TOC, mtodo TerraTek

%0 25

Gas libre

pc/ton

GIP Total

MMMpc/mi2

GIP absorbido

MMMpc/mi20 60

GIP total

MMMpc/mi20 60

Gas absorbido

pc/ton0 400

Gas total

pc/ton0 400

Resistividad

Tamao de barrena (BS)

pulgadas4 14

Calibrador

pulgadas4 14

Rayos gamma

gAPI0 150

Agua

Hidrocarburos desplazados

Gas

Saturacin de agua

Agua ligada

Gas Gas libre

Agua

TOC

Agua desplazada

Illita

Montmorillonita

Agua ligada

Cuarzo

Mineraloga

Pirita

Calcita

Kergeno

Clorita

2,77

19

52

38

38

38

36

52

52

49

32

28

44

39

25

34

21

28

17

23

13

18

10

14

6

8

2

4

0

0

71

72

29

426

290

313

159

147

320

215

184

281

279

345

251

538355

299

80

258

157

244

83

555

402

91

242

66

222

176

48

62

146

1,1

1,5

4,6

4,6

5,6

5,6

6,0

4,4

4,1

3,5

3,5

3,5

5,0

2,3

3,8

1,0

5,9

4,3

5,3

3,8

4,3

4,5

4,2

4,3

77

7

7

7

7

7

7

7

7

7

7

3

4

9

6

6

6

6

6

6

5

5

5

9

8

5

5

5

5

4

6

6

6

4

7

6

6

3

5

5

5

5

4

8

8

8

8

6

28

20

62

64

60

60

69

73

68

77

77

74

70

72

72

73

73

75

63

63

72

53

69

53

65

2,80

2,74

2,59

2,64

2,66

2,70

2,62

2,67

2,65

2,61

2,70

2,74

2,81

2,72


9/17

48 Oilfield Review

milla cuadrada (MMMpc/mi2). La concentracin

de los recursos de gas presentada en miles de

millones de pies cbicos/seccin ayuda a cuanti-

ficar el potencial total de un yacimiento de luti-

tas prospectivas.

El producto de registros integrados, adems de

caracterizar las propiedades petrofsicas y geome-

cnicas del yacimiento, ayuda a los ingenieros a

determinar la profundidad para comenzar a perfo-

rar el tramo lateral (abajo). La estrategia prefe-rida es perforar en la direccin de menor esfuerzo

horizontal, el cual es perpendicular al esfuerzo

horizontal mximo.

Rocas de calidad

Un estudio realizado en el ao 2007 concluy que

menos del 30% de los pozos en la lutita Barnett

seran rentables para los niveles de precios que

existan en ese momento.10La mayor parte de los

datos se obtuvieron de pozos que fueron termina-

dos cuando los operadores todava estaban apren-

diendo cmo aprovechar correctamente las lutitas.

Los datos de los registros de produccin (PL)

obtenidos de varios pozos de la lutita Barnett indi-

caron que el 30% de los intervalos de disparos pro-

porcionaban el 70% del total del flujo de gas, y en

algunos pozos, el 50% de los intervalos de disparos

no estaban fluyendo en el momento en que se rea-

liz la adquisicin de registros.11 Teniendo en

cuenta todas las cuencas, el estudio de registros

de produccin mostr que aproximadamente el

30% de los intervalos de disparos no estaban con-

tribuyendo a la produccin. Estas estadsticas evi-

denciaron que cuando no se dispone de los datos

de registros, perforar a ciegas y fracturar hidruli-

camente intervalos distribuidos geomtricamente,

puede no ser la estrategia ptima.Antes de perforar, los gelogos e ingenieros

deben identificar las capas que tienen las mejores

caractersticas geomecnicas y de yacimiento,

luego perforar y terminar dentro de estos interva-

los de alta calidad. Los recursos en lutitas gene-

ralmente cubren grandes reas geogrficas y sus

caractersticas de registros pueden no variar signi-

ficativamente en sentido lateral en toda la cuenca.

Sin embargo, la sutil, y a veces no tan sutil, hete-

rogeneidad lateral dentro de estas secuencias

resulta en reas con caractersticas que contribu-

yen a una mejor produccin y estimulacin por

fracturamiento hidrulico. Estos sectores ideales,

incluyen zonas con alto potencial de gas; es decir,

que tienen buena calidad de yacimiento (RQ) y

zonas que pueden ser estimuladas de manera

ptima; es decir, que tienen buena calidad de ter-

minacin (CQ). Los gelogos construyen modelos

detallados para estimular el yacimiento e inten-

tar identificar las partes del yacimiento con las

mejores calidades RQ y CQ. Estos modelos pue-

den perfeccionarse a medida que se perforan ms

pozos y se dispone de mayor cantidad de datos.

Las caractersticas geolgicas, especialmente

las fracturas naturales, afectan la productividad

del pozo. El conocimiento de la densidad y orienta-

cin de las fracturas, y de las propiedades de losesfuerzos locales, puede ayudar a los ingenieros a

tomar las decisiones sobre la ubicacin y espacia-

miento de los pozos, as como tambin a optimizar

el programa de estimulacin por fracturamiento.

Los yacimientos convencionales se pueden drenar

a travs de grandes distancias, en cambio la recu-

peracin de estos recursos depende de un ptimo

espaciamiento entre pozos y de la maximizacin

del volumen estimulado mediante fracturacin.

El rgimen de esfuerzos locales es importante

tanto para la perforacin como para la estimulacin.

Los esfuerzos a lo largo del pozo son una funcin

de las fuerzas tectnicas, la profundidad y el

espesor de la formacin, adems de los cambios

originados por estimulaciones anteriores y produc-

cin en pozos cercanos. Para una estabilidad de

pozo optima, la perforacin debe estar orientada

en la direccin del mnimo esfuerzo principal.

Es importante comprender cmo reaccionar el

yacimiento y la red de fracturas naturales, a

medida que se los somete a los esfuerzos asocia-

dos con la perforacin, estimulacin y produccin.

Los cambios en el yacimiento debidos a la pro-

duccin y los esfuerzos inducidos, repercutirn

en las decisiones relacionadas con la organizacin

de las etapas de estimulacin, ubicacin de los

disparos y espaciamiento entre pozos. Este tipo de

informacin puede ser cuantificada en estudios

geomecnicos.

La geomecnica es una rama de la ingeniera

que aplica la mecnica de los slidos, las mate-

mticas y la fsica para predecir la manera en que

las rocas responden a los esfuerzos externos.12

Siguiendo el ejemplo de la minera y la ingeniera

civil disciplinas que han utilizado muchsimo la

geomecnica para predecir y evitar consecuencias

catastrficas los ingenieros de perforacin y pro-

duccin cada vez aplican con mayor frecuenciaestos conceptos para el desarrollo de los yacimien-

tos. Estas prcticas requieren la medicin y esti-

macin de los esfuerzos y el estudio de la manera

en que los materiales responden a los mismos.

El estado inicial de los esfuerzos de una

regin es el resultado de su historia tectnica y

sedimentaria. Los esfuerzos estn adems induci-

dos por una variedad de procesos comunes a las

operaciones de la industria petrolera, que incluyen

>Posicionamiento de tramos laterales. La caracterizacin del yacimiento es esencial en el desarrollo delas lutitas gasferas, pero la perforacin del tramo lateral requiere ms que petrofsica y geomecnica.Los parmetros clave que controlan la calidad de terminacin (CQ) deben ser tomados en cuenta.El mdulo de compresibilidad es un indicador de la calidad CQ. La roca con mayor mdulo tiene msprobabilidades de tener menor contenido de arcilla y por lo tanto un menor esfuerzo de cierre yadems una menor tendencia a la incorporacin del apuntalante durante la produccin. En la figurase muestra un perfil de pozo con respecto a una proyeccin de la estructura geolgica y el mdulo decompresibilidad. Los primeros dos tercios del tramo lateral se mantuvieron en el intervalo de inters.La seccin del extremo final se encuentra en rocas de menor mdulo de compresibilidad, las cualesson productoras ms pobres. No slo fue ms difcil la estimulacin de la seccin final que la del restodel tramo lateral, sino que adems la produccin de los intervalos con bajo mdulo de compresibilidadfue menor en comparacin con la produccin de las rocas de mejor calidad.

3,4 106

3,2 106

3,0 106

2,8 106

2,6 106

2,4 106

2,2 106

2,0 106

Mdulo decompresibilidad, psi


10/17

Volumen 23, no.3 49

los efectos de la perforacin y los cambios en la pre-

sin de los fluidos por la inyeccin y la produccin.

Todos estos efectos pueden simularse utilizando

modelos del subsuelo en 3D y 4D, los cuales per-

miten que los ingenieros pronostiquen el compor-

tamiento del yacimiento como respuesta a la

perforacin, estimulacin y futura produccin.

Los geofsicos e ingenieros de Schlumberger

han construido un modelo mecnico del subsuelo

con el software Petrel, el cual abarca desde la ss-

mica hasta la simulacin dinmica de yacimientos

e integra los datos del software de simulacin de

yacimientos ECLIPSE. Los ingenieros utilizan

estos modelos para la planificacin de pozos y

para determinar el estado inicial de los esfuerzos.

Combinando la simulacin en 3D del pro-

grama ECLIPSE con el simulador VISAGE, los

geofsicos pueden crear un modelo 4D que simula

los cambios en la magnitud y orientacin de los

esfuerzos de fondo de pozo que se producen con

el transcurso del tiempo (arriba). Toda la historiade produccin de un nico pozo, mltiples pozos

o de un campo completo pueden simularse y

visualizarse utilizando la combinacin de los pro-

gramas ECLIPSE y VISAGE.

La identificacin de los posibles peligros de la

perforacin, estimulacin y produccin, es otra

pieza de informacin crucial obtenida de los

datos ssmicos. La existencia de fallas puede ser

un gran problema cuando un operador est frac-

turando hidrulicamente un intervalo de lutita.

Una falla puede dominar efectivamente el creci-

miento de la fractura y reorientar toda la energa

del tratamiento dentro del sistema de fallas y

fuera de la zona de destino. Las subsecuentes

etapas de fracturacin pueden crecer a travs de

las fallas estimuladas previamente, lo cual agrega

muy poco al volumen total estimulado. Las fallas

tambin funcionan como conductos que dirigen

los tratamientos de fracturamiento hidrulico

hacia zonas productoras de agua, lo cual puede

potencialmente anular o reducir en gran medida

la produccin de gas.

En base al conocimiento adquirido durante los

30 aos de desarrollo de la lutita Barnett, los inge-

nieros han aprendido a considerar varios aspectos

al desarrollar estos recursos. Esto incluye conocer

la direccin del esfuerzo horizontal mximo

actual para determinar la direccin ptima del

pozo; cuantificar la densidad, naturaleza y orien-tacin relativa de las fracturas naturales res-

pecto de la direccin del esfuerzo horizontal

mximo; contar con el conocimiento suficiente

de geomecnica para disear terminaciones que

favorezcan la mxima superficie y complejidad de

fracturas hidrulicas; y comprender la interferen-

cia entre fractura y fractura tanto de mltiples

etapas como de mltiples pozos.13Los ingenieros

de terminacin de pozos deben equilibrar los cos

tos de la estimulacin y la perforacin con res

pecto al aumento de la cantidad de pozos o etapas

de estimulacin por fracturamiento hidrulico

Estas decisiones se facilitan mucho con los mode

los 3D y 4D.

Fracturamiento hidrulico

El xito en el desarrollo de la lutita Barnett ha

sido atribuido en parte al uso de los rentables tra

tamientos de fracturamiento con agua oleosa

conocida en ingls comoslickwater.14Sin embargo

ste no es el nico tipo de tratamiento que se uti

liz durante el desarrollo y puede no ser la mejo

eleccin de fluido para algunos tipos de lutitas.1

10. Berman A: Whats New in Exploration, World OilOnline (Noviembre de 2007), http://208.88.130.69/Article.aspx?id=38918 (consultado el 11 de octubre de 2011).

11. Miller C, Waters G y Rylander E: Evaluation ofProduction Log Data from Horizontal Wells Drilled inOrganic Shales, artculo SPE 144326, presentado enla Conferencia y Exhibicin de Gas No Convencionalde la SPE en Norteamrica, The Woodlands, Texas,12 a 16 de junio de 2011.

12. Zoback MD: Reservoir Geomechanics. Nueva York:Cambridge University Press, 2007.

13. King GE: Thirty Years of Gas Shale Fracturing: WhatHave We Learned? artculo SPE 133456, presentadoen la Conferencia y Exhibicin Tcnica Anual de laSPE, Florencia, Italia, 19 a 22 de septiembre de 2010.

14. Los fluidos de fractura de tipo agua oleosa (slickwater)estn compuestos por agua y un polmero (generalmentepoliacrilamida), utilizado para disminuir la friccin cuandose bombea el fluido a travs de las tuberas.

15. King, referencia 13.

>

Geomecnica en el diseo de pozos. El modelador VISAGE utiliza los datos ssmicos (arriba derecha), modelos 3D generados con el programa Petrel(abajo izquierda, abajo derecha) y datos de registros de pozo y muestras de ncleos (arriba izquierda) para construir un modelo geomecnico que incluyeesfuerzos actuales y propiedades mecnicas (centro). Una vez que el modelo 3D ha sido creado, se le puede agregar el elemento temporal, creando unmodelo 4D. Los cambios en los esfuerzos afectan la perforacin e inciden en la efectividad de las estimulaciones, las cuales determinan en gran medidala productividad.

Registros de pozo, ncleos, anlisis de conglomerados,Modelo mecnico del subsuelo

Estructura y fallas Horizontes, Cuadriculado

Inversin ssmica, datos del simulador ECLIPSE,Modelado de propiedades con el procesamiento de

anlisis de rocas heterogneas HRA


11/17

50 Oilfield Review

Las estimulaciones por fracturamientos gelifica-

dos, asistidos por gas e hbridos, han sido todos

probados en la lutita Barnett as como tambin en

otras extensiones productivas de lutitas.16

No hay una nica solucin para todos los yaci-

mientos de lutita. Por ejemplo, aunque el agua

oleosa ha sido una tcnica efectiva en la lutita

Barnett, la menor capacidad de transporte de

arena de estos sistemas, en comparacin con la de

los sistemas gelificados, y la tendencia a la decan-tacin del apuntalante pueden limitar la capaci-

dad de flujo de las fracturas inducidas. El contacto

limitado o la prdida de la conductividad en el

rea estimulada tambin pueden hacer que se

desplome el rgimen de produccin.

Otro motivo de preocupacin con los fractura-

mientos con agua oleosa es la sensibilidad de la

lutita al fluido debido a que algunos tipos de arci-

llas tienen tendencia a hincharse cuando entran

en contacto con el agua. El gas y los fluidos a base

de espuma parecen ofrecer una alternativa ideal

a los sistemas gelificados o con agua oleosa; sin

embargo, no son muy utilizados debido a su alto

costo, disponibilidad limitada y por el hecho de que

tradicionalmente se aplican en trabajos pequeos.

El enigma ante el cual se enfrentan los operado-

res consiste en encontrar el mejor sistema para

cada lutita en particular y al mismo tiempo mini-

mizar los costos de prueba y error.17

Recientemente, los cientficos del centro de

tecnologa de Schlumberger Novosibirsk en Rusia

desarrollaron un innovador enfoque para el

diseo de los fracturamientos hidrulicos. La tc-

nica de fracturamiento hidrulico por canales de

flujo HiWAY (vase Fracturamiento con canales de

flujo abiertos: Una va rpida para la produccin,

pgina 4), desarrollada despus de aos de

modelado y pruebas, ha sido aplicada con xito

en una serie de entornos. Los resultados iniciales

en los pozos de prueba de la lutita Eagle Ford han

mostrado aumentos en los regmenes de produc-

cin de 32% a 37% en comparacin con los de los

16. La estimulacin por fracturamientos hbridosgeneralmente comienzan con fluidos de baja viscosidadpara crear una red compleja. Al final de la estimulacin,se utilizan fluidos capaces de transportar altasconcentraciones de apuntalante para abrir la regincercana al pozo.



19. Ramakrishnan H, Peza E, Sinha S, Woods M, Ikeocha C,Mengel F, Simon Y, Pearce P, Kiester J, McKetta S yJeffers J: Understanding and Predicting FayettevilleShale Gas Production Through IntegratedSeismic-to-Simulation Reservoir CharacterizationWorkflow, artculo SPE 147226, presentado en laConferencia y Exhibicin Tcnica Anual de la SPE,Denver, 30 de octubre a 2 de noviembre de 2011.

20. Ramakrishnan et al, referencia 19.

>Monitoreo microssmico de fracturamiento hidrulico en mltiples etapas a lo largo de un tramo lateral.El anlisis de datos microssmicos, como en esta presentacin de diagnstico de la estimulacin porfracturamiento hidrulico StimMAP, puede proporcionar a los operadores informacin sobre laefectividad del tratamiento por fracturamiento hidrulico. En este ejemplo, se bombearon cinco etapasdesde el pozo de tratamiento (lnea roja) mientras se monitoreaba desde un segundo pozo (lnea verdecon las ubicaciones de los gefonos representadas como crculos verdes). La primera etapa (puntosamarillos) en el extremo final del tramo lateral gener una compleja red de fracturas; sin embargo, lasegunda etapa (puntos azules) se superpone al volumen estimulado de la primera etapa. La tercera yquinta etapa (puntos rojos y magentas) desarrollaron fracturas complejas. La cuarta etapa (puntoscian) tiene una direccin preferencial por lo que se deja parte de la formacin sin cubrir. Es importanteidentificar estas variaciones en la calidad de las fracturas para optimizar los futuros diseos deestimulacin, el posicionamiento de los pozos y el espaciamiento entre pozos. Las herramientas talescomo el servicio de diagnstico StimMAP LIVE para el monitoreo microssmico de las fracturas entiempo real, puede proporcionar a los ingenieros de terminacin la posibilidad de ajustar lasoperaciones durante la ejecucin del trabajo para mejorar la efectividad del tratamiento.

Z200

Y800

Y400

Y000

Pro

fundidad,

pies

36003200280024002000

Desviacinhorizont

al,pies160012008004000

X600

X200

>Lutita Fayetteville, cuenca de Arkoma. La compaa Southwestern Energy desarroll una extensinproductiva en la lutita Fayetteville ubicada en el centro norte de Arkansas, EUA. La superficie de lacompaa (recuadro rojo) incluye formaciones con estructuras complejas debido a las aperturascontinentales y levantamientos de placas que tuvieron lugar en la regin.

Cuenca de Arkoma

LutitaFayetteville

LutitaCaney

Oklahoma

Arkansas

Luisiana

Texas

LutitaBarnett

MontaasOuachita

Cuenca de

Fort Worth

EUA


12/17

Volumen 23, no.3 51

lutita Barnett. El xito de la compaa condujo a

desarrollar con ms prisa los recursos en lutitas

en otros lugares.

La lutita Fayetteville se encuentra al norte de

la cuenca de Arkoma y al sur de la regin de Ozark

en el centro de los EUA (pgina anterior, abajo).

La superficie de Southwestern Energy en el norte

de Arkansas, EUA, abarca un depsito de lutitas

marinas de la edad del Mississippi que tienen un

espesor de 50 a 550 pies [15 a 168 m] a profundi-dades de 1 500 a 6 500 pies [457 a 1 980 m]. La

extensin productiva tiene una geologa estructu-

ral compleja, como resultado de la fragmentacin

continental de los perodos precmbrico y cm-

brico seguidos por la tectnica compresiva durante

la orogenia Ouachita de la era paleozoica tarda.

La fragmentacin continental gener grandes

fallas normales con orientacin noreste, mien-

tras que los eventos tectnicos posteriores se

caracterizaron por fallas inversas con orienta-

cin norte. La orientacin del mximo esfuerzo

horizontal actual, un resultado de la relajacin

posterior, es de noreste a suroeste.19

El yacimiento est dividido en los intervalos

Fayetteville superior, medio e inferior. El intervalo

Fayetteville superior tiene filones de alta porosi

dad ocupada por gas y abundantes fracturas natu

rales, las cuales pueden ser estimuladas con

presiones de tratamiento bajas. El intervalo

Fayetteville medio tiene concentraciones relativa

mente altas de arcillas tipo illita y esmectita y se

caracteriza por mayores gradientes de fractura y

menor porosidad efectiva. El intervalo Fayetteville

inferior est subdividido en tres zonas; la capa

media es el principal intervalo de inters de lotres debido a su bajo contenido de arcilla y alta

porosidad ocupada por gas. Las fracturas natura

les, tanto abiertas como mineralizadas, estn pre

sentes en todo el intervalo Fayetteville inferior.

Debido a una amplia gama de rendimientos de

la produccin, Southwestern Energy inici un

estudio multidisciplinario para caracterizar la

lutita Fayetteville e identificar los principales

controles de produccin.20El estudio abarc tres

reas de alrededor de 10 millas2[26 km2] cada una

Un modelo 3D del subsuelo, construido con e

software Petrel, el cual abarca desde la ssmica

hasta la simulacin dinmica de yacimientos, fue

un componente esencial en el anlisis. Para cons

truir el modelo, los gelogos sistemticamente

integraron datos de diversas fuentes incluyendo

datos petrofsicos, levantamientos ssmicos

geomecnicos y modelos de fracturas (abajo)

>Flujo de trabajo y datos de entrada del modelo vivo del subsuelo. Los ingenieros y gelogos construyen el modelo 3D del subsuelo mediante la integracinde los datos derivados de mltiples fuentes. Utilizan los datos geolgicos de los ncleos y registros de pozos junto con los datos ssmicos para construir unmodelo esttico. El programa para estimulacin de yacimientos se utiliza para poblar el modelo con datos de pozos horizontales y verticales. Los ingenieroscrean planes de espaciamiento entre pozos y disean los programas de estimulacin por fracturamiento hidrulico para maximizar la produccin. Los datosmicrossmicos se pueden utilizar para validar el modelo y mejorar las futuras estimulaciones por fracturamiento y las planificaciones de pozos. El modelo delyacimiento se actualiza a medida que se obtienen nuevos datos.

Planificacin de la estimulacin

Modelo del yacimiento

Anlisis geolgico

Anlisisssmico

Monitoreo dela estimulacin

Simulacindel yacimiento

Construccin delmodelo esttico

pozos cercanos similares. Las rentabilidades a

menudo marginales de estos recursos pueden

mejorar significativamente por estos aumentos en

la produccin.

Otra prctica comn en los programas de

fracturamiento de lutitas es dividir la seccin

lateral del pozo en segmentos espaciados unifor-

memente(pgina anterior, arriba). Este proceso

pasa por alto la heterogeneidad vertical y lateral

de la formacin y ha dado lugar a casos de grandesprdidas de capital invertido en el fractura-

miento.18Sin embargo, los ingenieros de termina-

cin pueden disear programas utilizando los

datos adquiridos durante la perforacin para

mejorar el programa de estimulacin.

El camino al xito

En gran parte debido al xito en la lutita Barnett,

la actividad de E&P en Norteamrica se ha visto

dominada por la exploracin de lutitas gasferas

en la ltima dcada. Inicialmente, sin embargo,

los operadores no estaban seguros de que el xito

logrado en la lutita Barnett podra repetirse en

otras extensiones productivas de lutitas. La lutita

Fayetteville, descubierta por Southwestern Energy

Company, fue uno de los primeros yacimientos en

los que los operadores intentaron ampliar los

horizontes de las lutitas gasferas ms all de la


13/17

52 Oilfield Review

Adems, se utiliz un modelo de fluido monofsico

con el mdulo de gas de lutitas del software de

simulacin de yacimientos ECLIPSE. El modelo

3D incluy una opcin de doble porosidad para

las fases de ajuste de la historia de produccin y

de pronstico.

Para construir el modelo 3D del subsuelo, los

gelogos comenzaron construyendo un modelo geo-

lgico, para lo cual emplearon un flujo de trabajoque utiliza datos de muestras de ncleos: difrac-

cin de rayos X, microscopio electrnico de barrido,

cortes de lminas delgadas, reflectancia de vitri-

nita, pirlisis y datos de los anlisis TRA. A conti-

nuacin, agregaron los datos de los registros

calibrados que incluan los registros triple combo

de pozo abierto, registros geoqumicos, registros

de barrido acstico Sonic Scanner, registros del

generador de imgenes snico dipolar DSI, y las

imgenes de pozo de la herramienta FMI; los cua-

les fueron adquiridos en pozos pilotos verticales.

Los datos geoqumicos de la herramienta ECS

proporcionaron informacin mineralgica esen-

cial y se calibraron con los datos de ncleos.

Los parmetros asociados comnmente con

la evaluacin de recursos en lutitas, tales como

las isotermas de Langmuir, TOC, GIP inicial, y gas

absorbido versus gas libre; fueron medidos yluego extrapolados desde una escala de pozo

nico a una escala de toda la cuenca utilizando

los levantamientos ssmicos de superficie en 3D.

Debido a que los cambios laterales en las propie-

dades petrofsicas a travs de las cuencas de luti-

tas generalmente son sutiles, esta extrapolacin

se logr sin sacrificar la variabilidad de los datos

de resolucin ms fina. Los gelogos tambin

pudieron correlacionar las litologas especficas a

las fracturas naturales. Utilizando los registros de

produccin, los ingenieros pudieron correlacionar

las litofacies a los intervalos con fracturas natura-

les que mostraban mayor produccin de gas des-

pus de la estimulacin por fracturamiento.

A continuacin, los ingenieros desarrollaron un

modelo estructural utilizando los datos ssmicos

que fue perfeccionado an ms utilizando los datos

geomecnicos derivados de registros. Los datos defondo de pozo incluyeron gradientes de fractura,

coeficiente de Poisson, mdulo de Young y densi-

dad de fracturas naturales. A partir de los regis-

tros de imgenes, los cuales se calibraron con los

datos de ncleos y eventos microssmicos, se

gener un modelo de fractura basado en redes de

fracturas discretas. Los ingenieros aplicaron un

enfoque de modelo pseudo 3D de fracturamiento

hidrulico mltiple para predecir las caracters-

>Geomodelo esttico en 3D de la lutita Fayetteville. Para comprender la variacin de las propiedades a travs de las lutitas gasferas,se necesita integrar en la evaluacin una variedad de diferentes tipos de datos, que reconocen la ubicacin espacial en 3D para cadaelemento de datos. Dentro del contexto de un modelo de subsuelo en 3D elaborado con Petrel, los datos ssmicos, registros de pozo,fallas y superficies estructurales pueden combinarse para desarrollar un modelo dentro del cual se pueden poblar las propiedadespetrofsicas, mecnicas y de fracturas naturales, tal como el que se muestra aqu, el cual se desarroll para la lutita Fayetteville.El operador puede comparar los cubos de propiedades, tales como los que se muestran en la imagen, con otras informacionesgeoespaciales en 3D y optimizar el posicionamiento de los pozos y el fracturamiento hidrulico. La incorporacin de los resultados

de produccin permite revelar la interconexin intrnseca de estos diferentes tipos de datos y ayuda a comprender el impacto delos diferentes factores determinantes de la produccin en el rendimiento del pozo. Estos cubos de propiedades tambin conformanlos bloques bsicos de construccin para los modelos de simulacin de yacimientos de porosidad simple y doble.


14/17

Volumen 23, no.3 53

ticas de la fractura para cada etapa de cada pozo

incluido en el estudio. Luego modelaron la longitud

media de la fractura, altura de la fractura, variacio-

nes en la conductividad de la fractura y elementos

de las geometras de la fractura, y luego utilizaron

estos datos en el modelo de simulacin de yaci-

miento. Se incluyeron en el modelo las orientacio-

nes de las fracturas naturales que surgieron de la

interpretacin de los registros de imgenes.

Los ingenieros desarrollaron an ms elmodelo estructural poblndolo con las propieda-

des de yacimiento del modelo geolgico. Las pro-

piedades que se utilizaron fueron similares a las de

los yacimientos convencionales e incluyen porosi-

dad, permeabilidad y saturacin de hidrocarburo.

Sin embargo, para las extensiones productivas de

lutitas, la porosidad se calibra con los datos de

ncleos y debe provenir del promedio de varias fuen-

tes diferentes. La permeabilidad puede derivarse de

los datos de ncleos, aunque las permeabilidades

ultra bajas de las lutitas hacen prcticamente impo-

sible realizar mediciones directas. As, los ingenieros

aplicaron a los datos de fondo de pozo una transfor-

mada de porosidad-permeabilidad derivada de los

ncleos para calcular la permeabilidad.

El modelo 3D del subsuelo tambin incluy la

simulacin dinmica del flujo. Desarrollar un

modelo de simulacin de flujo para rocas ultra

compactas requiere el conocimiento del rgimen

de esfuerzos ya que la orientacin de las cuadr-

culas utilizadas en el modelo puede afectar los

resultados calculados. En el caso de la simula-

cin de la lutita Fayetteville, las celdas de la cua-

drcula se crearon con uno de sus lados en

paralelo con la direccin del esfuerzo horizontal

mximo y el otro lado en paralelo con la trayecto-

ria horizontal del pozo. Esta informacin fue pro-

porcionada por el modelo estructural, el cual

indic que la direccin del esfuerzo horizontal

mximo actual es de noreste a suroeste.

Una visin ms general

Mediante la integracin de todos estos datos

diferentes, los ingenieros crearon el modelo 3D

completo del subsuelo, lo que les ayud a carac-

terizar el yacimiento de la lutita Fayetteville

(pgina anterior). El modelo fue utilizado para

desarrollar mejores programas de perforacin yterminacin de pozos, como por ejemplo, cuando

se utiliz para analizar y mejorar la estimulacin

por fracturamiento hidrulico.

El fracturamiento hidrulico puede ser el pro-

ceso ms costoso en la terminacin y desarrollo

de pozos para explotar estos recursos, y es el que

ms incide en la produccin efectiva del pozo.

Los ingenieros de terminacin concluyeron, en

base a los resultados de los registros de produc-

cin posteriores a la estimulacin, que hubo una

correlacin directa entre los esfuerzos locales y la

produccin de hidrocarburo (arriba). As, el cono-

cimiento del gradiente de esfuerzos a lo largo del

tramo lateral proporcion a los ingenieros de ter-

minacin una herramienta para optimizar los

programas de estimulacin. Adems, conocer la

orientacin del esfuerzo horizontal ayud a los

ingenieros de perforacin a elegir las mejores tra-

yectorias para perforar los tramos laterales. La esta-

bilidad del pozo es mejor cuando se perfora en la

direccin del menor esfuerzo horizontal.

Debido a que algunos pozos tenan secciones

laterales de longitudes superiores a 5 000 pies[1 500 m], se encontraron importantes variacio-

nes en las propiedades del yacimiento a lo largo de

las trayectorias. El modelo 3D del subsuelo propor-

cion a los ingenieros parmetros de diseo ms

precisos para el programa de estimulacin por

fracturamiento hidrulico que los que podran

haberse obtenido mediante la proyeccin de las

propiedades de la seccin vertical del pozo a

cierta distancia. Despus de cada tratamiento de

estimulacin, se actualiz el modelo de fractura

mediante el ajuste de la historia de produccin.

A medida que el estudio progresaba, los inge

nieros observaron que el crecimiento vertical de la

fractura variaba en diferentes partes de la cuenca

En las primeras etapas del desarrollo, los dato

microssmicos indicaron que la estimulacin por

fracturamiento hidrulico se extenda desde la

lutita Fayetteville inferior hasta la parte m

alta del intervalo de lutita Fayetteville superior

Sin embargo, descubrieron que algunos pozos no

producan como se esperaba debido a que la esti

mulacin no estaba llegando a la capa superior.

Los ingenieros de yacimiento atribuyeron ladiferencias en el crecimiento vertical de la frac

tura a las reas con mayores contenidos de arcilla

en el intervalo de lutita Fayetteville medio. La pre

sencia de mayor cantidad de arcilla dio lugar a

mayores esfuerzos locales, que inhibieron el cre

cimiento vertical de las fracturas en las capas

superiores. Los ingenieros identificaron estas

anomalas mediante el anlisis del modelo 3D de

subsuelo.

>Contribucin a la produccin a partir del anlisis de los registros deproduccin. El tramo lateral (lnea azul) pasa a travs de intervalos de

esfuerzos bajos (rojo) y altos (azul). La estimulacin por fracturamientohidrulico consta de cinco etapas con tres intervalos de disparos por cadauna (valos verdes). Luego de la estimulacin se adquirieron datos deregistros de produccin. Las lneas rojas que se extienden por debajo decada intervalo de disparos representa la produccin de gas normalizadapara el mayor contribuyente. La longitud de cada lnea roja representa elflujo normalizado. Las primeras dos etapas (valos de guiones rojos), en elextremo final del pozo, estaban en zonas de altos esfuerzos. Slo el 16% delflujo proviene de estas etapas. El otro 84% de la produccin proviene de lastres etapas (valos de guiones amarillos) ubicadas en los intervalos debajos esfuerzos. Los ingenieros pueden utilizar este tipo de informacinpara identificar los sectores ideales y evitar los costosos tratamientos defracturamiento en las zonas con bajo potencial de produccin.

Etapa 1

9%

1,05

1,00

0,95

0,90

0,80

0,70

0,85

0,75

Etapa 2

7%

Gradientedeesfuerzos

localesmnimos,

psi/pies

Etapa 3

25%Etapa 4

27% Etapa 532%


15/17

54 Oilfield Review

Los resultados tangibles obtenidos del pro-

ceso de optimizacin, que incluyeron la perfora-

cin y estimulacin de secciones laterales ms

prolongadas, realizacin de estimulaciones por

fracturamiento hidrulico optimizadas y aumento

de la eficiencia operativa, se hicieron evidentes

en las mejoras continuas que se observaron desde

2007 a 2011 (arriba). La cantidad de das necesa-

rios para perforar un pozo disminuy en ms de

un 52% a pesar de que la longitud de la seccin

lateral del pozo promedio aument en ms del

84%. La produccin promedio aument conside-

rablemente, casi siete veces, pero los costos del

pozo se mantuvieron prcticamente iguales

durante el perodo.

Estos recursos implican grandes erogaciones

de capital, pero como suelen cubrir grandes reas

geogrficas, los operadores se benefician de las

economas de escala y de la flexibilidad operativa.

Identificar y desarrollar los sectores ideales mejora

considerablemente la rentabilidad y el retorno de

la inversin (ROI). La medida definitiva del xito

es la produccin. En octubre de 2011, Southwestern

Energy report haber alcanzado aproximadamente

2 000 MMpc/d [56,6 millones m3/d] en la produc-

cin de gas en la lutita Fayetteville.

Evaluacin posterior al fracturamiento

El componente final y, a menudo descuidado, en

la optimizacin de la produccin de estos recursos,

es el anlisis de la produccin. Se efecta un gran

esfuerzo en determinar las cualidades del yaci-

miento y en desarrollar modelos complejos para

identificar las zonas con el mayor potencial dentro

del yacimiento. Los ingenieros de perforacin

analizan las propiedades del pozo y utilizan geo-

posicionamiento para orientar el pozo dentro de

las reas que parecen tener las mejores RQ y CQ.

Los ingenieros de terminacin de pozos disean

programas de estimulacin para maximizar la

produccin concentrndose en las rocas con las

mejores CQ. Estos esfuerzos ayudan a identificar

los mejores candidatos para la produccin, pero

raras veces toman en cuenta las variaciones a

pequea escala que existen dentro del recurso.

Los datos de los registros de produccin propor-

cionan una prueba emprica de la produccin y

ofrecen la posibilidad de identificar caractersti-

cas del yacimiento que diferencian a las zonas

con mayor potencial (prxima pgina).

Un reciente estudio a gran escala de seis

grandes cuencas de lutitas de EUA demostr los

beneficios que se pueden obtener de los datos de

los registros de produccin para el desarrollo de

estos recursos.21El estudio intent destacar carac-

tersticas que los ingenieros pudieran incorporar

en los flujos de trabajo para mejorar la eficiencia

general. Un hallazgo preocupante fue que en slo

el 20% de los pozos todos los intervalos de disparos

estaban contribuyendo a la produccin. En dospozos horizontales en la lutita Woodford en la

cuenca de Arkona, slo la mitad de los intervalos

de disparo estaban produciendo gas.

Los recursos en lutitas son vistos a veces como

grandes estructuras monolticas; sin embargo, la

heterogeneidad causada por las variaciones en

las propiedades de la roca, se produce vertical-

mente a escalas extremadamente pequeas en

estos yacimientos. Adems, la presencia de frac-

turas naturales puede introducir grandes varia-

ciones en las propiedades mecnicas dentro un

rea pequea. Si esta variabilidad no se tiene en

cuenta en los diseos de estimulacin, los pozos

pueden no alcanzar los resultados esperados.

Los ingenieros pueden utilizar los datos de los

registros de produccin para correlacionar la

produccin de gas con las diferencias en la roca o

en las propiedades geomecnicas. Las prcticas de

terminacin y la geometra de los pozos que podran

afectar la produccin tambin se pueden observar

en los datos de los registros de produccin. El estu-

dio de registros de produccin que incluye datos de

ms de 100 pozos, evalu varias prcticas comunes

utilizadas en los pozos de gas de lutitas y estim sus

efectos sobre la produccin.

Trayectoria de pozoInicialmente, la mayo-

ra de los pozos horizontales en lutitas, fueron

perforados hacia arriba, con desviaciones que

superaban los 90 grados. Esto se hizo para facili-

tar el drenaje gravitacional de los fluidos de frac-

tura hasta el extremo inicial del tramo lateral y

ayudar a descargar los fluidos ms rpidamente.

En algunas extensiones productivas de lutitas,

esta prctica ha sido remplazada por la perfora-cin de tramos laterales en la estructura, inde-

pendientemente de la trayectoria. Sin embargo,

la trayectoria ideal es de ms de 90 grados con la

menor cantidad de cavernas y patas de perro y

permaneciendo siempre en la zona de inters.

Una tendencia evidente en los datos es que los

pozos con altas tasas de flujo pueden descargar

de manera efectiva los fluidos de fractura inde-

>Mejora continua del proceso. Durante un perodo de cuatro aos y medio, desde 2007 hasta 2011, Southwestern Energy redujo los das de perforacin(azul oscuro) en un 52%, a pesar de que la longitud del tramo lateral se increment en ms del 84% (rosa). Los costos de pozo (rojo oscuro) se mantuvieronligeramente ms bajos durante el perodo, pero los costos de descubrimiento y desarrollo (F&D, azul claro) de la empresa se redujeron significativamentedurante el perodo. La produccin (dorado) y las reservas (verde) aumentaron considerablemente durante el perodo de estudio. (Los datos de 2011corresponden a los primeros seis meses del ao.)

2007 2008 2009 2010 2011

17

14

12

11

8

Das de perforacin

2 657

3 619

4 100

4 528

4 909

2007 2008 2009 2010 2011

Longitud del tramo lateral,pies

2,05

1,21

0,69

0,86

Costos de descubrimientoy desarrollo,

USD por milln de pies cbicos

2007 2008 2009 2010

53,5

134,5

243,5

350,2

Produccin,

miles de millones depies cbicos (MMMpc)

2007 2008 2009 2010

716

1 545

3 117

4 345

Reservas,

miles de millones depies cbicos (MMMpc)

2007 2008 2009 2010

2,9 2,92,8 2,8

3,0

Costo del pozo,millones de dlares

2007 2008 2009 2010 2011


16/17

Volumen 23, no.3 55

pendientemente de la trayectoria y pueden supe-

rar los efectos perjudiciales relacionados con la

geometra del pozo.

Etapas de fracturamientoLa productivi-

dad del pozo mejora a medida que aumenta la

cantidad de etapas de fracturamiento. Un incre-

mento en la cantidad de etapas de fractura-miento a menudo coincide con tramos laterales

de mayor longitud; por lo tanto, se incrementa el

contacto con el yacimiento. Sin embargo, el estu-

dio in

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04 Revolucion