De las propiedades de los yacimientos a las soluciones de

1. Durante los tratamientos de fracturamiento hidráulico, seinyecta fluido con presiones superiores a los esfuerzosde ruptura de las formaciones para crear una grieta, quese extiende en direcciones opuestas desde un pozo.Estas aletas de fracturas—la longitud de la fractura—sepropagan en un plano preferencial de fracturamiento(PFP, por sus siglas en Inglés) perpendicular a la direc-ción del esfuerzo horizontal mínimo. Al mantenerse abier-tas mediante un apuntalante, estos trayectos conductivosaumentan el radio efectivo del pozo, facilitando un flujolineal hacia la fractura y hacia el pozo. Para mantener laconductividad de la fractura, se utilizan como apuntalan-tes, arena revestida de resina o de origen natural y pro-ductos sintéticos de bauxita o cerámica de altaresistencia, seleccionados mediante tamizado con mallasque se ajustan a los estándares norteamericanos.

2. Hydraulic Fracturing Survey of Industry Practices.Chicago, Illinois, EUA: Gas Research Institute, 1995.

3. Economides MJ y Nolte KG: Reservoir Stimulation, 3a. edi-ción, West Sussex, Inglaterra: John Wiley & Sons Ltd,2000.

44 Oilfield Review

De las propiedades de los yacimientosa las soluciones de estimulación

Ali O. Al-Qarni Saudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

Brian AultRoger Heckman Sam McClure Ultra Petroleum, Inc.Englewood, Colorado, EUA

Stan Denoo Wayne RoweEnglewood, Colorado

David Fairhurst San Antonio, Texas, EUA

Bruce KaiserHouston, Texas

Dale Logan Midland, Texas

Alan C. McNally Louis Dreyfus Natural Gas Inc. Midland, Texas

Mark A. Norville Milton R. Seim Kerns Oil and Gas Inc. San Antonio, Texas

Lee RamseyAl Khobar, Arabia Saudita

Se agradece la colaboración en la preparación de esteartículo a Usman Ahmed, Kamel Bennaceur, Leo Burdylo yMo Cordes, Sugar Land, Texas, EUA; Tom Bratton, MikeDonovan y Steve Neumann, Houston, Texas; Paul DeBonis,Englewood, Colorado, EUA; y Joe Lima, Farmington, NuevoMéxico, EUA.AIT (herramienta de Inducción de Arreglo), CMR (herra-mienta Combinable de Resonancia Magnética), CMR-Plus,CNL (registro de Neutrón Compensado), DataFRAC,DESIGN-EXECUTE-EVALUATE, DSI (herramienta SónicaDipolar), ECS (herramienta de Espectrometría de CapturaElemental), ELAN (Análisis Elemental de Registros), FMI(herramienta de Imágenes Microeléctricas de CoberturaTotal), FracCADE, Litho-Density (herramienta de Lito-Densidad), NODAL, Platform Express, PowerJet,PowerSTIM, QLA, RFT (Multiprobador de Formaciones) yUltraJet son marcas de Schlumberger.

La adquisición de un conjunto completo de datos, su interpretación y las técnicas de

modelado permiten comprender a fondo las cuencas y los campos; comprensión que

constituye un prerrequisito para la exitosa terminación de los pozos. Con información

más completa, equipos de expertos desarrollan, perfeccionan y aplican sofisticados

modelos para diseñar estrategias de perforación y terminación de pozos, y de

desarrollo de campos que permitan mejorar la productividad.

Anualmente se gastan entre dos y tres mil millo-nes de dólares estadounidenses para fracturarmás de 20,000 pozos en todo el mundo.1 Sinembargo, menos del 1% de los tratamientos defracturamiento se diseñan en forma óptima paramaximizar la producción y la recuperación. Apesar de la creciente demanda de servicios deestimulación de pozos, el Instituto de Tecnologíade Gas, anteriormente Instituto de Investigaciónde Gas, en Chicago, Illinois, EUA, informa quedos tercios de los pozos fracturados hidráulica-mente en los Estados Unidos de Norteamérica noresponden como se esperaba y no cumplen conlos objetivos del operador.2 Lo mismo ocurre enotras partes del mundo. Una de las razones deeste bajo rendimiento es la falta de un procesode optimización. En consecuencia, los operadoresestán constantemente tratando de mejorar losmétodos de estimulación.

A comienzos de la década de 1980, parecíaque todo pozo necesitaba un tratamiento de frac-turamiento hidráulico; se crearon antecedentes yreputaciones profesionales sobre la base de laslibras de apuntalante (sustentante, agente desostén) bombeadas; estableciéndose muchos"récords." Más tarde, en la industria se descubrióque, como en la mayoría de los casos, había unpunto en que la rentabilidad disminuía y la opti-mización pasaba a ser una cuestión clave.

Durante las dos últimas décadas, ha habidocierta optimización de las estimulaciones depozos, pero no ha sido suficiente. Incluso en laactualidad, la tendencia es confiar en los trata-mientos de fracturamiento que se han desarro-llado siempre en la misma forma en un área enparticular. Esto significa que el diseño detalladode la estimulación utilizando todos los datosnecesarios aún no es una práctica corriente.

Además de mejorar la producción de petróleode los yacimientos marginales, la estimulación depozos está adquiriendo cada vez mayor importan-cia debido al creciente interés en el gas natural,que normalmente se encuentra en las zonas demenor permeabilidad. Las formaciones con per-meabilidad baja o moderada pueden requerir frac-turamiento hidráulico para producir a tasasrentables. Incluso en los yacimientos con mayorespermeabilidades, la estimulación es una formaefectiva de mejorar la producción o acelerar larecuperación, especialmente durante períodos deaumento de los precios del petróleo y el gas, ocuando la viabilidad económica de un proyectoexige un rápido retorno de la inversión. La tecno-logía de la estimulación también se aplica comomedida preventiva para evitar o retardar los pro-blemas relacionados con la productividad, como laproducción de arena, el movimiento de finos de laformación, y el depósito de incrustaciones y ele-mentos orgánicos.3

Estas aplicaciones son especialmente impor-tantes en áreas marinas, donde los costos de in-tervención durante la vida útil de un pozo oyacimiento, pueden ser extremadamente altos y,con frecuencia, prohibitivos. En muchos casos, laestimulación constituye una porción substancialde los costos de terminación de un pozo. Losavances en la estimulación tridimensional (3D)hacen más eficientes la caracterización del yaci-miento y el diseño de la estimulación, pero obte-ner la información para los correspondientesmodelos sigue siendo un reto para geólogos,petrofísicos e ingenieros que diseñan los progra-

Primavera de 2001 45

mas de perforación, terminación o estimulación.Se deben considerar muchas variables y una grancantidad de datos, algunos de los cuales son esen-ciales para predecir las posibles tasas de produc-ción, las reservas y los factores de recuperaciónque se utilizan para determinar estrategias de ter-minación o estimulación de pozos.

La precisión de los modelos petrofísicos y algu-nas características esenciales del yacimiento,como la permeabilidad, la porosidad, la saturaciónde fluido, la magnitud y la dirección de las tensio-nes tectónicas, además de otras propiedadesmecánicas de la roca, influyen considerablementeen las decisiones sobre el desarrollo de los cam-pos. Muchos de estos parámetros, incluso aquélloscon gran influencia en los diseños de terminación yestimulación, muy a menudo se basan en correla-ciones estándares, promedios, estimaciones eincluso supuestos. En lugar de basarse en conjun-tos limitados de datos, tipificación de rocas, expe-riencias anteriores y prácticas locales, que puedenconducir a imprecisiones, cálculos erróneos y defi-ciencias en la terminación, los diseños de estimu-lación optimizados exigen los datos más confiablesy completos posible.

Las modernas herramientas de evaluación deformaciones permiten la realización de análisisen la localización del pozo y la adquisición de da-

tos continuos y de alta resolución a lo largo delas zonas de interés, para cuantificar parámetrosimportantes del yacimiento y mejorar el modela-do predictivo. Estas mediciones directas y el co-nocimiento de otros datos, como los datos denúcleos continuos (coronas), la presión y la pro-ducción, y las pruebas de formaciones, como lostratamientos de minifracturas con ayuda del sis-tema DataFRAC, proporcionan correlaciones pa-ra complementar y verificar los valores inferidosen forma empírica. Las técnicas de interpreta-ción más avanzadas y los formatos innovadorespara los datos procesados están marcando elcamino para lograr mejores modelos y óptimasestimulaciones, ya que proveen valores queantes eran desconocidos o difíciles de determi-nar con exactitud, especialmente para los yaci-mientos heterogéneos y de baja permeabilidad.En algunos casos, este tipo de información deta-llada ayuda incluso a identificar zonas producti-vas que de otra forma podrían no considerarse.

Para seleccionar y aplicar las mejores tecno-logías de estimulación y soluciones de termina-ción, tanto las empresas operadoras como lascompañías de servicios deben utilizar una ampliagama de capacidades y experiencia. La colabora-ción recíproca es esencial, porque los operadoresaportan conocimientos acerca del yacimiento y

experiencia de campo, y los proveedores de ser-vicios integrados ofrecen lo último en tecnologíaespecífica y la experiencia adquirida trabajandoen una serie de campos y cuencas. Además demejores resultados de la estimulación y mejorrendimiento del pozo, los productores desean quese les proporcionen servicios oportunos y efectivos en materia de costos. Por esta razón,los servicios de procesamiento de datos y unainfraestructura adecuada de manejo del conoci-miento resultan indispensables para un intercam-bio de datos en tiempo real entre las ubicacionesdispersas de los campos y las oficinas.

La adquisición de conjuntos de datos comple-tos, junto con la información tecnológica (IT, porsus siglas en Inglés) basada en la infraestructura yherramientas de la Red (Web-based), mejora lacaracterización de los yacimientos para ayudar ala optimización de las estimulaciones. Con unmanejo correcto de los conocimientos, es posiblebeneficiarse de las experiencias y lecciones determinaciones de pozos previamente adquiridas.La información se distribuye en forma eficiente, demanera que los grupos multidisciplinarios puedentrabajar en forma conjunta incluso a grandes dis-tancias, lo que implica un menor tiempo de ejecu-ción para la caracterización del yacimiento. Comoresultado de esto, los avances logrados en las

Prod

ucció

n

Tiempo

Rendimiento de terminación estándar

Rendimiento de terminación optimizada

tecnologías de evaluación y fracturamiento de for-maciones durante los últimos 20 años, se puedenaplicar en forma más rápida y eficiente que nunca,y a menudo con un menor costo.

La optimización de las estimulaciones se pue-de lograr de varias formas, desde una leve modifi-cación de los diseños de fracturamiento hasta laaplicación de nuevas técnicas, o una completamodificación de los esquemas de desarrollo delos campos. En un campo de Egipto, por ejemplo,los costos de desarrollo se redujeron en un 42%,al cambiar un programa de perforación de 23 po-zos de relleno por uno de facturamiento hidráu-lico de 13 pozos.

Existe gran potencial para mejorar considera-blemente los diseños de terminación, optimizar lostratamientos de estimulación y mejorar la produc-ción. El fracturamiento hidráulico de formacionesmás permeables, una técnica probada enVenezuela y Prudhoe Bay, Alaska, EUA, aún no seha aplicado en otras partes del mundo. El refractu-ramiento para optimizar la recuperación es otraaplicación de las técnicas de estimulación que esobjeto de permanente investigación.

Este artículo se centra en la optimización dela estimulación mediante el uso del proceso deestimulación y terminación PowerSTIM a fin dedesarrollar modelos específicos para campos ocuencas y aplicar soluciones específicas de ter-minación de pozos. La base de esta iniciativa esuna metodología de ingeniería probada y un flujo

de trabajo único basado en la infraestructura yaplicaciones de la Red. A través de historias decasos, se ilustra cómo este método aprovecha lasoportunidades de estimulación y mejora losresultados financieros, mediante la utilizacióníntegra de información obtenida durante la per-foración, la evaluación, la terminación y laproducción de los pozos.

Desarrollo de las soluciones correctas Las estimulaciones optimizadas requieren de uncambio escalonado en la provisión de servicios deevaluación de formaciones, caracterización deyacimientos, y estimulación y terminación depozos. La iniciativa PowerSTIM provee un flujo detrabajo y herramientas para un rediseño de lasterminaciones y los tratamientos de estimulaciónde pozos. Combina las tecnologías de caracteriza-ción de yacimientos en pozos abiertos y entuba-dos, de perforación y mediciones, y determinación y estimulación, para ofrecer unanueva visión de los yacimientos. Esta metodologíase centra en la producción de pozos y el desarro-llo del campo, integrando la pericia petrofísica yel conocimiento sobre el yacimiento con el diseño,la ejecución y la evaluación (arriba).

El enfoque PowerSTIM se centra en la crea-ción de modelos predictivos específicos de cam-pos o cuencas con el objetivo de proveerrecomendaciones oportunas y especiales paralas terminaciones de pozos. Este método ayuda a

los equipos de expertos a recopilar, procesar yevaluar la mayor cantidad de información posibleacerca de un yacimiento, a fin de optimizar losdiseños de estimulación y terminación. La expe-riencia y las lecciones aprendidas se evalúan eincorporan para cerrar el ciclo de optimización.

Un detallado proceso interno deSchlumberger y una herramienta única de intra-net que se apoya en la infraestructura y herra-mientas de la Red, combinan las respuestassuministradas por los datos de registros y prue-bas de pozos, y por el análisis de núcleos y laspruebas efectuadas en el pozo con diseños deestimulación para maximizar los beneficios de lamisma. Los métodos PowerSTIM generan másvalor que la aplicación de servicios y el procesa-miento de los resultados en forma separada. Enconjunto, la mejor evaluación de la permeabili-dad, la porosidad, la saturación de agua, las pro-piedades mecánicas de la roca, los perfiles deesfuerzo y el espesor neto, forman la base desoluciones específicas para el desarrollo de unyacimiento o campo en particular.

El flujo de trabajo PowerSTIM se puede dividiren dos etapas. La primera etapa se centra en algu-nos pozos—tres a cinco—de un campo (páginasiguiente, gráfica superior). Con una mayor efi-ciencia en la adquisición de datos, un análisisdetallado y un trabajo conjunto con la compañíaoperadora, el operador y los expertos deSchlumberger desarrollan un modelo de yaci-

46 Oilfield Review

> Optimización de la estimulación. La metodología PowerSTIM comienza con un conjunto de datos básicos, incorpora consideraciones geológicas y delyacimiento, y desarrolla diseños de estimulación optimizada mediante la adquisición y el procesamiento de conjuntos completos de datos. Una evaluacióndetallada con posterioridad a la estimulación provee datos para el constante mejoramiento de las terminaciones y estimulaciones de pozos y el desarrollodel campo. En comparación, los servicios de fracturamiento estándar incluyen sólo el diseño de tratamientos con datos básicos, a menudo limitados, y eje-cución en el pozo con escasa evaluación posterior al trabajo. No se incluye la adquisición, el procesamiento ni la interpretación de datos adicionales.

• Comprender modelos geológicos• Evaluar datos para los modelos geológicos• Definir trampas es- tructurales y estra- tigráficas• Interpretar el ambiente de depositación

• Diseñar y analizar pruebas de incremen- to de presión• Analizar datos de presión y tasas de flujo• Realizar predicciones de rendimiento

• Recomendar intervalo de disparos • Diseñar servicio de minifracturas con el sistema DataFRAC• Optimizar el revestidor y los tubulares• Realizar simulación del yacimiento• Diseñar la sarta de levantamiento artificial por gas• Utilizar nueva tecno- logía apropiada

• Prueba piloto de fluidos de fracturamiento • Utilizar modelos de in- terpretación y experiencia locales en caracte- rización de yacimientos• Optimizar el tratamiento de fracturamiento

• Asegurar y controlar la calidad• Asegurar el cumplimiento de los criterios de diseño• Supervisar la implementa- ción del plan de bombeo• Analizar pruebas de diagnóstico

• Analizar datos de registros y núcleos• Analizar pozos vecinos• Desarrollar modelos de interpretación locales• Aplicar tecnología específica• Desarrollar un conjunto de datos de fractura tridimensional • Finalizar la caracterización del yacimiento antes del fracturamiento

• Analizar datos posteriores al tratamiento• Realizar análisis de datos de producción después del tratamiento• Diseñar y analizar pruebas de presión transitoria después del tratamiento

Consideraciones geológicas

Consideraciones del yacimiento

Pruebas de pozos

Diseño de la terminación de pozos

Soluciones de estimulación optimizada PowerSTIM

Diseño de la estimulación

Ejecución en el pozo

Evaluación posterior al trabajo

Servicios de fracturamiento estándar

Servicios de DISEÑO-EJECUCIÓN-EVALUACIÓN


miento que predice parámetros clave y pronosticala producción. Una vez establecido un modelo ini-cial, el énfasis se dirige ahora a la identificación detecnologías para mejorar el rendimiento del pozo.Los geólogos, petrofísicos e ingenieros de yaci-mientos o de producción utilizan este modelo localpara hacer recomendaciones sobre terminación yestimulación para las diversas etapas de la vidaproductiva de un campo.

En la segunda etapa, los geocientíficos e in-genieros perfeccionan el modelo de yacimientoy los diseños de terminación para proporcionarrápidamente soluciones de simulación integra-das para futuros pozos (abajo). En muchoscasos, los equipos de trabajo entregan modelosactualizados después de horas de haberse con-cluido la adquisición de los registros. Este enfo-que "en el momento" (es decir, durante elproceso) hace que la metodología PowerSTIMsea una parte integrante de la planificación delas terminaciones, en lugar de un elemento pos-terior a las mismas. El conocimiento adquiridomediante la obtención, la interpretación y el for-mateo de conjuntos completos de datos, usandolas más modernas tecnologías de registros,núcleos y pruebas de pozos, y las técnicas deestimulación de última generación, resultanesenciales para el éxito de estos proyectos.

Una de estas tecnologías es la resonanciamagnética nuclear (RMN).4 Las sondas de regis-tros, como la herramienta Combinable deResonancia Magnética CMR aplican un campomagnético para excitar los átomos de hidrógenoen las formaciones, luego relajan ese campomagnético y miden el tiempo que toman los áto-mos para su realineación. Este tiempo de relaja-ción transversal, T2 de RMN depende del tamañodel poro y la porosidad, la cual se relaciona conla permeabilidad. La distribución de T2 se utilizacomo una indicación de la porosidad y de la per-meabilidad. Los poros más pequeños tienen tiem-pos de relajación transversal menores, mientrasque los poros más grandes tienen tiempos derelajación más largos. A partir del análisis delaboratorio de muestras de núcleos, se ha identi-ficado un tiempo de relajación transversal útilpara diferenciar los fluidos libres de los fluidosligados. En el caso de las secuencias típicas deareniscas y lutitas, este valor de corte (cutoff) esde 33 mseg. Los poros con un tiempo de relaja-ción transversal mayor a este valor de corte con-tienen fluidos producibles.

Las herramientas sónicas, como la SónicaDipolar DSI excitan las formaciones con ondasacústicas y miden los tiempos de tránsito com-presionales y de cizallamiento (corte) resultan-tes.5 Los tiempos de tránsito se convierten en

> Caracterización del yacimiento, la primera etapa del proceso PowerSTIM.

> Optimización de las soluciones de estimulación y terminación, la segunda etapa del procesoPowerSTIM.

4. Allen D, Crary S, Freedman B, Andreani M, Klopf W,Badry R, Flaum C, Kenyon B, Kleinberg R, Gossenberg P,Horkowitz J, Logan D, Singer J y White J: "How to UseBorehole Nuclear Magnetic Resonance," Oilfield Review9, no. 2 (Verano de 1997): 34-57.Allen D, Flaum C, Ramakrishnan TS, Bedford J, Castelijns K,Fairhurst D, Gubelin G, Heaton N, Cao Minh C, Norville MA,

Seim MR, Pritchard T y Ramamoorthy R: "Tendencias enregistros de RMN," Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de2001): 2-21.

5. Brie A, Endo T, Hoyle D, Codazzi D, Esmersoy C, Hsu K,Denoo S, Mueller MC, Plona T, Shenoy y Sinha B: "NewDirections in Sonic Logging," Oilfield Review 10, no. 1(Primavera de 1998): 40-55.

• Datos y conocimientos locales existentes• Base de datos de fracturamiento• Librería de modelos petrofísicos• Base de datos de producción• Datos de pozos vecinos• Base de datos de clientes• Conjunto de datos básicos

• Obtener nuevos datos optimizados• Aplicar modelos anteriores• Calibrar datos con valores de núcleos• Revisar los modelos actuales• Optimizar diseño de terminación• Aplicar tecnología innovadora • Predecir resultados de de producción • Realizar evaluación posterior al trabajo• Ajustar la historia de producción• Perfeccionar los modelos

• Obtener nuevos datos optimizados• Aplicar modelos perfeccionados• Optimizar el modelo de terminación• Predecir la producción• Verificar los modelos• Realizar evaluación posterior al trabajo• Perfeccionar los modelos• Aplicar soluciones de estimulación y termi- nación optimizadas

• Obtener conjuntos completos de datos• Calibrar datos con valores de núcleos• Desarrollar nuevos modelos• Optimizar diseño de terminación• Evaluar soluciones técnicas• Predecir resultados de producción • Realizar evaluación posterior al trabajo• Ajustar la historia de producción • Perfeccionar los modelos

Pozo A Pozo B Pozo CPowerSTIM

Etapa 1

Modelo específico de campo o yacimiento aplicado en la etapa 1

• Registros a pozo abierto• Evaluación petrofísica con modelos de interpretación • Evaluación geológica, estratigráfica y estructural• Analizar datos de pruebas de pozos

• Diseño de la terminación• Optimización de la terminación• Evaluación de la cementación• Diseño de los disparos • Diseño de estimula- ción por fracturamiento hidráulico• Propiedades de fracturas anticipadas• Predicción de la producción• Recomendación técnica

• Diagnósticos de minifracturas/DataFRAC• Revisar diseño de estimulación por fracturamiento hidráulico• Evaluar datos de contraflujo de las fracturas

• Parámetros reales del tratamiento• Análisis de presión posterior a la fractura • Ajustar las propiedades de fracturas revisadas• Analizar datos de producción posteriores al tratamiento• Realizar evaluación por parte del equipo PowerSTIM

• Recomendaciones para futuro desarrollo• Plan de acción• Actualizar la base de datos• Diseño y evalua- ción de todo el ciclo en cada pozo• Revisar los modelos y la base de datos• Aplicar soluciones optimizadas al pozo siguiente

Diseño de la terminación

Resumen y recomendacionesEjecución EvaluaciónCaracterización

del yacimientoPowerSTIMEtapa 2

Paso 1 Paso 2 Paso 3

propiedades mecánicas de la roca, como elmódulo de cizallamiento, el módulo de elastici-dad de Young y la relación de Poisson.6 Estosparámetros inferidos se pueden mejorar aún más,mediante la correlación con mediciones directasefectuadas sobre núcleos o con pruebas de for-maciones. También se pueden medir datos sóni-cos radiales, o azimutales, para inferir ladirección del plano preferencial de fractura-miento (PFP, por sus siglas en Inglés). Estos datossirven para asegurar el drenaje del yacimientomediante un emplazamiento correcto del pozo. Laherramienta de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total FMI se utiliza para identificarfallas, fracturas naturales, porosidad secundariay fracturas inducidas en los pozos. Si estas últi-mas se encuentran presentes y son evidentes enlos registros FMI, se producen en forma perpen-dicular a la dirección del esfuerzo principal y ayu-dan a confirmar los datos del registro DSI.

Estas modernas tecnologías de registros sóni-cos y de RMN, combinadas con el análisis de nú-cleos o las pruebas de formaciones y pruebas deproducción del pozo, permiten una caracteriza-ción más precisa del yacimiento, lo cual contribu-ye a una mejor simulación y a un adecuado diseñode la fractura. Los programas de diseño, como elmodelo tridimensional FracCADE, predicen lageometría de las fracturas inducidas hidráu-

licamente (altura, longitud y ancho) mediante eluso de parámetros de la formación, tales como elmódulo de cizallamiento, el módulo de elasticidadde Young, la relación de Poisson, la permeabili-dad, el esfuerzo de sobrecarga y la presión. Sehan desarrollado varias herramientas nuevas paraayudar a asociar la evaluación de formaciones, yel análisis petrofísico y de producción, con losdiseños de estimulación y terminación.

Por ejemplo, el programa ZoneAID es unarutina única que analiza las zonas del intervalo deinterés, una por una, para identificar y evaluarzonas individuales en una formación con variascapas. Esta herramienta de análisis es un nexoesencial entre los datos de evaluación de la for-mación y el programa FracCADE. El programaFracVIZ es una herramienta de visualización paraentender mejor la geometría, la orientación y lasbarreras de contención de las fracturas, así comotambién su relación con el tamaño del yacimiento.El análisis de los datos de producción con la herra-mienta de Interpretación de Datos de Produccióndespués del Fracturamiento PROFIT determina lalongitud y conductividad de la fractura y lapermeabilidad efectiva de las formaciones esti-muladas sin cerrar los pozos para el análisis.

El programa PSPLITR usa los datos de regis-tros de producción para asignar correctamente laproducción a cada intervalo completado, y asegu-

rar una análisis cuantitativo para calcular la pro-ducción en forma confiable y evaluar las caracte-rísticas de la fractura en yacimientos demúltiples zonas que producen en forma simultá-nea. La productividad del pozo se evalúamediante el análisis NODAL, una técnica queconsidera los disparos, los tubulares y las insta-laciones de superficie, mediante el tratamientode cada interfaz de presión como un nodo convarias variables.7 Estas herramientas y técnicasse combinan en el entorno PowerSTIM paragenerar soluciones innovadoras.

Predicción de la permeabilidadLa permeabilidad influye en las decisiones determinación de pozos y es un factor clave en losdiseños óptimos de tratamientos de fractura-miento. Es posible que las formaciones de altapermeabilidad no necesiten estimulación paralograr una mayor productividad, mientras que laszonas de baja permeabilidad pueden requerir tra-tamientos masivos de fracturamiento hidráulico(abajo). Sin embargo, es importante recordar quela estimulación de formaciones de alta permea-bilidad es aún una opción viable cuando la pro-ducción de arena y los movimientos de finos dela formación constituyen temas de preocupación.

Los métodos tradicionales para medir o cal-cular la permeabilidad no siempre proveen valo-res representativos y pueden ser costosos, lentoso riesgosos. Las muestras de núcleos proporcio-nan información valiosa para llenar los vacíos,pero muestran una porción estadísticamentepequeña de la zona de interés. Las pruebas deincremento de presión y el ajuste de la historiade producción proporcionan la permeabilidadpromedio de las zonas abiertas al flujo, pero nosuministran información acerca de las formacio-nes o lutitas adyacentes. En algunos casos,podría ser necesario estimular los intervalos pro-ductivos primero, sólo para que fluyan y se lospueda probar.

Para mejorar las terminaciones en la forma-ción Lobo en el sur de Texas, EUA, Conoco con-sideró otros métodos para obtener datos depermeabilidad confiables.8 Las mediciones pre-cisas de la permeabilidad de las capas indivi-duales en secciones con múltiples zonasproductivas son esenciales para predecir lageometría de las fracturas, seleccionar los sis-temas de tratamiento (apuntalantes y fluidos) ydeterminar los parámetros de ejecución del tra-bajo (tasas de bombeo y presiones).Anteriormente, el grupo de activos de la forma-ción Lobo obtuvo valores de permeabilidad delos datos de incremento de presión y de los

48 Oilfield Review

30

Economíamarginal

Longitud dela fractura

Conductividad de la fractura

Terminación natural

25

20

15

10

5

00.0001

Poro

sida

d de

núc

leo,

%

Permeabilidad de núcleo, mD

0.001 0.01 0.1 1.0 10.0 100.0 1000.0

Punto de núcleo

> Efecto de la permeabilidad en las decisiones de terminación y estimulación. Las formacio-nes tienen diferentes requisitos para una estimulación óptima. Para las permeabilidades másbajas, la economía es marginal. Para las permeabilidades levemente mayores, la longitud dela fractura se convierte en el parámetro esencial de diseño. Para permeabilidades aún mayo-res, la conductividad de la fractura es la característica dominante. Es posible que las forma-ciones de permeabilidad más alta no necesiten tratamiento de estimulación alguno.


6. El módulo de cizallamiento es una constante de los mate-riales elásticos; es la relación entre el esfuerzo de cortey la deformación por corte. El módulo de elasticidad deYoung es también una constante de los materiales elásti-cos; es la relación entre el esfuerzo longitudinal y ladeformación longitudinal. La relación de Poisson es otraconstante elástica que indica la relación entre las defor-maciones latitudinal y longitudinal, o una medición de lacompresibilidad del material perpendicular a la direccióndel esfuerzo aplicado. Esta relación se puede expresaren términos de propiedades medidas, incluidas las velo-cidades de las ondas compresional y de cizallamiento.

7. Bartz S, Mach JM, Saeedi J, Haskell J, Manrique J,Mukherjee H, Olsen T, Opsal S, Proano E, SemmelbeckM, Spalding G y Spath J: "Lets Get the Most Out ofExisting Wells," Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997):2-21.

8. Kerchner S, Kaiser B, Donovan M y Villereal R:"Development of a Continuous PermeabilityMeasurement Utilizing Wireline Logging Methods andthe Resulting Impact on Completion Design and PostCompletion Análisis," artículo de la SPE 63259, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, Dallas, Texas, EUA, Octubre 1-4, 2000.

9. Behrmann L Brooks JE, Farrant S, Fayard A,Venkitaraman A, Brown A, Michel C, Noordermeer A,Smith P y Underdown D: "Técnicas de diseño de los dis-paros para optimizar la productividad," Oilfield Review 12,no. 1 (Verano de 2000): 54-79.

Porosidad

Porosidad neutrónvol/vol0.3 0.0

Porosidad de densidad

vol/vol0.3 0.0Porosidad total CMR

Cruce Fluido libre CMR

vol/vol0.3 0.0

Fluido libre Permeabilidad CMR, mD


vol/vol0.3 0.0Fluido ligado CMR

vol/vol0.3 0.0Ecuación de seudopermeabilidad

en base a la porosidad0.002 20.0

Ecuación de Timur-Coates estándar0.002 20.0

Permeabilidad de núcleos laterales corregida por sobrecarga neta

> Valores iniciales de la permeabilidad de registros versus valores de núcleos laterales dela formación Lobo. En el Carril 3, se muestran las permeabilidades calculadas a partir de losdatos de la herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR mediante la ecuaciónde Timur-Coates estándar, con exponentes típicos del sur de Texas basados en la experien-cia, y un valor de corte de 33 mseg para T2 (curva a trazos púrpura). Estos valores no coin-cidieron con las permeabilidades de núcleos laterales (Carril 3, puntos púrpura) en el pri-mer pozo del estudio de caracterización de la formación Lobo. La correlación fue aceptableen algunas zonas, pero no en otras.

núcleos laterales (muestras de pared, testigoslaterales), sobre la base de datos de registros ycorrelaciones estándares de permeabilidad.

Varias compañías ofrecen servicios de regis-tros de permeabilidad, de modo que una opciónera desarrollar un método para calcular la per-meabilidad a partir de registros continuos deherramientas operadas a cable. Para evaluaresta opción, se realizaron registros CMR enpozos donde los datos de permeabilidad tambiénse obtuvieron en núcleos laterales. Este proyectogeneró elementos esenciales para que un equipointegrado de geocientíficos e ingenieros pudieraabordar la optimización de la estimulación de unyacimiento con una permeabilidad variablemediante la aplicación del proceso PowerSTIM.

La permeabilidad, el perfil de esfuerzos y elespesor neto son parámetros esenciales delyacimiento. Los objetivos de esta evaluacióneran calibrar los datos de permeabilidad deregistros y de núcleos, de manera de crear unmodelo local confiable para predecir la permea-bilidad, cuantificar los perfiles de esfuerzo delyacimiento e identificar el espesor neto, espe-cialmente en las zonas de baja permeabilidad. Elmodelo debía ser válido para la formación Lobo ycapaz de proveer datos en tiempo real. El pro-grama de registros definitivo debía ser más efec-tivo en materia de costos que otros métodos deobtención de datos de permeabilidad.

La evaluación inicial comprendió tres pozos.El programa de registros para el primer pozoincluyó la herramienta de Inducción de ArregloAIT, el registro de Lito-Densidad, los datos delregistro de Neutrón Compensado CNL y unregistro de rayos gamma para correlación. Serecomendaron otros registros adicionales paraobtener mediciones de permeabilidad, identificarel espesor neto y construir perfiles de esfuerzospara ingresarlos al programa de diseñoFracCADE.

Se utilizó la herramienta CMR para determinarla distribución del tamaño de los poros y su rela-ción con la permeabilidad. La herramienta de Es-pectrometría de Captura Elemental ECS ayudó adeterminar el tipo de arcilla y facilitó el análisis pe-trofísico adicional. Los núcleos laterales obtenidoscon el Cortador de Núcleos Laterales MSCT permi-tieron calibrar las mediciones del registro CMR.Para representar mejor las condiciones en sitio, laspermeabilidades de núcleos fueron corregidas porlos efectos de la presión neta de sobrecarga.

El equipo PowerSTIM se basó en los resulta-dos del Análisis Elemental de Registros ELAN yen los datos del registro DSI para obtener laspropiedades mecánicas de las rocas y los perfi-

les de esfuerzos. Los disparos se efectuaron concargas PowerJet de alta penetración, con elobjetivo de asegurar una buena comunicaciónentre el pozo y la formación.9 Durante las opera-ciones de disparo, se obtuvieron las presiones defondo. Además, se evaluaron los mejores méto-dos disponibles para ajustar la permeabilidadCMR con los datos de núcleos.

Inicialmente, la permeabilidad se calculóusando la ecuación estándar de permeabilidad deTimur-Coates, con un valor de corte de 33 msegpara T2 en areniscas, y exponentes de la ecuaciónbasados en datos experimentales del sur de Texas.En las zonas de gas, sin embargo, la porosidadCMR puede ser pesimista. Tanto las prediccionesde permeabilidad CMR como las relaciones entrepermeabilidad y porosidad convencionales,arrojaron resultados mezclados al compararse convalores de núcleos (arriba). El equipo del proyectoLobo recomendó extraer más núcleos para obtenerun mejor referencial de la permeabilidad para lacorrelación, pero las condiciones del pozoimpidieron obtener los datos adecuados en elsegundo pozo.

50 Oilfield Review


Porosidad

Porosidad neutrón

vol/vol0.3 0.0Porosidad de densidad



Alta porosidad

Alta porosidad

Baja porosidad

vol/vol0.3 0.0


Porosidad de densidadvol/vol0.3 0.0

Fluido ligado CMRvol/vol0.3 0.0

Ecuación de Timur-Coatesestándar0.002 20.0

Ecuación de Timur-Coates específicapara la formación Lobo0.002 20.0

La porosidad y la permeabilidad no correlacionanOptimización de la permeabilidad de registrosversus los valores de núcleos laterales de la for-mación Lobo. Mediante una ecuación de Timur-Coates especialmente modificada para la forma-ción Lobo, con exponentes proporcionados porel Centro de Investigaciones Doll de Schlumber-ger, se obtuvo una mejor correlación entre losvalores de registros y de núcleos de la permea-bilidad de la formación Lobo (curva roja) a lolargo de todo el tercer pozo.

Porosidad

Porosidad neutrón

vol/vol0.3 0.0Porosidad de densidad



vol/vol0.3 0.0


Porosidad de densidadvol/vol0.3 0.0

Fluido ligado CMRvol/vol0.3 0.0


Ecuación de Timur-Coates corregidapor sobrecarga neta0.002 20.0

Ecuación de Timur-Coatesestándar0.002 20.0

Ecuación de Timur-Coatespara baja permeabilidad0.002 20.0

Perfeccionamiento de datos de permeabilidadderivados de registros versus valores de núcleoslaterales de la formación Lobo. Se obtuvieron másnúcleos laterales en el tercer pozo de este estudiopara probar y perfeccionar el modelo de permea-bilidad (puntos púrpura). La ecuación de Timur-Coates estándar tampoco resultó en este pozo(curva púrpura de rayas). Las correcciones porlos efectos de sobrecarga neta mejoraron las pre-dicciones de permeabilidad CMR en la zona infe-rior, pero no en las otras dos zonas (curva verde).Una versión de la ecuación de Timur-Coates parayacimientos de baja permeabilidad coincidió conlos valores de permeabilidad de núcleos en losintervalos superior e intermedio, pero subestima-ron los valores en la zona inferior (curva negra).

>

>


Otros núcleos obtenidos en un tercer pozo per-mitieron probar y perfeccionar varios modelos depermeabilidad. La ecuación de Timur-Coates es-tándar tampoco dio resultado en este pozo. La co-rrelación entre las permeabilidades derivadas delregistro CMR y los valores de núcleos fue mejor enla zona inferior que en las zonas superior e interme-dia (página anterior, arriba). Después de la correc-ción por la sobrecarga neta, las correlaciones de laecuación de Timur-Coates modificada para yaci-mientos de baja permeabilidad resultaron alentado-ras, pero aún no aceptables.

Estos nuevos datos se utilizaron para adaptar laecuación de Timur-Coates específicamente a la for-mación Lobo. Se desarrolló una ecuación de perme-abilidad CMR modificada, utilizando una ecuación

de Timur-Coates con exponentes proporcionados porel Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger,Ridgefield (SDR, por sus siglas en Inglés),Connecticut, EUA. Se utilizó la porosidad efectivaderivada de los resultados del procesamiento ELANen lugar de la porosidad CMR corregida por gas, por-que aquella se corrigió por el gas, por arcillosidad ypor invasión. Con un valor de corte de 90 mseg paraT2 para aprovechar las características de invasióndel lodo a base de aceite en la formación Lobo, seperfeccionó la relación entre el volumen de fluidolibre (FFV, por sus siglas en Inglés) y el volumen defluido ligado (BFV, por sus siglas en Inglés). Las per-meabilidades calculadas con esta ecuación modifi-cada concuerdan bastante bien con los valores denúcleos en todo el pozo (página anterior, abajo).

Porosidad

Porosidad neutrónvol/vol0.3 0.0




vol/vol0.3 0.0

Fluido libre


vol/vol0.3 0.0Fluido ligado CMR

vol/vol0.3 0.0

0.002 20.0

0.002 20.0

Permeabilidad CMR, mD


Ecuación de Timur-Coatesestándar

Ecuación de Timur-Coates específicapara la formación Lobo

> Validación de la permeabilidad de registros optimizada versus los valores de núcleos late-rales de la formación Lobo. En el Carril 3, se muestran los datos de registros del primer pozode este proyecto, reprocesados usando la ecuación específica para la formación Lobo paravalidar el modelo de permeabilidad (curva roja). Excepto por un punto de núcleos cercano alfondo de la sección de registro, la nueva expresión resultó en un ajuste mucho mayor entrelas permeabilidades del CMR y las de núcleos laterales (puntos púrpura).

Conoco estaba preocupado de que, depen-diendo de la litología, la herramienta CMR requi-riera una permanente calibración para proveerpermeabilidades precisas del yacimiento. Serealizaron mediciones de laboratorio de T2, per-meabilidad y porosidad en núcleos de la forma-ción Lobo de varios campos para determinar siéste era el caso. Para una mejor verificación, sereprocesaron los datos del registro CMR del pri-mer pozo con la expresión de permeabilidadmodificada (arriba). Los resultados positivos die-ron a Conoco la confianza para eliminar losnúcleos laterales del programa de registros en elárea de estudio.

También mejoraron los cálculos del espesorneto (arriba). El análisis estándar de registros depozos QLA, utilizando tres criterios—porosidadsuperior al 12%, saturación de agua inferior al70% y volumen de lutitas inferior al 50%—per-mitió identificar una zona productiva de 42 pies[13 m]. Los resultados del procesamiento ELANutilizando los mismos criterios, mostraron un50% más de espesor neto, o 65 pies [20 m]. Elaumento se debió al cálculo de diferentes porosi-dades y volúmenes de arcillas basado en datosadicionales de los registros ECS y CMR.

Se han terminado otros pozos usando lapermeabilidad del registro CMR. Luego de lacaracterización del yacimiento y a partir delmodelo específico para la formación Lobo,Conoco y Schlumberger utilizaron prediccionesmás precisas y coherentes de la permeabilidad,la saturación de fluido, el espesor neto y elesfuerzo para diseñar estimulaciones defracturas optimizadas que redujeron los costosde terminación de pozos y aumentaronconsiderablemente la producción de gas.

Caracterización interactiva del yacimiento El enfoque PowerSTIM aplica los mejoresrecursos disponibles para comprender los pozos,los campos y las cuencas, y presentarecomendaciones específicas en un formato defácil comprensión y técnicamente sólido. Seconstruye un registro global, o montaje de datos,para divulgar la evaluación de la formación, elanálisis del pozo, la caracterización delyacimiento y la terminación del pozo o losdiseños de estimulación, junto con lospronósticos de producción, los resultados y las

52 Oilfield Review

Comparación de los análisis de espe-sor neto. El análisis estándar de regis-tros de pozos QLA, usando criteriosestándares—porosidad superior al12%, saturación del agua inferior al 70%y volumen de lutitas inferior al 50%—permitió identificar un espesor neto de42 pies [13 m]. Con los mismos criterios,los resultados del procesamiento ELANarrojaron 50% más de espesor, o 65 pies[20 m], pero con los volúmenes de luti-tas obtenidos de la herramienta deEspectrometría de Captura ElementalECS.

Permeabilidad

Cuarzo

Agua ligadaa la arcilla

Calcita

Indicador delutitas del

modelo original

Clorita

llita

Porosidad

Agua irreductible

El espesor neto es igual a 65 pies usando el modelo ELAN con los registros CMR y ECSu.p.0.5 0

Rayos gamma

API0 200 10 0.001

Permeabilidad Porosidad efectiva

mD 00.2 u.p.

Volumen

100%0

Porosidadde densidad

Porosidadneutrón

Porosidadefectiva

Volumende gas

Porosidad efectiva

El espesor neto es igual a 42 pies usando criterios de corte de porosidad de 12%, saturación de agua de 70%, y volumen de lutitas de 50%

Rayos gamma ResistividadEspesorneto

Porosidad neutrón


Volumen de arcilla

Volumen de gas

Resistividadaparentedel agua

>


evaluaciones posteriores al tratamiento (de-recha). Esta copia impresa tangible encierra elvalor inherente a una metodología intangible.

Para el operador, este montaje de la vida delpozo es una referencia de un valor incalculablepara obtener rápidamente información acerca delpozo. El montaje PowerSTIM contiene informa-ción detallada sobre la caracterización y la termi-nación del pozo en un modo continuo. La cubiertamuestra datos del emplazamiento del pozo e im-portante información de apoyo. En su interior,una sección de datos de registros de lodo o regis-tros adquiridos a pozo abierto, de análisis de nú-cleos y de otros datos de pruebas, identifica laszonas de interés. Un esquema del pozo muestrael diseño de la terminación y los disparos. Otrassecciones presentan diseños de estimulación,análisis de productividad, registros de produc-ción y datos reales de producción. A medida queavanza un proyecto, el equipo PowerSTIM actua-liza el montaje, que se puede utilizar más tardepara evaluar futuras terminaciones de pozos.

Una herramienta de intranet basada en lainfraestructura y herramientas de la Red ofreceun marco de colaboración recíproca entre lasdiversas disciplinas técnicas, así como tambiénentre el operador, Schlumberger y otrosproveedores. Comenzando con una presentaciónde todo el montaje, los miembros del equipopueden ampliar cualquier área del montaje paraobtener una vista más detallada (arriba). Estaherramienta es parte del distribuidor (hub) deInternet interno de Schlumberger, un sitio de laRed al cual sólo puede ingresar personalautorizado de Schlumberger. Los equiposPowerSTIM pueden utilizar la herramienta de

intranet en cualquier momento y desde cualquierlugar del mundo con una conexión a Internet. Porejemplo, un centro de productos que proporcionasoporte, o un miembro del equipo en una oficinaen Houston, pueden obtener en sólo minutos lainformación ingresada por otro miembro delequipo que se encuentra trabajando en un campodel Medio Oriente.

La herramienta de intranet PowerSTIM per-mite una rápida integración de conocimientosdesde varias fuentes dispersas para permitir untrabajo de equipo más rápido, más fácil y máseficiente. Los datos del proyecto ingresados poringenieros, se incorporan automáticamente almontaje PowerSTIM, que se crea en una fraccióndel tiempo que tomaría a cada ingeniero sólo

Diseño determinación

Pruebas de pozoConsideracionesdel yacimiento

Consideraciones geológicas

Evaluaciónposterior al trabajo

Ejecución deltrabajo en el pozo

Diseño deestimulación

Diseño deestimulación

Diseño determinación

Caracterizacióndel yacimiento

Cabezaldescriptivo

ResumenEvaluaciónposterior al trabajo

Ejecución deltrabajo en el pozo

> Montaje PowerSTIM. El montaje PowerSTIM es un extenso informe en papel, similar a un registrode pozo, que documenta a fondo y muestra completamente datos relevantes del pozo e interpretacio-nes de varias fuentes.

Descriptiveheader

ReservoirCharacterization

CompletionDesign

Execution Fracturedesign

Summary

Herramienta de intranet PowerSTIM. Todoel montaje PowerSTIM está construidodinámicamente en el escritorio de la PCpara proveer soluciones integradas "en elmomento" para proyectos en curso.

>

manipular e imprimir diversos componentes porseparado. Un montaje se completa prácticamentecon la misma rapidez con que se recopilan todoslos datos. De hecho, se han entregado recomen-daciones sobre terminaciones de pozos, inclusoantes de que los equipos de adquisición de regis-tros dejen la localización del pozo.

Un proyecto de optimización de la estimula-ción comienza cuando un gerente de proyecto, ocoordinador, selecciona expertos de todo el mun-do, a quienes se les notifica por correo electrónicoy se les asignan tareas específicas. Los equiposPowerSTIM deben incluir petrofísicos, ingenierosde yacimientos y de producción, y diseñadores deestimulación. Este equipo debe incorporarse loantes posible al proceso de diseño de la perfora-ción y la terminación. Por lo general, los proyectosque cuentan con un equipo PowerSTIM durantelas etapas de planificación son muy exitosos.

Una vez que se recopilan y analizan los datos,el equipo PowerSTIM diseña una terminaciónespecífica basada en la caracterización más efi-ciente del yacimiento. Nuevamente, gracias a laherramienta de intranet, estas iniciativas se pue-den producir a millas de distancia de la fuente dedatos. Los diseños y resultados de las terminacio-nes de pozos se pueden recopilar e incorporar almontaje, de modo que todo el historial de un tra-

de la metodología y herramientas PowerSTIMpara el reconocimiento y la selección de pozoscandidatos a una estimulación incluyen: • optimizar la rentabilidad en yacimientos

heterogéneos con condiciones variables• mejorar el rendimiento de los campos

marginales • superar problemas o fallas de terminaciones

en áreas donde otros están obteniendo buenosresultados

• rediseñar las terminaciones para mantener osuperar la producción histórica a costosmenores, iguales o mayores, pero económica-mente justificables.

Mejoramiento de un desarrollo marginal Kerns Oil and Gas Inc., en San Antonio, Texas,utilizó la metodología PowerSTIM para optimizarterminaciones de pozos en las formacionesOlmos y San Miguel, en el sur de Texas. Los cam-pos Catarina S.W. y Dos Hermanos producen gasde dichas formaciones, las cuales son de bajapermeabilidad.11 Los pozos en estos campos seperforan y completan para producir desde una oambas formaciones. El mejoramiento de losresultados de las estimulaciones podría justificarun desarrollo adicional de esta área marginal,pero es difícil obtener datos de permeabilidadpara evaluar las zonas productivas y diseñar lostratamientos de fracturas.

En esta región, la formación Olmos consta deareniscas individuales de 5 a 50 pies [1.5 a 15 m]de espesor, distribuidas a lo largo de un intervalode varios cientos de pies. Muchas areniscas indi-viduales no producirán en forma natural y es ne-cesario asumir los valores de permeabilidad, loque conduce a errores de cálculo de la pérdida defluido hacia la formación. Las permeabilidadespublicadas para las arenas laminadas de la for-mación Olmos fluctúan entre 0.07 y 10 mD, conuna variación basada en la experiencia local queva de 0.04 mD a varios milidarcies. La formaciónOlmos tiene una baja resistencia a la compresióny las lutitas se fracturan tan fácilmente como lasareniscas. Los valores del módulo de elasticidadde Young de la formación Olmos en otro campofluctúan entre 1.7 y 2.0 millones de lpc [12 a 14KMpa]. En la zona donde opera Kerns, la resis-tencia mecánica calculada a partir de los datosdel registro DSI indica que el módulo de elas-ticidad de Young es de 1.2 a 4.8 millones de lpc [8a 33 KMPa]. En las areniscas de la formación SanMiguel, la permeabilidad varía de 0.1 a 33 mD.

Para mejorar las técnicas de terminación y elrendimiento de los pozos, un equipo PowerSTIMestudió varios pozos y modificó las técnicas determinación. El primer cambio fue con respecto a

54 Oilfield Review

> Permeabilidad de resonancia magnética nuclear (RMN). El registro de laherramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR confirmó una inter-pretación del registro de potencial espontáneo que indicaba una secuenciade arenisca granodecreciente, con la zona de mayor permeabilidad—4mD—en el fondo. Si los disparos se hubieran emplazado en los 6 pies [1.8 m] supe-riores, como se había planificado originalmente, la producción inicial habríasido baja, y se habría efectuado un tratamiento de estimulación innecesario.

Fluido ligado

MD1:120pies

Rayos gamma

API 1500

Permeabilidad de Timur-Coates

mD 100.001

Fluido libre CMR Valor de corte de T2 =33 mseg

pies3/pies3 00.3 30000.3

SP PermeabilidadPorosidad total CMR Distribución de T2

pies3/pies3 00.3


pies3/pies3 00.3

X150

X160

X170

X180

4 mD

Disparos

tamiento de estimulación esté en un solo docu-mento. En la ejecución de simulaciones de MonteCarlo y simulaciones económicas para parámetrosde pozos críticos también se considera el riesgo.10

Desde el inicio de un proyecto nuevo hasta elanálisis posterior a la terminación y laestimulación, la herramienta de intranet creaesencialmente una oficina virtual para losproyectos de optimización de la estimulación.Miembros del equipo situados a cientos o milesde millas de distancia interactúan e intercambiandatos en forma eficiente y efectiva para proveersoluciones de terminación y estimulación "enlínea" y "a tiempo," de modo de satisfacer lasnecesidades del cliente. Se obtiene un registrototal y completo, tal como si los miembros delequipo hubieran trabajado físicamente juntos enun mismo lugar.

El flujo de trabajo PowerSTIM que utiliza laintranet es un excelente ejemplo de cómo seimplementan soluciones verdaderamente integra-das, al recurrir a los conocimientos técnicos anivel mundial, a una tecnología hecha a lamedida, y a sistemas de manejo del conocimientocon una tecnología de la información de últimageneración. Un aporte clave de este flujo de tra-bajo es la entrega rápida de recomendacionessobre terminaciones de pozos. Las aplicaciones


los disparos: se reemplazaron las cargas están-dares por cargas UltraJet de alto rendimientopara aumentar la penetración en la formación.Luego, se incorporaron las mediciones de porosi-dad y permeabilidad de los registros CMR y laspropiedades mecánicas de los registros DSI paramejorar la selección de los pozos candidatos aestimulación. El equipo empleó la permeabilidadderivada del registro CMR para determinar laspérdidas de fluidos y diseñar las estimulacionespor fracturamiento hidráulico. De los registrosDSI, se obtuvieron datos precisos de velocidadescompresionales y de cizallamiento para inferir elmódulo de elasticidad de Young y la relación dePoisson. Las imágenes de microresistividad delregistro FMI ayudaron a determinar las pérdidasde fluido de fracturamiento y el emplazamientode los pozos, al identificar los planos de fallas yla orientación del plano preferencial de fractura-miento (PFP). El costo de las operaciones de dis-paro por pozo aumentó $4000.00 y los costos deestimulación aumentaron $20,000.00, pero laproducción inicial aumentó de alrededor de 400 a1000 Mpc/D [11,500 a 29,000 m3/d].

En el primer pozo se compararon las permeabili-dades derivadas del registro CMR con la producciónestimada del pozo (página anterior). En la zona deinterés cuya porosidad es de 17% y su resistividades de 10 ohm-m, se calculó una saturación de aguadel 52%. El Multiprobador de Formaciones RFT indi-có una permeabilidad de 0.05 mD en la parte supe-rior de esta zona; la parte inferior no se probó. Apartir de los datos del registro CMR, una ecuaciónde permeabilidad de Timur-Coates modificada arro-jó una permeabilidad de 4 mD para los 3 pies [0.9 m]inferiores de esta sección. La distribución de T2 res-paldó una interpretación que sugería secuencia dearenisca granodecreciente. Los 3 pies al fondo de laarena resultaron ser los más permeables. Las cur-vas de neutrón y densidad indicaron una porosidadconsiderable, pero los datos se consideraron dudo-sos porque la sección de registro corresponde a unazona de lignito y de secciones derrumbadas delpozo. Sin embargo, los tiempos de decaimiento tar-díos no se debieron a las condiciones del pozo, demodo que se decidió probar la sección inferior.

En este pozo se efectuaron disparos sobre unintervalo de 10 pies [3 m] que, según los datos delregistro de rayos gamma, correspondían a unaarenisca. El análisis NODAL para un espesor netode 3 pies y una permeabilidad de 4mD, arrojó unpronóstico de producción de 600 Mpc/D [17,000m3/d]. La producción real fue de 700 Mpc/D[20,000 m3/d] sin estimulación; una concordanciarazonable. La permeabilidad derivada del registroCMR ayudó a identificar una sección que podríano haber sido considerada. El intervalo de termi-

nación y la productividad del pozo se determina-ron a partir del perfil de resistividad y de la distri-bución de T2 de RMN. Con los criterios depermeabilidad, se logró una terminación naturaleconómica y no se necesitó tratamiento de frac-turamiento alguno.

Para el segundo pozo, que tiene dos areniscasen la formación Olmos, ubicadas una junto a laotra, se utilizaron las estimaciones del tamaño delos poros y de la permeabilidad derivadas de losdatos del registro CMR (arriba). La arena de bajapermeabilidad se probó y estimuló porque cum-plía con los valores de corte de la porosidad dedensidad de 12% y de la resistividad de 12%,pero los resultados no fueron buenos. Esta zona

se taponó y se completó con éxito la arena supe-rior. Una interpretación basada en los datos CMR,que indicaba que la arena inferior tenía mayorporosidad y menor permeabilidad que la arenasuperior, habría alertado a los ingenieros sobre lacalidad del intervalo inferior, y les hubiesepermitido ahorrar los gastos de estimulación y deprueba del pozo.

10. Bailey W, Couet B, Lamb F, Simpson G y Rose P: "Riesgosmedidos," Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2001): 22-37.

11. Fairhurst DL, Marfice JP, Seim MR y Norville MA:"Completion and Fracture Modeling of Low-PermeabilityGas Sands in South Texas Enhanced by MagneticResonance and Sound Wave Technology," artículo de laSPE 59770, presentado en el Simposio de Tecnología deGas CERI de la SPE, Calgary, Alberta, Canadá, Abril 3-5,2000.

Registro CMR y registro dedensidad para dos areniscasde la formación Olmos. Unainterpretación utilizando sola-mente la porosidad de densi-dad indicó que la arena inferiorera la más atractiva. Sinembargo, la mayor permeabili-dad en la zona superior corre-laciona con los tiempos pro-longados de relajacióntransversal en la distribuciónde T2 de RMN (arriba). Losresultados de producción con-firman esta interpretación delregistro CMR. La zona inferiorfue taponada después de lasoperaciones de disparo y esti-mulación sin éxito (abajo). Lazona superior se completó conéxito. Una interpretaciónbasada solamente en la poro-sidad de densidad indicó quela arena inferior era la zonamás atractiva para la produc-ción, lo cual resultó ser unaconclusión errónea.

Fluido ligado

Permeabilidad

MD1:120pies

Rayos gamma

API0 150

Fluido libre CMR

pies3/pies30.3 0mD0.001 10

Porosidad total CMR

pies3/pies30.3 0


pies3/pies30.3 0

Valor de corte de T2 = 33 mseg

Distribución de T2

Resistividad menor a 12 ohm-m Porosidad de densidad menor al 12%

Estimulado y en producción

X820

X830

X840

X850

0.1 mD

10 u.p.


30000.3

Fluido ligado

Permeabilidad

MD1:120pies

Rayos gamma

API0 150

Fluido libre CMR

pies3/pies30.3 0


mD0.001 10

Porosidad total CMR

pies3/pies30.3 0


pies3/pies30.3 0

Valor de corte de T2 = 33 mseg

Distribución de T2

Resistividad mayor a 12 ohm-mPorosidad de densidad mayor al 12%

Estimulado y taponado

X150

X160

X170

X180

0.1 mD

12 u.p.

30000.3

>

Los datos de permeabilidad son extremada-mente importantes en todos los diseños de esti-mulación. Se compararon dos diseños deestimulación de fracturas tridimensionales deFracCADE en un tercer pozo (arriba). El primer di-seño se efectúo utilizando la permeabilidad enbase a la experiencia local previa, estimacionesde núcleos laterales, y datos publicados de la re-gión. La longitud de diseño de la fractura resultóser menor que la requerida para una estimulaciónóptima. Para obtener la longitud y el ancho de lafractura requeridos, el tamaño del tratamientotendría que haberse aumentado, lo que produciríauna estimulación de mayor costo y, al mismotiempo, menos eficiente. Por otro lado, la posibi-

pies [244 m]. La interferencia con un pozo vecinoubicado a unos 1000 pies [305 m] hacia el noro-este era una preocupación. Los datos sónicosmostraban la orientación de las tensiones aúncuando no se observaban ovalizaciones o rupturasdel pozo en las imágenes FMI. Por lo tanto, seobtuvieron registros DSI para determinar la direc-ción del plano preferencial de fracturamiento(PFP). La determinación de la orientación de lafractura también puede optimizar el emplaza-miento del pozo y la recuperación de gas.

Se emplearon datos direccionales de losregistros sónicos DSI e imágenes FMI paradeterminar el correcto emplazamiento del pozo yasegurar el drenaje efectivo del yacimiento. Lamayoría de las areniscas de esta región tiene unaorientación de fractura NE-SO, pero hay ciertavariación. Los datos del registro FMI corroboraronesta dirección. La dirección de la fractura sealejaba del pozo vecino, de modo que se comenzóel bombeo. No se detectó conectividad niinterferencia.

Otro problema en estos campos era el rendi-miento inadecuado de la barrena (mecha, broca,trépano). La perforación de los pozos demoraba 20días y las malas condiciones de los pozos estabanafectando seriamente la evaluación de la forma-ción y la caracterización del yacimiento. Los pozosagrandados y derrumbados hicieron que las medi-ciones de los registros no fueran confiables, semalgastara cemento y se afectara el aislamientozonal. Se desarrolló un registro sintético depropiedades de rocas para seleccionar y utilizarlas barrenas correctas.13 Un diseño de barrenaReed-Hycalog estable redujo el tiempo de perfora-ción a sólo 10 días, mejoró la calidad del registropara ayudar a identificar espesor adicional, yresultó en mejores cementaciones con menoscantidad de cemento. Este paso adicionalgarantizó datos precisos para optimizar futurasterminaciones de pozos.

Las terminaciones de pozos en esta área sonahora más exitosas (próxima página). Las arenis-cas no consideradas anteriormente, y que una vezparecieron marginales, están efectuando unaporte considerable a la producción total. Loscostos de adquisición de datos aumentaron$20,000.00 por pozo; los costos de perforaciónaumentaron $4000.00; y los cargos de estimula-ción subieron $30,000.00. Sin embargo, la adqui-sición de conjuntos completos de datos y lasterminaciones optimizadas han más que duplicadolas tasas de producción. La producción promediode los pozos aumentó alrededor de 1 MMpc/D[29,000 m3/d], y los costos de búsquedadisminuyeron en un factor de tres, de $1.47 a$0.48/Mpc.

56 Oilfield Review

> Modelado de fractura más preciso. Las estimaciones de la permeabilidad utilizadas enel primer diseño FracCADE (arriba) son superiores a las permeabilidades derivadas delregistro CMR que se utilizó para el segundo diseño (abajo), lo que dio como resultadouna longitud de fractura más corta; 600 pies [183 m] versus 800 pies [244 m]. Otraspropiedades de la roca se mantuvieron constantes en ambos casos.

< 0.0 lbm/pies2 0.0-0.10.1-0.20.2-0.30.3-0.40.4-0.50.5-0.60.6-0.70.7-0.8> 0.8

X4800

X4900

X5000

X5100

X5200

X4800

X5000

Prof

undi

dad,

pie

sPr

ofun

dida

d, p

ies

X5100

X5200

X4900

3600 4400Esfuerzo, lpc Ancho de fractura

en el pozo, pulgadasLongitud de fractura, pies

Longitud de 800 pies

Máxima concentraciónde apuntalante


0.1 0 0.1 0 400 800 1200

3600 4400Esfuerzo, lpc Ancho de fractura

en el pozo, pulgadasLongitud de fractura, pies

0.1 0 0.1 0 400 800 1200

< 0.0 lbm/pies2 0.0-0.10.1-0.20.2-0.30.3-0.40.4-0.50.5-0.60.6-0.70.7-0.8> 0.8


Concentración de apuntalante

Concentración de apuntalante

lidad de un arenamiento (taponamiento conapuntalante) prematuro es mucho mayor en lostrabajos sobrediseñados.12 En el segundo diseño,se utilizaron estimaciones de permeabilidad deri-vadas de un registro CMR-Plus para optimizar losdiseños de fracturas y minimizar posibles proble-mas en la ejecución del trabajo.

En un cuarto pozo, se utilizaron datos del regis-tro DSI en conjunto con datos CMR. El módulo deelasticidad de Young derivado de los datos sónicosvarió de 2.5 a 4.5 millones de lpc [17 a 31 KMPa]en las areniscas y de 2.0 a 2.5 millones de lpc [13a 17 KMPa] en las lutitas. La permeabilidad varióde 0.003 a 0.5 mD en las areniscas. El diseño de lafractura para este pozo indicó una longitud de 800


Solución de problemas relacionados con la estimulación El fracturamiento de la formación Morrow en elsudeste de Nuevo México, EUA, resulta proble-mático. En esta región, las areniscas gasíferas dela formación Morrow son de baja presión ypotencialmente sensibles al agua, con permeabi-lidades que varían en tres órdenes de magnitud.Los mejores pozos se terminan en forma naturaly se fracturan sólo aquéllos que penetran lasrocas de menor calidad del yacimiento. Para solu-cionar la sensibilidad al agua y evitar el arena-miento durante el fracturamiento, normalmentese bombean fluidos energizados de baja viscosi-dad con bajas concentraciones de apuntalante,generándose fracturas angostas y de baja con-ductividad. Los operadores de esta área abordanlos tratamientos de estimulación con cautela ygeneralmente aceptan resultados subóptimos.

La mayoría de las terminaciones se planifi-can siguiendo tres lineamientos genéricos: lospozos se terminan sin fracturamiento si las zo-nas producen a tasas rentables; la estimulaciónpor fracturamiento hidráulico es un último recur-so si la producción cae por debajo del límite ren-table; y los sistemas de fluido acuoso se evitandebido a la sensibilidad de la formación al agua.Aunque no universales, estos criterios represen-tan el pensamiento de muchos operadores quehan participado en el desarrollo de la formaciónMorrow durante los últimos 20 años.

Los primeros intentos de fracturar la forma-ción Morrow con sistemas a base de agua fueronmarginalmente exitosos. Los estudios indicaronque los malos resultados se debían a las arcillassensibles al agua o a los efectos de presión capi-lar que reducen la permeabilidad del yacimientocomo resultado de su exposición a los fluidos defracturamiento. La baja presión del yacimientocomplica aún más las cosas. Estos inconvenien-tes se abordaron mediante tratamientos de bom-beo energizados con nitrógeno [N2] o dióxido decarbono [CO2], y utilizando metanol en los fluidosde fracturamiento. Sin embargo, los resultadosde las estimulaciones con estos sistemas energi-zados no han sido sistemáticos.

En zonas de mayor permeabilidad donde seatraviesa el daño de la zona invadida, los trata-mientos de fracturamientos pequeños que utili-zan espumas dan buenos resultados, pero enzonas de menor permeabilidad, donde la longitudde la fractura es esencial para el éxito de la esti-mulación, estos sistemas no generan resultadosrentables en forma sistemática. Estos tratamien-tos abordan la sensibilidad al agua, pero la bajaviscosidad, las altas pérdidas de presión por fric-ción y los requisitos de agentes químicos aumen-tan los arenamientos y los costos. Losarenamientos tempranos y las bajas concentra-ciones de apuntalante hacen que los pozos pro-duzcan a tasas menores a las de su capacidad.

Para maximizar la producción, se necesitabandiseños de tratamientos de fracturas que desarro-llaran un ancho hidráulico adecuado y transporta-ran mayores concentraciones y volúmenes deapuntalante, pero esto requería valores confiablesde los parámetros del yacimiento y de las propie-dades de las rocas. Con un conocimiento deta-llado del yacimiento, los especialistas puedendiseñar fluidos y seleccionar apuntalantes paracrear fracturas hidráulicas que generen mayorconductividad y óptimos resultados.

Louis Dreyfus Natural Gas Inc. perforó el pozoETA-4 en marzo de 2000. No se contaba condatos de presión, pero se registró una presión defondo de 2000 lpc [13.8 Mpa] en un pozo vecinoque producía de la formación Morrow. Los regis-tros de pozos mostraban una zona homogénea yde alta calidad, 10 pies [3 m] en la formaciónMorrow con una porosidad cercana al 14% y unasaturación de agua del 20%. Los núcleos latera-les confirmaron la interpretación de los registros.

Una zona como la indicada debería producir enforma natural, pero la alta permeabilidad y labaja presión hacen que el intervalo pueda sufrirdaños durante la perforación. La gran separaciónentre las curvas de resistividad confirmó unainvasión profunda, de modo que para superar eldaño cercano a las paredes del pozo, el operadoroptó por diseñar una estimulación por fractu-ramiento hidráulico.14

La calidad del yacimiento en el pozo ETA-3,terminado dos meses antes, era similar a la delotro pozo, pero con la mitad de espesor neto.Luego de efectuar los disparos en la zona deinterés, el pozo fue estimulado con una fracturahidráulica, bombeando espuma de CO2 y apunta-lante de cerámica artesanal de alta resistenciapor un revestidor de 5 pulgadas de diámetro. Lapresión de tratamiento de superficie fue de 5000lpc [34 MPa]; la concentración máxima de apun-talante fue de 4 laa (libra de apuntalante agre-gado), y hubo indicios de posible arenamiento alfinal del trabajo. La producción posterior a laestimulación se estabilizó en 1.7 MMpc/D[49,000 m3/d], con una presión de flujo en elcabezal de la tubería de producción (FTP, por sussiglas en Inglés) de 500 lpc [3.4 Mpa].

Debido a que la calidad del yacimiento en elpozo ETA-4 era equivalente a la del pozo ETA-3,y el espesor neto era el doble, el operador espe-raba que el pozo ETA-4 fuera un pozo excelente.Sin embargo, la producción después de efectuarlos disparos fue de sólo 500 Mpc/D [14,000m3/d] con una presión de flujo en el revestidor(FCP, por sus siglas en Inglés) de 220 lpc [1.5MPa], lo que equivalía a una terminaciónextremadamente dañada, con un factor de daño

12. Un arenamiento es un taponamiento con apuntalante, enel que el apuntalante actúa como un puente en la frac-tura cerca de la pared del pozo, lo que interrumpe laentrada de fluido y la propagación de la fractura. Si seproduce un arenamiento al inicio de un tratamiento, lapresión de bombeo puede subir demasiado y el trabajotendría que terminarse antes de poder crear una frac-tura óptima.

13. Besson A, Burr B, Dillard S, Drake E, Ivie B, Ivie C, Smith Ry Watson G: "Bordes cortantes," Oilfield Review 12, no. 3(Invierno de 2001): 38-63.

14. Logan WD, Gordon JE, Mathis R, Castillo J y McNally AC:"Improving the Success of Morrow Stimulations the Old-Fashioned-Way," artículo de la SPE 67206, presentado enel Simposio de Operaciones de Producción de la SPE,Ciudad de Oklahoma, Oklahoma, EUA. Marzo 24-27, 2001.

> Optimización de las terminaciones y del desarrollo del campo. En un programade perforación de 33 pozos, se optimizó la producción mediante disparos con car-gas de alto rendimiento, una mejor evaluación de la formación y la interpretaciónde registros con modernas tecnologías de registros, y una selección correcta deldiseño de la fractura y de la barrena.

Programa de perforación de 35 pozos de desarrollo (grupos de 5 pozos)

Disparos de altorendimiento y mejor

interpretación de registros

Caracterización del yacimientoy estimulaciones de fracturas

optimizadas PowerSTIM

Barrenasoptimizadas

1998 1999 2000

Tasa

de

prod

ucci

ón d

e ga

s, M

pc/D

3000

2500

2000

1500

1000

500

de +45. El siguiente paso fue determinar lalongitud óptima de la fractura usando parámetrosreales del yacimiento (derecha).

Para aprovechar al máximo esta calidad delyacimiento, el operador decidió diseñar una frac-tura más conductiva, utilizando concentracionesde apuntalante más altas que las convenciona-les. Sin embargo, dado que el tratamiento del po-zo vecino indicaba un posible arenamiento a unaconcentración de 4 laa, esto no sería fácil. El are-namiento prematuro limita las tasas de produc-ción después del tratamiento y son comunes enla formación Morrow. Los ingenieros de estimu-lación consideran que la tortuosidad que existecerca de las paredes del pozo es un factor quedebe tomarse en cuenta para minimizar la proba-bilidad de un arenamiento (abajo). Los disparoscorrectamente orientados mitigan los efectos dela tortuosidad. La dirección del esfuerzo máximo,o plano preferencial de fracturamiento (PFP), esperpendicular a las rupturas del pozo, según indi-can los datos del registro FMI, y se orienta de NOa SE en el pozo ETA-4. Esta información se utilizópara orientar los disparos en la dirección delmáximo esfuerzo de la formación, utilizando unaherramienta de Disparos Orientados Operada aCable (WOPT, por sus siglas en Inglés).

Se pudo obtener una concentración de apun-talante más alta—6 versus 4 laa—para aumen-tar el ancho de la fractura, ya que los disparosorientados reducen el riesgo de arenamiento pre-maturo, originado por la tortuosidad que existecerca de las paredes del pozo. Para una concen-tración de 6 laa, el programa FracCADE muestrauna longitud de fractura de 300 pies [91 m] y unancho de la misma de 0.15 pulgadas [3.8 mm]; eldoble del ancho resultante del diseño con unaconcentración de 4 laa (próxima página, arriba).Este tratamiento parece estar sobrediseñado,pero la experiencia local indica que para obteneruna fractura conductiva efectiva de 200 pies [60m], un objetivo de diseño de 300 pies no es irra-cional, si se considera la posibilidad de daño enla conductividad de la fractura una vez cerrada lamisma e iniciada la producción.

Las presiones de tratamiento destacan elefecto de los disparos orientados en la ejecucióndel trabajo (próxima página, abajo). Las tasas debombeo en los dos tratamientos de estimulaciónson idénticas; 30 bbl/min [4.7 m3/min], pero laestimulación convencional muestra una presiónde tratamiento de 5000 lpc [34 MPa], mientrasque las presiones para el caso de los disparosorientados fluctúan entre 3000 y 4000 lpc [20 y 27MPa]. Otro indicador importante es la respuestade presión una vez finalizado el bombeo. En eltrabajo convencional, fue necesario esperar 15

minutos hasta que la presión fuera inferior a los3000 lpc, lo que sugería que la presión netaestaba aumentando y este trabajo estaba a puntode sufrir un arenamiento. En el caso de los dispa-ros orientados, la presión se estabilizó casi deinmediato, lo que indicaba que se podían colocarconcentraciones mayores de apuntalante. Losavances en sistemas de fluidos y los diseños opti-mizados de fracturas permiten utilizar los siste-mas energizados o aquellos a base de agua paraestimular la formación Morrow.

Los primeros indicadores de producción en elpozo ETA-4 denotan una estimulación exitosa. Laproducción posterior al tratamiento de fractura-miento fue de 3.5 MMpc/D [1 millón m3/d] conuna FTP de 1280 lpc [9 MPa], en comparación auna tasa de 500 Mpc/D y una presión de flujo enel revestidor de 200 lpc antes de la estimulación.Debido a que el objetivo era atravesar el daño dela perforación, el factor de daño es un buen indica-dor del éxito del fracturamiento. La producción pre-via a la estimulación de 500 Mpc/D indica un factorde daño de 45, mientras que la tasa posterior a laestimulación de 3.5 MMpc/D [99,000 m3/d] sugiereque el factor de daño se redujo a -4.

58 Oilfield Review

> Efectos del daño de la formación (o factor de daño) y longitud óptima de lafractura. Un análisis NODAL indica que con un factor de daño igual a cero, elpozo ETA-4 debería producir 3.3 MMpc/D [94,500 m3/d], con una presión deflujo en la tubería de producción de 500 lpc [3.4 MPa] (arriba). Una fracturaoptimizada reduciría el factor de daño a -4 y arrojaría una producción supe-rior a los 5.5 MMpc/D [157,000 m3/d]. El valor actual neto (VAN) máximo sealcanza con una longitud de fractura de 200 pies [61 m] (abajo).

Puntos de acuñamiento

Plano preferencialde fracturamiento(PFP)

Dirección delesfuerzo máximo

Dirección delesfuerzo mínimo

> Tortuosidad e iniciación de la fractura. Cuandose inicia una fractura en forma aleatoria, haygran posibilidad de que inicialmente se propaguehacia el yacimiento a lo largo de un plano distintoal de la dirección del esfuerzo máximo, o planopreferencial de fracturamiento (PFP, por sussiglas en Inglés). La fractura luego se desvía ytiende a seguir el trayecto de menor resistencia ya alinearse con el PFP, produciendo puntos deacuñamiento que pueden actuar como estrangu-ladores y producir un arenamiento prematuro.

2000

1500

1000

500

01000

Pres

ión,

lpc

Valo

r act

ual n

eto

(VAN

), $1

000.

00

2000 3000 4000Tasa de producción de gas, Mpc/D

5000 6000 70000

Factor de daño = 0 Factor de daño = 45 Factor de daño = 4 Comportamiento de la tubería

710

720

730

740

750

760

0 100Longitud de la fractura, pies

200 300 400 500

Resultados de FracCADE

Resultados del análisis NODAL

Tiempo de producción = 1 año


El análisis muestra que con una concentraciónmáxima de apuntalante de 4 laa y un ancho defractura de 0.06 pulgadas [1.5 mm], el pozo ETA-4 produciría 2.2 MMpc/D [63,000 m3/d] a una FTPde 1280 lpc. Si el ancho de la fractura aumenta a0.15 pulgadas, la producción aumenta a 3MMpc/D [85,000 m3/d] con una FTP de 1280 lpc.El pozo en realidad produjo más, lo que sugiere lacreación de una fractura levemente más ancha.Los disparos orientados permitieron que seaumentara la concentración de apuntalante y elancho de la fractura, se eliminara el arenamientoprematuro y la necesidad de limpiar el pozo des-pués de la fracturamiento, todo lo cual produjo1.3 MMpc/D [34,000 m3/d] adicionales. La inver-sión adicional en las operaciones de disparos serecuperó en sólo tres días de producción.

Rediseño de las terminacionesUltra Petroleum, Inc., uno de los operadores másactivos en el prolífico campo de gas Jonah delcondado de Sublette, Wyoming, EUA, quiso redu-cir el tiempo y los costos de las terminaciones, yaumentar la producción. Este campo es unatrampa contra falla dentro de una acumulaciónde gas más grande en la cuenca del Río Verde. Laproducción proviene de la formación Lance delAlto del Cretácico, una espesa secuencia de are-niscas de canal estratificadas y apiladas, acarreode sedimentos y lutitas en zonas de inundacióndesde aproximadamente 8900 hasta 13,500 pies[2713 a 4111 m] de profundidad. La formaciónLance contiene gas, pero no es comercial en granparte de la cuenca. Sin embargo, la sobrepresióna poca profundidad hace que la producción degas sea económica en el campo Jonah.

> Diseños de fracturas para el pozo ETA-4. Aunque la longitud y la altura de la fractura son simi-lares, el ancho de la fractura usando una concentración de 4 laa (arriba), como la utilizada en elpozo vecino ETA-3, es la mitad de la que se obtiene con una concentración de 6 laa (abajo).

7000

8000

5000

6000

3000

4000

1000

0

2000

35

40

25

30

15

20

5

0

10

84 87

Pres

ión,

lpc

Tasa

de

bom

beo,

bbl

/min

90 93 97 100 103Tiempo de bombeo, min

106 109 113 116 119 122 125 129

Presión de tratamiento—convencionalPresión de tratamiento—disparos orientados

Convencional—4 laa

Disparos orientados—6 laa

Tasa de bombeo en el pozo ETA-4, disparos orientadosTasa de bombeo en el pozo ETA-3, convencional Comparación de tratamientos de fractura convencional

y orientada. La mayor diferencia está en la presión de tra-tamiento medida en superficie. Mientras la concentraciónde apuntalante varía de 1 a 4 laa en el pozo ETA-3, y de 1 a6 laa en el pozo ETA-4, las presiones de tratamiento sonconsiderablemente menores en el pozo ETA-4 que en elpozo ETA-3. Esto es consecuencia de la orientación de losdisparos en la dirección del esfuerzo máximo, o plano pre-ferencial de fracturamiento.

Prof

undi

dad,

pie

s

Esfuerzo, 1000 lpc Ancho de fractura en el pozo, pulgadas

Longitud de fractura, pies

Concentraciónde apuntalante

8 9 10 0.1 0 0 200 400 6000.1

< 0.0 lbm/pies2 0.0-0.10.1-0.2 0.2-0.3 0.3-0.4 0.4-0.5 0.5-0.6 0.6-0.7 0.7-0.8 > 0.8

X1900

X2000

X2100

X2200

X2300

X2400



Prof

undi

dad,

pie

s

0.1 0.10 0 200 400 600

< 0.0 lbm/pies2 0.0-0.1 0.1-0.2 0.2-0.3 0.3-0.4 0.4-0.5 0.5-0.6 0.6-0.7 0.7-0.8 > 0.8

X1900

X2000

X2100

X2200

X2300

X24008 9 10

Esfuerzo, 1000 lpc Ancho de fractura en el pozo, pulgadas

Longitud de fractura, pies

Concentraciónde apuntalante



>

La baja permeabilidad y las múltiples zonasproductivas a lo largo de grandes secciones difi-cultan la terminación de pozos en forma econó-mica. El horizonte tiene un espesor total de 2800a 3600 pies [853 a 1097 m] con más de 100 are-niscas separadas, cuyos espesores fluctúan entre2 y 30 pies [0.6 y 9 m]. Los intervalos productivosconstan de zonas individuales de 10 a 15 pies [3a 4.5 m] y secuencias de canal apiladas superio-res a 200 pies de espesor. La porosidad varíaentre 6 y 12%, y la permeabilidad fluctúa entre0.001 y 0.5 mD. Cada arena requiere de estimu-lación para producir tasas rentables.

El intervalo de terminación se agrupa en zonasproductivas de 50 a 200 pies [15 a 61 m] de espe-sor total que se fracturan por etapas. Si hay de-masiadas etapas, los costos aumentanconsiderablemente y disminuye el retorno sobrela inversión. Con muy pocas etapas, algunas are-niscas no se estimulan en forma adecuada y laproducción dista de ser la óptima. Los problemasfundamentales que enfrentan los ingenieros sondeterminar cuáles areniscas serán y cuáles no se-rán estimuladas; cuántas areniscas incluir y cómoagruparlas en etapas, y cómo aislar los intervalosentre las distintas etapas de fracturamiento.

Históricamente, el uso de técnicas de entradalimitada para lograr una acción divergente y elfracturamiento de intervalos largos en formaselectiva con el objeto de controlar los costos,minimizó la cantidad de tratamientos de fractura-ción. Las etapas de tratamiento fluctuaban entre100 y 450 pies [30 y 137 m] con 20 a 28 disparospor etapa. Después de que se estimulaba unintervalo, el pozo se hacía fluir para limpiar yrecuperar los fluidos del fracturamiento, y paraprobar la productividad. Una a dos semanas des-pués, los intervalos fracturados eran aislados contapones mecánicos—recuperables o perfora-bles—o tapones de arena, y se disparaba y frac-turaba el siguiente intervalo. Este procesocontinuaba hasta que se completaba el pozo. Porlo general, se fracturaban de tres a seis interva-los por pozo durante unas cinco semanas. Elcosto de estas terminaciones tradicionales sueleser tan alto como perforar el pozo, toman muchotiempo y producen resultados desalentadores.

Se aplicó la metodología PowerSTIM a estecomplejo yacimiento con resultados impresionan-tes y con un amplio impacto en el éxito de las ter-minaciones. Una vez más, la clave fue eldesarrollo de un modelo para estimar la permea-bilidad, las propiedades de las rocas y la produc-tividad de cada capa de arena.

La primera fase del proyecto incorporó el tra-bajo realizado por Amoco, ahora BP, ySchlumberger para relacionar las pruebas de

60 Oilfield Review

XX000

XX100

XX900

XX800

MDpies

Intervalos noestimulados

adecuadamente

Escasa a nulacontribución

a la producción

Tasa de flujo B/D

GR, 2da pasada

API0 a 200

0 a 6 lbm/pies2

GR de pozoentubado

Ancho defractura, pulg

Total deescandio

Totalde iridio

Concentraciónde arena

Formación

Iridio

Formación

Escandio EscandioIridio

Iridio

Escandio

> Divergencia del tratamiento en terminaciones originales: trazadores radioactivos y registros de producción.Se descubrió que el uso de técnicas de entrada limitada dejó algunos intervalos sin estimulación. En esteejemplo, se fracturaron seis areniscas productivas de más de 300 pies [91 m] de espesor total a través de 24disparos. Las zonas más profundas no están suficientemente estimuladas (izquierda) y contribuyen poco onada a la producción. Si un intervalo no tomaba fluido al comienzo del tratamiento, la erosión de los disparosen otras areniscas hacía que la contrapresión no fuera suficiente para lograr la divergencia del tratamiento.

3 de 4 capas dearena estimuladaspor fracturamiento con apuntalante

Escasa a nulacontribución de las

capas de arenaestimuladas

XX400

XX500

XX300

XX200

Tasa de flujo B/D

GR, 2da pasada

MDpies

API0 a 200

0 a 6 lbm/pies2

Ancho defractura, pulg

Total deescandio

Totalde iridio

GR de pozoentubado

Concentraciónde arena

Formación

Escandio

Iridio

Formación

Escandio EscandioIridio

Iridio

> Razones por las que las areniscas de la parte superior de los intervalos perforados con disparos y frac-turados no producen. Se corrieron registros de producción para cuantificar las eficiencias de terminaciónen todo el campo, y cuando se combinaron con los estudios con trazadores radioactivos, permitieron des-cubrir la razón por las que algunas zonas no producían. En las terminaciones originales, los estudios contrazadores radioactivos indicaron que había apuntalante en las areniscas superiores de la mayoría de losintervalos donde los registros de producción normalmente no mostraban producción alguna. El análisisindicó que el apuntalante colocado durante el fracturamiento fue sobredesplazado dentro de la formacióndurante la colocación de tapones de arena entre las distintas etapas del tratamiento.


núcleos y de presión transitoria con lasrespuestas de los registros.15 Se detectaronvarios problemas después de analizar las técni-cas de terminación tradicionales desarrolladaspor otros operadores. Los estudios contrazadores radioactivos demostraron que muchasareniscas que se creía estaban estimuladas, enrealidad no lo estaban, y los registros deproducción indicaron que sólo alrededor del 60 al70% de las areniscas productivas estabanproduciendo gas (página anterior, arriba).

Los tapones de arena eran difíciles de colocary normalmente terminaban perdiéndose, o a unaprofundidad excesiva, requiriendo costososprocedimientos para volverlos a colocar. Losregistros de producción mostraron que muchasareniscas de la parte superior de un intervalofracturado no contribuían al flujo, pero lostrazadores radioactivos indicaron que habíaapuntalante emplazado en estas zonas (páginaanterior, abajo). Muchos pozos tenían el mismoproblema, lo que indicaba que el apuntalante dela región cercana al pozo podría haber sidodesplazado cuando se colocaron los tapones dearena entre las distintas etapas del tratamiento.Los estudios con trazadores radioactivos tambiénindicaron el confinamiento de las fracturas, perolas gráficas de presión neta mostraban un consi-derable crecimiento vertical de las fracturas. Apesar de que se habían utilizado disparos deentrada limitada para lograr la divergencia (distri-bución) del tratamiento, es posible que las arenis-cas con y sin disparos se hubiesen conectado.16

El campo Jonah carecía de una caracteriza-ción completa. Los trabajos de fracturamientoraramente sufrían arenamiento y los tapones dearena para aislamiento zonal frecuentemente ter-minaban desplazados dentro de la formación.Esto indicaba que era posible optimizar los dise-

ños de estimulación mediante el aumento deltamaño de los tratamientos. Para tomar decisio-nes acerca de las terminaciones y estimulacio-nes, el equipo PowerSTIM necesitaba evaluarparámetros clave, entre los que se incluyen losgradientes de esfuerzo para la geometría de lafractura y la selección del apuntalante, el módulode elasticidad de Young para el ancho de la frac-tura, el coeficiente de pérdida para la optimiza-ción del fluido de tratamiento, y la presión delyacimiento para definir la estrategia de las dis-tintas etapas y los requerimientos del fluido.

El mayor desafío fue decidir cómo adquirirmás datos sin comprometer la rentabilidad. Estose logró planificando cuidadosamente programasde registro estratégicos, tratamientos de mini-fracturas y análisis de presión transitoria. Sedeterminaron el gradiente de fractura, el módulode elasticidad de Young y los parámetros de pér-dida para los fluidos de la fractura a partir de tra-tamientos de minifracturas acompañados por elservicio DataFRAC (arriba). Se utilizaron registrossónicos dipolares para crear modelos de esfuer-zos de las vecindades del pozo, calibrar los perfi-les de esfuerzo para las secuencias de areniscasy lutitas, y determinar la dirección preferencialde fracturamiento. Estos datos confirmaron losvalores de esfuerzos de las minifracturas.

> Minifracturas en el campo Jonah. En este campo se utiliza el servicio DataFRAC para determinar los coe-ficientes de pérdidas de fluido, la presión de cierre de la fractura y el crecimiento vertical de la misma, asícomo también el módulo de elasticidad de Young. Se selecciona una zona con buena permeabilidad y barre-ras distantes de los intervalos adyacentes para permitir el aislamiento mecánico. Las pruebas de flujo e in-cremento de presión ayudan a determinar la permeabilidad, la presión de la formación y el factor de daño, odaño. Se utiliza un registrador de presión que almacena los datos en memoria para obtener las presiones defondo del pozo. Para medir la presión de cierre de la fractura, se recurre a una serie de pruebas de inyecti-vidad con tasas de flujo escalonadas y pruebas de contraflujo con agua con cloruro de potasio al 2%. Sebombea un pequeño volumen de fluido de fracturamiento para determinar su coeficiente de pérdida. La pre-sión neta resultante se utiliza para determinar la altura de la fractura y el módulo de elasticidad de Young.

Determinaciónde valores de cierre

Determinacióndel coeficiente depérdida de fluido

Fracturarediseñada

Cálculo del módulode elasticidad de

Young y crecimientovertical de la fractura

00 50 100 150 200 250

1

2

3

4

5

6

7

Pres

ión

de tr

atam

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o y

de fo

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ozo

(BHP

), 10

00 lp

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Tiempo de tratamiento, min

8

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30

45

60

75

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105

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Tasa

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a y c

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flujo

, bbl

/min

120

135

150

Presión de tratamiento, lpc BHP calculado, lpc Tasa de lechada, bbl/min Concentración de apuntalante, laa Tasa de contraflujo, gal/min

15. Christensen CJ, Cox DL, Lake EA, Dolan VB, Crisler JD yLima JP: "Optimized Completion Techniques in Jonah,"artículo de la SPE 62853, preparado para ser presentadoen la Reunión Regional Occidental de las SPE/AAPG,Long Beach, California, EUA. Junio 19-23, 2000.

16. La entrada limitada implica bajas densidades de dispa-ros—1 tiro por pie o menos—a lo largo de una o mászonas con diferentes tensiones y permeabilidades, paraasegurar la colocación uniforme de ácido o apuntalante,mediante la creación de contrapresión y limitación delos diferenciales de presión entre los intervalos con dis-paros. El objetivo es maximizar la eficiencia y los resul-tados de la estimulación sin aislamiento mecánico,como tapones perforables y obturadores recuperables.Se pueden utilizar selladores de bola de caucho paracegar disparos abiertos y aislar intervalos una vez queson estimulados, de modo de poder tratar el siguienteintervalo. Debido a que los disparos se deben sellarcompletamente, el diámetro y la uniformidad de los orifi-cios son importantes.

Los modelos de fracturamiento que usanmediciones de esfuerzo más confiables en are-niscas y capas adyacentes, combinados conmejores valores del módulo de elasticidad deYoung, arrojaron estimaciones más representati-vas de la altura y el ancho de la fractura. Se ana-lizaron núcleos para entender la compatibilidaddel fluido y verificar las propiedades mecánicasde las rocas. Las primeras interpretaciones geo-lógicas suponían que habían fracturas naturalescon altas pérdidas de fluido en todo el campo,pero las imágenes de pared de pozo no mostra-ron fracturas naturales de importancia en el cen-tro del campo. El análisis DataFRAC indicó unapérdida de fluido menor a la esperada. Estehecho y la ausencia de fracturas naturales per-mitieron que se disminuyeran los volúmenes decolchón, lo cual contribuyó a reducir los costos.17

La complejidad geológica de este campoexige un método para completar varios horizontesen un solo día sin tapones de arena, ni aisla-miento mecánico. Este enfoque permite estimularintervalos más cortos, aumenta la eficiencia deproducción y mejora la economía del proyecto. Laderivación del tratamiento con disparos deentrada limitada y tapones de arena resulta enbajas eficiencias de terminación. El aislamientomecánico con tapones o empaquetadores escomplicado y de alto costo, y su recuperación conequipos de reacondicionamiento convencionaleso mediante tubería flexible es riesgosa.

Para una mejor estimulación de los pozos, eloperador decidió fracturar intervalos verticalesmás pequeños y llevar a cabo varios tratamien-tos en un solo día. La técnica de derivaciónideal debería permitir la limpieza de los interva-los fracturados sin necesidad de lavar la arenao recuperar los empaquetadores. En un trata-miento con arenamiento inducido (o sea conlimitación del largo de la fractura), se utiliza lapresión neta generada durante la estimulaciónpara derivar posteriores tratamientos de fractu-ramiento a otros intervalos (izquierda).18

62 Oilfield Review

17. El colchón de un tratamiento de fractura hidráulica nocontiene apuntalante, y es el volumen de fluido que creay propaga la fractura.

18. En el fracturamiento estándar, la punta de la fractura esel área final que se obtura con apuntalante. Un diseñode arenamiento inducido (es decir, con limitación dellargo de la fractura) hace que el apuntalante se empa-quete cerca de la parte final de la fractura, poco des-pués de comenzado el tratamiento. A medida que sebombea fluido adicional con apuntalante, la fractura seensancha porque ya no puede propagarse más adentrode la formación. Esta técnica crea una vía más amplia ymás conductiva, ya que el apuntalante se empaquetamás cerca del pozo.

XX400

XX500

XX600

MDpies

XX300

XX200

GR, 2da

pasada

API,0 a 200

0 a 6lbm/pies2

Pozo en-tubado,

GR

Ancho defractura,

pulg

Total deescandio

Total deIridio

Concentraciónde arena Formación

Escandio

Iridio

Formación

Escandio Escandio Iridio

Iridio

>Mejoras en la divergencia del tratamiento. Las nuevas terminaciones,con 40% menos de espesor total por etapa, permiten tratamientos máseficientes de las areniscas productivas. Este estudio con trazadoresradioactivos indica el emplazamiento exitoso de dos fracturas con unaseparación inferior a 100 pies [30 m] entre sí, sin tapones de arena oempaquetadores recuperables, ni tapones perforables para aislamientopositivo.


Después del fracturamiento, los pozos sehacen fluir para recuperar al menos un volumende fluido igual al volumen del revestidor, ypermitir el cierre de la fractura. Luego se disparay fractura el siguiente intervalo. Este proceso serepite hasta que se estimula todo el horizonteproductivo. Se han realizado tratamientos dehasta 11 etapas en sólo 36 horas, lo que reduceel tiempo requerido para estimular completa-mente un pozo de cinco semanas a menos decuatro días, y a la vez aumenta el espesorproductivo a más del 90%.

En pozos en que se había utilizado la técnicade entrada limitada, un pozo entero podía tenersolamente 120 disparos. Con la nueva técnica determinación, los 120 disparos pueden estar en unsolo intervalo a ser fracturado. Un pozo puedetener 1200 disparos en todo el intervalo parareducir el riesgo de dejar zonas productivas sinestimular. Las nuevas técnicas de terminaciónaumentan el número máximo de etapas de 5 a 12por pozo. Los diseños de fracturamiento inclu-yeron altas concentraciones de apuntalante alfinal de un tratamiento para mantener el anchocreado y maximizar la presión neta después delcierre de la fractura.

Los tubulares fueron el aspecto final del análi-sis. Al principio, en los diseños de los pozos seusaron revestidores de 4 ó 5 pulgadas para poderbombear altas tasas de flujo y lograr fracturargrandes intervalos. Dado que los pozos del cam-po Jonah normalmente producen agua y conden-sado, la descarga de los fluidos es esencial para

mantener la producción. Después de la limpieza,se corrieron tuberías de producción de 23⁄8 ó 27⁄8pulgadas con una unidad para entubar contra pre-sión (snubbing unit). Con intervalos de trata-miento más cortos y mejores fluidos, las fracturasse efectuaron efectivamente con menores tasasde bombeo, lo cual permitió utilizar tuberías deproducción de 3 pulgadas como revestidores(abajo). Esta configuración tubular retarda la ins-talación de la tubería de producción varios años yelimina las limitaciones de producción asociadascon los tubulares de menor tamaño.

Con estos antecedentes en mente, se inicióun proyecto PowerSTIM específico para reduciraún más el tiempo y los costos de terminación delos pozos del campo Jonah de Ultra Petroleum sinafectar la producción. Se identificaron cuatrotipos de rocas, y se desarrollaron correlacionespara calcular la permeabilidad a partir de losregistros CMR en ciertos pozos, registros con lasonda Platform Express en pozos de relleno yregistros RST en pozos donde las malas condicio-nes del pozo impedían la adquisición de datos apozo abierto. Se desarrollaron correlaciones simi-lares para calcular las propiedades mecánicas delas rocas: esfuerzo, relación de Poisson y módulode elasticidad de Young. Se desarrolló una rutinade análisis zona por zona para identificar y eva-luar cada una de los cientos de capas de la for-mación Lance. Esta rutina evolucionó con eltiempo, dando origen al programa ZoneAID.

Posteriormente, se elaboró un método paracombinar los resultados de la evaluación de la

formación y el diseño de la estimulación con elobjetivo de predecir la producción. Esta poderosaherramienta permite que un equipo PowerSTIMevalúe rápidamente varios escenarios de termi-nación y determine qué combinación genera lamáxima producción al menor costo. En la actuali-dad, el tiempo desde que se reciben los registrosy datos del pozo hasta que se generan prediccio-nes de producción para todas las areniscas es desólo cuatro horas. Schlumberger le entrega aUltra Petroleum un montaje PowerSTIM, queincluye diseños de estimulación, pronósticos deproducción y evaluaciones económicas para unas17 etapas de fracturamiento, dentro de las 48horas después de recibidos los datos.Actualmente se continúa trabajando para reduciraún más este tiempo de entrega de resultadoscon la ayuda de la herramienta de intranet.

Sin embargo, el proceso no termina aquí. Enlo que probablemente es el paso más importante,se evalúan normalmente pozos clave efectuandoregistros de producción después de tres a seismeses de efectuado el tratamiento para medirlos aportes de cada zona, asegurarse de quecada arena esté adecuadamente estimulada yevaluar las predicciones de la producción. Seevalúan registros e historiales de producción conlos programas PSPLTR y PROFIT para asegurarseel logro de la conductividad y la geometría defractura buscadas. A través de la permanenteevaluación y el continuo perfeccionamiento delproceso de optimización, la metodologíaPowerSTIM puede lograr una notable precisión.

4 1/2

2 3/8

2 3/8 en 4 1/2

3 1/2

1 1/2

1 1/2 en 3 1/2

4.01.995 3.21 2.992 1.31 2.588

2850 675

1825 1525

290 1150

1287 1232 1267 1262 1200 1251

Tamaño del tubular, pulg Diámetro interiorequivalente (ID), pulg

Tasa de producción, Mpc/D

Presión de flujo de fondodel pozo (BHFP), lpc

> Comparación de las tasas de flujo de gas mínimas para mantener la descarga de losfluidos del pozo. En base a una producción de condensado de 10 bbl/MMpc y una pro-ducción de agua de 3 bbl/MMpc, con una presión del pozo de 700 lpc [4.8 MPa], un pozocon una tubería de producción cuyo diámetro interior (ID, por sus siglas en Inglés) es de3 pulgadas, continúa produciendo a casi la mitad de la tasa de producción de la que seobserva en una tubería cuyo ID es de 4 pulgadas.

64 Oilfield Review

Al igual que muchas otras compañías del sec-tor energético, eficientes y emprendedoras, UltraPetroleum se basa en la nueva tecnología, en losenfoques innovadores y en las relaciones labora-les de cooperación recíproca para servicios ysoporte técnicos, y en las nuevas soluciones inte-gradas. Las nuevas técnicas de terminaciónbasadas en una amplia recopilación de datosredujeron el tiempo necesario para la puesta enproducción y los costos de terminación, a la vezque aumentaron la producción y los factores derecuperación.

La eliminación de los tapones de arena yotros tipos de aislamiento positivo entre interva-los fracturados, y los extensos períodos de con-traflujo después de cada tratamiento,permitieron ahorrar dinero y casi cuatro semanasde tiempo de terminación (abajo). La reduccióndel volumen de los colchones, la selección demejores fluidos y apuntalantes superiores, y laoptimización del diseño tubular, disminuyeron loscostos. Los costos generales de terminación seredujeron un 50%. Los costos de búsqueda dis-minuyeron de $0.45 a $0.23/Mpc.

Si se normalizan los datos de permeabilidad yespesor, se observa que la producción de las nue-vas terminaciones es de un 8% mayor que la delas terminaciones originales y un 30% mayor quela de pozos vecinos de otros operadores. Estoslogros se deben principalmente al mejor rendi-miento de las terminaciones. Los datos tambiénindicaron un aumento en la recuperación finalestimada (EUR, por sus siglas en Inglés) de lasnuevas terminaciones (próxima página).

Optimización de las terminaciones El hecho de entender las características del yaci-miento a lo largo de las zonas productivas en unpozo, en todo un campo y dentro de una cuenca,conduce a tratamientos de estimulación optimiza-dos y técnicas de terminación que reducen los cos-tos, maximizan la producción y aumentan larecuperación de hidrocarburos. La iniciativaPowerSTIM se basa en un enfoque integrado paradesarrollar los modelos requeridos para generarsoluciones técnicas o estrategias de terminaciónde pozos que sean transportables de campo acampo y de compañía a compañía.

El efecto positivo y el récord establecido deoptimización de las estimulaciones en los cam-pos maduros de áreas terrestres de Norteaméri-ca, están ayudando a que la metodologíaPowerSTIM tenga una mayor aceptación en otrasáreas, tanto terrestres como marinas, incluidasregiones del Medio Oriente.

Montaje del equipo de perforación

Perforación

Toma de registros

Cementación

Operación de disparo

Fracturamiento

Contraflujo

Colocación de tapones

Pruebas

Recuperación de tapones

Cierre del pozo

Ventas

Agosto de 1997

Mayo de 1998

Febrero de 1999

66 días

52 días

39días

> Mejora continua en las terminaciones. Durante un período de 18 meses, el tiempo para lapuesta en producción se redujo en aproximadamente 27 días, o cuatro semanas, principal-mente debido a que los pozos del campo Jonah se terminaron sin tapones de arena u otrasformas de aislamiento mecánico.

Actualmente se encuentra en desarrollo unproyecto conjunto entre Saudi Aramco ySchlumbergeer en el campo Hawiyah, ArabiaSaudita, para eliminar la producción de arena ymaximizar la producción del yacimiento con elobjeto de satisfacer las necesidades de entregade gas de este campo. El proyecto implica laoptimización de la estimulación para un grupo de10 pozos. En lugar de emprender esta iniciativaen forma interna, Saudi Aramco decidió utilizarel enfoque PowerSTIM y formar un equipo deexpertos para desarrollar soluciones de estimu-lación y terminación.

El gerente del proyecto PowerSTIM es unrepresentante de Saudi Aramco. Un coordinadordel proyecto, proveniente de Schlumbergerdirige los equipos técnicos y de operacionesconjuntos. El equipo técnico está compuesto porpetrofísicos, geólogos, ingenieros de yaci-mientos e ingenieros de estimulación de cadacompañía, quienes trabajan con los ingenierosde Saudi Aramco asignados a determinadospozos. El equipo de operaciones comprendegerentes de campo de Schlumberger de los seg-mentos de servicios de registros operados acable, pruebas de pozos, cementación y estimu-lación, y tubería flexible, quienes trabajan estre-chamente con supervisores de campo y altosejecutivos de Saudi Aramco.


16,000

14,000

12,000

Recu

pera

ción

fina

l est

imad

a (E

UR),

MM

pc

Costos de terminación relativos

10,000

8000

6000

4000

2000

00.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0

Pozos vecinos de control

Modelo determinaciónoptimizada

Modelo determinación

anterior

> Costos de recuperación versus costos de terminación relativos. Comparado con los pozos termi-nados en forma convencional, el pozo promedio de Ultra Petroleum, Inc. en el campo Jonah, termi-nado con las nuevas técnicas, muestra un considerable aumento en la recuperación final esti-mada (EUR, por sus siglas en Inglés) por dólar gastado en la terminación.

La primera etapa de este proyecto—desarro-llo del modelo—se completó a comienzos delaño 2001. Se recopiló un conjunto completo dedatos para mejorar las estrategias y los diseñosde terminación. Se desarrollaron o mejoraron laspropiedades mecánicas de las rocas, los perfilesde zonas con hidrocarburos y los modelos de pre-dicción de producción de arena. Además de unóptimo diseño de las fracturas mediante la inte-gración de todos los datos disponibles sobrecuencas, campos, yacimientos y pozos, este pro-yecto PowerSTIM está generando y documen-tando las mejores prácticas. Se adaptaron ydistribuyeron lineamientos de terminación sinmalla para ser utilizados conjuntamente con laspautas de control de producción de arenadurante el contraflujo del pozo.

En un principio, se aplicaron modelos petrofí-sicos a cuatro pozos. En febrero del año 2001, seestimuló el primer pozo siguiendo las recomen-daciones basadas en los modelos de yacimientoy terminación desarrollados por el equipoPowerSTIM. Los primeros resultados fueronextraordinariamente alentadores. El programadel proyecto fue entonces modificado para esti-mular el resto de los pozos durante la primeramitad del año 2001.

La colaboración recíproca en este proyectoresultó ser muy beneficiosa, particularmenteentre Saudi Aramco y Schlumberger, con unainteracción y flujo de trabajo que continúan me-jorando. El personal de cada compañía aprecia lacapacidad de aportar conocimientos, experienciae ideas para mejorar los tratamientos deestimulación y el proceso de terminación depozos. Ambas compañías aprovechan lasventajas de la reducción en el tiempo del ciclo deingeniería, resultante de la agilización delproceso de aprendizaje, del énfasis en elagregado de valor y del objetivo común deincrementar el potencial de producción.

Las estimulaciones basadas en estimacioneso en propiedades promedio del yacimiento pue-den dar como resultado fracturas hidráulicas delongitud y ancho insuficientes, con un creci-miento vertical excesivo. Los métodos innovado-res para establecer en forma confiable losparámetros clave requeridos para la preparacióndel programa de caracterización del yacimiento,modelado y diseño del tratamiento, superan laslimitaciones tradicionales inherentes a la adqui-sición de estos datos.

Los tratamientos de estimulación optimizadausan mediciones continuas provenientes de unamoderna tecnología de registros de pozos,análisis de núcleos, pruebas de pozos, y mejormanejo, procesamiento e interpretación de datos,combinados con tecnologías de fracturamientoespecíficas tendientes a asegurar que fracturasde mayor conductividad penetren más en lasformaciones.

La iniciativa PowerSTIM comprende laingeniería del ciclo completo, datos de altacalidad y la entrega a tiempo de soluciones espe-cíficas. Los procedimientos basados en los datosadquiridos en un campo, la experiencia en toda laregión y la aplicación de una estricta evaluacióndel yacimiento están teniendo efectos positivosen el desarrollo de los campos. Asimismo, lamejor evaluación de las características de laformación permite optimizar los fluidos defractura, los apuntalantes y los volúmenes defracturamiento. Schlumberger está en condicio-nes de proporcionar servicios de medición, inte-gración, formateo y presentación de datos, asícomo también experiencia en interpretación,diseño técnico y evaluación, control de la calidadde las operaciones y soporte global.

La forma en que se desarrollan y difunden lassoluciones dentro de Schlumberger y de los opera-dores, está cambiando a medida que la industriase aleja de los documentos e informes estáticos. Elprocesamiento de información en tiempo real, laevaluación de datos y los informes sobre la vidaútil del pozo, están siendo tan importantes comolas respuestas y soluciones que generan. Los últi-mos sistemas de tecnología de la información y lastecnologías del manejo del conocimiento estánproporcionando metodologías y herramientasbasadas en la infraestructura y herramientas de laRed, como la herramienta de intranet y montajePowerSTIM, para tomar decisiones sobre basessólidas, en un ambiente de trabajo virtual y decooperación recíproca. Mediante reuniones yvideoconferencias por Internet, y centros dedatos regionales y de visualización, los miembrosdel equipo de trabajo pueden trabajar juntos sincompartir la misma oficina. —MET

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De las propiedades de los yacimientos a las soluciones de