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La fuente para la caracterizaciónde fracturas hidráulicas

Les BennettJoël Le CalvezDavid R. (Rich) SarverKevin TannerCollege Station, Texas, EUA

W.S. (Scott) BirkGeorge Waters

Oklahoma City, Oklahoma, EUA

Julian DrewGwénola MichaudPaolo Primiero

Sagamihara, Kanagawa, Japón

Leo EisnerRob JonesDavid LeslieMichael John Williams

Cambridge, Inglaterra

Jim GovenlockChesapeake Operating, Inc.

Oklahoma City, Oklahoma

Richard C. (Rick) KlemSugar Land, Texas

Kazuhiko TezukaJAPEX

Chiba, Japón

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Gilles Le Floch, Montrouge, Francia; y a BillUnderhill, Houston.

DataFRAC, FMI (generador de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total), HFM (Monitoreo de Fracturas Hidráulicas),StimMAP y VSI (herramienta de generación de ImágenesSísmicas Versátil) son marcas de Schlumberger. PS3 es unamarca de Vetco Gray, ahora propiedad de Schlumberger.SAM43 es una marca de Createch. Primacord es una marcade Dyno Nobel Incorporated.

Un adecuado conocimiento de la geometría y el comportamiento de las fracturas

hidráulicas permite a los equipos a cargo de los activos de las compañías operadoras

aumentar la efectividad de los tratamientos de estimulación, la productividad de

los pozos y la recuperación de los hidrocarburos. Si bien los métodos sísmicos de

caracterización de fracturas hidráulicas existen desde hace varios años, los nuevos

equipos y técnicas de procesamiento sísmico hacen que este tipo de monitoreo sea

hoy más efectivo que en el pasado.

Muchos de los grandes yacimientos de alta per-meabi l idad del mundo se es tán acercando a l fin

d e s u s v i d a s p r o d u c t i v a s . C a d a v e z c on m á s

f r e c u e n c i a , l os h i d r o c a r b u r o s q u e a b a s t e c e n

combust ib le a las d iferentes naciones y econo-

mías del mundo provendrán de yacimientos de

baja permeabilidad y esas formaciones compac-

tas requieren t ra tamientos de es t imulación por

fracturamiento hidrául ico para producir a regí-

menes económicos.

En EUA solamente , las compañías operado-

r a s i n v i r t i e r o n a p r o x i m a d a m e n t e U SD 3 , 8 00

m i l lo n e s e n t r a t a m i e n t o s d e f r a ct u r a m i e n t o

hidráulico en e l año 2005.1

Está previsto que estae rogac ión eno rme se inc remen te en e l fu tu ro

ce rcano y se d i funda po r todo e l mundo . Las

compañías necesi tan herramientas que les ayu-

d e n a d e t e r m i n a r e l g r a d o d e é x it o d e l a s

fracturas hidráulicas relacionado con la produc-

ción de los pozos y el desarrollo de los campos

petroleros. Para ello es preciso que estas herra-

m i e n t a s p r o v e a n i n f o r m a c i ó n s o b r e l a

conductividad, geometría, complejidad y orienta-

ción de las fractu ras hidráu licas.

Si b ien rut inar iamente se ut i l izan métodos

indirectos de respuestas de pozos—m odelado de

fracturas utilizando análisis de la presión neta,

pruebas de pozos y análisis de datos de produc-

ción— para inferir la geometría y productividad

de l a s f r ac tu ra s h id ráu l i ca s , aho ra e s f ac t ib l e

obtener m ediciones de la respuesta de la forma-

c i ó n a l f r a c t u r a m i e n t o p a r a c u a n t i f ic a r l a

geometría, complejidad y orientación de las frac-

tu ra s .2 Este ar t ículo anal iza la importancia de

caracter izar las f racturas h idrául icas a la hora

de in tent ar opt imizar los regímenes de produc-

ción y la recuperación de hidrocarburos de uncampo. En par t icular , se destaca un método de

monitoreo de las fracturas hidráulicas que utiliza

tecnologías sísmicas, incluyendo la adquisición,

procesamiento e interpretación de datos, y algu-

n a s c o m p l e j i d a d e s a s o c i a d a s . La t é c n i c a d e

monitoreo microsísmico de las fracturas hidráuli-

ca s s e i l u s t r a u t i l i z ando a lgunos e j emplos de

campo de EUA y Japón , que r ep re sen tan dos

ambientes de f racturamiento diferentes .

Estimulación por fracturamiento hidráulico

Desde la pr imera operación in tencional de es t i -

mulación de un yacimiento por f racturamientoh id ráu l i co , e j ecu tada a f ine s de l a década de

1940, los ingenieros y científicos han procurado

comprender la mecánica y geometr ía de las f rac-

t u r a s c r e a d a s h i d r á u l i c a m e n t e . 3 S i b i e n e l

incremento de la product iv idad o inyect iv idad

de un yacimiento es t imulado puede implicar e l

é x i t o d e u n t r a t a m i e n t o , n o n e c e s a r i a m e n t e

significa que los modelos de yacimiento y fractu-

ramiento hayan pronost icado correctamente e l

resultado.

Siempre deben cons ide ra r se l a s ca rac te r í s -

t i c a s de l yac imien to a l a ho ra de d i seña r lo s

t r a t amien tos de f r ac tu ramien to h id ráu l ico . En

yacimientos de perme abilidad moderada a alta, el

objetivo de las fracturas es mejorar la producción

s o r t e a n d o e l d a ñ o d e f or m a c i ó n e n l a r e g i ón

vecina al pozo.4 En estos yacimientos, la caract e-

r í s t i c a m á s i m p o r t a n t e d e l a fr a c t u r a e s s u

conduc t ividad ad ime ns iona l ; una func ión que

incluye el ancho, la perm eabilidad y la longitud de

la f r ac tu ra , además de l a pe rm eab i l idad de l a

matriz de la formación. En yacimientos permea-


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Prim ave ra de 2006 47

1. Spears R: “Oilfield Market Report 2005,” Spears &Associates, Inc., http://www.spearsresearch.com/(Se accedió el 14 de octubre de 2005).

2. Barree RD, Fisher MK y Woodroof RA: “A Practical Guide to Hydraulic Fracture Diagnostic Technologies,” artículode la SPE 77442, presentado en la Conferencia y

Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas,29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.

Cipolla CL y Wright CA: “Diagnostic Techniques toUnderstand Hydraulic Fracturing: What? Why? andHow?” artículo de la SPE 59735, presentado en elSimposio de Tecnología del Gas de las SPE/CERI,Calgary, 3 al 5 de abril de 2000.

3. Brady B, Elbel J, Mack M, Morales H, Nolte K y Poe B:“Cracking Rock: Progress in Fracture Treatment Design,”Oilfield Review 4, no. 4 (Octubre de 1992): 4–17.

4. Meng HZ: “Design of Propped Fracture Treatments,” enEconomides MJ y Nolte KG (eds): Reservoir Stimulatio n.Servicios Educacionales de Schlumberger: Houston,1987.

5. Ali S, Norman D, Wagner D, Ayoub J, Desroches J,Morales H, Price P, Shepherd D, Toffanin E, Troncoso J yWhite S: “Método combinado de estimulación y controlde la producción de arena,” Oilfield Review 14, no. 2(Otoño de 2002): 32–53.

6. Meng, referencia 4.

7. Peterman F, McCarley DL, Tanner KV, Le Calvez JH, GrantWD, Hals CF, Bennett L y Palacio JC: “Hydraulic FractureMonitoring as a Tool to Improve Reservoir Management,”artículo de la SPE 94048, presentado en el Simposio deOperaciones de Producción de la SPE, Oklahoma City,Oklahoma, 16 al 19 de abril de 2005.

8. Aly AM, El-Banbi AH, Holditch SA, Wahdan M, Salah N,Aly NM y Boerrigter P: “Optimization of Gas CondensateReservoir Development by Coupling Reservoir Modelingand Hydraulic Fracturing Design,” artículo de la SPE68175, presentado en la Muestra y Conferencia delPetróleo de Medio Oriente de la SPE, Bahrain,17 al 20de marzo de 2001.

bles pero débilmente consolidados, los métodos

de fracturamient o se utilizan en conjunto con los

tratam ientos de empaque de grava para reducir lacaída de presión y las velocidades del flujo en las

adyacencias de un pozo durante la producción, y

de este m odo mitigar la producción de aren a.5

En yacimientos de baja permeabi l idad, s in

l u g a r a d u d a s e l t i p o d e y a c i m i e n t o m á s c o -

m ú n m e n t e e s t i m u l a d o p o r f r a c t u r a m i e n t o

hidráulico, los especialistas de la industria han

establecido que la longitud de la f ractura es e l

factor decisivo en lo que respecta al incremento

de la productividad y la recuperación.6

Desde e lpunto de vista del desarrollo de los yacimientos,

c o n t a r c o n u n c o n o c im i e n t o r a z o n a b l e d e l a

g e o m e t r í a y l a o r i e n t a c i ó n d e l a s f r a c t u r a s

hidrául icas es crucia l para determinar e l espa-

ciamiento entre pozos y concebir estrategias de

desarrollo de campos petroleros concebidas para

ex t r ae r más h id roca rbu ros .7 Además, e l mode-

lado de yacimientos se mejora con un profundo

conocimiento de las f racturas h idrául icas efec

tuadas en un campo.8

Las fracturas nat urales, que a menudo consti

tuyen e l meca n i smo p r imar io pa ra e l f lu jo de

fluido en yacimientos de baja perm eabilidad, com

p r o m e t e n s e v e r a m e n t e l a c a p a c i d a d p a r a

predecir la geometría de las fracturas hidráulica

y e l efecto de las operaciones de es t imulación

sobre la producción y el drenaje. La comprensión

de la forma en que las fracturas creadas hidráu

l i c a m e n t e i n t e r a c t ú a n c o n l o s s i s t e m a s d e

fracturas naturales— abier tos y con re l lenos de

minerales— requiere el conocimiento de los tipo

de fracturas tan to hidráulicas como naturales.

Las f r ac tu ra s h id ráu l i ca s t i enden a p ropa

g a r s e d e a c u e r d o c o n l a s d i r e c c i o n e s d e l o s

esfuerzos actuales y los planos de debilidad pre

exis tentes , ta les como las f racturas naturales

Las or ientaciones de los s is temas de f ractura

na tu r a l e s r e f l e jan lo s r eg ímenes de e s fue rzo

ant iguos y posibleme nte localizados.

En yacimientos de baja permeabi l idad, los

efectos combinados de las fracturas naturales e

hidrául icas son en gran medida responsables de


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propaga dentro de la formación. Las f racturas

hidráulicas asimétricas forman esquemas de dre-

na je a s imé t r i cos que deben cons ide ra r se a l a

hora de planificar las operaciones de pe rforación

de pozos de desarrollo y modelar el flujo de fluido

den t ro de l yac imien to . Además , e l compor ta -

miento inesperado de las f racturas h idrául icas

p u e d e p r o d u c i r s e e n y a c i m i e n t o s a g ot a d o s o

durante las operaciones de refracturamiento.14

Evaluación y monitoreo

Existen diversos métodos para evaluar la geome-

tría de las fracturas hidráulicas antes, durante y

después de la creación de la fractura (arr iba) .15

La precis ión de las técnicas indirectas de res-

p u e s t a s d e p o z o s e s t á r e l a c i o n a d a c o n l a

precisión de los modelos de fracturas y yacimien-

tos que generan la predicción. Sin lugar a dudas,

la forma más común de juzgar la efica cia de la

aplicación del tratamiento y su geometría resul-

tante es a través de la realización de un análisis

de la pres ión neta del t ra tamiento de f ractura-

m i e n t o i n m e d i a t a m e n t e d e s p u é s , o i n c l u s o

durante, el tratamiento. El resultado de este aná-

lisis está íntimame nte relacionado con la presión

del tratamiento y, en consecuencia, se deteriora

cuando no se cuen ta con da tos de p re s ión de

fondo de pozo reales. Desafortunada ment e, en u n

gran porcentaje de las operaciones, la presión del

tratam iento se mide en la superficie— corregida

por la carga hidrostática y las caídas de presión

por fricción dentro de la tubería. La presión del

t r a t a m i e n t o s e m i d e c o n m á s p r e c i s ió n e n e l

fondo del pozo; sin embargo, hasta los datos de

presión de tratamiento precisos no reflejan nece-

sariamente la geometría de la fractura.16

Otra forma indirecta de deducir la geometría

de las fracturas hidráulicas es mediante la utili

z ac ión de da tos de p roducc ión pos te r io re s a

t ra tamiento . Este mét odo determina la product i

v idad de lo s pozos y se r ep re sen ta como una

geometría efectiva de las fracturas que refleja la

p o r c i ón d e l a f r a c t u r a h i d r á u l i c a q u e e s t á

abierta, que se limpia y contribuye a la produc

ción. Real izar e l anál is is puede requer ir entre

meses y años de h i s to r i a de p roducc ión , y e

posible que la geometr ía de la f ractura que ha

sido l impiada r esul te sustancia lmente diferente

de la geometr ía de la f ractura creada h idrául ica

mente . La geometr ía de producción efect iva e

importante para la es t imación de la producción

pero, en general , subest imará la longi tud de la

fractura hidráulica.

• No puede resolver dimensiones de fracturas individuales y complejas

• La resolución de mapeo se reduce con la profundidad (azimut de la fractura±3º a una profundidad de 3,000 pies y ±10º a una profundidad de 10,000 pies)

No puede determinarPuede determinarDeterminaTécnicas

Limitaciones principales

Capacidad para estimar

Método dediagnósticode fracturas

Grupo

Capacidades y limitaciones del diagnóstico de fracturas

L o n g i t u d

A l t u r a

A s i m e t r í a

A n c h o

A z i m u t

E c h a d o

V o l u m e n

C o n d u c t i v i d a d

C a m p o l e j a n o ,

d u r a n t e

e l

t r a t a m i e n t o d e f r a c t u r a m i e n t o

R e g i ó n v e c i n a a l p o z o ,

d e s p u é s

d e l t r a t a m i e n t o d e f r a

c t u r a m i e n t o

B a s a d o e n m o d e l o s

Mapeo con inclinómetrode superficie

Mapeo con inclinómetrode fondo de pozo

Mapeo microsísmico

Trazadores radiactivos

Adquisición de registrosde temperatura

Adquisición de registrosde producción

Adquisición de registros deimágenes de la pared del pozo

Video de fondo de pozo

Análisis de fracturaspor presión neta

Pruebas de pozos

Análisis de producción

• La resolución de la longitud y la altura de la fractura disminuye al aumentar la distancia al pozo de observación

• No se dispone de información sobre distribución del apuntalante ygeometría efectiva de la fractura

• Limitado por la disponibilidad de pozos de observación potenciales

• Medición en el volumen de la región vecina al pozo

• Provee sólo un límite inferior para la altura de la fractura si la fractura y latrayectoria del pozo no están alineadas

• Limitado por la disponibilidad de pozos de observación potenciales

• No se dispone de información sobre distribución del apuntalante y geometría efectiva de la fractura

• Depende de la corrección del modelo de velocidad

• La conductividad térmica de las diferentes formaciones puede variar, sesgandolos resultados de los registros de temperatura

• El registro posterior al tratamiento requiere pasos múltiples dentro de las 24 horas posteriores al tratamiento• Provee sólo un límite inferior para la altura de la fractura si la fractura y la trayectoria del pozo no están alineadas

• Sólo se corre en agujero descubierto• Provee la orientación de la fractura sólo cerca del pozo

• Muchos poseen aplicaciones en agujero descubierto

• Se corre mayormente en pozos entubados y provee información sólo sobre zonaso disparos que contribuyen a la producción en aplicaciones en pozo entubado

• Los resultados dependen de las suposiciones del modelo

• Requiere estimaciones precisas de la permeabilidad y de la presión de yacimiento

• Los resultados dependen de las suposiciones del modelo• Requiere estimaciones precisas de la permeabilidad y de la presión de yacimiento

• Los resultados dependen de las suposiciones del modelo y de la descripción del yacimiento• Requiere “calibración” con observaciones directas

• Provee información sólo sobre zonas o disparos que contribuyen a la producción en aplicaciones en pozo entubado

> Capacidades y limitaciones de las técnicas de diagnóstico de fracturas hidráulicas indirectas y directas. (Adaptado de Cipolla y Wright, referencia 2).


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En fo rma s imi la r a l mé todo de aná l i s i s de

producción, la estimación de la geometría de la

fractura a par t i r de métodos de pruebas de po-

zos— increment o y caída de pres ión— define la

geometr ía de producción efect iva mejor que la

creada hidrául icamente .

S e h a n u t i l i z a d o m é t o d o s r e f e r i d o s a l a

región vecina al pozo para investigar la presen-

c i a d e f r a c t u r a s h i d r á u l i c a s . E st o s m é t o d o s

incluyen t razadores radioact ivos y regis t ros de

temperatura y producción. Si b ien es tas técnicas

se ut i l izan ampliamente para det ectar la presen-

cia de fracturas hidr áulicas y estimar la altura de

las mismas, su limitación radica en que obtienen

mediciones en una región s i tuada en e l pozo o

cerca de és te , pudiendo no ser representa t ivas

de lo que suce de lejos del pozo.

Los avance s registrados en el ma rcado de isó-

t o p o s r a d i o a c t i v os d u r a n t e l o s p r o c e s o s d e

inyección y en los métodos de interpret ación que

utilizan cientos de canales espectrales, permiten

a l o s i n g e n i e r o s d e e s t i m u l a c i ó n d i f e r e n c i a r

me jo r l a co locac ión d e f lu idos y apun ta l an te s

d u r a n t e l o s t r a t a m i e n t o s d e e s t i m u l a c i ón d e

etapa s múltiples. Los levantamientos de temp era-

t u r a c o r r i d o s d e s p u é s d e l o s t r a t a m i e n t o s d e

est imulación ident i f ican las zonas de la región

vecina al pozo que han sido enfriadas me diante la

inyección de fluidos de fracturamiento y, por lo

tanto, proveen una estimación de la altura de la

fractura. Los registros de producción— medicio-

nes tales como flujo de fluido, densidad del fluido

y tempe ratura — se ut i l izan para iden t i f icar los

intervalos de disparos que están abiertos y contri-

b u y e n a l c o n t r a f l u j o o a l a p r o d u c c i ó n . U n a

respuesta de flujo positiva, desde un intervalo dis-

parado, indica que la zona ha s ido es t imulada,

especialmente si se compar a favorablemente con

registros de producción obtenidos previo al tra ta-

miento. No obstante, la existencia de flujo hacia

el interior del pozo desde un grupo de disparos,

quizás no signifique que un intervalo específico

haya sido tratado en forma más efectiva porque

los fluidos de yacimiento pueden flu ir a través de

las fracturas hidráulicas en comunicación de una

zona a la siguiente.

En u n e s f u e r z o p o r c a r a c t e r i z a r m e j o r e l

comportamiento y la geometría de las fracturas

hidráulicas lejos del pozo, dos técnicas de Moni-

to reo de Fr ac tu ra s Hid ráu l i ca s (HFM, por sus

s iglas en inglés) demostraron ser en ormemente

exitosas. Estos métodos de mapeo de las fractu-

ras del campo lejano incluyen los inclinómetros

de superficie y de fondo de pozo y el monitoreo

microsísmico (izquierda). Existentes desde hace

más de una dé cada, los incl inómetros miden la

inclinación, o la deformación, inducida por las

fracturas hidráulicas. Mediante la colocación de

e s t o s d i s p o s i t i v o s e n u n a r r e g l o d e p o z o s

someros— de 6 a 12 m [ 20 a 40 pies] de profun-

didad— se mide la deformación inducida por la

creación de las fracturas. A partir de estos datos

de superficie , se puede construir un mapa de la

deformación en la superficie , lo que permite la

estimación del azimut, el echado, la profundidady el ancho de la fractura h idráulica.

Los incl inómetros de fondo de pozo se des-

pliegan en los pozos de observación cercanos, a

una profundidad similar a la de la fractura cre-

ada. Dado que es ta técnica perm ite colocar los

sensores mucho más cerca de una f ractura que

s e p r o p a g a q u e e l m é t o d o d e s u p e r f i c i e , l a s

mediciones de la geometr ía de la f ractura t ien-

den a ser más exactas e incluyen e l az imut , la

altura, la longitud y el ancho de la fractura.17 El

éxito de los métodos que utilizan inclinómetros

comúnmen te depende de l a r e l ac ión e spac ia l

exis tente entre los inclinómetros—de superficieo de fondo de pozo— y el pozo de tratam iento.

El mapeo con inc l inóme t ros de supe r f i c i e

presenta l imitaciones a la hora de caracter izar

l a s f r a c t u r a s h i d r á u l i c a s d e m á s d e 3 , 0 5 0 m

50 Oilfield Review

17. Barree et al, referencia 2.

Cipolla y Wright, referencia 2.

18. Albright JN y Pearson CF: “Acoustic Emissions as a Toolfor Hydraulic Fracture Location: Experience at theFenton Hill Hot Dry Rock Site,” SPE Journal 22 (Agostode 1982): 523–530.

19. Arroyo JL, Breton P, Dijkerman H, Dingwall S, Guerra R,Hope R, Hornby B, Williams M, Jiménez RR, Lastennet T,Tulett J, Leaney S, Lim T, Menkiti H, Puech J-C,Tcherkashnev S, Burg TT y Verliac M: “Excelentes datos

sísmicos de pozos,” Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de2003): 2–23.

20. . Warpinski NR, Wolhart SL y Wright CA: “Analysis andPrediction of Microseismicity Induced by HydraulicFracturing,” artículo de la SPE 71649, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 3 de octubre de2001.

21. Le Calvez JH, Bennett L, Tanner KV, Grant WD, Nutt L,Jochen V, Underhill W y Drew J: “MonitoringMicroseismic Fracture Development to OptimizeStimulation and Production in Aging Fields,” The Leading Edge 24, no. 1 (Enero de 2005): 72–75.

Pozo de tratamiento

Evento microsí smicoReceptores

Yacimiento

Fractura hidráulica

Pozo de observación

Inclinómetros de fondo en el pozo de observación

Depresión angosta inducidapor una fractura en la superficie Inclinómetros de superficie

Fractura P r o f u n d i d a d

> Inclinómetro y métodos microsísmicos de monitoreo de fracturas del campo lejano. Los inclinómetros(extremo superior ) miden los cambios pequeños producidos en la inclinación de la Tierra. Cuando éstosse mapean, los inclinómetros muestran la deformación producida en respuesta a la creación de fracturas hidráulicas. Los inclinómetros pueden desplegarse en la superficie o en el fondo de un pozo deobservación. El monitoreo microsísmico (extremo inferior ) utiliza sensores multicomponentes sensiblesen pozos de observación, para registrar los eventos microsísmicos, o las emisiones acústicas (EAs),causadas por la ruptura por cizalladura en las rocas durante los tratamientos de fracturamiento hidráu-lico. Los datos microsísmicos se procesan luego para determinar la distancia y el azimut existentes

entre el receptor y la EA y la profundidad de la EA.


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[10,000 pies] de profundidad. Por regla general,

los incl inómetros de fondo de pozo pierden su

efectividad cuando la distancia entre la fractura

hidráulica y el inclinómetr o excede en tre s veces

la longitud de la f ractura creada . Otro método,

investigado por primera vez en 1982, monitorea

el crecimient o y la geometría de las fracturas de l

camp o lejano utilizando receptore s sísmicos sen-

s i b le s , t a l e s c o m o e l g e n e r a d o r d e I m á g e n e s

Sísmicas Versá til VSI de Sch lumbe rger, desple-

gado en lo s pozos ce rcanos pa ra de tec ta r lo s

eventos m icrosísmicos.18

Rastreo del fisuramiento

Los eventos microsísmicos, o sismos pequeños,

tienen lugar cuan do el esfuerzo normal se re duce

a lo largo de los planos de deb ilidad pre existente s

hasta que se produce deslizamiento por cizalla-

dura ( o esfuerzo de corte) . Estos movimientos de

cizal ladura emiten tanto ondas compresionales

como ondas de corte, que pueden ser detectadas

por geófonos. Sin embargo, muchos consideran

que el fisuramiento de la roca debido a la trac-ción que se produce durante las operaciones de

estimulación por fracturamiento, posee una con-

t r ibuc ión mín ima a l a ac t iv idad m ic ros ísmica

detectable . Dado que es ta zona de c izal ladura

acompaña al área del extremo de la fractura, la

loca li zac ión de l a fuen te de e s t a s ondas en e l

espacio y en el tiempo pe rmite a los ingenieros y

científicos construir, durante el fracturamiento,

un mapa de l a f r ac tu ra c reada med ian te l a r e -

p re sen t ac ión g rá f ica de l a loca l izac ión de l a s

emisiones acústicas (EAs) con el tiempo. No obs-

tante , también pueden generarse EAs le jos del

extremo de la fractura, donde existe pérdida defluido en la m atriz o donde los cambios de esfuer-

zos producen deslizamiento por cizalladura en las

fracturas naturales.

Para registrar las ondas compresionales y las

ondas de co r t e , s e co locan geó fonos de com-

p o n e n t e s m ú l t i p l e s— p o r e j e m p l o, d e t r e s

componentes ( 3C)— en un pozo de observación a

fin de determinar la localización de los eventos

microsísmicos . La dis tancia exis tente hasta e l

evento puede calcularse mediante la me dición de

la diferencia en los tiempos de arribo entre las

ondas compresionales o primarias (P ) y las ondas

de corte o secundarias (S ). Además, el análisis de

hodogramas que examinan el movimiento de las

par t ículas de las ondas P , puede determinar e l

ángulo azimutal formado con respecto al evento.

L a p r o f u n d i d a d d e l e v e n t o e s r e s t r i n g i d a

med ian t e l a u t i l i zac ión de lo s r e t a rdos de lo s

t iempos de arr ibo de las ondas P y S entre los

receptores detectados en el pozo de observación

(arr iba , a la derecha) . Esta técnica de localiza-

ción requiere un modelo de velocidad preciso a

partir del cual calcular las posiciones de los even-

tos, un ambiente con bajo nivel de ruido, geófonos

al tamente sensibles para regis t rar los eventos

microsísmicos, y un conocimiento de la ubicación

y orientación exactas de los receptores. Si bien

puede parecer simple, el proceso es complejo ydesafiante .

La calidad de la caract erización de las fractu-

r a s h id ráu l i ca s e s t á d i r ec tamen te r e l ac ionada

con l a ca l idad de l mode lo de ve loc idad , o l a

estructura de velocidad, sobre la que se basa la

interpretación. Los modelos de velocidad inicia-

l e s h a b i t u a l m e n t e s e c o n s t r u y e n u t i l iz a n d o

reg i s t ro s són icos de pozos, que de sc r iben lo s

cambios de velocidad verticales que se producen

en los pozos. No obstant e, el tiempo que requiere

una EA para ir desde la fuente— cerca de la frac-

tura hidráulica— hasta el recept or y la dirección

desde la cual ingresa en el receptor se ven afec-

tados por la geología interpozo. Las mediciones

sísmicas de pozos, tales como los perfiles sísmi-

cos ver t ica les (VSP, por sus s ig las en inglés) ,

proveen información d e velocidad deta l lada e n

torno al pozo de observación. Los levanta mientos

VSP ayudan a relacionar el dominio del tiempo

con el dominio de la profundidad y por lo tanto

contr ibuyen a cal ibrar e l modelo de velocidad.

La herramienta VSI ut i l izada para adquir i r los

datos VSP tam bién registra los eventos microsís

m i c o s , a s e g u r a n d o l a c o n s i s t e n c i a e n l a

adquis ic ión, procesamiento e in ter pretación de

los datos.19

El tipo de fluido de yacimiento tamb ién puede

impactar la actividad m icrosísmica. Los factoreasociados con los fluidos pueden reducir los cam

bios de esfuerzos y de presión de poro que tiene n

lugar en la formación durante el fracturamiento

El hecho de tene r gas en la formación en lugar de

l íquidos menos compresibles reduce e l área de

ac t ividad m ic rosí smica . En consecuen c ia , hay

quienes en la industria consideran que los yaci

mientos de gas producen una banda de evento

microsísmicos más estrecha, que define más cla

ramen te la geometría de la fractura. 20

Para localizar las EAs, se despliega una herra

mienta de monitoreo—ha bitualmente un arregl

de ocho geófonos 3C para la he rram ienta VSI— en

un pozo de observación a 610 m [ 2,000 pies] de dis

tancia del pozo de tratam iento y a una profundidad

aproximadamente equivalente a la del intervalo de

tratamiento. La colocación y geometría óptimas de

la herramienta microsísmica dentro del pozo de

o b s e r v a c i ó n d e p e n d e n e n g r a n m e d i d a d e l a

e s t ruc tu ra de ve loc idad adyacen te , de mane ra

que los modelos precisos del subsuelo ayudan

a op t imiza r l a con f igu rac ión de l mon i to reo .2

Determinación de la profundidad

4,000 8,000 12,000 16,000

Velocidad, pies/s

6,300

5,300

4,300

P r o f u n d i d a d ,

m

Modelo de velocidad

Pozo de tratamiento Pozo de observación

Determinación de la distancia

Determinacióndel ángulo azimutal

P S

Tp Ts

∆T

∆T = Ts – T .p

D = ∆T .Vp Vs / (Vp–

Vs)

> Localización de las emisiones acústicas. La distancia (D ) existente hasta el evento se puede obte-ner mediante la medición de la diferencia (∆T ) entre el tiempo de arribo de la onda compresional o

primaria (P ) y el tiempo de arribo de la onda de corte o secundaria ( S ), T p y T s , respectivamente(extremo superior izquierdo ). El valor D depende en gran medida del modelo de velocidad (extremo inferior izquierdo ), usualmente descripto por las velocidades de las ondas P y S , V p y V s , respectiva-mente, de cada capa del modelo. La segunda coordenada, es decir el azimut existente hasta el eventomicrosísmico, se determina examinando el movimiento de las partículas de las ondas P , utilizandohodogramas (extremo superior derecho ). La profundidad del evento microsísmico, la tercera coorde-nada, se obtiene examinando los retardos de los arribos de las ondas P y S entre los receptores, ocurvatura, en el pozo de observación (extremo inferior derecho ).


7/16

Desafor tunadamente , la configuración espacia l

ideal entre el pozo de tratam iento y los pozos de

observación potenciales se da sólo en un porcen-

taje pequeño de casos. En consecuencia, existe

un esfuerzo en curso para posibilitar la registra-

c ión de l a s EAs p roven ien te s de lo s pozos de

t r a t amien to , l o s que r ep re sen tan un ambien te

riguroso con altos niveles de ruido.

Los campos de petróleo en pr oducción poseen

numerosas fuentes de ruido que pueden tener un

impacto negat ivo sobre la técnica HFM micro-

sísmica, incluyendo el ruido eléc trico, la actividad

d e p e r f o r a c i ó n y l a s o p e r a c i o n e s d e f r a c t u -

r a m i e n t o h i d r á u l i c o l le v a d a s a c a b o e n l a s

adyacencias, o el fluido que fluye a través de los

disparos en el pozo de observación. Gran parte del

ruido puede ser eliminado en sitio o mediante fil-

trado adaptable, durante el procesamiento de los

datos. Además, se puede lograr un mejoramiento

de la respuesta s ísmica a t ravés de los avances

registrados en la tecnología de adquisición.

Por ejemp lo, la técnica HFM microsísmica de

Schlumber ger emp lea el dispositivo VSI que p ro-vee excelente fidelidad vectorial (de recha ) .22 La

herramienta VSI se despliega con cable eléctrico

y utiliza tecnología triaxial en cada paquete de

sensores, o lanzadera; habitualmente se desplie-

gan ocho paquetes de sensores. Los sensores de

l a h e r r a m i e n t a f u e r on d i s e ñ a d o s p a r a e s t a r

acúst icamente a is lados del cuerpo pr incipal de

la herramienta pero acúst icamente acoplados a

la tuber ía de revest imiento durante la operación

HFM. Es to ayuda a min imiza r e l po ten c ia l de

ruido y maximizar la cal idad de los datos a la

ho ra de r eg i s t r a r even tos mic ros í smicos muy

pequeños. El número de secciones de sensores ysu espaciamiento dentro de la configuración de

la herramienta VSI pueden a justarse según los

requer imientos .23

El posicionamient o óptimo del arreglo de sen-

sores deber ía determinarse ut i l izando técnicas

de d i seño de l evan tamien tos de r ed .24 Una vez

que la herramienta VSI se coloca en la profundi-

d a d a d e c u a d a e n u n p o z o d e o b s e r va c i ó n , e l

ingeniero HFM debe determinar la or ientación

de la herramienta para hacer uso de los datos del

movimiento de las partículas para la determina-

c i ó n d e l á n g u l o a z i m u t a l . E s t o s e r e a l i z a

mediante el monitoreo de un tiro o disparo, una

cuerda e xplosiva u otra fuente sísmica en el pozo

de tra tamien to o en otro pozo cercano al pozo de

tra tamiento .25 La utilidad de los disparos o de las

cuerdas explosivas para calibrar los modelos de

velocidad ha s ido documentada.26 No obstante ,

las velocidades basadas en disparos , a menudo

son sust anc ia lmen t e d i fe ren te s— a veces más

a l t a s , a veces más ba ja s— que l a s ve locidades

calculadas a par t i r de los datos sónicos . Estas

diferencias pueden deberse a problemas en lassecuencias cronológicas de los d isparos , a las

local izaciones impre cisas de los d isparos y los

receptores como consecuencia de levantamien-

t o s d e d e s v ia c i o n e s d e p o z o s i m p r e c i s o s o

inex i st en t e s , a l a he te rogene idad de lo s yac i -

mien tos en t r e lo s pozos de t r a t amien to y lo s

pozos de observación, y a las diferencias inheren -

t e s en t r e l a s med ic iones de ve loc idad que se

están comparando; incluyendo los efectos de la

anisotropía y la invasión.27

Una vez de te rminada l a o r i en tac ión de l a

herramienta , se ins ta la e l equipo de superf ic ie

q u e r e a l i z a r á e l m o n i t o r e o p e r m a n e n t e y ,

cuando se de tec ta un even to , s e r eg i s t r an lo s

da tos in t e rmed ios . El p rocesamien to en s i t i o

local iza los eventos microsísmicos , u t i l izando

una de las d iversas técnicas de procesamiento

d i spon ib le s , y lo s r e su l t ados se t r ansmi ten a l

equipo a cargo de las operaciones de f ractura-

miento en la localización del pozo. Los datos se

env ían además a un cen t ro de p rocesamien to

para una in terpret ación más deta l lada.28

52 Oilfield Review

xz

y

Temblorina

Trescomponentes

Resorte deaislamiento

Temblorina

xy

z

Contactos del acoplamiento

Campo de prueba en Texas

En las industrias minera, geotérmica, de manejo

de r e s iduos y de a lmacenamien to de gas , l o s

m é t o d o s m i c r o s ís m i c o s h a n s i d o u t i l i za d o s

durante mucho tiempo para ayudar a comprender

la naturaleza de las fracturas creadas hidráulica-

men te . Sin embargo , l a s me jo ra s in t roduc idas

recientemente en el diseño de las herramientas y

la precisión de las técnicas de procesamiento y

mapeo, sumadas a la importan cia creciente de los

yacimientos de baja permeabi l idad fracturadoshidráulicamente, han increm entado la utilidad de

esta tecnología en la industria del petróleo y el

gas. El yacimiento Barnett Shale, situado en la

porción cent ral–norte de la Cuenca Fort Worth de

Texas— uno de los plays de gas más activos de

EUA en la actualidad— resalta la importancia de

la caracte r ización microsísmica directa y opor-

tuna de las fracturas hidráulicas.29 Actualmente,

los campos que explotan la Formación Barnet t

Sh a l e p r o d u c e n m á s d e 3 4 m i l l o n e s d e m 3 / d

[1,200 millones de pies3 /d ] ; e s de cir, un 58% de la

producción t otal de gas de las lutitas gasíferas de

EUA (próxima página) .30

La Formación Barnett Shale es un yacimiento

naturalmente fracturado, de permeabilidad ultra-

baja; aproximadamente 0.0002 mD. Debido a esta

permeabilidad extremadamente baja, se requiere

una supe r f i c i e de f r ac tu ra h id ráu l i ca ex tensa

para es t imular efect ivamente e l yacimiento . En

consecuencia , grandes volúmenes de fluido son

bombeados a a l tos regímenes durante los t ra ta-

mientos de estimulación.

< Medición de las emisiones acústicas. El generador de Imá-genes Sísmicas Versátil VSI de Schlumberger (izquierda) utilizaacelerómetros de geófonos triaxiales (x, y, z) (derecha) que estánacústicamente aislados del cuerpo de la herramienta por unresorte de aislamiento para adquirir datos sísmicos de alta fi-delidad. El dispositivo VSI se acopla mecánicamente a la tuberíade revestimiento o a la formación mediante un potente brazo deanclaje. La calidad del acoplamiento se puede probar utilizan-do una temblorina (shaker ) interna antes de que comiencen lasoperaciones. Se pueden vincular entre sí hasta 40 paquetes desensores, o lanzaderas, para incrementar la cobertura vertical;sin embargo, normalmente se utilizan ocho lanzaderas en las

operaciones HFM. La herramienta se encuentra disponible endiámetros de 3.375 pulgadas y 2.5 pulgadas.


8/16


La Formación Barnet t Shale es un depósi to

de lu t i tas de pla taforma marina , r icas en mate

r ia orgánica , del Mississ ippiano, que cont iene

mater ia l no s i l ic ic lás t ico f ino. Esta formación

sobreyace una superficie de discordancia princi

pa l que t runca a l a s rocas o rdov íc i ca s que se

encuentran debajo. A lo largo de gran parte de

área productiva, la caliza Viola crea una barrera

i n f e r i o r p a r a e l f r a c t u r a m i e n t o h i d r á u l i c o y

sepa ra a l a Fo rmac ión El l enbe rge r ( acu í f e ra )

subyacente de la Formación Barnet t Shale . La

fracturas h idrául icas que i r rum pen en la cal iza

Viola habi tualmente conducen a la producción

no deseada de agua y a la reducción de la pro

ducción de gas.

La estimulación del yacimiento Barne tt Sha le

ha exhibido una efectividad variable por motivos

poco conocidos. Las compañías que explotaban

inicialmente dicha formación pronto observaron

que este yacimiento no respondía a los tratamien

tos de estimulación de la misma manera que los

yacimientos de gas convencionales. La ocurrencia

de eventos inusuales posteriores al tratamientoen los que los pozos vecinos fueron invadidos po

e l agua , ind ica ron un c re c imien to ex t r emada

mente largo de la fractura hidráulica, a menudo

en direcciones inesperadas desde los pozos de

tratam iento. Los métodos modernos de monitoreo

de las f racturas h idrául icas , par t icularment e e

monitoreo microsísmico, han demostrado que la

estimulación y el desarrollo del yacimiento Bar

nett Shale son complicados por la presencia de

fracturas y fallas naturales, que inciden drástica

men te en e l compor tamien to de l a s f r ac tu ra s

hidráulicas y en la productividad y el drenaje de

yacimiento. Además, la anisotropía de los esfuerzos en e l yacimiento Barnet t Shale es baja , de

manera que los intentos para modelar el compor

t a m i e n t o y l a g e o m e t r í a d e l a s f r a c t u r a s

h id ráu l i ca s como even tos s imp le s , de un so lo

plano, han resultado ineficaces.

En los ú l t imos c inco años, los ingenieros y

científicos han adquirido un m ayor conocimiento

de los sistemas de fracturas naturales e hidráuli

ca s p re sen te s e n e l yac imien to Ba rne t t Sha le

Con ese conocimiento, han adaptado las estrate

gias de perforación para mejorar la producción y

recuperación de gas.31 Una de estas estrate gias es

la incorporación de pozos horizontales. Con un

costo que duplica aproximadamente el costo de

un pozo vertical, los pozos horizontales habitual

mente generan recuperaciones finales estimadas

tres veces superiores a las de los pozos verticales

Además, h an r esultado clave par a la explotación

de áreas en las que los pozos verticales tuvieron

un éxito limitado: en áreas en las que la caliza

Viola está a usente y es común fractura r dent ro de

22. La fidelidad vectorial es la propiedad de los receptoressísmicos de componentes múltiples para responder

correctamente a un impulso. Una respuesta correcta tiene lugar cuando un impulso dado, aplicado en sentidoparalelo a uno de los tres componentes, registra sólo enese componente y, cuando se aplica en sentido paraleloa cada componente individualmente, registra la mismamagnitud en cada uno de los tres componentes. Elmovimiento detectado por los receptores sísmicos decomponentes múltiples es idealmente el mismo que eldel impulso original.

Nutt L, Menkiti H y Underhill B: “Advancing the VSPEnvelope,” Hart’s E&P 77 , no. 10 (Octubre de 2004):51–52.

23. Nutt et al, referencia 22.

24. Curtis A, Michelini A, Leslie D y Lomax A: “ADeterministic Algorithm for Experimental Design Applied to Tomographic and Microseismic Monitoring Surveys,”Geophysical Journal International 157, no. 2 (Mayo de2004):595–606.

25. Una cuerda explosiva está compuesta por un cordóndetonante Primacord disparado en ubicacionesestratégicas; por ejemplo, cerca de la profundidad de tratamiento para transmitir una onda sísmica sin crearun agujero en la tubería de revestimiento.

26. Warpinski NR, Sullivan RB, Uhl JE, Waltman CK yMachovoe SR: “Improved Microseismic FractureMapping Using Perforation Timing Measurements forVelocity Calibration,” artículo de la SPE 84488,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

27. Eisner L y Bulant P: “Borehole Deviation Surveys AreNecessary for Hydraulic Fracture Monitoring,”preparado para ser presentado en la 86a Conferencia y

Exhibición de la EAGE, Vienna, Austria, 12 al 15 de juniode 2006.

28. Durham LS: “Fracture ‘Groans’ Quietly Noisy:Microseismic Detection Emerging,” AAPG Explorer 25,no. 12 (Diciembre de 2004): 16–18.

29. Frantz JH, Williamson JR, Sawyer WK, Johnston D,Waters G, Moore LP, MacDonald RJ, Pearcy M, GanpuleSV y March KS: “Evaluating Barnett Shale ProductionPerformance Using an Integrated Approach,” artículo dela SPE 96917, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de2005.

Maxwell SC, Urbancic TI, Steinsberger N y Zinno R:“Microseismic Imaging of Hydraulic Fracture Complexityin the Barnett Shale,” artículo de la SPE 77440,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al2 de octubre de 2002.

Fisher MK, Wright CA, Davidson BM, Goodwin AK,Fielder EO, Buckler WS y Steinsberger NP: “Integrating

Fracture Mapping Technologies to Optimize Stimulationsin the Barnett Shale,” artículo de la SPE 77441,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, San Antonio, Texas, 29 de septiembre al2 de octubre de 2002.

30. http://www.pickeringenergy.com/pdfs/TheBarnettShaleReport.pdf (Se accedió el 30 denoviembre de 2005).

31. Fisher MK, Heinze JR, Harris CD, Davidson BM, Wright CAy Dunn KP: “Optimizing Horizontal Completion Techniquesin the Barnett Shale Using Microseismic FractureMapping,” artículo de la SPE 90051, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

> Mapa de la Cuenca Fort Worth, en el sector central-norte de Texas, quemuestra la actividad de la Formación Barnett Shale. Actualmente, haymás de 3,400 pozos verticales y 300 pozos horizontales que producen dedicha formación.

USA

Texas

Gainesville

Dallas

Fort Worth

Cataratasde Wichita

O K L A H OMA

T E X A S

250 millas

0 25km

Pozos productores

Permisos de pozoshorizontales


9/16

91

517

369

444

Número deeventos

Z,360

Y,740

Y,025

X,358

Tope del intervalodisparado, MD

desde KB,pies

Z,853

Z,227

Y,588

X,513

Base del intervalodisparado, MD

desde KB,pies

X,797

X,734

X,784

X,740

Tope del sistemade fracturas, TVD

desde KB,pies

Y,290

Y,305

Y,305

Y,309

Base del sistemade fracturas, TVD

desde KB,pies

493

571

521

569

Altura delsistema defracturas,

pies

1,918

1,728

1,556

1,521

ExtensiónSO,pies

299

409

482

424

ExtensiónNE,pies

2,217

2,137

2,038

1,945

Longitud delsistema defracturas,

pies

1,143

2,275

1,138

527

Ancho delsistema defracturas,

pies

N60°E

N60°E

N60°E

N60°E

Azimut

Etapa 2

Etapa 3

Etapa 4

Pozo

Etapa 1

l a h ú m e d a Fo r m a c i ó n E l l e n b e r g e r. E l d i s e ñ o

óp t imo de t e rm inac ión de e s to s pozos r e su l t a

más problemático debido a la naturaleza com-

p l e j a d e l f r a c t u r a m i e n t o h i d r á u l i c o . P a r a

optimizar el desarrollo de los recursos, es nece-

sario abordar temas tales como el espaciamiento

de los conjuntos de disparos a lo largo de los tra-

mos laterales, las estrategias de estimulación en

etapas , e l tamaño del t ra tamiento de f ractura-

mien to y la colocación d e los pozos vecinos.

Chesapeake En e rgy e s una de l a s d ive r sa s

compañías operadoras que investigan la comple-

jid a d de fr a ct u ra r e l yaci m ie n t o Ba rn e t t Sh a le

en pozos horizontales y sus implicancias para el

d e s a r r o l l o d e l a s á r e a s . En f e b r e r o d e 2 0 05 ,

Chesapeake utilizó el servicio de diagnóstico de

l o s t r a t a m i e n t o s d e e s t i m u l a c i ón p o r f r a c t u -

r amien to h id ráu l i co St imMAP en un pozo de

observación ver t ica l para determinar la a l tura ,

longi tud , az imu t y comple j idad de l a f r ac tu ra

d u r a n t e u n t r a t a m i e n t o d e e s t i m u l a c i ó n c o n

agua oleosa de cuatro e tapas , efectuado en un

pozo ho r i zon ta l de l Campo Newark Eas t . 32 El

objetivo del diseño consistía en colocar las frac-

tu ra s h id ráu l i ca s en sen t ido pe rpend icu la r , o

transversal, con respecto al lateral. Después de

efectuar los d isparos correspondientes a cada

etapa, se realizó una prueba de inyección previa

a l t r a t a m i e n t o p a r a d e t e r m i n a r l a p r e s i ó n d e

cierre de la fractura y la tasa de declinación de

la presión. Este último parámetro es una función

del grado de f racturamiento natural porque la

permeabi l idad de la matr iz es demasiado baja

como para permit i r la pérdida de fluido.

Durante las cuatro etapa s, el azimut de propa-

g a c ió n d e l a f r a c t u r a p r i m a r i a d e t e r m i n a d o

m e d i a n t e e l m o n i t o r e o m i c r o s í s m i c o f u e d e

N60°E–S60°O, con una preferencia observada por

e l c r e c i m i e n t o e n l a d i r e c c i ó n s u d o e s t e( i zqu ie rda ) . La mayor pa r t e de l a s emis iones

microsísmicas detectadas se local izaban en la

porción sudoeste debido a la configuración de l

monitoreo. Existió sesgo porque el pozo de obser-

va c i ó n e s t a b a u b i c a d o a u n o s 2 , 00 0 p i e s a l

sudoeste del pozo de tratamiento horizontal. En

este caso, era improbable que las heterogeneida-

des fueran la causa del sesgo hacia el sudoeste.

Chesapeake pudo observar la existencia de comu-

n icac ión c ruzada a lo l a rgo de l t r amo l a t e ra l

entre las Etapas 1 y 2 y entre las Etapas 2 y 3, lo

que redu jo la efectividad de esos tra tamient os.

54 Oilfield Review

32. Los tratamientos con agua oleosa utilizan bajasconcentraciones de apuntalante—en este caso,menos de 9.6 kg/m3 [0.8 lbm/galón americano]—lo queposibilita tratamientos de gran volumen a un costoreducido. Este tipo de tratamiento ha resultado exitosoen el yacimiento Barnett Shale porque crea fracturaslargas que se conectan con fracturas naturales

transversales, incrementando así la longitud totalefectiva de la fractura hidráulica y el área de drenajeen un solo pozo.

> Mapas de eventos microsísmicos del tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico de cuatro etapas. Las visualizaciones StimMAP incluyenuna vista tridimensional (3D) (extremo superior ) y una vista en planta (centro ). Las etapas del tratamiento están codificadas en color: la Etapa 1 es púrpura, laEtapa 2 es azul, la Etapa 3 es verde, y la Etapa 4 es amarilla. Además se incluye un resumen de cada etapa, incluyendo el largo, ancho y azimut preferen-cial del sistema de fracturas, determinados acústicamente (extremo inferior ). Las profundidades se miden a partir del vástago de perforación (KB, por sussiglas en inglés).

N

Direccióndescendente

0 pies 2,000

Datos de la fractura hidráulica

Tiempo

0 pies 2,000

Operación de

disparo: Etapa 1

Operación de

disparo: Etapa 2

Operación de

disparo: Etapa 3

Operación de

disparo: Etapa 4

Pozo de tratamiento


N


Pozo de tratamiento

LeyendaÍndice del eventoPresión del tratamiento, lpcRégimen de la lechada, bbl/min


10/16


Durante la Etapa 2, los ingenieros de la locali-

zación del pozo observaron que las presiones de

tratam iento de fondo de pozo se equiparaban con

las de la Etapa 1, de m anera que Chesapeake soli-

citó que el ingeniero de Schlumberger generara

una instantánea rápida de las localizaciones de los

eventos microsísmicos de la Etapa 2. Al compa-

rarse con los resultados StimMAP de la Etap a 1, la

instantánea confirm ó que la fractura de la Etapa 2

se comunicaba con la de la etapa previa. A fin de

solucionar esta situación, se bombearon t res tapo-

n e s d e a r e n a c o n a p u n t a l a n t e , a u n r é g i m e n

reducido, para desviar e l f lu ido de t ra tamiento

fue ra de lo s d i spa ros que e s t aban cap t ando l a

mayor parte d el tratam iento. Los datos microsís-

micos confirmaron que e l t ra tamiento se había

comunicado con un conjunto complejo de fractu-

ras naturales paralelas y conjugadas.

Los intervalos disparados correspondientes a

la Etapa 3 se modificaron para sortear una falla.

El monitoreo de las fracturas hidráulicas confir-

mó que dos fracturas primarias fueron creadas a

ambos lados de la fa l la y que además es tabanp o s ib l e m e n t e a f e c t a d a s p o r l a p r e s e n c i a d e

fracturas naturales. La Etapa 4 no parecía super-

ponerse con las otras etapas.

En agosto de 2005, Chesapeake utilizó el ser-

vicio StimMAP en otro pozo horizontal del Campo

Newark East para determinar la influencia de una

zona cárstica fallada sobre la geometría y orienta-

ción de las fracturas hidráulicas. Nuevamen te, la

operación de es t imulación consis t ió en cuatro

e tapas ; t r a t amien t os con agua o leosa pa ra l a s

Etapas 1, 3 y 4, y un sistema de fluido con CO 2

para la Etapa 2. Los tratamientos se monitorea-

ron desde un pozo s i tuado a l sur-sudoeste deltramo horizontal de orientación este-sudeste del

pozo de trata miento. La distancia existente ent re

la operación de f racturamiento hidrául ico y e l

pozo de observación oscilaba ent re m enos de 500

pies [150 m] y más de 2,000 pies, dependiendo de

la posición de la et apa a lo largo del pozo horizon-

tal (abajo y derecha) .

> Mapas de eventos microsísmicos de otro tratamiento de fracturamiento hidráulico consistente en cuatro etapas. Las visualizaciones StimMAP incluyenuna vista tridimensional (3D) (extremo superior ) y una vista en planta (centro ). Las etapas del tratamiento están codificadas en color: la Etapa 1 es púrpura,la Etapa 2 es azul, la Etapa 3 es verde, y la Etapa 4 es amarilla. Además se incluye un resumen de cada etapa, conteniendo el largo, ancho y azimut prefe-rencial del sistema de fracturas determinados acústicamente (extremo inferior ). Las profundidades se miden con respecto al nivel medio del mar (MSL,por sus siglas en inglés).

140

98

68

94

Número deeventos

Etapa 1

Etapa 2

Etapa 3

Etapa 4

Pozo

X,970

X,954

X,954

X,949

Intervalodisparado, TVD

desde MSL,pies

491

863

985

637

Altura delsistema de

fracturas,pies

419

739

799

1,038

Extensión

SSO,pies

264

178

676

630

Extensión

NNE,pies

1,105

1,168

1,247

1,942

Ancho delsistema de

fracturas,pies

N15°E

N15°E

N15°E

N15°E

Azimut

X,744

X,483

X,670

X,682

Tope del sistemade fracturas,

TVD desde MSL,pies

Y,235

Y,346

Y,655

Y,319

Base del sistemade fracturas, TVD

desde MSL,pies

683

917

1,475

1,168

Longitud delsistema de

fracturas,pies

758

551

400

393

Extensión

NNO,pies

347

617

847

1,549

Extensión

SSE,pies

N

0 pies 1,000

0 pies 1,000

NE

Dirección

descendente

1 ,4 5 8 p i e s

3, 3 6 5 p i e

s

897 pies

Tiempo

Leyenda

Datos de la fractura hidráulica

Índice del eventoTiempo del tratamiento, minPresión del tratamiento, lpc


Pozo de tratamiento

Pozo de tratamiento

Pozo de

observación

LeyendaÍndice del eventoTiempo del tratamiento, minPresión del tratamiento, lpc


11/16

Chesapeake conocía la ubicación de las cua-

tro fallas en e l área a partir de los datos derivados

de imágenes s ísmicas y controles de pozos, de

manera que los ingenieros colocaron grupos de

disparos múlt ip les en cada e tapa para evi tar e l

f r ac tu ramien to d i r ec to en l a s f a l l a s . Aún con

es ta s p recauc iones , l a p re senc ia de l a s f a l l a s

cerca de las Etapas 1, 2 y 4 influenciaron la inicia-

c i ó n d e l a f r a c t u r a ( a r r i b a ) . E r a s u m a m e n t e

probable que la Etapa 1 se comunicara con una

falla. Las e videncias microsísmicas y las asocia-das con la presión soportaban este escenario. La

mayor parte de los eventos microsísmicos tenía

lugar en tre el segundo y el tercer conjunto de dis-

paros, y la presión de cierre instantánea para la

Etapa 1 era significativamen te má s baja que la de

las otras tres etapas.

La utilización del servicio StimMAP ayudó a

Chesapeake a definir la orientación y geometría

de las f racturas creadas hidrául icamente en e l

pozo de tratamiento. Los ingenieros determina-

ron que e l az imut de f racturamiento dominante

era de N15°E. Si bien el crecimiento vertical de

la f ractura era en gran par te s imétr ico y es taba

c o n t e n i d o e n l a Fo r m a c i ó n B a r n e t t Sh a l e e n

d i r ecc ión a scen den te , s e obse rvó c rec imien to

descendente en todas las e tapas . Latera lmente ,

l a E t a p a 3 d e m o s t r ó c r e c i m i e n t o s i m é t r i c o ,

mientras que e l crecimiento en las Etapas 1 , 2 y

4 parecía as imét r ico .33 En base a la in terpreta-

ción StimMAP, se llegó a la conclusión de que

exis t ía poca comunicación entre las d iferentes

etapas .

Hoy en día, gran pa rte d el esfuerzo por moni-

t o r e a r e l c r e c i m i e n t o d e l a s f r a c t u r a s

hidrául icas es tá d ir ig ido a los t ra tamientos de

est imulación por f racturamiento en pozos hor i-

zontales para evaluar la altura de las fracturas y

las complej idades asociadas con su in terferen-

cia. Estas consideraciones no pueden abordarse

en lo s pozos ho r i zon ta l e s con lo s mé t odos de

evaluación de la región vecina al pozo men ciona-

d o s p r e vi a m e n t e . La c a p a c i d a d d e m e d i r l a s

caracter ís t icas de las f racturas h idrául icas per-mite a los ingenieros juzgar e l impacto de los

cambios producidos en los d iseños de las ope-

r a c i o n e s d e t e r m i n a c i ó n y e s t i m u l a c i ó n ; p o r

ejemplo, modificando la colocación o el espacia-

mient o de los intervalos disparados a lo largo del

pozo horizontal o alterando los fluidos portado-

res de apuntalante . Gracias a l mejoramiento de

la caracterización de las fracturas hidráulicas, la

e f e c t i v i d a d d e l o s t r a t a m i e n t o s d e f r a c t u r a -

m i e n t o h i d r á u l i c o e n e l y a c i m i e n t o B a r n e t t

Shale ha sido asociada con la apertura de siste-

mas secundarios de f racturas naturales , lo que

aumenta e l ancho del volumen t ra tado.

Verificación de te cnologías,

modelos y límites en Japón

Si bien las técnicas de monitoreo microsísmico

existen desde hace varios años, la búsqueda de

mejoras en el modelado de la velocidad y en la

adquis ic ión, procesamiento e in te rpretación de

d a t o s c o n t i n ú a . J a p a n Ex p l o r a t i o n C o m p a n y

(JAPEX) y Schlumberger t rabajaron conjunta-

mente en un proyecto dest inado a comprobar la

fact ib i l idad del monitoreo microsísmico en e l

campo de gas Yufu t su , s i tuado en Hokka ido ,

Japón.34

El yac imien to de l Campo Yufu t su co r re s -

ponde a un grani to del Cretácico, naturalmente

fracturado, con un conglomerado sobreyacente,

u b i c a d o a u n a p r o f u n d i d a d q u e o s c i l a e n t r e

4,000 m [13,124 pies] y 5,000 m [16,405 pies]. Den-

t ro de l campo , no ex i s t e n inguna co r re l ac ión

evident e ent re la pr oducción de gas y la localiza-c ión u or ientación de los pozos. Sin embargo,

JAPEX ha determinado que la productividad de

los pozos está con trolada por la condición de los

esfuerzos locales y por la distribución y orienta-

c i ó n d e l o s d i v e r s o s s i s t e m a s d e f r a c t u r a s

n a t u r a l e s p r e s e n t e s e n e l c a m p o .35 Más e spe -

c í f i c a m e n t e , l a s f r a c t u r a s n a t u r a l e s d e g r a n

apertura, o “mega” fracturas, orientadas en sen-

t ido pa ra l e lo a l e s fue rzo ho r i zon ta l máx imo ,

ac túan como conduc tos pa ra e l ga s , mien t r a s

que las f racturas de pequeña escala afectan e l

a l m a c e n a m i e n t o y l a m i g r a c i ó n d e l g a s . L a

c a r a c t e r i z a c i ó n d e l o s s is t e m a s d e f r a c t u r a s

resultó e xitosa en e l pozo, gracias a dispositivos

tales como el generador de Imágenes Microeléc-

tricas de Cobert ura Total FMI. No obstante, para

comprender mejor e l comportamiento del yaci-

miento y mejorar e l modelado de yacimientos

u t i l iz ando un s imu lado r de r ede s de f r ac tu ra s

discre to , JAPEX necesi taba invest igar un volu-

men de yacimiento más grande. 36

56 Oilfield Review

X,000

X,250

X,500

X,584

X,750

X,884

Y,000

Y,250

Y,500

Tope de la Formación

Barnett Inferior

Tope de la Formación Ellenbergerto

Fallas

P r o f

. ,

p i e s


Etapa 4 Etapa 3 Etapa 2 Etapa 1

EO

> Influencia de las fallas sobre el tratamiento de estimulación en la Formación Barnett Shale.Chesapeake disparó los pozos a lo largo del intervalo de terminación horizontal para evitar elfracturamiento dentro de las cuatro fallas conocidas. A pesar de estas precauciones, la interpre- tación del diagnóstico del tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico StimMAPindicó que la actividad microsísmica se concentraba en las adyacencias de los planos de fallas

y que la presencia de fallas cerca de las Etapas 1, 2 y 4 influenciaba dicha actividad microsísmica.


12/16


En octubre de 2003, se realizó una prueba de

inyección preliminar utilizando una herramienta

VSI de cua t ro n ive le s . En d ic i embr e de 2004 ,

JAPEX instaló la tecnología de monitoreo sísmico

permanente desplegada con la tubería de produc-

ción— el sistema Vetco Gray PS3— en el pozo de

tratam iento SK-2D para r egistrar las EAs induci-

das por la producción. JAPEX observó sólo una

microsismicidad mínima en el campo, probable-

mente debido a la falta de caída de presión en el

yacimiento. Sin embargo, la actividad microsís-

m i c a s e i n d u j o d u r a n t e l a s o p e r a c i o n e s d e

inyección que iniciaron la cizalladura a lo largo

de las fracturas naturales preexistentes. En con-

secuencia, la registración y el análisis de estas

EAs utilizando técnicas de m onitoreo de fracturas

hidráulicas ayudó a definir la geometría y exten-

s ión de los s is temas de f racturas naturales . En

febrer o de 2005, se corrió un VSP y se llevó a cabo

un experimento de inyección de pequeña escala,

y en mayo de 2005 se realizó un experimento de

inyección de gran escala (derecha) .

Los datos VSP fueron u tilizados para m ejorarel modelo de velocidad existente y demostraron

ser importantes en el análisis de fracturas. Utili-

zando una fuen te s í smica de p i s to l a s de a i r e ,

colocada en una fosa especia lmente diseñada en

l a s u p e r f i c ie , y h e r r a m i e n t a s d e a d q u i s i c ió n

sísmica Createch SAM43 de 1 11 ⁄ 16 pulgadas, des-

plegadas dentro de la tuber ía de producción en

los pozos de observación cercanos y lejanos, se

r e g i s t r ó u n VSP d e 4 9 n i ve l e s a l o l a r g o d e l

in t e rva lo pe r t inen te , en ambos pozos s imu l t á -

n e a m e n t e . E l V S P p r o p o r c i o n ó d a t o s d e l a

c o m p on e n t e z — l a c o m p on e n t e ve r t i c a l— d e

buena calidad, que permitieron a los científicosde Schlumberger y JAPEX evaluar la calidad del

acop lamien to de l a s he r r amien ta s Crea tech y

ha l l a r l a pos ición óp t ima de l a s he r r amien ta s

para un levantamiento con f ines de monitoreo

microsísmico. La información de velocidad del

l e va n t a m i e n t o VS P t a m b i é n s e u t i l iz ó p a r a

corregir el modelo de velocidad existente , lo que

a su vez mejoró la precisión de las posiciones de

las EAs calculadas.

Otro objetivo del p royecto con sistía en evaluar

el desempeño en términos del monitoreo de las

fracturas hidráulicas del sistema prototipo perma-

nen te Vetc o Gray PS3 operado con la tubería de

producción. Un sensor superior y un sen sor inferior

fueron desplegados en el pozo de inyección SK-2D.

Los sensores PS3 fueron afectados por e l ru ido

eléctrico. Sin embargo, una vez reducido el ruido

mediante filtros de predicción de errores, se obser

varon los arribos de las ondas P y S . Si bien los

sensores prototipo también estuvieron afectado

por el ruido proveniente del fluido de bombeo en

esta te rminación, a lgunos de los eventos de EA

poseían re laciones señ al–ruido suficientes para

ident i f icar los arr ibos de las ondas P y S . Esta

prueba representó la primera utilización exitosa

de sensores múltiples para mapear las EAs induci

das hidráulicamen te en un pozo de inyección.

33. La gran distancia existente entre el pozo de observacióny el volumen del yacimiento afectado por la Etapa 4puede ser responsable de la asimetría observada en laslocalizaciones de los eventos.

34. Drew J, Primiero P, Leslie D, Michaud G, Eisner L yTezuka K: “Microseismic Monitoring of a HydraulicInjection Test at the Yufutsu Gas Reservoir,” artículo B,presentado en el 10o Simposio de Evaluación deFormaciones de Japón, Chiba, Japón, 29 al 30 de

septiembre de 2004.

35. Tezuka K, Namaikawa T, Tamagawa T, Day-Lewis A yBarton C: “Roles of the Fracture System and State ofStress for Gas Production from the Basement Reservoirin Hokkaido, Japan,” artículo de la SPE 75704,presentado en el Simposio de Tecnología del Gas de laSPE, Calgary, 30 de abril al 2 de mayo de 2002.

36. Tamagawa T y Tezuka K: “Validation of Clustering ofFractures in Discrete Fracture Network Model by UsingFracture Density Distributions Along Boreholes,” artículode la SPE 90342, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 deseptiembre de 2004.


p i e s

– 2,000

– 2,500

–3,000

–3,500

– 4,000

– 4,500 3

2 1

0 Distancia, km

0 1

2 3

4 5

6 7

Distancia, km

Pozo de observación cercano Pozo de inyecciónPozo de observación lejano

2000 millas

0 200km

M a r d e

J ap ó n

O c

é a n

o

P a c

í f i

c o

M a r d e l E s t e d e

C h i n a

J A P Ó N

Sapporo

Pozo de observación lejanoPozo de inyecciónPozo de observación cercano

10 millas

0 1km

3,141 m 3,188 m

3,656 m

Punto de inyección 4,013 m

3,339 m

> Geometría del pozo de inyección, dos pozos de observación y sensores con un mapa ( inserto ) quemuestra el lugar del experimento.


13/16

Util izando los cr i ter ios de los sensores de

monitoreo múlt ip les para la d iscr iminación de

los eventos, el programa de inyección de fluidos

cons i st en te en 500 m 3 [3 ,145 bbl] y 40 horas ,implementado en febrero , produjo 920 eventos

detectables; 40 de los cuales exhibieron fases de

ondas P y S detectables en t r es o cuatro senso-

re s y pud ie ron loca l i za r se con una segu r idad

razonab le . Se r ea l i zó una compa rac ión de l a s

localizaciones de los eventos entre las calcula-

das utilizando el modelo de velocidad existent e y

las calculadas u tilizando e l modelo de velocidad

refinado por el VSP (arr iba) . El modelo de velo-

c idad r ev i sado me jo ró s ign i f i ca t ivamen te lo s

cálculos de la local ización de la fuente , redu-

c i e n d o a s í l a i n c e r t i d u m b r e . Lo s r e s u l t a d o s

ob ten idos con e l nuevo mode lo mos t r a ron un

agrupamiento de act iv idad m ás compacto que e l

observado utilizando e l modelo de velocidad pre-

vio, que había sido construido a partir de VSPs

regis t rados en otras par tes del campo.

Duran te e l expe r imen to de inyecc ión más

amplio, realizado en m ayo, se bomb earon 5,600 m3

[35,223 bbl] de fluido durante seis días en cua-

tro pruebas diferentes o e tapas .37 El exper imento

produjo 447 eventos localizados de un total de

2,515 eventos detectados, algunos de los cuales

tuv ie ron luga r después de de tene r e l bombeo

(próxima página) .Para determinar el impacto del monitoreo de

pozos múlt ip les , las local izaciones de eventos

calculadas con datos del p ozo de observación cer-

cano sólo se compararon con las localizaciones de

eventos calculadas con datos de localizaciones de

monitoreo múltiples. El criterio utilizado para la

localización de pozos múltiples fue que podían

picarse los arribos de ondas P y S en el pozo cer-

cano; que al menos un arribo de una onda P podía

picarse en el pozo de observación lejano; y que

como mínimo podía picarse un a rribo de ondas P

o S de los datos de pozos de trat amiento P S3.

Luego se corrió el algoritmo de localización

con los datos de un solo pozo y con los datos de

pozos múltiples, utilizando el nuevo modelo de

ve loc idad . Con lo s da to s de un so lo pozo , s e

calculó la distancia existente hasta el evento uti-

l izando los datos de t iempo de t ránsi to de las

ondas P y S , y los ángulos de incidencia de los

rayos se de terminar on ut i l izando e l a nál is is de

hodogramas. Para el procesamiento de los datos

de un solo pozo y de pozos múltiples se realiza-

ron es t ima ciones del h ipocentro , u t i l izando las

funciones de densidad de probabilidad formadas

a partir de los retardos de tiempo y los ángulosmedidos y modelados.38 El agrupamiento corres-

pondiente a la local ización de un solo pozo es

más disperso y más difícil de interpretar que la

distribución de los pozos múltiples, que además

muestr a a ct ividad adic ional s ignificat ivamen te

58 Oilfield Review

N - S ,

k m

–147.5

–148.0

–148.5

–149.0

–149.5

– 47.5 – 47.0 – 46.5 – 46.0 – 45.5

O-E, km

–2,000

–2,500

–3,000

–3,500

–4,000

–4,500


m

–149.5 –149.0 –148.5 –148.0 –147.5

N-S, km

–2,000

–2,500

–3,000

–3,500

–4,000

–4,500


m

– 47.5

O-E, km

–47 .0 –46.5 –46.0 – 45.5

Modelo de velocidad preexistente

–147.5

N - S ,

k m

–147.5

–148.0

–148.5

–149.0

–149.5

– 47.5 – 47.0 – 46.5 – 46.0 – 45.5

O-E, km

– 47.5 –47 .0 –46.5 –46.0 – 45.5

–2,000

–2,500

–3,000

–3,500

–4,000

–4,500


m

–149.5 –149.0 –148.5 –148.0

N-S, km O-E, km

–2,000

–2,500

–3,000

–3,500

–4,000

–4,500


m

Modelo de velocidad local calibrado por VSP

37. Primiero P, Armstrong P, Drew J y Tezuka K: “MassiveHydraulic Injection and Induced AE Monitoring inYufutsu Oil/Gas Reservoir—AE Measurement inMultiwell Downhole Sensors,” artículo 50, presentadoen la 113a Reunión Anual de Otoño de la SEGJ, Okinawa,Japón, 16 al 18 de octubre de 2005.

38. Michaud G, Leslie D, Drew J, Endo T y Tezuka K:“Microseismic Event Localization and Characterizationin a Limited-Aperture HFM Experiment,” Resúmenes

Expandidos , Exposición Internacional y 74a ReuniónAnual de la SEG, Denver (10 al 15 de octubre de 2004):552–555.

Tarantola A y Valette B: “Inverse Problems: Quest forInformation,” Journal of Geophysics 50 (1982): 159–170.

> Impacto de trabajar con un modelo de velocidad calibrado mediante un registro VSP. Una comparación de las localizaciones de los eventos microsísmicosde las pruebas de febrero de 2005, realizadas con el modelo de velocidad preexistente (izquierda) en función de las pruebas realizadas con el modelo develocidad local calibrado mediante un registro VSP (derecha), muestra un agrupamiento más compacto de eventos si se utiliza el modelo actualizado. Estoreduce significativamente la incertidumbre asociada con la definición de la geometría y orientación de la fractura hidráulica. En cada una de las visuali-zaciones se muestra una vista en planta en la parte superior, una sección transversal norte-sur localizada en el extremo inferior izquierdo y una sección transversal oeste-este en el extremo inferior derecho.


14/16

–147.8

–148.0

–148.2

–148.4

–148.6

–148.8

–149.0

–149.2

–149.4

–149.6

–46.6 –46.4 –46.2 –46.0 –45.8

O-E, km

N -

S ,

k m

0

10

20

30

40

50

60

P r e s i ó n d e l a t u b e r í a d e p r o d u c c i ó n ,

M P a y r é g i m e n d e b o m b e o ,

b b l / m i n

M a g n i t u d e

s e s t i m a d a s

–3.5

–3.0

–2.5

–2.0

–1.5

–1.0

–0.5

0

0.5

09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 00:00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 00:00 03:00 06:00

Segunda etapa de la prueba de inyección de mayo de 2005, a régimen escalonado y a alto régimen

Segunda etapa de la prueba de inyección de mayo de 2005, a régimen escalonado y a alto régimen

N ú m e r o d e e v e n t o s / 1 5 m i n

0

10

20

30

40

50

60

P

r e s i ó n d e l a t u b e r í a d e p r o d u c c i ó n ,

M P a y r é g i m e n d e b o m b e o ,

b b l / m i n

09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 00:00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00 21:00 00:00 03:00 06:00

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50


> Examen de la magnitud y cantidad de emisiones acústicas (EA) durante la segunda etapa de la prueba de inyección en el campo de gas Yufutsu, situado enJapón. Esta prueba comenzó con un proceso de inyección de 2.5 horas, a un régimen escalonado, seguido de una serie de inyecciones de 1 hora, a alto ré-gimen, seguidas en cada caso por ciclos de cierre de pozos de 1 hora. A continuación, se mantuvo un régimen de inyección continuo de 2.2 m 3 [14 bbl] porminuto durante 19 horas, con una excepción representada por una operación de mantenimiento programado de los sistemas de bombeo. La gráfica centralmuestra la magnitud estimada del evento. El tamaño de las elipses verdes es proporcional a la relación señal–ruido. El número de eventos microsísmicos semuestra en la gráfica inferior. La presión de la tubería de producción (azul) y el régimen de bombeo (magenta) se exhiben en ambas gráficas. Una vista enplanta (extremo superior ) muestra los eventos localizados que fueron atribuidos a esta etapa particular (negro) del número total de eventos localizados du-rante la totalidad del experimento de inyección de mayo de 2005 (gris). El comienzo de la inyección a régimen escalonado muestra un umbral y régimen depresión antes de que comiencen a producirse las EAs y, si bien el número de eventos disminuye durante los períodos de cierre de pozos, las EAs siguenproduciéndose en cantidades importantes luego de detenerse el bombeo.


15/16

más al norte del punto de inyección (arr iba) . La

comparación en tre los dos resul tados resal ta e l

desafío que plantea el monitoreo del comporta-

miento de las f racturas h idrául icas en e l campo,

donde las opciones de monitoreo pueden l imi-tarse a un solo pozo.

Una de l a s p r inc ipa le s mo t ivac iones pa ra

realizar mediciones de presión y de EAs durante

e l mon i to reo de l t r a t amien to de e s t imu lac ión

del Campo Yufutsu fue el empleo de e sa informa-

ción para validar los modelos de simulación de

yacimientos. JAPEX ha desarrollado un simula-

d o r n u m é r i c o q u e s i m u l a l a r u p t u r a p o r

cizalladura en las rocas, las EAs asociadas y los

mejoramientos de la permeabi l idad durante la

operación de simulación h idráulica.39 Se ut ilizó la

comparación entre las posiciones de los eventos

de EAs simulados y medidos, junto con el ajuste

iterativo de las historias de p resión para a yudar a

confirmar la validez de las simulaciones.

Además de mejorar la caracterización de los

sistemas de fracturas naturales y el modelado de

yacimientos en e l Campo Yufutsu , los exper i-

mentos de inyección confirmaron el valor de un

modelo de velocidad preciso y las venta jas del

mon i to reo de l a s EAs desde e s t a c iones mú l t i -

ples. Si bien las distancias de m onitoreo más lar-

g a s s o n m e n o s c o n ve n i e n t e s , e l e x p e r i m e n t o

demues t r a que e l mon i to reo puede r ea l i za r se

desde distancias considerables, dependiendo de

l a g e o lo g ía . En e s t e c a s o , l a h e r r a m i e n t a d emonitoreo más distante del pozo de observación

l e j a n o s e c o l o c ó a a p r o x i m a d a m e n t e 2 . 5 km

[8,200 pies] de la a ctividad m icrosísmica.

Los datos de EAs proveen información sobre

la distribución espacial del sistema de fracturas.

Las técnicas de mape o de avanzada, tales como el

método de doble diferencia y el an álisis de m ulti-

pletes, proveen las localizaciones de las fuentes

con tal precisión que se pueden e xtraer grupos de

EAs y es tructuras re lacionadas con fracturas . 40

Por ejemplo, los resultados del método de doble

d i f e renc ia ap l i cados a l con jun to de da to s de l

Campo Yufu t su sug ie ren e s t ruc tu ra s l i nea le s

múltiples, interpr etadas como un sistema d e frac-

t u r a s d e m e d i a n a e s c a l a , q u e l l e n a n e l v a c í o

existente entre el sistema de fallas y las fracturas

observadas en las imágenes de la pa red del pozo.

Otra de las venta jas de los datos de EAs es

q u e p r o v e e n r e s t r i c c i o n e s e s p a c i a l e s p a r a l a

simulación de yacimientos. JAPEX desarrolló el

Simu lado r pa ra Inyecc ión Hid ráu l i ca y Tra ta -

miento por Fracturam iento (SHIFT, por sus siglas

e n i n g l é s ) p a r a s i m u l a r l o s e xp e r i m e n t o s d e

i n ye c c i ó n h i d r á u l i c a .41 Es t e s i m u l a d o r o p e r a

sobre un modelo de redes de f racturas d iscre tas

y simula la cizalladura de las fracturas preexis-t e n t e s , l a a c t i v id a d d e EA s r e l a c i on a d a y e l

60 Oilfield Review

N - S ,

k m

–147.5

–148.0

–148.5

–149.0

–149.5– 47.5 – 47.0 – 46.5 – 46.0 – 45.5

O-E, km

–2,000

–2,500

–3,000

–3,500

–4,000

–4,500


m ,

–149.5 –149.0 –148.5 –148.0 –147.5

N-S, km

–2,000

–2,500

–3,000

–3,500

–4,000

–4,500


m

– 47.5

O-E, km

–47 .0 –46.5 –46.0 – 45.5

Mapa de fracturas utilizando datos de un solo pozo

N -

S ,

k m

–147.5

–148.0

–148.5

–149.0

–149.5– 47.5 – 47.0 – 46.5 – 46.0 – 45.5

O-E, km

–149.5 –149.0 –148.5 –148.0 –147.5 – 47.5 –47 .0

la-fuente-para-caracterización-de-fracturas-hidráulicas.pdf

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