Optimización delproceso de fracturasen un reservorio no convencionalvolcano clásticoPor R. Ceccarelli, E. d’Huteau (Repsol YPF) y F. Cafardi (Schlumberger)

Trabajos técnicos

En los últimos años Repsol YPF empezó a desarrollar en

la Cuenca Neuquina reservorios no convencionales, en

particular la Formación Precuyano, roca volcano

clástico. De 2001 a 2005 se perforaron 9 pozos en la

zona de Cupén Mahuida y se realizaron 21 operaciones

de fracturas. Los resultados de producción han sido

variados, lo que se ha atribuido en parte a la

complejidad del reservorio.

Para mejorar estos resultados fue necesario hacer un

análisis de todo el proceso de estimulación. La

evaluación se basó en una revisión de la petrofísica,

examen de perfiles de imágenes para estudio de fisuras

naturales, análisis de los minifrac y del comportamiento

de la presión medida durante las fracturas.

Las conclusiones recomiendan modificar la metodología

de trabajo para la definición de los intervalos

candidatos a fracturar, así como la metodología de

punzar y de fracturar.

Introducción

El Yacimiento Cupén Mahuida,Formación Precuyano, se encuentraubicado en la misma área que el Yaci-miento Sierra Barrosa, productivo degas y petróleo de la Formación Lote-na. La estructura Sierra Barrosa estálocalizada en el sector sud central dela Cuenca Neuquina, a aproximada-mente 35 kilómetros de la localidadde Plaza Huincul en la Provincia deNeuquén.

Estas secuencias triásico-jurásicaspertenecientes al Precuyano están for-madas por un conjunto de depósitosde orígenes variados y arreglos muyheterogéneos. Las facies reservoriocorresponden principalmente a depó-sitos de flujos piroclásticos, tobas decaída y coladas volcánicas de tipoácido. La trampa es de tipo combina-do. Las acumulaciones de gas se verifi-can en las partes altas de estructuraspositivas (factor estructural) y es deprimordial importancia el factor estra-tigráfico, en estos casos dado por lacreación de zonas porosas y permea-bles por alteración, microfisuramientoy fracturación de las rocas volcánicas.

La roca madre comprobada de lazona son las pelitas marinas de la For-mación Los Molles, depositadas inme-diatamente sobre las vulcanitas triási-co-jurásicas.

Como es definido en el trabajo Eva-luación de formaciones en pozos explora-torios de reservorios no convencionalesmediante perfiles de ultima generaciónpresentado por J. Dogliani, R. Domín-guez y Daniel García, la utilización de

estas herramientas pudo definir parael primer pozo exploratorio un mode-lo de reservorios de poros pequeños,actuando como primarios e interco-nectados a microfisuras, a modo degargantas porales, con porosidadesefectivas de hasta el 12% y bajas per-meabilidades (cercanas a 1 mD). Laeficacia en la producción de hidrocar-buros estaría dada por la intercone-xión de estas bajas permeabilidades,con un sistema de microfisuras amodo de gargantas porales, no visiblesen imágenes de pozos, ni identificadaspor los perfiles de porosidad conven-cionales, por lo que es fundamentalpara poder acotarlos la visualizaciónmediante parámetros dinámicos,como la movilidad obtenida del NMRy la perforación en UBD.

Basándose en esta descripción delreservorio se hicieron los diseños defractura como para un reservorio clás-tico tradicional, como se muestra enla figura 2.

Generalidades sobre operaciones de fractura

En los diferentes pozos terminadoslas profundidades del reservorio varí-an desde 3100 mbbp hasta 3700mbbp.

Hasta el presente, las estimulacio-nes hidráulicas realizadas en los pozosvarían sustancialmente en volúmenesy tamaños de diseños. Por los estresesactuales obtenidos del perfil sónicodipolar, el agente de sostén seleccio-nado es Sinterball 20/40. Los fluidosde fractura son base agua de bajacarga polimérica.

El 47% de los tratamientos de esti-mulación hidráulica terminaron conarenamientos prematuros, sin poderbombear la totalidad de agente de sos-tén diseñado dentro de la formación.Pero en los demás pozos las concen-traciones finales de agente de sosténen formación son altas: 16 ppg.

La figura 3 de la página 48 detalla

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Figura 1. Mapa de ubicación.

Figura 2. Columna estratigráfica.

la relación entre la cantidad de bolsasde agente de sostén bombeadas enformación y la altura de la zona deinterés para cada pozo. El rango devalores es muy amplio, variando entre9 y 422 bolsas/m, pero normalmenteel rango es de 100 a 200 bolsas dearena por metro de zona de interés.

Estrategia de completacióny punzados

Los pozos fueron completados conliners de 5” de 18 lb/ft. Los tubing nor-malmente utilizados son de 3-1/2”,9,3 lb/ft. El sistema de punzados utili-zado está seleccionado primeramentepor las restricciones existentes en lacompletación, esto significa que eltipo de cañoneo óptimo es aquel quepuede pasar sin riesgos a través de lacañería de completación y por el packer de producción.

Generalmente el cañón utilizado esel de 2” con cargas de 6,5 gr, a 6 tirospor pie y con un ángulo de 60°. Eldiámetro promedio de los orificios esde 0,17”, sin embargo los orificios vande 0,09” en el caso más desfavorable a0,22” en el caso óptimo. Esto implicaque si bien todos los punzados pue-den admitir fluido, sólo el 50% podráadmitir agente de sostén (20/40) aconcentraciones superiores de 6 PPA.

Análisis de perfiles e interpretación de minifracs

El análisis de perfiles con paráme-tros indirectos pero dinámicos, comola resonancia magnética nuclear(NMR), esencialmente dinámicos,como el ensayador modular de forma-ciones (MDT) en conjunto con imáge-nes de pozos (FMI, UBI, CBIL), sónicodipolar (DSI, XMAC) y perfiles con-

vencionales (resistividad de alta reso-lución, densidad, neutrón, SP, GR),mud log, es fundamental para el estu-dio petrofísico y la selección de inter-valos de interés, como así tambiénpara el correcto diseño de la estimula-ción hidráulica.

Es clave conocer el tipo de reservo-rio y el mecanismo de drenaje al cualnos enfrentamos a la hora de diseñaróptimamente una estimulaciónhidráulica.

De los cinco minifracs disponiblespara la evaluación, cuatro de los análi-sis de declinación de presión señalanla presencia del efecto de PressureDependent Leakoff (PDL). La diferenciaentre la presión de cierre de fisurasnaturales de formación (Pfo) y la pre-sión de cierre de la formación o frac-tura generada hidráulicamente (Pc)nos indicará la severidad y compleji-dad que podremos esperar en las ope-raciones de fractura hidráulica. Losvalores de las diferencias observadasson de aproximadamente 200 psi. Estapoca diferencia hace que las condicio-nes de operación sean difíciles, y talefecto debe ser tomado en cuenta paraoptimizar los diseños y controlar lapérdida de fluido que las fracturasnaturales abiertas naturalmente ohidráulicamente generarán.

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Figura 4. Ejemplo de PDL.

Figura 3. Agente de sostén vs. altura de interés.

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En la imagen de pozo del casoejemplo graficado en la figura 4 de lapágina 48 no se observan fisuras natu-rales, sin embargo el minifrac nosindica que éstas están presentes. Unade las causas de este fenómeno es quela imagen de pozo tiene un radio deinvestigación del orden de pocas pul-gadas, cuando en el minifrac estamoshablando de un radio de investiga-ción de metros.

Esto recalca la importancia de reali-zar siempre un minifrac antes del bom-beo del tratamiento principal paraconocer el mecanismo de pérdidas defluidos, calcular fricciones extras en elsistema a nivel de punzados y nivel dereservorios (tortuosidades), ajustarestreses, evaluar el comportamiento delfluido, y precisar así el diseño.

Interpretación de los resultados de producción

En lineamientos generales se puedeestablecer que la producción obtenidacorresponde a por lo menos tres meca-nismos de drenaje diferentes o combi-nación de estos. La figura 5 muestra larelación entre la producción post frac-tura hidráulica y la cantidad de bolsasbombeadas a formación considerandolos casos estudiados.

Interpretando los resultados pode-mos establecer como mínimo los trescasos base siguientes de comporta-mientos en la Formación Precuyano

en el ámbito del Yacimiento CupénMahuida.

•• CCoonnddiicciioonneess ddee rreesseerrvvoorriioo AABuena petrofísica y presencia de

fisuras naturales conductivas en laimagen de pozo.

En el ejemplo siguiente (figura 6) yen la figura 7 de la página 52, pode-mos observar que el porcentaje defluidos libres es alto y que la porosi-dad ronda el 14 por ciento. El GR seve limpio. La altura de la zona deinterés es de aproximadamente 7metros. La diferencia entre las curvasde resistividad profunda y la someranos indicaría presencia de buena per-meabilidad en la capa (invasión).

La imagen de pozo detalla valoresde resistividad mayores. Se pierde unpoco la estratificación, siendo mayor-mente masivas. Se observan fracturasnaturales conductivas en conjunto conbuenas cualidades petrofísicas (porcen-taje mayor al 5% de fluidos libres yporosidades mayores al 10 por ciento).

El diseño deberá incluir fracturasanchas, volúmenes medios (300 sx a800 sx), concentraciones medias de

Figura 6. Perfil combinado caso A.

Figura 5. Producción vs. bolsas de agente de sostén.

agente de sostén bombeado. Objeti-vos: bypasear el daño, dejar conducti-vo el sistema de fisuras naturales de laformación. Buscar ancho de fracturasen caso de altas permeabilidades.

•• CCoonnddiicciioonneess ddee rreesseerrvvoorriioo BBPobre petrofísica y presencia de

fracturas naturales en la imagen depozo. La porosidad (8% a 10%) y laaltura de la zona de interés es media ycon baja permeabilidad.

El objetivo del diseño será bypasearel daño. Se intentará diseñar fracturaslargas, pero la falta de contrastes enestreses entre la zona de interés y lascapas superiores e inferiores que seobserva generalmente en este yaci-miento será un limitante en la defini-ción del volumen del tratamiento.

•• CCoonnddiicciioonneess ddee rreesseerrvvoorriioo CCEl tercer caso está dado por condi-

ciones de petrofísica pobre (baja poro-sidad o/y baja permeabilidad) y sinpresencia de fracturas naturales con-ductivas en la imagen de pozo, y sinvariación de amplitud entre ∆T com-presional y ∆T shear y sin incrementodel ∆T Stoneley, obtenidos del sónicodipolar, que serían indicadores dezonas naturalmente fisuradas. Para

este caso el reservorio responde comoun clástico, de condiciones petrofísi-cas regulares a malas.

En el ejemplo siguiente se observauna petrofísica regular, con valoresde porosidad del 12%, NP 12 m; enel MREX se observan valores bajosde fluidos libres (figura 8). La ima-gen de pozo infiere una ignimbrita,con tamaño de grano pequeño yrelativamente homogéneo (figura 9,de página 53).

Se observan fisuras inducidas(dirección máximo estrés, plano prefe-

rencial de fractura) con direcciónNNW-SSE. No se observan en la ima-gen fracturas naturales conductivas.

Del análisis de la declinación depresión (minifrac), la función “G”sugiere un comportamiento de pressu-re dependent leakoff, lo que indicaríaque, aunque no se observan fisurasnaturales conductivas o abiertas en laimagen de pozo, algunas fisuras per-meables existen y se abren al superarsu presión de cierre. La presencia deestas fisuras no significa que seanreservorio. Sin hacer un minifrac no

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Figura 7. Perfil de imágenes caso A.

Figura 8. Perfil de imágenes caso C.

Condición Porosidad Proppant Fisuras PLT - 10 mm Producción[sx] [m3/d] %

C 10%< 0 SÍ 83.000 22%

A 14% 1.396 SÍ 171.000 46%

C 10% 700 NO 69.000 18%

C 12% 2.103 NO 52.000 14%

tendríamos conocimiento de la exis-tencia de estas microfisuras naturales.

•• CCoommppaarraacciióónn ddee pprroodduucccciióónnLa tabla de la página 52 detalla en

resumen los resultados obtenidos paralos diferentes intervalos de un mismopozo versus su clasificación.

Para el caso de este pozo, comopara el resto de los pozos productoresde la Formación Precuyano, en elámbito del Yacimiento Cupén Mahui-da vemos que la producción no res-ponde al tamaño de estimulaciónhidráulica realizada, sino a condicio-nes de reservorio y tipo de mecanis-mos de drenaje.

Conclusiones y recomendaciones

• Podemos clasificar la calidad delreservorio Precuyano entre tres cate-gorías, cada cual con un lineamien-to de diseño de fractura. Para estaclasificación es necesario hacer unanálisis en detalle de los perfilesconvencionales junto con perfilesavanzados, como son la resonancia

magnética, el sónico dipolary las imágenes de pozos.• Se recomienda la realiza-ción de minifrac antes delbombeo de la estimulaciónhidráulica principal en cadauna de las capas a estimular.Esto permitirá conocer elmecanismo y severidad depérdidas de fluidos.• Se recomienda la utiliza-ción en los colchones deagente de sostén de peque-ña granulometría (malla100) para el control de pér-dida de fluido en las fisurasnaturales. • Los diseños no necesitansuperar alta concentraciónde agente de sostén bombe-ado con valores de hasta 8ppa se obtendrán resultadossimilares. Se puede termi-nar la operación con unslug a mayor concentración,pero con el objetivo de

dejarlo dentro de la zona de lospunzados.

Referencias

1. Documento interno: Evaluación deformaciones en pozos exploratorios dereservorios no convencionalesmediante perfiles de últimageneración. Dogliani, Julio C.;Domínguez, Roberto R. y García,Daniel G.

2. Evaluación mediante tecnología UBD(Under Balance Drilling) de un pozoexploratorio, de baja permeabilidad ysobrepresionado, en la CuencaNeuquina. García, Daniel G. yMoreyra, Juan D.

3. SPE 16417: Modified fracture pressuredecline analysis including pressure-dependent leakoff. Castillo, J. L.(Dowell Schlumberger).

4. SPE 28717: Hydraulic fracturing in anaturally fractured reservoir. Britt, L.K.; Hager, C. J. (Amoco ProductionCo.) y Thompson, J. W.(Schlumberger Dowell).

5. SPE 39953: Pressure dependent leakoff

in fracturing. Field examples from theHaynesville Sand. Rollins, K.(Marathon Oil Co.) y Hyden, R. E.(Halliburton Energy Services, Inc.).

6. SPE 49080: Hydraulic fracturestimulation design and wellperformance in non conventionalreservoirs. Conway, Michael, W.(SPE, STIM-LAB, Inc.) y Barree,Robert D. (SPE, Marathon OilCompany).

7. SPE 57324: Identifying andevaluating producing horizons infractured basement. Tandom, P. M.,Ngoc, N. H. (Petronas CarigaliVietnam); Tjia, H.D. (PetronasResearch and Scientific Services) yLloyd, P. M. (SPE).

8. SPE 67298: Proppant holdup,bridging, and screenout behavior innaturally fractured reservoirs. Barree,Robert D. (SPE, Barree & AssociatesLLC); Conway, M. W. (SPE, STIM-LAB, Inc).

9. SPE 20154: Hydraulic fracturing intight, fissured media. Warpinski,Norman R. (SPE, Sandia Nat.Laboratories).

10. SPE 60291: Adapting highpermeability leakoff analysis to lowpermeability sands for estimatingreservoir engineering parameters.Craig, David P.; Eberhard, MichaelJ. (Halliburton Energy Services,Inc.) y Barree, Robert D.(Marathon Oil Company).

11. SPE 60321: Case history:observations from diagnostic injectiontests in multiple pay sands of theMamm Creek Field, Piceance Basin,Colorado. Craig, David P.; Odegard,Chad E. (Halliburton EnergyServices) y Pearson, Walter C. Jr.;Schroeder, James E. (MesaHydrocarbons, Inc).

12. SPE 39932: Applications of pre-fracinjection/falloff test in fissuredreservoirs. Field examples. Barree,Robert D. (SPE, Marathon OilCompany).

13. SPE 78320: Guidelines for the designof fracturing treatments for naturallyfractured formations. Van BatenburgDiederik, W.; Halliburton, B. V. yHellman, Tom J. (BP ExplorationOperating Co. Ltd).

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Figura 9. Perfil de imágenes caso C.

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