La fuente para la caracterización de fracturas hidráulicas
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 permeabilidad del mundo se están acercando al fin de sus vidas productivas. Cada vez con más frecuencia, los hidrocarburos que abastecen combustible a las diferentes naciones y economías del mundo provendrán de yacimientos de baja permeabilidad y esas formaciones compactas requieren tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico para producir a regímenes económicos.
En EUA solamente, las compañías operadoras invirtieron aproximadamente USD 3,800 millones en tratamientos de fracturamiento hidráulico en el año 2005.1 Está previsto que esta erogación enorme se incremente en el futuro cercano y se difunda por todo el mundo. Las compañías necesitan herramientas que les ayuden a determinar el grado de éxito de las fracturas hidráulicas relacionado con la producción de los pozos y el desarrollo de los campos petroleros. Para ello es preciso que estas herramientas provean información sobre la conductividad, geometría, complejidad y orientación de las fracturas hidráulicas.
Si bien rutinariamente se utilizan métodos indirectos de respuestas de pozos—modelado de fracturas utilizando análisis de la presión neta, pruebas de pozos y análisis de datos de producción— para inferir la geometría y productividad de las fracturas hidráulicas, ahora es factible obtener mediciones de la respuesta de la formación al fracturamiento para cuantificar la geometría, complejidad y orientación de las fracturas.Este artículo analiza la importancia de caracterizar las fracturas hidráulicas a la hora de intentar optimizar los regímenes de produccióny la recuperación de hidrocarburos de un campo. En particular, se destaca un método de monitoreo de las fracturas hidráulicas que utiliza tecnologías sísmicas, incluyendo la adquisición, procesamiento e interpretación de datos, y algunas complejidades asociadas. La técnica de monitoreo microsísmico de las fracturas hidráulicas se ilustra utilizando algunos ejemplos de campo de EUA y Japón, que representan dos ambientes de fracturamiento diferentes.
Estimulación por fracturamiento hidráulico
Desde la primera operación intencional de estimulación de un yacimiento por fracturamiento hidráulico, ejecutada a fines de la década de 1940, los ingenieros y científicos han procurado comprender la mecánica y geometría de las fracturas creadas hidráulicamente. Si bien el incremento de la productividad o inyectividad de un yacimiento estimulado puede implicar el éxito de un tratamiento, no necesariamente significa que los modelos de yacimiento y fracturamiento hayan pronosticado correctamente el resultado.
Siempre deben considerarse las características del yacimiento a la hora de diseñar los tratamientos de fracturamiento hidráulico. En yacimientos de permeabilidad moderada a alta, el objetivo de las fracturas es mejorar la producción sorteando el daño de formación en la región vecina al pozo. En estos yacimientos, la característica más importante de la fractura es su conductividad adimensional; una función que incluye el ancho, la permeabilidad y la longitud de la fractura, además de la permeabilidad de la matriz de la formación. En yacimientos permeables pero débilmente consolidados, los métodos de fracturamiento se utilizan en conjunto con los tratamientos de empaque de grava para reducir la caída de presión y las velocidades del flujo en las adyacencias de un pozo durante la producción, y de este modo mitigar la producción de arena.
En yacimientos de baja permeabilidad, sin lugar a dudas el tipo de yacimiento más comúnmente estimulado por fracturamiento hidráulico, los especialistas de la industria han establecido que la longitud de la fractura es el factor decisivo en lo que respecta al incremento de la productividad y la recuperación. Desde el punto de vista del desarrollo de los yacimientos, contar con un conocimiento razonable de la geometría y la orientación de las fracturas hidráulicas es crucial para determinar el espaciamiento entre pozos y concebir estrategias de desarrollo de campos petroleros concebidas para extraer más hidrocarburos. Además, el modelado de yacimientos se mejora con un profundo conocimiento de las fracturas hidráulicas efectuadas en un campo.
Las fracturas naturales, que a menudo constituyen el mecanismo primario para el flujo de fluido en yacimientos de baja permeabilidad, comprometen severamente la capacidad para predecir la geometría de las fracturas hidráulicas y el efecto de las operaciones de estimulación sobre la producción y el drenaje. La comprensión de la forma en que las fracturas creadas hidráulicamente interactúan con los sistemas de fracturas naturales—abiertos y con rellenos de minerales—requiere el conocimiento de los tipos de fracturas tanto hidráulicas como naturales.
Las fracturas hidráulicas tienden a propagarse de acuerdo con las direcciones de los esfuerzos actuales y los planos de debilidad preexistentes, tales como las fracturas naturales. Las orientaciones de los sistemas de fracturas naturales reflejan los regímenes de esfuerzos antiguos y posiblemente localizados.
En yacimientos de baja permeabilidad, los efectos combinados de las fracturas naturales e hidráulicas son en gran medida responsables delmejoramiento de la productividad de los pozos horizontales cuando se compara con la producción de pozos verticales. Las características de ambos tipos de fracturas dictaminan el azimut preferencial en el que deberían perforarse los pozos altamente desviados y horizontales. Teóricamente, en un pozo horizontal perforado en sentido paralelo a la dirección del esfuerzo horizontal máximo, las operaciones de estimulación hidráulica producen una sola fractura longitudinal a lo largo del pozo horizontal. Este escenario simplifica el flujo de fluido fuera del pozo durante el tratamiento de estimulación y dentro del pozo durante la producción. No obstante, dependiendo de las características y orientaciones de los sistemas de fracturas naturales, una estrategia de fracturamiento hidráulico transversal puede traducirse efectivamente en un incremento de la productividad, en particular cuando se estimulan zonas múltiples.
Si bien es posible lograr un buen conocimiento de los sistemas de fracturas naturales existentes, nuestra capacidad para determinar la geometría y las características de las fracturas hidráulicas es limitada. Las discontinuidades geológicas, tales como las fracturas y fallas, pueden dominar la geometría de las fracturas al punto tal de dificultar la predicción del comportamiento de las fracturas hidráulicas. Ciertamente, la industria de exploración y producción (E&P) aún tiene mucho por aprender acerca de las fracturas hidráulicas.
Caracterización de las complejidades
Algo más que simple curiosidad impulsa a los ingenieros y científicos de la industria del petróleo y el gas a procurar comprender las fracturas hidráulicas. La estimulación por fracturamiento es un proceso costoso, que puede aportar enormes ganancias si se realiza correctamente. Sin embargo, para comprender la propagación de las fracturas hidráulicas se necesitan mediciones precisas del crecimiento, la geometría y la orientación de las fracturas. Estos datos proporcionan un punto de partida para que los equipos a cargo de los activos de las compañías evalúen el desempeño de la producción posterior a la operación de estimulación y optimicen los tratamientos de estimulación futuros, a fin de reducir el costo o incrementar la efectividad de la estimulación o para lograr ambos objetivos. Esta información se puede utilizar luego para guiar las estrategias de desarrollo de yacimientos.
Las fracturas provenientes de pozos horizontales y verticales se pueden propagar verticalmente fuera de la zona a la que están destinadas, reduciendo la efectividad de la operación de estimulación, desperdiciando potencia, apuntalante y fluidos, y conectándose potencialmente con otras etapas de fracturamiento hidráulico o con intervalos de agua o gas no deseados. La dirección de propagación lateral depende en gran medida del régimen de esfuerzos locales horizontales, pero en áreas en las que la anisotropía de los esfuerzos locales horizontales es baja o en yacimientos naturalmente fracturados, el crecimiento de la fractura puede ser difícil de modelar. En zonas someras, pueden desarrollarse fracturas hidráulicas horizontales porque el componente de esfuerzo vertical—el peso de los estratos de sobrecarga—es mínimo. Una fractura hidráulica horizontal reduce la efectividad del tratamiento de estimulación porque es muy probable que se forme a lo largo de los planos de debilidad horizontales—presumiblemente entre las capas de la formación—y que se alinee preferentemente con la permeabilidad vertical de la formación, que es habitualmente mucho más baja que la permeabilidad horizontal.
Después de iniciada una fractura hidráulica, el grado en que crece lateral o verticalmente depende de numerosos factores, tales como el esfuerzo de confinamiento, la pérdida de fluido de fractura, la viscosidad del fluido, la solidez de la fractura y el número de fracturas naturales presentes en el yacimiento. Todos los modelos de fracturas hidráulicas fallan en lo que respecta a la predicción precisa del comportamiento de las fracturas y, en muchos casos, fallan completamente; en general, como resultado de la información y las suposiciones incorrectas utilizadas en los modelos. Sin embargo, el modelado es una herramienta necesaria en la ingeniería de las fracturas.
Los ingenieros especialistas en estimulación utilizan simuladores de fracturas hidráulicas para diseñar y pronosticar los tratamientos de estimulación por fracturamiento óptimos. Los datos de entrada básicos para estos modelos incluyen las propiedades de los fluidos y de los apuntalantes, el esfuerzo de cierre, la presión de poro, la permeabilidad de la formación y las propiedades mecánicas de las rocas, tales como la relación de Poisson y el módulo de Young. El riesgo de que el tratamiento sea inadecuado aumenta cuando el diseño se efectúa utilizando parámetros stimados y no medidos. Los equipos a cargo de los activos de las compañías pueden adoptar edidas para reducir este riesgo, mediante la utilización de mejores modelos y la caracterización más exhaustiva del yacimiento y de los esfuerzos asociados. Estas medidas pueden incluir la estimación de propiedades petrofísicas y mecánicas derivadas de los registros, la obtención de información de esfuerzos de pozos y fracturas naturales a partir de imágenes de la pared del pozo, y la medición directa de los esfuerzos a través de la implementación del servicio de determinación de datos de fracturas DataFRAC.
El modelado de las fracturas constituye una parte necesaria del diseño de los tratamientos de estimulación y del proceso de mejoramiento. No obstante, hasta los modelos más complejos resultan deficientes en términos de predicción de la realidad. En los últimos 15 años aproximadamente, la industria petrolera ha comprendido que las fracturas hidráulicas son mucho más complejas que las fracturas de un solo plano y dos alas que se ven en los modelos. Los
conocimientos actuales de las geometrías reales de las fracturas, obtenidos a partir de excavaciones de rocas en zonas hidráulicamente fracturadas en minas o de núcleos cortados a través de fracturas (minebacks, core-throughs) y miles de rasgos mapeados, han demostrado complejidades casi ilimitadas, que abarcan desde la asimetría de las fracturas hasta la creación de
fracturas múltiples que compiten entre sí.
Dadas las complejidades introducidas por la presencia de los sistemas de fracturas naturales, la heterogeneidad de los yacimientos y la anisotropía de los esfuerzos, existen pocos motivos para creer que una fractura inducida hidráulicamente mantiene la simetría a medida que se propaga dentro de la formación. Las fracturas hidráulicas asimétricas forman esquemas de drenaje asimétricos que deben considerarse a la hora de planificar las operaciones de perforación de pozos de desarrollo y modelar el flujo de fluido dentro del yacimiento. Además, el comportamiento inesperado de las fracturas hidráulicas puede producirse en yacimientos agotados o durante las operaciones de refracturamiento.
SCHLUMBERGER, 2005
Elabiçorado por: Leonard Zambrano
En EUA solamente, las compañías operadoras invirtieron aproximadamente USD 3,800 millones en tratamientos de fracturamiento hidráulico en el año 2005.1 Está previsto que esta erogación enorme se incremente en el futuro cercano y se difunda por todo el mundo. Las compañías necesitan herramientas que les ayuden a determinar el grado de éxito de las fracturas hidráulicas relacionado con la producción de los pozos y el desarrollo de los campos petroleros. Para ello es preciso que estas herramientas provean información sobre la conductividad, geometría, complejidad y orientación de las fracturas hidráulicas.
Si bien rutinariamente se utilizan métodos indirectos de respuestas de pozos—modelado de fracturas utilizando análisis de la presión neta, pruebas de pozos y análisis de datos de producción— para inferir la geometría y productividad de las fracturas hidráulicas, ahora es factible obtener mediciones de la respuesta de la formación al fracturamiento para cuantificar la geometría, complejidad y orientación de las fracturas.Este artículo analiza la importancia de caracterizar las fracturas hidráulicas a la hora de intentar optimizar los regímenes de produccióny la recuperación de hidrocarburos de un campo. En particular, se destaca un método de monitoreo de las fracturas hidráulicas que utiliza tecnologías sísmicas, incluyendo la adquisición, procesamiento e interpretación de datos, y algunas complejidades asociadas. La técnica de monitoreo microsísmico de las fracturas hidráulicas se ilustra utilizando algunos ejemplos de campo de EUA y Japón, que representan dos ambientes de fracturamiento diferentes.
Estimulación por fracturamiento hidráulico
Desde la primera operación intencional de estimulación de un yacimiento por fracturamiento hidráulico, ejecutada a fines de la década de 1940, los ingenieros y científicos han procurado comprender la mecánica y geometría de las fracturas creadas hidráulicamente. Si bien el incremento de la productividad o inyectividad de un yacimiento estimulado puede implicar el éxito de un tratamiento, no necesariamente significa que los modelos de yacimiento y fracturamiento hayan pronosticado correctamente el resultado.
Siempre deben considerarse las características del yacimiento a la hora de diseñar los tratamientos de fracturamiento hidráulico. En yacimientos de permeabilidad moderada a alta, el objetivo de las fracturas es mejorar la producción sorteando el daño de formación en la región vecina al pozo. En estos yacimientos, la característica más importante de la fractura es su conductividad adimensional; una función que incluye el ancho, la permeabilidad y la longitud de la fractura, además de la permeabilidad de la matriz de la formación. En yacimientos permeables pero débilmente consolidados, los métodos de fracturamiento se utilizan en conjunto con los tratamientos de empaque de grava para reducir la caída de presión y las velocidades del flujo en las adyacencias de un pozo durante la producción, y de este modo mitigar la producción de arena.
En yacimientos de baja permeabilidad, sin lugar a dudas el tipo de yacimiento más comúnmente estimulado por fracturamiento hidráulico, los especialistas de la industria han establecido que la longitud de la fractura es el factor decisivo en lo que respecta al incremento de la productividad y la recuperación. Desde el punto de vista del desarrollo de los yacimientos, contar con un conocimiento razonable de la geometría y la orientación de las fracturas hidráulicas es crucial para determinar el espaciamiento entre pozos y concebir estrategias de desarrollo de campos petroleros concebidas para extraer más hidrocarburos. Además, el modelado de yacimientos se mejora con un profundo conocimiento de las fracturas hidráulicas efectuadas en un campo.
Las fracturas naturales, que a menudo constituyen el mecanismo primario para el flujo de fluido en yacimientos de baja permeabilidad, comprometen severamente la capacidad para predecir la geometría de las fracturas hidráulicas y el efecto de las operaciones de estimulación sobre la producción y el drenaje. La comprensión de la forma en que las fracturas creadas hidráulicamente interactúan con los sistemas de fracturas naturales—abiertos y con rellenos de minerales—requiere el conocimiento de los tipos de fracturas tanto hidráulicas como naturales.
Las fracturas hidráulicas tienden a propagarse de acuerdo con las direcciones de los esfuerzos actuales y los planos de debilidad preexistentes, tales como las fracturas naturales. Las orientaciones de los sistemas de fracturas naturales reflejan los regímenes de esfuerzos antiguos y posiblemente localizados.
En yacimientos de baja permeabilidad, los efectos combinados de las fracturas naturales e hidráulicas son en gran medida responsables delmejoramiento de la productividad de los pozos horizontales cuando se compara con la producción de pozos verticales. Las características de ambos tipos de fracturas dictaminan el azimut preferencial en el que deberían perforarse los pozos altamente desviados y horizontales. Teóricamente, en un pozo horizontal perforado en sentido paralelo a la dirección del esfuerzo horizontal máximo, las operaciones de estimulación hidráulica producen una sola fractura longitudinal a lo largo del pozo horizontal. Este escenario simplifica el flujo de fluido fuera del pozo durante el tratamiento de estimulación y dentro del pozo durante la producción. No obstante, dependiendo de las características y orientaciones de los sistemas de fracturas naturales, una estrategia de fracturamiento hidráulico transversal puede traducirse efectivamente en un incremento de la productividad, en particular cuando se estimulan zonas múltiples.
Si bien es posible lograr un buen conocimiento de los sistemas de fracturas naturales existentes, nuestra capacidad para determinar la geometría y las características de las fracturas hidráulicas es limitada. Las discontinuidades geológicas, tales como las fracturas y fallas, pueden dominar la geometría de las fracturas al punto tal de dificultar la predicción del comportamiento de las fracturas hidráulicas. Ciertamente, la industria de exploración y producción (E&P) aún tiene mucho por aprender acerca de las fracturas hidráulicas.
Caracterización de las complejidades
Algo más que simple curiosidad impulsa a los ingenieros y científicos de la industria del petróleo y el gas a procurar comprender las fracturas hidráulicas. La estimulación por fracturamiento es un proceso costoso, que puede aportar enormes ganancias si se realiza correctamente. Sin embargo, para comprender la propagación de las fracturas hidráulicas se necesitan mediciones precisas del crecimiento, la geometría y la orientación de las fracturas. Estos datos proporcionan un punto de partida para que los equipos a cargo de los activos de las compañías evalúen el desempeño de la producción posterior a la operación de estimulación y optimicen los tratamientos de estimulación futuros, a fin de reducir el costo o incrementar la efectividad de la estimulación o para lograr ambos objetivos. Esta información se puede utilizar luego para guiar las estrategias de desarrollo de yacimientos.
Las fracturas provenientes de pozos horizontales y verticales se pueden propagar verticalmente fuera de la zona a la que están destinadas, reduciendo la efectividad de la operación de estimulación, desperdiciando potencia, apuntalante y fluidos, y conectándose potencialmente con otras etapas de fracturamiento hidráulico o con intervalos de agua o gas no deseados. La dirección de propagación lateral depende en gran medida del régimen de esfuerzos locales horizontales, pero en áreas en las que la anisotropía de los esfuerzos locales horizontales es baja o en yacimientos naturalmente fracturados, el crecimiento de la fractura puede ser difícil de modelar. En zonas someras, pueden desarrollarse fracturas hidráulicas horizontales porque el componente de esfuerzo vertical—el peso de los estratos de sobrecarga—es mínimo. Una fractura hidráulica horizontal reduce la efectividad del tratamiento de estimulación porque es muy probable que se forme a lo largo de los planos de debilidad horizontales—presumiblemente entre las capas de la formación—y que se alinee preferentemente con la permeabilidad vertical de la formación, que es habitualmente mucho más baja que la permeabilidad horizontal.
Después de iniciada una fractura hidráulica, el grado en que crece lateral o verticalmente depende de numerosos factores, tales como el esfuerzo de confinamiento, la pérdida de fluido de fractura, la viscosidad del fluido, la solidez de la fractura y el número de fracturas naturales presentes en el yacimiento. Todos los modelos de fracturas hidráulicas fallan en lo que respecta a la predicción precisa del comportamiento de las fracturas y, en muchos casos, fallan completamente; en general, como resultado de la información y las suposiciones incorrectas utilizadas en los modelos. Sin embargo, el modelado es una herramienta necesaria en la ingeniería de las fracturas.
Los ingenieros especialistas en estimulación utilizan simuladores de fracturas hidráulicas para diseñar y pronosticar los tratamientos de estimulación por fracturamiento óptimos. Los datos de entrada básicos para estos modelos incluyen las propiedades de los fluidos y de los apuntalantes, el esfuerzo de cierre, la presión de poro, la permeabilidad de la formación y las propiedades mecánicas de las rocas, tales como la relación de Poisson y el módulo de Young. El riesgo de que el tratamiento sea inadecuado aumenta cuando el diseño se efectúa utilizando parámetros stimados y no medidos. Los equipos a cargo de los activos de las compañías pueden adoptar edidas para reducir este riesgo, mediante la utilización de mejores modelos y la caracterización más exhaustiva del yacimiento y de los esfuerzos asociados. Estas medidas pueden incluir la estimación de propiedades petrofísicas y mecánicas derivadas de los registros, la obtención de información de esfuerzos de pozos y fracturas naturales a partir de imágenes de la pared del pozo, y la medición directa de los esfuerzos a través de la implementación del servicio de determinación de datos de fracturas DataFRAC.
El modelado de las fracturas constituye una parte necesaria del diseño de los tratamientos de estimulación y del proceso de mejoramiento. No obstante, hasta los modelos más complejos resultan deficientes en términos de predicción de la realidad. En los últimos 15 años aproximadamente, la industria petrolera ha comprendido que las fracturas hidráulicas son mucho más complejas que las fracturas de un solo plano y dos alas que se ven en los modelos. Los
conocimientos actuales de las geometrías reales de las fracturas, obtenidos a partir de excavaciones de rocas en zonas hidráulicamente fracturadas en minas o de núcleos cortados a través de fracturas (minebacks, core-throughs) y miles de rasgos mapeados, han demostrado complejidades casi ilimitadas, que abarcan desde la asimetría de las fracturas hasta la creación de
fracturas múltiples que compiten entre sí.
Dadas las complejidades introducidas por la presencia de los sistemas de fracturas naturales, la heterogeneidad de los yacimientos y la anisotropía de los esfuerzos, existen pocos motivos para creer que una fractura inducida hidráulicamente mantiene la simetría a medida que se propaga dentro de la formación. Las fracturas hidráulicas asimétricas forman esquemas de drenaje asimétricos que deben considerarse a la hora de planificar las operaciones de perforación de pozos de desarrollo y modelar el flujo de fluido dentro del yacimiento. Además, el comportamiento inesperado de las fracturas hidráulicas puede producirse en yacimientos agotados o durante las operaciones de refracturamiento.
SCHLUMBERGER, 2005
Elabiçorado por: Leonard Zambrano
