Caracterización de los yacimientos fracturados Modelos predictivos confiables para optimizar el desempeño de los yacimientos carbonatados
Un afloramiento de un carbonato fracturado en Medio Oriente. FRACTURAS EN EL FOCO
LA SOLUCIÓN: UN ENFOQUE INTEGRADO
A la hora de considerar las fracturas en los yacimientos carbonatados, existen numerosos factores significativos a destacar: Comúnmente su rumbo y su echado exhiben la misma dirección Su productividad está relacionada con su densidad, apertura y conectividad. Varían en tamaño, tanto horizontal como verticalmente.
Los regímenes y volúmenes de producción también son afectados por las características de flujo de las redes de fracturas existentes entre los pozos de producción. No obstante, las herramientas analíticas, originalmente diseñadas y desarrolladas para los yacimientos clásticos, miden las propiedades de las fracturas sólo en las proximidades del o de los pozo(s) e intentan pronosticar la distribución de las fracturas sobre la base de observaciones indirectas o supuestos. En los yacimientos carbonatados naturalmente fracturados, estos métodos no proveerán datos suficientes como para definir toda la estructura del yacimiento.
Los corredores de fracturas pueden distinguirse de las fracturas difusas. La densidad y la orientación de las fracturas en los sistemas de fracturas difusas pueden medirse con levantamientos sísmicos de alta definición que muestrean de manera uniforme el plano desplazamiento-azimut. Estos levantamientos proveen información colectiva que se utiliza para construir un modelo estocástico, el cual describe la geometría y las propiedades de la red de fracturas. En contraposición a las fracturas difusas, los corredores de fracturas están compuestos por miles de fracturas paralelas densamente empaquetadas que forman un volumen de habitualmente algunos metros de ancho, unas decenas de metros de altura y varios cientos de metros de largo. Los corredores de fracturas actúan como atajos preferenciales para los fluidos en el yacimiento, y el conocimiento de su posición exacta posibilita un proceso dinámico de simulación de yacimientos para proveer resultados confiables.
El desarrollo de estos yacimientos requiere un enfoque que pueda muestrear todo el yacimiento en forma directa a fin de obtener la mejor comprensión posible de la red de corredores de fracturas y su impacto sobre el flujo de fluidos dentro del yacimiento. Esto incluye de qué manera el régimen dinámico de esfuerzos (geoesfuerzos) presentes en el yacimiento afecta la permeabilidad, y puede lograrse utilizando un enfoque integrado de procesamiento sísmico de avanzada y modelado de redes de fracturas discretas (DFN)—un modelado que considera las redes de fracturas discretas—para proveer una metodología de trabajo completa que abarca desde la interpretación sísmica hasta la simulación dinámica de yacimientos.
Un enfoque integrado: Mejora del desempeño. Distribución mundial de las reservas de carbonatos
Pacífico Asiático América del Norte
40.5
Reservas probadas de petróleo†
59.9
América del Sur y Central
103.5
África
117.2
Europa y Eurasia
Arrecife
Petróleo en carbonatos‡ Carbonatos de plataforma Carbonatos profundos
144.4
Medio Oriente
742.7
Provincia de petróleo en carbonatos
Miles de millones de barriles
Dado que los yacimientos carbonatados habitualmente poseen un factor de recuperación menor al de los yacimientos de areniscas, los mismos ofrecen un gran potencial para incrementar la producción.
† ‡ §
BP Statistical Review 2007 Schlumberger Market Analysis 2007 World Energy Outlook 2006
LOS CARBONATOS IMPORTAN
Un porcentaje significativo de las reservas de petróleo y gas se encuentra entrampado en los yacimientos carbonatados fracturados; más del 60% de las reservas comprobadas de petróleo del mundo y el 40% de las reservas mundiales de gas‡. Si bien el incremento de la producción de petróleo y gas de los yacimientos carbonatados quizá no sea la única solución para satisfacer la demanda energética pronosticada, está claro que estos yacimientos desempeñarán un rol cada vez más importante en el futuro de nuestra industria. Debido a su complejidad y heterogeneidad, los yacimientos carbonatados son considerados extremadamente desafiantes cuando, entre otras cosas, se trata de predecir en forma precisa su recuperación. En su mayoría son yacimientos naturalmente fracturados y contienen fracturas que abarcan desde fisuras microscópicas aisladas hasta agrupamientos de varios kilómetros de ancho, que se denominan enjambres o corredores de fracturas. Estas fracturas crean trayectos complejos para el movimiento de los fluidos que impactan la caracterización de yacimientos y, en última instancia, el desempeño de la producción y la recuperación total.
Hoy, los combustibles fósiles satisfacen más del 85% de la energía del mundo. Con el crecimiento rápido de la demanda y el consumo energético global pronosticado para los próximos 20 años—y dado que la industria no puede garantizar nuevos hallazgos— una solución más realista consiste en seguir obteniendo la producción de los campos ya descubiertos. La amplia mayoría de estas reservas se encuentra entrampada en los yacimientos carbonatados fracturados. Por consiguiente, será necesario comprender en forma más exhaustiva los mecanismos de flujo de fluidos en tales yacimientos para lograr niveles de recuperación óptimos.
ATRIBUTOS DE LAS FRACTURAS DERIVADOS DE DATOS SÍSMICOS
El servicio de hardware y software que emplea sensores sísmicos unitarios Q-Technology*, en conjunto con los nuevos métodos de procesamiento sísmico, ayudan a detectar y evaluar las propiedades de las fracturas entre pozos. El análisis de los parámetros de anisotropía azimutal—las variaciones producidas en la velocidad y la amplitud de las ondas sísmicas que se propagan en diferentes direcciones—provee mediciones relacionadas con la intensidad y la orientación de las fracturas subsísmicas difusas entre los pozos. El procesamiento de los atributos sísmicos revela detalles estructurales del yacimiento del orden de una longitud de onda sísmica. Los atributos de curvatura se utilizan para inferir los regímenes de esfuerzos que se corresponden con la densidad de las fracturas.
En esta sección transversal, el modelado FCM revela muchas zonas de intensidad de fracturas variable. El inserto alrededor del pozo muestra buena concordancia entre la intensidad de las fracturas derivada de un registro FMI y la pronosticada por la sísmica 3D.
El método de Mapeo de Fracturas Agrupadas FCM* posibilita la ejecución de procedimientos de extracción de la discontinuidad, tales como los algoritmos de seguimiento de las huellas de hormigas (ant tracking). Si se utilizan en metodologías de trabajo orientadas por pozo, estos procedimientos extraen automáticamente tanto zonas de fallas—con escalas del orden de los kilómetros—como corredores de fracturas con alcances espaciales de varios cientos de metros. La calibración de las fracturas—inferidas a partir de las características sísmicas—con los datos obtenidos del pozo, provee al geólogo o al ingeniero de yacimiento una medida de confiabilidad cuando se trata de incorporar estas características en un modelo de fracturas. MODELADO DFN: EXPLOTACIÓN DE LA CONECTIVIDAD DE LAS FRACTURAS
El procesamiento sísmico no puede proveer información sobre las propiedades geomecánicas e hidráulicas de una red de fracturas. Por consiguiente, no basta con mapear simplemente las estadísticas del sistema de fracturas naturales de un yacimiento. Es el comportamiento dinámico de la red de fracturas lo que resulta crucial para determinar el desempeño del yacimiento. El software Petrel*, que abarca desde la interpretación sísmica hasta la simulación dinámica de yacimientos, combina la información proveniente de múltiples dominios en una representación unificada del yacimiento. Para ello, el software utiliza el modelado DFN para representar en forma realista el comportamiento dinámico de las fracturas que generan un comportamiento de flujo no continuo en el yacimiento y el pozo. En el modelado DFN, cada fractura se caracteriza por sus propiedades físicas, tales como la superficie y la forma, y cada una posee propiedades de flujo de fluido específicas, tales como permeabilidad, compresibilidad y apertura.
Resultados obtenidos luego de efectuar el análisis de la anisotropía de las ondas flexurales para examinar las características de las ondas de corte rápidas y lentas utilizando la herramienta Sonic Scanner*; herramienta que provee mediciones acústicas de avanzada. Dos zonas exhiben un grado significativo de partición de ondas de corte, tal como se observa en la banda sombreada verde en el carril de la profundidad.
Un modelo DFN habitualmente combina fracturas discretas determinísticas y estocásticas. Las fracturas determinísticas se observan utilizando los registros de imágenes de la pared del pozo provistas por el generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI* y los corredores de fracturas que son representados directamente por
Software Petrel
Software ECLIPSE
Pruebas de pozos Combinación de datos de entrada de diferentes fuentes
Pruebas de interferencia
La clave para el modelado de los yacimientos fracturados consiste en integrar una combinación única de datos. El software Petrel integra múltiples mediciones de escala variable. Además, soporta metodologías de trabajo iterativas que permiten acoplar la descripción estática de las fracturas al simulador de yacimientos ECLIPSE. Esto se traduce en decisiones más confiables de manejo de yacimientos.
imágenes sísmicas de alta resolución, obtenidas con el servicio Q-Technology. Otras fracturas, normalmente de escala más pequeña, que forman redes de fracturas difusas se generan estocásticamente para ajustar sus propiedades colectivas (densidad y orientación) observadas en los datos sísmicos. OPERACIONES INTEGRADAS
Una de las numerosas ventajas del enfoque DFN, utilizando el software Petrel, es que integra la información de una amplia gama de fuentes, incluyendo sísmica 2D y 3D, mapas, afloramientos, geomecánica de yacimientos, registros de pozos, pruebas de pozos, y registros de flujo, además de modelos conceptuales estructurales o depositacionales. Un modelo DFN puede contener millones de fracturas y, en consecuencia, debe introducirse en el software de simulación de yacimientos ECLIPSE* a través de un proceso de rescalado. Se genera una cuadrícula de simulación 3D, la cual contiene la porosidad de las fracturas, su permeabilidad, y el parámetro sigma requerido para una simulación de la doble porosidad o la doble permeabilidad. El modelo se puede correr luego en el software ECLIPSE, el cual modela en forma precisa y rápida el flujo de fluidos en el yacimiento con el objetivo de comparar la efectividad de las diversas estrategias de producción. UN ENFOQUE SISTEMÁTICO
Nosotros generamos datos de entrada de alta calidad para el modelo DFN a través de nuestros propios servicios de adquisición de datos sísmicos y análisis de datos (servicios Q-Technology); nuestras herramientas de pruebas de formaciones (tales como el Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT*), y nuestros registros
de imágenes de la pared del pozo (los generadores de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI, Imágenes Microeléctricas en Lodos Base Aceite OBMI*, Imágenes Ultrasónicas de la Pared del Pozo UBI*, y la plataforma de barrido acústico Sonic Scanner). La calidad del modelo depende no sólo de los datos de entrada más precisos sino también de la mejor interpretación posible; aquella que se ajusta a sus necesidades específicas. El segmento de Servicios de Datos y Consultoría (DCS) de Schlumberger aplica en cada proyecto su amplia experiencia en el modelado de yacimientos naturalmente fracturados de todo el mundo, utilizando un enfoque sistemático y un sistema de revisiones internas que aseguran la calidad de nuestro servicio. El segmento DCS provee centros de excelencia dotados de especialistas en los campos de la geología, la geomecánica y la ingeniería de yacimientos; todos grupos de conocimientos esenciales para el modelado preciso de las fracturas. Además, el simulador de análisis de esfuerzos Visage* relaciona los esfuerzos ejercidos sobre las rocas con las propiedades de los yacimientos para lograr una mejor capacidad de predicción. Nuestros sistemas y tecnologías proveen modelos predictivos confiables de sistemas de yacimientos notoriamente complejos. Dado que cada yacimiento naturalmente fracturado es único, la combinación de nuestra experiencia, un enfoque sistemático y los esfuerzos de ingeniería correctamente enfocados, nos permite construir modelos de fracturas óptimos. A través de este enfoque, estamos mejorando el proceso de caracterización de fracturas en todas las escalas de la operación, perfeccionando los conocimientos y el desempeño en muchas áreas, incluyendo la planeación de pozos y la optimización de las operaciones de perforación y producción.
Caracterización de yacimientos fracturados Los yacimientos naturalmente fracturados plantean numerosos desafíos. Las incertidumbres asociadas con el tamaño de la estructura física y el contenido de fluidos del yacimiento hacen que la comprensión del flujo de fluidos sea impredecible. Schlumberger utiliza una combinación singular de técnicas de modelado y visualización para simular las propiedades de las fracturas, lo que provee una comprensión más completa del yacimiento y sus mecanismos de flujo de los fluidos.
www.slb.com/carbonates
*Marca de Schlumberger Copyright © 2008 Schlumberger. Todos los derechos reservados. 08-OS-042
