630 bbl/d de petróleo después de evaluar las fracturas...
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DESAFÍO Mejorar la estimulación por fracturamiento hidráulico de una sección carbonatada de la formación Eagle Ford, mediante el desarrollo de un conocimiento profundo de las fracturas naturales y de la matriz. SOLUCIÓN Correr una sarta de herramientas que combine el generador de imágenes microeléctricas de cobertura total FMI* para localizar las fracturas naturales y determinar su densidad, apertura aproximada y dirección; la plataforma de barrido acústico Sonic Scanner*, para verificar la dirección del esfuerzo máximo y estimar el volumen de apertura lejos del pozo a partir de las ondas de Stoneley verticales; y la herramienta combinable de resonancia magnética CMR-Plus*, para localizar el mayor volumen poroso de petróleo sin ambigüedad por efectos de la matriz y estimar el contenido de materia orgánica que por lo general es desorientador. RESULTADOS Se aislaron 17 etapas en el tramo lateral para el tratamiento de fracturamiento hi- dráulico previsto y se logró una producción de petróleo promedio mensual de 630 bbl/d, que excedió a la de los pozos vecinos en un 30%-50%. Conocimiento de las fracturas y la matriz carbonatada de la formación Eagle Ford Para intersectar el máximo número de fracturas naturales y estimular efectivamente las zonas petrolíferas en la sección carbonatada fracturada de la formación Eagle Ford, un operador necesitaba conocer mejor las fracturas existentes y la matriz de roca. También era necesario determinar la dirección de las fracturas naturales, además de su estado: abiertas o reparadas. Las imágenes por sí solas no bastaban para la caracterización completa de las fracturas, y los registros convencionales eran afectados por la baja porosidad y el alto contenido de materia orgánica de la matriz. Combinación de imágenes, ondas de Stoneley y resonancia magnética Para determinar las direcciones de las fracturas naturales se utilizaron las imágenes FMI de la pared del pozo. Para disponer de información sobre el estado de las fracturas lejos del pozo, se obtuvieron datos de ondas de Stoneley con la plataforma de barrido acústico Sonic Scanner. Los datos Sonic Scanner indican claramente que las fracturas naturales están abiertas, lo que las convierte en buenas candidatas para contribuir a la producción si son estimuladas. La dirección de cizallamiento rápida derivada de la herramienta Sonic Scanner indica que las fracturas inducidas seguirán la misma dirección que las fracturas naturales. El diseño correcto del tratamiento de fracturamiento también dependía de la evaluación precisa de la porosidad y los fluidos. Para identificar la porosidad de la roca petrolífera independientemente del tipo de roca, que había sesgado las mediciones convencionales, se utilizó la tecnología comprobada de resonancia magnética CMR-Plus. Producción exitosa de 630 bbl/d de petróleo Sobre la base del análisis de esfuerzos de los datos de la plataforma Sonic Scanner, se posicionó un tramo lateral tanto para aprovechar el sistema de fracturas naturales existentes como para maximizar el contacto con las secciones prospectivas potenciales, según de- terminaciones basadas en los datos de porosidad y de contenido de fluidos de la sonda CMR-Plus. Con el fin de aislar 17 etapas en el tramo lateral para el tratamiento de fracturamiento hidráulico, se utilizaron empacadores inflables. Dado que la altura óptima de cada intervalo al que se apuntó como objetivo fue determinada a partir de datos de registros, el tamaño necesario de la bomba fue la mitad del utilizado en los pozos vecinos. Con esta ter- minación exitosa, se logró una producción de petróleo promedio mensual de 630 bbl/d, cifra que superó a los pozos vecinos de un área con frecuentes perforaciones en un 30%-50%. CASO DE ESTUDIO Evaluación de formaciones Los transmisores monopolares y dipolares múltiples Sonic Scanner producen formas de onda compresionales, de corte y de Stoneley de calidad sin precedentes para el procesamiento avanzado de los valores de la lentitud. 630 bbl/d de petróleo después de evaluar las fracturas de una sección carbonatada de la formación Eagle Ford Caracterización de las fracturas y la matriz en un solo viaje con imágenes FMI, datos de ondas de Stoneley Sonic Scanner y datos de resonancia magnética CMR-Plus
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DESAFÍOMejorar la estimulación por fracturamiento hidráulico de una sección carbonatada de la formación Eagle Ford, mediante el desarrollo de un conocimiento profundo de las fracturas naturales y de la matriz.
SOLUCIÓNCorrer una sarta de herramientas que combine el generador de imágenes microeléctricas de cobertura total FMI* para localizar las fracturas naturales y determinar su densidad, apertura aproximada y dirección; la plataforma de barrido acústico Sonic Scanner*, para verificar la dirección del esfuerzo máximo y estimar el volumen de apertura lejos del pozo a partir de las ondas de Stoneley verticales; y la herramienta combinable de resonancia magnética CMR-Plus*, para localizar el mayor volumen poroso de petróleo sin ambigüedad por efectos de la matriz y estimar el contenido de materia orgánica que por lo general es desorientador.
RESULTADOSSe aislaron 17 etapas en el tramo lateral para el tratamiento de fracturamiento hi-dráulico previsto y se logró una producción de petróleo promedio mensual de 630 bbl/d, que excedió a la de los pozos vecinos en un 30%-50%.
Conocimiento de las fracturas y la matriz carbonatada de la formación Eagle Ford Para intersectar el máximo número de fracturas naturales y estimular efectivamente las zonas petrolíferas en la sección carbonatada fracturada de la formación Eagle Ford, un operador necesitaba conocer mejor las fracturas existentes y la matriz de roca. También era necesario determinar la dirección de las fracturas naturales, además de su estado: abiertas o reparadas. Las imágenes por sí solas no bastaban para la caracterización completa de las fracturas, y los registros convencionales eran afectados por la baja porosidad y el alto contenido de materia orgánica de la matriz.
Combinación de imágenes, ondas de Stoneley y resonancia magnética Para determinar las direcciones de las fracturas naturales se utilizaron las imágenes FMI de la pared del pozo. Para disponer de información sobre el estado de las fracturas lejos del pozo, se obtuvieron datos de ondas de Stoneley con la plataforma de barrido acústico Sonic Scanner. Los datos Sonic Scanner indican claramente que las fracturas naturales están abiertas, lo que las convierte en buenas candidatas para contribuir a la producción si son estimuladas. La dirección de cizallamiento rápida derivada de la herramienta Sonic Scanner indica que las fracturas inducidas seguirán la misma dirección que las fracturas naturales.
El diseño correcto del tratamiento de fracturamiento también dependía de la evaluación precisa de la porosidad y los fluidos. Para identificar la porosidad de la roca petrolífera independientemente del tipo de roca, que había sesgado las mediciones convencionales, se utilizó la tecnología comprobada de resonancia magnética CMR-Plus.
Producción exitosa de 630 bbl/d de petróleoSobre la base del análisis de esfuerzos de los datos de la plataforma Sonic Scanner, se posicionó un tramo lateral tanto para aprovechar el sistema de fracturas naturales existentes como para maximizar el contacto con las secciones prospectivas potenciales, según de-terminaciones basadas en los datos de porosidad y de contenido de fluidos de la sonda CMR-Plus. Con el fin de aislar 17 etapas en el tramo lateral para el tratamiento de fracturamiento hidráulico, se utilizaron empacadores inflables. Dado que la altura óptima de cada intervalo al que se apuntó como objetivo fue determinada a partir de datos de registros, el tamaño necesario de la bomba fue la mitad del utilizado en los pozos vecinos. Con esta ter-minación exitosa, se logró una producción de petróleo promedio mensual de 630 bbl/d, cifra que superó a los pozos vecinos de un área con frecuentes perforaciones en un 30%-50%.
CASO DE ESTUDIO
Evaluación de formaciones
Los transmisores monopolares y dipolares múltiples Sonic Scanner producen formas de onda compresionales, de corte y de Stoneley de calidad sin precedentes para el procesamiento avanzado de los valores de la lentitud.
630 bbl/d de petróleo después de evaluar las fracturas de una sección carbonatada de la formación Eagle FordCaracterización de las fracturas y la matriz en un solo viaje con imágenes FMI, datos de ondas de Stoneley Sonic Scanner y datos de resonancia magnética CMR-Plus
30
300) 0)5) ) )0)ft )
42
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21
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29
28
26
Diferenciade energía
cruzadaModelo del pozo Modelo
Diferenciade energía
máxima
0 100%
Calibrador
6 16pulgadas
Lentitud de ondascompresionales
�ltrada
240 40µs/pie
Lentitud deondas de corte
240 40µs/pie
Permeabilidad de fracturaMejor forma deonda DT* Sonic
0,01 1 000mD
Permeabilidad de Stoneley
0,01 1 000
0 12 000
Evaluación de fracturasForma de onda Sonic
0 20 400
mD
Fractura
0 201/pie
Mineralogía
1 0V/V
Apertura
0,0001 10m
Densidad defracturas
0 10
Lentitud de ondasde Stoneley �ltrada
300 100µs/pie
Coe�ciente detransmisión de
Stoneley
1 3,5Coe�ciente detransmisión de
Stoneley modelado
1,05 2
Coe�ciente dere�exión de
Stoneley modelado
0 0,35
Coe�ciente dere�exión de
Stoneley modelado
0,35 0
Coe�ciente dere�exión de
Stoneley medido
0 0,35
Coe�ciente dere�exión de
Stoneley medido
0,25 0
Coe�ciente detransmisión de
Stoneley medido
1 2,5
Evaluación de fracturasLentitud de ondas
de Stoneley
310 110µs/pie
Tamaño del pozo
6 16pulgadas
Rayos gamma
0 150°API
Azimut decizallamiento
rápida
–90 90deg
Diferenciade energía
mínima
Profundidadmedida, pies
0 100%
Derrumbe
Base del modelo
Densidadde fracturas
Agua desplazada Imágenes microeléctricas decobertura total FMI*
Orientación Norte
Fractura conductiva(sinusoide)
Orientación Norte
Calidad
0 120
Resistiva Imagen FMI Conductiva
240 360
0
0 5 10 15 20
120 240 360
Fractura resistiva(sinusoide)
Orientación Norte
Calidad
0
0 5 10 15 20
120 240 360
Fractura inducida por laperforación (sinusoide)
Orientación Norte
Calidad
0
0 5 10 15 20
120 240 360
Hidrocarburo desplazado
Agua
Petróleo
Dolomía
Calcita
Kerógeno
Pirita
Cuarzo
Agua ligada
Montmorillonita
Illita
Clorita
*Marca de SchlumbergerLos nombres de otras compañías, productos y servicios son propiedad de sus respectivos titulares.Copyright © 2011 Schlumberger. Todos los derechos reservados. 11-FE-0103-esp
Para diseñar el emplazamiento exitoso y un tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico de un tramo lateral, se utilizó un análisis de registros combinados de tres mediciones diferentes. La curva azimutal de cizallamiento rápido Sonic Scanner del Carril 2 se ajusta al azimut de la fractura derivado del generador de imágenes microeléctri-cas de cobertura total FMI* del Carril 10, que se muestra en forma ampliada a la derecha del carril. La apertura y la densidad de las fracturas derivadas del registro de imáge-nes se exhiben en el Carril 5. La curva de permeabilidad basada en el análisis de formas de ondas de Stoneley de la plataforma Sonic Scanner se muestra en azul en el Carril 6. La curva roja del Carril 6 muestra los falsos eventos de Stoneley, generados por los cambios abruptos de litología y los derrumbes. Dado que usualmente no se exhiben, estos eventos no se incluyen en el procesamiento. El Carril 8 corresponde a una forma de onda modelada exhibida como un registro Variable Density* (VDL), que se basa en las respuestas previstas de las ondas de Stoneley resultantes de los cambios litológicos abruptos (mostrados de un modo similar en la impedancia acústica) y de la rugosidad del pozo. Esta forma de onda modelada puede compararse con la forma de onda registrada del Carril 7. Los coeficientes de reflexión y transmisión de la forma de onda modelada se sustraen de los computados a partir de la forma de onda registrada para calcular la permeabilidad de Stoneley. Los volúmenes de minerales computados con la tecnología de resonancia magnética, la plataforma integrada de adquisición de registros Platform Express*, y la herramienta de espectroscopía de captura elemental ECS* aparecen en el Carril 9, con el volumen de petróleo en verde. La vista ampliada de la imagen FMI de la derecha muestra el objetivo del lateral. El objetivo fue seleccionado para maximizar las fracturas naturales y los volúmenes computados de petróleo. La visualización ampliada verde del VDL, a la derecha de la imagen ampliada de la fractura, es producida con la tecnología de resonancia magnética cada 7 pulgadas e indica claramente el decaimiento tardío de tiempo en la zona objetivo.
Imagen de fracturas ampliada VDL ampliado
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
www.slb.com/wireline
CASO DE ESTUDIO: La evaluación de fracturas resulta en 630 bbl/d de petróleo en una sección carbonatada de la formación Eagle Ford
