CASO DE ESTUDIO El monitoreo dual posibilita un mapeo más preciso de las fracturas hidráulicas en las Montañas Rocallosas Un operador utiliza dos pozos de monitoreo microsísmico para revelar la longitud total de las fracturas en yacimientos de gas en areniscas compactas DESAFÍO Adquirir un mayor conocimiento acerca de la longitud de las fracturas con el fin de mejorar su diseño y optimizar el espaciamiento entre pozos para planificar un programa de perforación de pozos de relleno. SOLUCIÓN Implementar el servicio de diagnóstico StimMAP LIVE* para el monitoreo microsísmico de las fracturas en tiempo real en dos pozos de monitoreo, uno paralelo y el otro perpendicular a la dirección de propagación de la fractura. RESULTADOS Se mapeó con éxito la longitud total de las fracturas hidráulicas, lo cual permitió determinar el espaciamiento de pozos de relleno a fin de optimizar el drenaje del yacimiento sin perforar pozos innecesarios. Superación de las limitaciones de un pozo de monitoreo Un operador independiente que trabaja en la región de las Montañas Rocallosas de EUA obtiene su producción en forma activa de yacimientos de gas en areniscas compactas. Para optimizar el espaciamiento entre pozos en un programa planificado de perforación de pozos de relleno, el operador necesitaba conocer mejor las longitudes de las fracturas creadas por el tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico. Por haber utilizado técnicas de monitoreo microsísmico previamente en el campo, el operador sabía que en estas areniscas particulares la señal microsísmica se atenuaba a lo largo de una distancia relativamente corta; dentro de un radio de 365,76 m [1 200 pies]. Por lo tanto, la utilización de un solo pozo de monitoreo podía generar diversas deficiencias. Si una fractura se propagaba en sentido paralelo a la dirección del pozo de monitoreo, con el monitoreo microsísmico se podría mapear solamente un ala de la fractura; es decir, el ala que se extiende en esa dirección. El otro ala podría extenderse en dirección opuesta, más allá del rango de detección. No obstante, aunque la fractura se propagara en sentido perpendicular al pozo de monitoreo, si la longitud total de la fractura excediera el rango de detección, su mapeo completo podría resultar imposible. Sin conocer la longitud total de la fractura, sería un desafío determinar el espaciamiento de los pozos de relleno requeridos para maximizar la producción sin efectuar erogaciones en pozos innecesarios. “La combinación de los conocimientos técnicos especializados de Schlumberger con las tecnologías especializadas de tratamiento y monitoreo, nos permitió comprender cómo diseñar el programa óptimo de perforación de pozos de relleno en todo el campo sin incurrir en erogaciones innecesarias.” Operador independiente, Montañas Rocallosas Vista tridimensional de los eventos microsísmicos producidos por 6 etapas de un tratamiento de estimulación de 2 pozos y 24 etapas, observados desde 2 pozos de monitoreo. Servicios de datos y consultoría CASO DE ESTUDIO: Un operador en las Montañas Rocallosas utiliza dos pozos de monitoreo microsísmico para revelar la longitud total de las fracturas hidráulicas en areniscas compactas Optimización del programa de perforación de pozos de relleno y del desempeño del yacimiento El monitoreo de los tratamientos de fracturamiento desde dos pozos en vez de uno permitió revelar con éxito la longitud completa de la fractura. El segundo pozo de monitoreo indicó que la longitud de la fractura era casi el doble de la longitud observada en el primer pozo de monitoreo. Por consiguiente, el hecho de contar con una “segunda opinión” demostró ser crucial para el éxito de la operación. Los asesores de Schlumberger demostraron que con los tratamientos de fracturamiento hidráulico se efectuó una fractura de al menos 305 a 365,76 m [1 000 a 1 200 pies] de semilongitud (dentro del radio de detección de la señal microsísmica). Por consiguiente, la longitud total de la fractura fue de al menos 610 a 731,52 m [2 000 a 2 400 pies]. En base a esta información, el operador pudo mejorar los diseños de los tratamientos de fracturamiento subsiguientes y determinar dónde ubicar los pozos de relleno que optimizarían el desempeño del yacimiento; sin incurrir en el costo extra de perforar pozos con un espaciamiento más estrecho que el estrictamente requerido. Vista en plano de las localizaciones de 2 pozos de tratamiento y 2 pozos de monitoreo, donde se indica el radio de detección de aproximadamente 365,76 m [1 200 pies] de la señal microsísmica. Implementación de un diagnóstico totalmente integrado con dos pozos En base a la experiencia previa con Schlumberger, el operador contrató los servicios de especialistas de Data & Consulting Services, Wireline y Well Services para efectuar una operación integrada de fracturamiento hidráulico de 24 etapas y monitoreo microsísmico con 2 pozos. El servicio de diagnóstico StimMAP LIVE de Schlumberger provee datos a los 30 segundos, durante el bombeo del tratamiento de fracturamiento. Esto permite que el personal asesor integre e interprete los eventos microsísmicos y los correlacione con los datos de fracturamiento. En consecuencia, los ingenieros pueden modificar los procedimientos de bombeo en tiempo real y optimizar la geometría final de las fracturas. Para monitorear dos pozos de tratamiento y caracterizar la nube microsísmica completa, el operador decidió utilizar dos pozos de monitoreo; uno orientado en forma aproximadamente paralela, y el otro perpendicular al azimut este-oeste típico de propagación de las fracturas. Con el acceso remoto a los datos en tiempo real, el operador pudo visualizar y controlar lo que estaba ocurriendo en el fondo del pozo durante cada una de las etapas de las operaciones de fracturamiento; tanto en el campo como en la oficina. Vista en plano de los eventos microsísmicos generados por la Etapa 8 en dos pozos de tratamiento, observados desde ambos pozos de monitoreo. www.slb.com/dcs *Marca de Schlumberger Copyright © 2010 Schlumberger. Todos los derechos reservados. 10-DC-0111