Perfilaje de pozos en yacimientos de shale gas

Presentado por:

Tania Daniela Arteta Bastidas

Oscar Alonso Hernández Ortiz

José Alejandro Lozano Arias

Santiago Arturo Rodríguez Salcedo

Pablo Alfonso Sánchez Peñaloza

Juan David Vallejo Restrepo

Luis Andrés Vélez Aguirre

Pablo Alberto Zuluaga Casas

Docente:

Guillermo Arturo Alzate

Universidad Nacional de Colombia Sede Medellín

2014

1

Contenido YACIMIENTO DE GAS NO CONVENCIONALES .................................................................................... 2

¿QUÉ ES UN YACIMIENTO TIPO SHALE GAS? ..................................................................................... 4

Características de los Yacimientos de Shale Gas ........................................................................... 4

TOC (Total Organic Carbon) ............................................................................................................ 6

Perforación horizontal .................................................................................................................... 6

Fracturamiento hidráulico .............................................................................................................. 7

REGISTRO GAMMA RAY ..................................................................................................................... 8

Determinación del TOC (Total Organic Carbon) ............................................................................ 8

Direccionamiento de los pozos laterales ..................................................................................... 10

Los Rayos Gamma y el direccionamiento de los pozos ............................................................... 11

REGISTROS DE RESISTIVIDAD ........................................................................................................... 12

Registros de resistividad mientras se perfora ............................................................................. 12

ADR................................................................................................................................................ 13

Resistividad Azimutal profunda para navegación proactiva ...................................................... 15

Resistividad azimutal enfocada ................................................................................................... 16

Determinación del TOC a partir del registro de resistividad y sónico (Δ Log R) ......................... 19

REGISTROS DE DENSIDAD Y NMR .................................................................................................... 21

Density (TOC, Porosidad Efectiva) ............................................................................................... 21

Resonancia Magnética Nuclear (NMR) ........................................................................................ 21

Principio del Registro de Resonancia Magnética Nuclear ........................................................... 22

Polarización ................................................................................................................................... 23

REGISTRO SÓNICO ............................................................................................................................ 25

Anisotropía en Yacimientos no Convencionales ......................................................................... 25

Herramientas ................................................................................................................................ 26

Parámetros entregados por el registro ........................................................................................ 28

Análisis de información ................................................................................................................ 28

Conclusiones ..................................................................................................................................... 29

Referencias ....................................................................................................................................... 30

2

INTRODUCCIÓN

La exploración y explotación de hidrocarburos son mecanismos que están sujetos a un

constante cambio debido a las condiciones tan fluctuantes que presentan las posibles

formaciones reservorio. La cantidad y la calidad en la información es indispensable para

establecer un plan adecuado para el desarrollo del pozo, sin embargo, estos factores están

delimitados por el ambiente del yacimiento. Como caso de estudio se tienen los

yacimientos de Shale Gas, el cual presenta un ambiente y unas condiciones tan inusuales

que requieren de procesos diferentes para ser explotados, lo cual conduce a un rediseño

de las herramientas para tomar registros precisos y confiables.

En términos de viabilidad económica, los yacimientos de Shale Gas son protagonistas

debido a la alta producción de gas que pueden brindar. A pesar de que extraer el recurso

puede ser muy complicado, la industria se ha enfocado en desarrollar tecnologías cada vez

más adecuadas para la producción y el registro en estas circunstancias.

La explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales de Shale Gas requiere

perforaciones de alto grado, las cuales incluso pueden llegar a ser horizontales; además,

de fracturas inducidas hidráulicamente para mejorar la producción. Estos parámetros

pueden ser determinados por medio de una buena interpretación en los registros, los

cuales deben ser tratados con mayor precaución ya que su análisis no es el mismo que en

yacimientos convencionales y pueden presentar ciertas deficiencias que se mejoran con el

rediseño de las herramientas y los procedimientos.

YACIMIENTO DE GAS NO CONVENCIONALES

En los yacimientos convencionales, los hidrocarburos se forman en lo que se conoce como

roca madre. La misma está compuesta por una acumulación de material orgánico y rocas

que se acumularon durante largos períodos de tiempo. Con el paso de los años, y a

medida que se acumula una mayor cantidad de sedimentos y rocas, se generan ciertas

condiciones de presión y temperatura que hacen que la materia orgánica se transforme y

descomponga, obteniendo así los hidrocarburos. Posteriormente, estos migran a través de

las diferentes formaciones geológicas, hasta encontrar una roca impermeable que impida

su paso, conocida como sello. Si además se dan algunas condiciones que no permiten que

el hidrocarburo se escape, se dice que existe una trampa geológica, y la roca donde queda

alojado el petróleo, gas y agua se conoce como roca reservorio. Las mismas presentan,

generalmente, buenas condiciones de permeabilidad y porosidad que permiten la

explotación comercial de los mismos mediante el uso de técnicas tradicionales.

3

En el caso de los reservorios no convencionales, el hidrocarburo es generado de manera

similar a la descrita anteriormente. La diferencia radica en que, mientras que en los

convencionales el hidrocarburo migra y se aloja en la roca reservorio, en los no

convencionales en general permanece en la roca que los generó. Es decir, en estos casos,

la roca generadora y la roca reservorio son la misma [1].

Esta situación se da como resultado de la muy baja permeabilidad que presenta la roca

generadora, lo que impide que se produzca el proceso de migración primaria. Esta

propiedad se encuentra relacionada con la facilidad que tiene un fluido para moverse a

través del reservorio. Para tener una idea, en los no convencionales, esta propiedad es

más de 1.000 veces inferior a la encontrada en los reservorios convencionales.

Al hablar de los yacimientos no convencionales, hay que tener en cuenta que las

características de la roca donde se encuentran alojados definen diferentes tipos de

reservorios. Cuando el gas se encuentra atrapado en arenas compactas, se denomina tigth

sands, mientras que si es en un shale, se conoce como shale gas. También existe otro tipo

de yacimiento no convencional, que es el conocido como coalbed methane (CBM), que

está compuesto por metano proveniente del carbón.

A su vez, estos yacimientos también pueden caracterizarse a través de diferentes

propiedades que presentan, las que influyen sobre el tipo de hidrocarburo que contienen

y las técnicas necesarias para su producción. Por un lado, el contenido orgánico total

(COT), que mide el porcentaje de contenido orgánico que posee una roca. Otro indicador

es la maduración térmica del mismo, que se mide a través de la reflectancia de la vitrinita

(Ro), e indica el grado de madurez térmica de la materia orgánica, la cual está

correlacionada con la generación de los hidrocarburos. Estas dos últimas propiedades,

sumadas a la permeabilidad y al tipo de gas generado y almacenado, son las que definen

las características principales de los yacimientos no convencionales.

Estas particularidades llevan a que la exploración, perforación, terminación y producción

deban adaptarse a cada caso particular. En el caso de la etapa exploratoria, se requiere de

una información mucho más detallada, en cuanto a la extensión, espesor y presión de los

reservorios. Para esto resulta imprescindible realizar una sísmica 3D junto a estudios

geofísicos y geoquímicos, además del análisis de perfiles extraídos de la formación.

En esta etapa resulta de importancia conocer las fracturas naturales que puedan estar

presentes en la formación, ya que las mismas, junto a la información anterior, sirven de

base para el diseño de las fracturas hidráulicas posteriores.

Luego, en la etapa de perforación, uno de los cambios más importantes que permitieron

el desarrollo de los yacimientos no convencionales es la mejora en la tecnología de

perforación dirigida. Esto implica perforar en forma vertical hasta la profundidad en la que

se detectó la presencia de hidrocarburos, para luego modificar la dirección del mismo y,

generalmente, continuar haciéndolo de manera horizontal. El objetivo radica en cubrir la

4

mayor distancia posible de la roca, ya que al presentar una baja permeabilidad sólo se

puede recuperar el gas que no esté muy alejado del pozo.

Como se dijo, esto último es consecuencia de la muy baja permeabilidad que presentan

estos yacimientos, por lo que de no realizarse algún tipo de estimulación, el volumen de

gas recuperado no alcanzaría para que el mismo resulte económicamente viable. Para

subsanar esta situación, las mejoras en las técnicas de fracturación hidráulica permitieron

reducir costos e incrementar la productividad del pozo. El objetivo de la misma consiste en

generar grietas artificiales en la roca, para mejorar la permeabilidad e incrementar el flujo

de hidrocarburos hacia el pozo. Para llevar a cabo estas fracturas, es necesario bombear

grandes cantidades de agua y arena, junto a ciertos compuestos químicos, a presiones

muy elevadas. De esta manera, este compuesto rompe la roca, creando grietas y

generando así las condiciones para extraer el gas [2].

¿QUÉ ES UN YACIMIENTO TIPO SHALE GAS?

Un yacimiento de Shale Gas hace referencia a formaciones conformadas por rocas

sedimentarias de grano fino que pueden ser ricos en yacimiento de petróleo y gas natural

[3]. Generalmente estos yacimientos de Shale Gas son puestos en producción a través

pozos horizontales y fracturas hidráulicas.

Tradicionalmente se usa el término “Shales no convencionales” para referirse a escenarios

donde el petróleo o el gas son atrapados bajo capas de Shales y los cuales son producidos

por medio de un pozo horizontal perforado en una zona de interés donde es posible dicha

producción por la presencia de una zona de fractura [4]. Shale no es sinónimo de arcilla,

en las formaciones de Shales los fluidos de interés pueden estar localizados entre capas de

arcilla o de limos finos e incluso ente capas finas de carbonatos [4].

Características de los Yacimientos de Shale Gas

Para la caracterización de un yacimiento no convencional de gas se tiene una serie

parámetros que permiten distinguirlo de otro tipo de formaciones. Primero que todo hay

que tener en cuenta que se trata de formaciones complejas, en donde se puede encontrar

generalmente cuarzo, arcillas y carbonatos. Las formaciones de Shale tienen

generalmente permeabilidades bajas en comparación con las formaciones

convencionales, se dice que tiene aproximadamente un valor de 100 nD [5].

5

Generalmente los yacimientos no convencionales de gas tienen áreas de acumulación

mayores que los yacimientos convencionales pero requieren de estimulación para pasar a

ser económicamente viables. Las cantidades de gas que se tiene en este tipo de

formaciones hacen que puedan ser económicamente viables incluso cuando los factores

de recobro oscilan entre 10 y 20% [5].

Mientras que en los yacimientos convencionales el gas se encuentra casi siempre como

gas libre, en los yacimientos no convencionales, en especial de Shale Gas, el gas se

encuentra además absorbido en la materia orgánica presente en la formación y se va

liberando a medida que la presión de yacimiento va disminuyendo con el tiempo, es decir,

con la producción de la formación [5].

Un yacimiento tipo Shale Gas tiene una serie de propiedades que permite su

caracterización y que llevan poder diferenciarlo de otro tipo de yacimientos

principalmente a la hora de la toma de registros o de la evaluación de los mismo. Algunos

de los parámetros claves según [6] son la madurez térmica, el espesor del yacimiento,

contenido total de carbono orgánico, fracción de gas absorbido, fracción de gas libre en

los poros y las fracturas y permeabilidad.

Los dos primeros parámetros, es decir, el espesor del yacimiento y la madurez térmica se

realizar rutinariamente por medio de registros, para el caso de los demás parámetros es

necesario el uso de métodos novedosos que permitan su caracterización [6].

El gas en los yacimientos de Shales se puede presentar de dos maneras, la primera es

como gas libre dentro de los poros o dentro de las fracturas naturales que pueda tener la

formación, y la segunda corresponde al gas que es absorbido por la materia orgánica

presente [6].

Generalmente, los yacimiento tipo Gas Shale tienen porosidades que oscilan entre 4 a 6

pu y contenido total de carbono orgánico (TOC) de 4 % en peso e incluso mayor [6]. En

especial este tipo de yacimientos presentan una baja permeabilidad, la cual puede ser,

para la matriz, entre 10-4 y 10-8 mD [6].

En cuanto a la composición de los Shales, se tiene que los principales constituyentes

inorgánicos son minerales de cuarzo detrítico, calcita y dolomita [7] aunque no estén los

tres siempre presentes en todas las formaciones de Shale. El tamaño de grano que

presentan este tipo de formaciones en generalmente tamaño arcilla, es decir, menos de 4

micras [7]. En cuanto a la composición de materia orgánica se ha encontrado que es

proveniente de esporas, residuos de plantas del Mesozoico o más jóvenes, cuarzo

6

biogénico proveniente de espículas de esponja, calcita biogénica desde amónicas,

moluscos y peces, gasterópodos de pared delgada y arenáceos [7]. Toda la materia

orgánica descrita anteriormente puede interferir en la lectura de los registros ya que

contiene una relativamente alta respuesta del registro de gamma-ray API, asimismo la

presencia de cuarzo y/o carbonatos arroja una lectura baja de este mismo tipo de registro

[7].

TOC (Total Organic Carbon)

Se trata de un parámetro que indica la cantidad de carbono presente como moléculas

orgánicas, en este caso, de la formación de Shale Gas. El TOC es el principal parámetro

para evaluar el potencial de recursos de una formación de Shale Gas [8].

Actualmente se cuenta con varios métodos para la determinación de TOC en formaciones

de Shale Gas. El primero que se considera es aquel que se puede medir de manera directa

a partir de la fracción en peso de carbono elemental medido en el espectro de energía

inelástico del gamma ray. El carbono asociado a la materia orgánica se calcula restando,

del carbono total medido, las cantidades correspondientes al carbono en los compuestos

inorgánicos, principalmente calcita, dolomita y siderita [9].

Perforación horizontal

Las perforaciones horizontales pueden ser de utilidad en los programas de exploración y

desarrollo de un pozo, sus objetivos incluyen maximizar el factor de recobro, maximizar el

recobro económico obtenido, sostener una alta tasa de producción por largo tiempo y

caracterizar y evaluar los yacimientos en exploración [10]. El uso de pozos horizontales

puede reducir la cantidad de pozos requeridos para el desarrollo de un proyecto, y si es el

caso de un proyecto offshore se podría reducir el número de plataformas demandadas.

Tradicionalmente la perforación horizontal ha sido asociado solo con la producción, pero

también podría ser de utilidad para la exploración usándose posterior al uso del pozo

vertical para identificar los yacimientos, obteniendo una mejor información del

yacimiento y sus características.

Los pozos horizontales pueden mejorar drásticamente la producción por mayor

exposición a la zona o zonas de producción, también puede tener otras ventajas como

disminución en las velocidades de flujo y caída de presión alrededor del hueco,

minimización de “coning” de agua o gas y aceleración de la producción.

7

Los pozos horizontales pueden tener un impacto severo en la producción en yacimientos

naturalmente fracturados, yacimientos delgados, yacimientos heterogéneos, yacimientos

bajo zonas urbanas u offshore, yacimientos con permeabilidad vertical, yacimientos no

convencionales, entre otros casos.

Fracturamiento hidráulico

Este tipo de estimulación es usada comúnmente en la industria de gas natural mejorar la

baja permeabilidad de la formación en formaciones de Shale Gas [11]. Se usan

generalmente fluidos para generación de la fractura, por ejemplo agua, dióxido de

carbono, gas nitrógeno y propano. Estos fluidos son bombeados hacia el pozo hasta que

excede las presión bajo la cual la roca de fractura y al ocurrir este fracturamiento es

bombeado un material cerámico, o simplemente arena, que mantiene la fractura abierta

para mejorar la producción de fluidos [11]. Cuando la presión es reducida nuevamente, el

propante evita que la fractura se cierre y ayuda a drenar tanto el fluido de fracturamiento

como los fluidos de interés en la formación.

En cuanto a las formaciones de Shale, son dos los factores importantes que hay que tener

en cuenta para incrementar la capacidad a fracturarse. El primer factor es la presencia de

minerales duros como sílica, los cuales se rompen como vidrio o de arcillas que al ser

dúctiles pueden absorber la presión aplicada sin romperse fácilmente [11]. Otro factor a

tener en cuenta es la presión interna de la formación ya que esta aumenta a medida que

se genera gas natural y que queda atrapado debido a la baja permeabilidad del Shale [11].

Cuando se tiene una alta presión interna en la roca, la generación de la fractura se hace

mucho más fácil ya que, debido a esta presión interna del Shale, se está más cerca a la

presión de ruptura o de fractura [11].

De manera general, el proceso de fracturamiento hidráulico cuenta con los siguientes

pasos:

1. El pozo es perforado y revestido, incluyendo la sección horizontal

2. A través del revestimiento, se generan unos agujeros con ayuda de una pistola

especial.

3. Los fluidos de fracturamiento son bombeado al pozo a alta presión hasta alcanzar

al presión de fractura de la roca

4. Fluidos con contenido de arena son bombeados dentro de las fracturas

5. El gas de la formación empuja el fluido y lo lleva hacia el pozo mientras que el

empaque de arena se queda rellenando la fractura y manteniéndola abierta

8

6. Finamente el gas natural atrapado por la baja permeabilidad fluye hacia el pozo a

través de la fractura empacada con arena.

Hasta el momento se ha venido hablando sobre las características propias de los Shale,

haciendo principal énfasis en la determinación del TOC (Total Organic Carbon) y en el

direccionamiento de los pozos para aprovechamiento de la perforación. Ahora, se

tomarán algunos de los registros de pozos más usados y se contextualizarán, llevándolos

al caso de los Shale.

REGISTRO GAMMA RAY

Determinación del TOC (Total Organic Carbon)

Varios estudios han demostrado que el registro del espectro de los Rayos Gamma da una

estimación continua del contenido de carbono orgánico en los Shale tanto en hueco

abierto como entubado y en dirección vertical y horizontal. Además, el registro del

espectro de Rayos Gamma puede ayudar en el estudio de la reconstrucción estratigráfica

porque hay una gran relación entre el alto contenido de carbón orgánico y los ambientes

de depositación. Usualmente los Shale típicamente muy oscuros, ricos en materia

orgánica; en el Registro de Rayos Gamma exhiben un alto contenido de Potasio y Torio, y

sobre todo un elevado contenido de Uranio [12], tal como se observa en la figura 1

Figura 1. Registro de Rayos Gamma y contenido de Uranio en dos Shale estadounidenses. Tomado de [12].

Esto es particularmente cierto en ambientes marinos, mientras que las rocas de origen

lacustre parecen no tener un exceso de actividad de rayos gamma, principalmente debido

9

a la escasez o ausencia de iones Uranio en ambientes de agua dulce. El postulado que se

maneja es que el plancton absorbe iones de uranio que están generalmente presentes en

el agua de mar junto con otros elementos traza, y por lo tanto que el uranio se concentra

en la roca fuente [13].

Los factores que controlan dicha asociación son: 1) el contenido de Uranio en el agua en el

momento de la depositación, 2) el tipo de materia orgánica depositada, 3) la tasa de

depositación de los sedimentos [13].

Es importante mencionar que una correlación empírica entre la actividad de los rayos

gamma y la medida del Contenido Total de materia Orgánica con análisis de núcleos debe

ser tomada para cada Shale y debe ser ajustada para cada campo.

Sin embargo, algunos Shales orgánicos, especialmente aquellos depositados en las eras

mesozoicas y cenozoicas o en ambientes lacustres (es decir, medio sedimentario propio

de los lagos) pueden tener de moderada a baja actividad de los rayos gamma. En estos

casos, el uso de la actividad del Gamma Ray para cuantificar el TOC no es práctica debido

a las relativamente altas contribuciones de los otros dos elementos radioactivos, potasio y

torio [14].

Finalmente, el uso del Registro de Rayos Gamma puede mirarse desde las ventajas y

desventajas que ofrece

La principal ventaja de usar los Rayos Gamma para la cuantificación del TOC es que el

registro se puede tomar en casi todos los pozos perforados y no tiene problemas para su

corrección.

Las desventajas son: la actividad de los rayos gamma responde a la presencia de Uranio,

no de querógeno; y la cantidad de Uranio también depende de los tipos de querógeno, la

composición química del agua y la tasa de sedimentación. En general se puede asumir que

zonas con alta actividad de los Rayos Gamma tendrán alto contenido de materia orgánica,

pero esta relación comúnmente no es lineal y puede variar abruptamente al interior de

una sección de shale orgánico. Finalmente, la diferencia en la cantidad de arcilla y otros

minerales radioactivos puede afectar el contenido de potasio y de torio que a su vez,

puede conducir a cambios en la actividad de los rayos gamma que no están directamente

relacionados con el Contenido Total de Carbono Orgánico.

Como corolario de lo anterior se puede afirmar que el espectro de los Rayos Gamma del

Uranio presenta la ventaja de medir directamente el Uranio, evitando los inconvenientes

expuestos en el anterior párrafo. También es menester derivar una relación entre el

contenido de Uranio y el TOC. Sin embargo puede surgir un inconveniente, la presencia de

minerales con Uranio como los fosfatos, que pueden llevar a la identificación errónea del

material orgánico

10

Direccionamiento de los pozos laterales

Antes de entrar en el tema de direccionamiento lateral de los pozos, es prudente hablar

del concepto de Geonavegación.

Geonavegación: en el proceso de perforación de un pozo, geonavegación es el acto de

ajustar la posición del pozo (ángulo de inclinación) a lo largo del proceso para alcanzar uno

o más objetivos de carácter geológico o de producción, basados en decisiones tomadas

sobre la marcha.

Figura 2. Imagen típica de Geonavegación y toma de Registros.

Mientras que el pozo está siendo perforado de acuerdo al plan de perforación, nueva

información geológica está siendo obtenida del registro del lodo de perforación, registros

durante la perforación, etc., lo que ocurre es que generalmente muestran algunas

diferencias con respecto a lo que se esperaba a partir del modelo. A medida que el

modelo se va actualizando con la nueva información geológica y la desviación del hueco,

van apareciendo los cambios en las estructuras geológicas lo que puede conducir a una

actualización en el plan del pozo para alcanzar los objetivos que inicialmente se

propusieron.

Actualmente los ingenieros de perforación utilizan medidas azimutales obtenidas en

tiempo real que incluyen imágenes del hueco, buzamientos y densidad de la formación,

para encontrar el yacimiento y permanecer dentro de la zona de interés del mismo.

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Figura 3. Parámetros y características de la Geonavegación en tiempo real.

Los datos azimutales y de inclinación en las cercanías a la pared del pozo, especialmente

las imágenes del hueco, ofrecen los mejores medios para alcanzar el objetivo deseado con

menos correcciones, menor tortuosidad y una mayor parte del agujero dentro del

yacimiento

Los Rayos Gamma y el direccionamiento de los pozos

Para entender la aplicación del Registro de Rayos Gamma en el direccionamiento de los

pozos, se tomará como caso de estudio una Lutita de Norteamérica [15].

Desafío: geonavegar un tramo lateral dentro de una lutita con el objetivo de mantener y

optimizar la posición a lo largo de la zona de interés.

Solución: utilizar los sistemas de generación de imágenes de Rayos Gamma y adquisición

de datos de inclinación dinámica con un ensamble de perforación particular, con el

objetivo de interpretar rápidamente los límites de capas de formación y utilizar el modelo

directo en tiempo real PayZone Steering [15] para una geonavegación precisa de la

sección horizontal.

Para geonavegar el tramo lateral y mantenerlo dentro de la zona de interés, el perforador

utilizó mediciones adquiridas durante la perforación (MWD) y mediciones de Rayos

Gamma naturales totales, basado en un sistema de sensores ubicados detrás de la broca

que proporcionaban mediciones de capas en tiempo real. La proximidad a la broca del

sistema, permite, mediante decisiones rápidas de geonavegación, ajustar la trayectoria del

pozo y reducir los riesgos al navegar por secciones críticas, así como también mantenerse

dentro de la zona de interés [16].

12

¿Cómo se realiza la interpretación?

Figura 4. Imagen de Rayos Gamma obtenidos detrás de la broca.

A medida que se van intersectando características geológicas, aparecen imágenes en

forma sinusoidal de los Rayos Gamma Naturales. Ajustando la sinusoide a los datos de la

imagen, es posible determinar cuantitativamente el ángulo real y aparente del

buzamiento al igual que la dirección del mismo. Los datos de inclinación dinámica,

proporcionan a los equipos de geología y perforación información precisa detrás de la

broca en tiempo real. Esto permite una rápida interpretación geológica y direccional del

pozo para mantener la posición correcta dentro del intervalo de interés.

REGISTROS DE RESISTIVIDAD

Registros de resistividad mientras se perfora

Mantener un pozo horizontal entre los límites de un yacimiento prospecto puede ser

llevado a cabo con una herramienta Gamma Ray. Sin embargo esto no es una práctica que

genere una óptima ubicación del pozo, y tampoco una ubicación optima del “Sweet Spot”

(lugar en donde el pozo horizontal me generará la mayor producción posible). La

herramienta de registro enfocado de resistividad azimutal (AFR) y lectura profunda de

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resistividad azimutal (ADR) se corren para investigar la ubicación de agrupaciones de

fracturas naturales y la variación de algunas propiedades de la roca.

ADR

El desarrollo óptimo de un campo frecuentemente implica ubicar el pozo en una locación

preestablecida en el yacimiento. Un error de unos cuantos metros de espesor por encima

o por debajo del contacto de petróleo-agua o con respecto al techo del yacimiento podría

resultar en abandonar una porción de las reservas producibles. Empujados por este

requerimiento clave, han surgido nuevas tecnologías para ayudar a los geólogos,

perforadores e ingenieros de yacimiento a geo-navegar los pozos. Recientemente, dos

tipos de información de Logging While Drilling (LWD), han sido usados. Por un lado, las

imágenes de registros pueden determinar cuando la trayectoria de un pozo ha dejado el

yacimiento y su ángulo de salida, y por el por el otro lado, registros de resistividad

simétrica tradicionales ayudan a cuantificar la distancia de acercamiento a una

determinada zona, pero falla en determinar el azimut.

La geonavegación consiste en cambiar continuamente la dirección del pozo perforando,

en respuesta a eventos geológicos encontrados, así para una geonavegación reactiva, se

debe encontrar y atravesar el evento (base y tope de una zona, WOC..), una vez

reconocida la acción, se computa el ángulo de entrada o salida y se determina el ángulo

correctivo de retorno más apropiado para evitar una pata-de-perro severo, el método

más común, efectivo y aceptado para geonavegación reactiva es a través de imágenes de

pozo, el tipo de registro pionero de este método fue el Gamma Ray, luego se expandió a

otros registros como el de resistividad. En la figura 5, puede encontrar la imagen

circunferencial de superficie de un pozo. Las características rectas en el pozo, se muestran

como formas sinodales. La orientación del patrón sinodal es suficiente para describir

cuando se está perforando up-dip y cuando down-dip, sin importar la magnitud del

parámetro de registro, la magnitud de la amplitud sinodal es convertida en una lectura de

inclinación relativa. Así una capa delgada exhibe un patrón de sonrisa en una imagen

micro eléctrica cuando se perfora down-dip, mientras que se presenta un patrón de

tristeza cuando se perfora up-dip.

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Figura 5. Patrones de resistividad en un registro de imagen.

Figura 6. Registro de resistividad convencional.

El objetivo de la geonavegación proactiva es anticipar el evento geológico antes de

atravesarlo y tomar acción correctiva no severa con tiempo anticipado. Podría pensarse

que para la PGN es posible realizársele con las lecturas de resistividad profunda de un

LWD, uno profundo y uno superficial. La curva profunda permite anticipar el límite o

evento al que se acerca en comparación con la superficial, generando una separación

entre ellas, en cuanto esta separación aumente, mayor será la advertencia de un evento a

encontrarse. Véase en la figura 6 un registro de resistividad de LWD no azimutal. Sin

embargo la desventaja este tipo de registro es que no da información de, si se está

perforando hacia abajo o hacia arriba, por lo que este tipo de registro no es de gran ayuda

para una geonavegación-proactiva. Uno de los métodos emergentes para esta navegación

es Azimuthal Deep Resistivity.

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Resistividad Azimutal profunda para navegación proactiva

Es utilizada para eliminar la incertidumbre de la dirección a la cual redirigir el pozo,

acoplada con nuevos sensores de azimut de eventos, bajo el principio de propagación

utilizado en un LWD, y con un arreglo de bobinas receptoras inclinadas. Genera 32 curvas

a 32 ángulos diferentes alrededor del pozo mientras rota el BHA. Opera a tres frecuencias

125KHz, 500KHz y 2MHz. DOI hasta 18ft radialmente. Para ilustración del comportamiento

de este registro, se consideran 2 curvas, una resistividad superior cuando los receptores

inclinados miden “frente a frente” con la parte más superior del hueco, y la resistividad

inferior cuando los receptores miden cuando están frente a la cara inferior de pozo.

Además genera una curva de resistividad promedio idéntica a la que arroja una

herramienta de resistividad no azimutal. En la figura 7 se muestra una respuesta simulada

de las curvas up, Down y average para las dos configuraciones ilustradas en 2. A la

izquierda la formación más resistiva está en la parte superior de la interface, por lo que

perforando hacia abajo a una formación menos resistiva, la curva de resistividad up debe

registrar valores más altos que a la curva Down, lo opuesto también es cierto. Además se

nota que para remover todo tipo de ambigüedad con este método simple, es necesario

conocer si la formación que se acerca es más resistiva o menos resistiva que la del

yacimiento. Esto se logra con el análisis de las polarizaciones.

Figura 7. Comportamiento de un registro de resistividad azimutal profunda.

Las imágenes de resistividad profunda proveen una percepción visual de la geología de

los alrededores del pozo, con variados pies de DOI. La herramienta al tomar 32 curvas,

también las mapea generando 12 imágenes de diferentes DOI en la formación. De las

cuales es común utilizar 3, profunda, media y superficial. Cuando un límite se acerca, la

lectura de electricidad electromagnética exhibe un cuerno de polarización. En un registro

azimutal de resistividad profunda, los cuerno son más pronunciados en la dirección de la

capa mas resistiva, y menos pronunciado en la capa menos resistiva. En las imágenes de

resistividad profunda, estos cuernos de polarización se manifiestan como manchas

brillantes. Figura 8.

Otro subproducto útil que puede ser obtenido usando las geo señales y un software de la

geonavegación 3D es la distancia hasta el límite de una capa, usándose como variable de

entrada y dependiendo del modelo utilizado, se obtiene que la geo señal está

fuertemente relacionada con la distancia a un límite de capa [17] [18] [19].

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Figura 8. Imágenes de resistividad profunda, media y somera. Véase el aumento de la polarización (manchas brillantes) a medida en que aumenta la profundidad de investigación.

Resistividad azimutal enfocada

El objetivo de utilizar este registro es mejorar la producción utilizando una técnica de

completamiento inteligente, espaciamiento de los empaques, y localización de las etapas

de fracturamiento hidráulico.

Figura 9. Esquema de una herramienta de resistividad enfocada azimutal.

Posee tres arreglos diferentes de electrodos receptores, como también dos trasmisores

toroides en la parte superior en inferior de la herramienta. El servicio de un AFR combina

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las características de la medida de un laterolog con imágenes de resistividad, la

herramienta provee imágenes de resistividad compensada a múltiples DOI (3in, 7in y 11in)

y resolución vertical desde los 0.5in a 1.7in. 3 herramientas en 1, dispositivo conductivo

para los tipos de laterolog, medidor de resistividad en la broca, e Imágenes de

resistividad de alta resolución.

Esta herramienta se diferencia entre las antes existentes, ya que ejecuta y arroja valores

de mayor calidad, varias explicaciones se encuentran en las referencias tales como abarcar

360° del pozo, una densa toma de datos, y largos tiempos de exposición. Otro factor

interesante es su búsqueda de patrones de conductividad del sensor, el cual tiende a

enfatizar pequeñas formas con altas conductividades. Su resolución vertical (1.7in) es muy

buena cuando hay presencia de lodo poco conductivo, lo contrario ocurre cuando estos

últimos son altamente conductivos, por lo que una imagen eléctrica es más conveniente.

Como cualquier dispositivo de resistividad, AFRI responde fuertemente cuando hay una

fractura llena de fluido conductivo (Véase figura 10). En un modelo idealizado, cuando la

herramienta pasa por una fractura perpendicular al pozo de extensión infinita y llena de

fluido conductivo, entonces se genera un caída abrupta de la lectura, desde la línea base

de la resistividad de la matriz., y usando el área de conductividad agregada es posible

caracterizarlas en apertura y extensión. En la figura 11, se muestra una formación

fracturada, a su derecha tiene una escala de conductividad arreglada, a su izquierda, la

dinámica normalizada para incrementar contraste.

Figura 10. Respuesta del registro de resistividad cuando pasa frente a una fractura llena con fluido conductivo.

18

Figura 11. Registro de Imagen de resistividad enfocada. Nótese las fracturas conductivas naturales en formas sinodales negras. Observe también la ruptura del pozo en la parte inferior de la imagen (estructura esqueleto).

Adicionalmente, con los registros de imágenes de resistividad enfocada de alta resolución

es posible hacer una caracterización de las fracturas en el pozo, determinar su apertura y

estimar su extensión. Si se presentan fracturas compresionales y fracturas de

cizallamiento en el pozo, es posible, con los datos de enterramiento de la herramienta,

estimar los esfuerzos geológicos de la formación [19] [20] [21]. Véase figura 12.

19

Figura 12. Porción de pozo fracturado. Determinación de los esfuerzos geológicos.

Determinación del TOC a partir del registro de resistividad y sónico (Δ Log R)

Esta técnica fue desarrollada por Passey et al [22] en el año de 1990. Este método relaciona la separación entre las curvas de los registros de resistividad y sónico. Para

lograr esto se deben escalar las curvas de tal manera que 50𝜇𝑠

𝑓𝑡 del registro sónico

equivalgan a un ciclo logaritmo del registro de resistividad. Además se deben definir un valor de 𝑅𝑏𝑎𝑠𝑒 𝑦 ∆𝑡𝑏𝑎𝑠𝑒, estos se deben tomar de una roca que no sea fuente o reservorio. Con lo anterior listo, el valor de Δ Log R se puede obtener de la siguiente expresión.

∆ 𝐿𝑜𝑔 𝑅 = 𝐿𝑜𝑔 (𝑅

𝑅𝑏𝑎𝑠𝑒) + 0.02(∆𝑡 − ∆𝑡𝑏𝑎𝑠𝑒)

20

Figura 13. Ejemplo de la técnica Δ Log R.

El valor de Δ Log R, en función del LOM (Level of organic metamorphism), está linealmente relacionado con el TOC. Para el caso de las formaciones de shale gas el LOM ronda valores mayores a 10 por lo que se generó una línea especial para estas formaciones. En la siguiente figura se puede observar dicha relación [23].

Figura 14. Relación entre TOC y Δ Log R. La línea azul es usada para las formaciones de shale gas.

21

REGISTROS DE DENSIDAD Y NMR

Density (TOC, Porosidad Efectiva)

Cuando se analiza el registro de densidad en formaciones de shale gas, se obtiene una

porosidad bastante alta en relación a las formaciones convencionales y que en realidad no

corresponde a la porosidad real de la formación. Este fenómeno se atribuye al Carbono

Orgánico Total de la formación (TOC), ya que este presenta densidades del orden de 0, 4 a

1,9 g/𝑐𝑚3que son valores bastantes similares a las correspondientes a los fluidos que

saturan la formación. Es esta la principal limitante que se asocia al registro de densidad en

formaciones shale gas. Sin embargo, el registro de densidad puede ser utilizado en este

tipo de formaciones para caracterizar geomecánicamente la formación mediante la

obtención de razones esfuerzo-deformación y módulos como el de Poisson que resultan

de significativa importancia a la hora de diseñar un sistema de fracturamiento hidráulico

con el fin de lograr una tasa de producción acorde con los interés de la compañía

explotadora en formaciones de shale gas.

Como se mencionó antes el registro de densidad resulta inadecuado en este tipo de

formaciones para estimar la porosidad total debido a la presencia de TOC, razón por la

cual el registro Density resulta ser una buena herramienta para estimar la materia

orgánica de la formación.

Con el fin de obtener la porosidad total verdadera de una formación de shale gas, es

común en la industria recurrir al registro NMR.

Resonancia Magnética Nuclear (NMR)

Debido a la complejidad litológica y estructural de las formaciones de shale gas, es

necesario aplicar en este tipo de formaciones herramientas que se enfoquen en los fluidos

contenidos en esta y no en la matriz que los contiene, es esta la principal ventaja de esta

herramienta que fue introducida en 1960 y fue exitosa 30 años después cuando fue

desarrollada por NUMAR Corporación. La figura 15 muestra un compendio de la

evolución de la herramienta NMR en la industria de los hidrocarburos.

22

Figura 15. Evolución de las herramientas de medición de los registros NMR, junto con las empresas de servicios.

Principio del Registro de Resonancia Magnética Nuclear

El registro NMR se construye en base a una señal que proviene de los núcleos de

hidrógeno. En el centro de la herramienta NMR, un imán permanente produce un campo

magnético que magnetiza los materiales de la formación. Una antena que rodea a este

imán transmite energía de radiofrecuencia hacia la formación, en ráfagas controladas con

precisión en el tiempo en forma de campo magnético oscilatorio. Durante el tiempo entre

pulsaciones, la antena se utiliza para escuchar la señal de eco decadente proveniente de

aquellos protones de hidrógeno que están en resonancia con el campo del imán

permanente. Dado que existe una relación lineal entre la frecuencia de resonancia del

protón y la intensidad del campo magnético permanente, se puede ajustar la frecuencia

de la energía transmitida y recibida a efecto de investigar regiones cilíndricas a diámetros

diferentes alrededor de la herramienta NMR.

Figura 16. Herramienta NMR típica.

23

Polarización

Para hacer una medición RMN los átomos de hidrogeno se alinean como barras imantadas

a lo largo de la dirección de un campo magnético estático conocido como B0. Esta

polarización insume un tiempo característico conocido como T1, que depende del medio

que rodea al hidrogeno. Cuando B0 se aplica a un núcleo magnético, B0 ejerce un

momento torsional sobre el núcleo que actúa para alinear el eje del momento rotacional

nuclear con B0. Cuando se aplica un momento torsional a un objeto giratorio, el eje del

objeto se mueve perpendicular al momento torsional en un movimiento llamado

precesión. Una vez que los protones están alineados en el campo magnético estático,

están polarizados. La polarización crece en una constante de tiempo, que es el tiempo de

relajamiento longitudinal, T1.

Figura 17. Movimientos de precesión y rotacional de los núcleos ante la presencia de un campo magnético.

Antes de que una formación sea perfilada con una herramienta NMR, los protones en los

fluidos de la formación están orientados al azar. A medida que la herramienta pasa

enfrente de la formación, va generando campos magnéticos que activan esos protones. Se

usan secuencias pulsantes diseñadas para generar una serie de así llamados ecos de

momentos rotacionales, que son medidos por las herramientas de perfilaje con RMN y se

exhiben en los perfiles como trenes de ecos. Estos trenes de ecos constituyen los datos sin

procesar de NMR. Para generar un tren de ecos una herramienta RMN mide la amplitud

de los ecos en función del tiempo. Como los ecos se miden en un tiempo corto, una

herramienta de NMR recorre sólo unas pocas pulgadas en el pozo mientras registra el tren

de ecos. Los trenes de ecos así registrados se pueden presentar en un perfil en función de

la profundidad

24

La amplitud inicial de un tren de ecos se relaciona con el número de núcleos de

hidrogeno, asociados con los fluidos dentro de los poros, así se puede hacer un estimativo

de la porosidad, como lo muestra la figura 18.

Figura 18. Relación amplitud inicial con la porosidad total.

La amplitud de los ecos es proporcional a la magnetización neta en el plano transversal al

campo estático creado por los imanes permanentes. La amplitud del eco inicial se

relaciona directamente con la porosidad de la formación. La intensidad de los ecos

subsiguientes se reduce exponencialmente durante el ciclo de medición. La velocidad de

decaimiento exponencial, representada por la velocidad de relajación T2, es básicamente

una función de:

Tamaño de poros.

Las propiedades del fluido presente en el yacimiento.

La presencia de minerales paramagnéticos en la formación.

Los efectos de difusión de los fluidos.

En el caso de las formaciones shale gas la herramienta es mayormente utilizada para

estimar la porosidad total de la formación, pues a mayor tamaño de poro mayor es el

tiempo de relajación y viceversa. (Ver figura 19)

Figura 19. Distribución del tamaño de poro y el tiempo de relajación T2.

25

REGISTRO SÓNICO

Generalmente, en un yacimiento de Shale Gas los registros más importantes o los que

requieren mayor prioridad para ser realizados corresponden a los de Rayos Gamma,

Resistividad y Densidad; por lo tanto, el registro sónico juega un papel secundario entre la

caracterización de la formación, debido a que los parámetros entregados por este pueden

ser reemplazados por los que entrega el registro de densidad [24].

Está claro que aunque el registro sónico es un complemento general de los demás

registros, la información adicional que puede brindar permite caracterizar y modelar la

formación alrededor del pozo.

Debido a que las perforaciones en yacimientos de Shale Gas son de alto grado u

horizontales, la inestabilidad que se generan en las paredes del pozo es alta, siendo

propensa a formar fracturas o derrumbamientos. Como solución a esta problemática se

requirió que los registros se hicieran a medida que se fuera perforando, ya que el casing

debía ser instalado en esta situación también [4].

Los cambios generados en la manera de obtener los registros dieron lugar a un rediseño

de las herramientas involucradas a la hora de tomar los datos, ya que las condiciones

conjuntas de pozos horizontales y formaciones de Shale Gas no permitían que

herramientas convencionales fueran usadas para cometer este propósito.

Anisotropía en Yacimientos no Convencionales

Cabe destacar que los esfuerzos a los cuales están sometida las rocas en un posible

yacimiento no son los mismos en todas las direcciones lo cual genera anisotropía en el

medio. Debido a la naturaleza de la perforación y las características del yacimiento de

Shale Gas, es indispensable determinar el grado de isotropía o anisotropía del medio; de

esta forma se pueden optimizar muchos procesos para la posterior etapa de producción

[9].

En general, muchas rocas presentan cierta anisotropía en sus propiedades acústicas

debido a la fábrica (forma de empaquetamiento de los granos), a las fracturas o a la

estructura de deposición. Los Shales presentan isotropía transversal y anisotropía azimutal

debido a fracturas verticales.

26

Figura 20. Isotropía transversal.

La figura 20, muestra la isotropía transversal que se presenta en los Shales. Este tipo de

Isotropía define propiedades físicas simétricas sobre los ejes normales a un plano de

isotropía. Por otro lado, la anisotropía azimutal corresponde a la variación de las

propiedades respecto al ángulo medido respecto al radio del pozo [9].

Herramientas

Convencionalmente, las herramientas usadas para realizar los registro sónicos estaban

equipadas con fuentes monopolares, las cuales solo podían propagar y medir las ondas en

una sola dirección.

Figura 21. Fuente monopolar.

En la figura 21 se puede observar que el campo de presión generado por la fuente

monopolar es radial. Este tipo de herramientas generan ondas compresionales pero no

pueden generar ondas de corte debido a la dirección de propagación. Es por esto que

existe una limitación en términos de caracterización anisotrópica de las fuentes

monopolares para medir datos acústicos. Otra limitante en este tipo de herramienta es

que la cobertura azimutal que pueda llegar a tener es muy baja, ya que el dispositivo tiene

un comportamiento casi estático [25].

Las limitaciones presentadas anteriormente llevaron al desarrollo de herramientas con

fuentes dipolares.

27

Figura 22. Fuente dipolar.

La figura 22 muestra el comportamiento de una herramienta con fuente dipolar. Debido a

que uno de los problemas de los registros en formaciones de Shale Gas es determinar el

grado de anisotropía, estas herramientas están diseñadas para medir las ondas de corte,

permitiendo tener un registro en varias direcciones. En la figura 22 se ve que estas

direcciones pueden ser perpendiculares con lo cual, a medida que la herramienta tiene un

desplazamiento radial en el pozo, el registro generado corresponde a datos para la sección

azimutal [25].

Algunas situaciones que fueron determinantes para el rediseño de las herramientas

acústicas para el registro mientras se perfora fueron las siguientes [25]:

El principal está asociado con el aumento de los costos, ya que si no era

desarrollada una herramienta para registrar mientras se perfora, el receso de la

perforación y los factores de riesgo asociados a estos podrían generar gastos para

el manejo de estas situaciones.

Las herramientas debían estar sometidas a niveles de ruido alto, esto genera

irregularidades en el registro, por lo tanto, su diseño tenía que garantizar

confiabilidad en los resultados. Esto se logró con la introducción de collares

flexibles, los cuales disminuían la susceptibilidad de la herramienta con respecto a

los impactos, las vibraciones y la inclinación.

La centralización de las herramientas podía complicarse en pozos de alto ángulo u

horizontales, ya que la gravedad en vez de ayudar a mantener el centro alejaba la

herramienta de este.

28

Parámetros entregados por el registro

La información básica que entrega el registro sónico en formaciones de Shale Gas es [4]:

Por medio de correlaciones donde se entrega como parámetro el tiempo de viaje,

se puede determinar la porosidad de la formación.

La presión de poro se determina al identificar zonas de sobrepresión en los

registros, ya que en este tipo de zonas el tiempo de viaje es más alto de lo normal.

Velocidad de onda por dirección o perfiles de velocidad.

Perfiles de esfuerzo.

Con todos los datos que pueden determinarse a partir del registro sónico se determinan

las zonas más adecuadas para realizar fracturamiento hidráulico. El criterio para tomar tal

decisión corresponde a que zonas donde el módulo de Young sea mayor corresponden a

secciones donde es más fácil fracturar; y zonas donde el radio de Poisson sea menor

corresponden a secciones donde la fractura no se vaya a cerrar fácilmente. Por lo tanto,

las zonas más apropiadas son aquellas donde se cumplen las dos condiciones.

Para pozos futuros un correcto análisis de los registros permite diseñar un buen programa

lodos y un óptimo completamiento de pozos. Como la herramienta usada permite un

análisis azimutal, se puede realizar una caracterización estructural alrededor del pozo, el

cual es uno de resultados más importantes en la optimización de etapas.

Análisis de información

Figura 23. Registro sónico

La figura 23 muestra un ejemplo de un registro sónico para tres curvas de velocidad de

onda en direcciones perpendiculares entre sí, correspondientes a los ejes coordenados.

Las ondas más rápidas corresponden a las ondas de corte, donde la velocidad más alta

corresponde a la propagada en la dirección y. Generalmente, entre más rápida sea la

velocidad de corte en una dirección más frágil es la formación en ese sentido. Como la

velocidad para la dirección y es casi constante, para determinar la zona más frágil se

29

procede a analizar la dirección z, la zona donde se genera el resalto más alto (círculo rojo),

corresponde a la zona más frágil de toda la sección [2].

Otra aplicación es que por medio de los datos acústicos, sísmicos, geológicos y

geomecánicos, se pueden determinar propiedades mecánicas de la formación. Por medio

de software especializados tales como los desarrollados por la empresa Petrel,

computando los datos determinados por las pruebas anteriores, se puede construir un

modelo mecánico del suelo. En la figura 24 se observa una imagen que permite visualizar

el perfil azimutal de esfuerzos para una perforación en particular [25].

Figura 24. Simulación por software.

Conclusiones

• Los yacimientos no convencionales requieren del diseño de nuevas herramientas y

procedimientos para lograr un registro adecuado y completo en los pozos.

• La explotación de yacimientos de Shale Gas depende de un diseño adecuado para

el fracturamiento hidráulico y la perforación horizontal.

• De la interpretación adecuada de los registros y el análisis de las variables

involucradas en cada uno de ellos se puede modelar el yacimiento permitiendo

incluso hipótesis de predicción.

• La explotación en yacimientos de Shale Gas requiere de condiciones específicas de

la roca como espesor, extensión, porosidad, permeabilidad y fragilidad, las cuales

determinan la dirección de la perforación y las zonas para el fracturamiento

hidráulico. Además de parámetros como el TOC para identificar zonas productoras.

30

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