• Prensa ACE Internacional

Resolución de Preguntas: Webinar Especializado "Estimación de Fracturabilidad" (14 de Mayo; 2020)


Después de recibir una audiencia de más de 400 personas y certificar hasta 330 participantes en nuestro webinar especializado "Estimación de Fracturabilidad a Través de Inversión Sísmica en Yacimientos No Convencionales", queremos continuar acompañándote en este crecimiento. A continuación nuestro instructor especializado PhD. Roderick Pérez resuelve todas las preguntas hechas durante el evento y que por tiempo no se pudieron resolver.

Webinar. Estimación de fracturabilidad a través de inversión sísmica en yacimientos no convencionales

1) ¿A qué se refiere exactamente con el TOC de un yacimiento?


Respuesta:


El TOC se refiere al Carbono Orgánico Total de un Yacimiento arroja información acerca de la concentración de material orgánico en las rocas generadoras, representada por el porcentaje en peso de carbono orgánico.


Un valor de aproximadamente 0,5% de carbono orgánico total como porcentaje en peso es considerado como valor mínimo para una roca generadora efectiva, si bien los valores de 2% se consideran los valores mínimos para los yacimientos de gas de lutita; aunque existen valores de más del 10%, algunos geocientíficos estiman que los valores altos de carbono orgánico total indican la posibilidad de que exista Kerógeno rellenando el espacio poroso, más que otras formas de hidrocarburos.


Fuente: http://actividadpetrolera.com/determinacion-del-carbono-organico-total-y-su-papel-dentro-de-las-diferentes-determinaciones-mineralogicas-geoquimicas-en-la-industria-del-petroleo/


En el caso del Barnett Shale, el % de TOC varía de acuerdo con la litofacies, como se puede observar en el siguiente cuadro:



Referencia: Singh, P., 2008, Lithofacies and sequence stratigraphic framework of the Barnett Shale: Ph.D. dissertation, The University of Oklahoma.


En el caso de comparar el % de TOC de la roca generadora más importante en Colombia, con otras formaciones consideradas No Convencionales en usa, podemos ver que La Luna tiene un gran potencial generador de entre 2 – 20%:


Fuente: http://www.searchanddiscovery.com/documents/2015/80469torres/ndx_torres.pdf


2. ¿Cuál es la diferencia entre el método de corrección de offset lejano y realizar una migración pre-apilamiento anisotrópica?


Respuesta:


La migración es el proceso por el cual los eventos sísmicos se reubican geométricamente, ya sea en el espacio o en el tiempo, a la ubicación del evento en el subsuelo en lugar de la ubicación en la que se registró en la superficie, creando así una imagen más precisa del subsuelo (Wikipedia). Mientras que la corrección de offset lejano es una corrección de NMO, que toma en cuenta la anisotropía. Por lo tanto, esta corrección es un paso previo a la migración, pero que evidentemente es capaz de mejorar sustancialmente los resultados de la migración.


Para más información puedes consultar: http://mcee.ou.edu/aaspi/AASPI_Theses/2014_AASPI_Theses/PhD_Thesis_BoZhang.pdf


3. ¿Cómo se realiza el up scaling del índice de fracturabilidad respecto a los parámetros elásticos obtenidos en la inversión sísmica?


Respuesta:


Durante este trabajo no se realizo el upscaling de dicho índice de fracturabilidad.


4. ¿Los microsísmos tienen algún rango durabilidad o resistencia?


Respuesta:


No. Los microsísmos (en este ejercicio) fueron detectados utilizando geófonos de tres componentes en pozos cercanos, en los cuales detectan perturbaciones como una señal sísmica. Adjunto una tabla que explica las magnitudes microsísmicas en la escala de Nuttli.




5. ¿Cómo construiste los time slices usando un mapa de color 2D? Software?


Respuesta:


Los time-slices (para ese momento) fueron construidos especialmente para este proyecto utilizando un software especializado y desarrollado por el Dr. Kurt Marfurt llamado Attribute-Assisted Seismic Processing & Interpretation (AASPI).


Para mas información puedes visitar: http://mcee.ou.edu/aaspi/documentation/Display_Tools-crossplot.pdf.


6. ¿Existe diferencia entre fracturabilidad y fragilidad?, En las ecuaciones mineralógicas existen algunos modelos que consideran el carbonato como mineral frágil, además de la pirita y los feldespatos. ¿considera que esto sea correcto?, ¿Puede afectar en la medición de la fragilidad la anisotropía de la porosidad efectiva?


Respuesta:


Desde el punto de vista literal no. Fragilidad o fracturabilidad es la tendencia de un material (o mineral) a la fractura, o rotura al aplicarse una fuerza. Es importante resaltar que el termino en ingles es “brittleness” el cual se traduce como “frágil”.


Como tu lo notas en las ecuaciones que definen la fragilidad en términos de la mineralogía las mismas lo que representan es la fracción de cuarzo sobre los otros minerales de la roca. Debido a que en el caso del Barnett Shale, el % de cuarzo de muy alto (33%) este mineral es el mas importante al momento de cuantificar la fragilidad de la roca. Sin embargo, efectivamente dependiendo de la formación que se esté analizando, habrá otros componentes que pueden considerarse mas propensos a fracturarse con mayor facilidad. Sin embargo, la pirita y los feldespatos no creo que sean los mas abundantes en rocas generadoras.


Con respecto a tu pregunta sobre si la anisotropía puede afectar la porosidad efectiva, no tengo conocimiento si existe un caso de estudio al respecto. Sin embargo, si se puede esperar que si la anisotropía está asociada a laminación de lutitas (ya que puede observarse anisotropía por fracturas verticales como en el caso de los carbonatos) ambos estén relacionados ya que, al aumentar la cantidad de material de arcilla en la roca, hay una afectación en la porosidad de la roca.


Evaluando la ecuación anterior, se observa que los valores más bajos de la relación de Poisson requieren una menor cantidad de presión para iniciar una fractura en la dirección horizontal. Por lo tanto, rocas ricas en cuarzo se consideran más frágiles que calcita.


7. Después de hacer la fracturación y el pozo no me produce lo que el estudio realizado me da, ¿puedo ponerle un pozo inyector de tal forma me pueda recuperar lo invertido y alcanzar la meta de producción del pozo?


Respuesta:


En el caso de perforar los YNC los pozos deben ser estimulados hidráulicamente (fracturamiento) que permita la generación de un set de fracturas y que el hidrocarburo (gas o petróleo) se libere y fluya. Si el mismo no produce puede ser debido a que la extensión de las fracturas NO fue debidamente estimada, y las condiciones de esfuerzo regional no permite que las fracturas sean lo suficientemente grandes para que fluya el hidrocarburo. Por lo tanto, la solución no es colocar un pozo inyector, sino analizar la dirección de los esfuerzos geomecánicos del reservorio.


8. ¿La metodología de inversión sísmica implica el uso de un detonante o explosivo especial?


Respuesta:


No, el proceso de generación de la inversión sísmica es complemente independiente si los datos fueron generados utilizando una fuente con explosivos o vibradores.


9. ¿Qué software se utiliza para el tratamiento de los datos sísmicos para determinar posteriormente la dureza de la roca con respecto a la mineralogía?


Respuesta:


No hay un software especifico para conseguir dicho objetivo. Lo que si se tiene es una metodología y un flujo de trabajo que permita (luego de calibrar los resultados con la información de los registros eléctricos) poder realizar la interpretación mineralógica.


10. ¿Qué pasa en yacimientos de mantos de Carbón, en la implementación de la técnica?


Respuesta:


No tengo conocimiento de la aplicación de esta técnica para mantos de carbón. Sin embargo, en la minería de carbón mantos deben estar en profundidades someras (100 – 300 m) para que sean económicamente rentables. Mientras que este tipo de reservorios están a profundidades de más de 1km.


11. ¿Que son los offset?


Respuesta:


En la adquisición sísmica de superficie, la distancia horizontal desde la fuente hasta el geófono. En un perfil sísmico vertical, el desplazamiento del geófono es la distancia horizontal entre la fuente y la cabeza del pozo o la proyección de la superficie del geófono en el caso de un pozo desviado. El desplazamiento entre la fuente sísmica y el receptor crea un retraso, o movimiento, en el tiempo de llegada de una reflexión que puede corregirse antes del apilamiento y puede usarse para determinar la velocidad.


12. No me quedó en claro la idea de preservar la información de los offsets lejanos.


Respuesta:


Observando el análisis de descomposición de auto valores de la aproximación de Fatti (abajo) se observa que la contribución de la densidad aumenta los offsets (línea roja).



13. Las formaciones con más contenido de silice (cuarzosas) son más frágiles, ¿en general estas formaciones son más productoras?


Respuesta:


En este caso especifico sí. Esta conclusión se llego luego de realizar el análisis detallado de litofacies de 4 núcleos. En el caso del Barnett Shale, el % de TOC varía de acuerdo con la litofacies, como se puede observar en el siguiente cuadro:



14. En las fórmulas de mineralogía, BI Jarvie(2007) - BI Wong(2009), estas serían en si los aditivos o lo que se incluye dentro de la fracturación de un pozo?


Respuesta:


Efectivamente, los aditivos que se introducen en la roca no se toman en cuenta.


15. Con los precios actuales del precio, no es rentable realizar fracking, sin embargo, se lo sigue haciendo, ¿debido a que factores?


Respuesta:


Para llegar a esa conclusión hay que analizar muchos factores, y las inversiones en el sector hidrocarburo las inversiones son a largo plazo. Por lo tanto, una reducción de precios coyuntural como tenemos en estos momentos no es concluyente para afirmar que el la producción y desarrollo de YNC no es rentable. Adicionalmente, los costos de abandono y compromisos contractuales pueden ser mayores que simplemente cerrar los pozos.


16. De acuerdo a tu experiencia, que tan alto podría ser la magnitud y la variación de los parámetros elásticos del subsuelo en una roca madre, entre una roca no fracturada y la misma roca naturalmente fracturada. La pregunta se da porque estudié un pozo ubicado en una zona de fallas inversas, en donde la Fm. La Luna se encuentra fracturada y repite la secuencia y el pozo fue excelente.


Respuesta:


La mayoría de las formaciones de YNC comercialmente productoras se encuentran en regímenes tectónicos simples. En este caso que describes, el alto fallamiento fue una ventaja ya que las fracturas se generaron por el tectonismo en la zona.


17. No existe una relación de gradiente de fractura para comparar yacimientos convencionales y yacimientos no convencionales en simuladores convencionales el gradiente de fractura es un parámetro fundamental para definir una fractura.


Respuesta:


No tengo conocimiento al respecto. Sin embargo, los simuladores convencionales no son tan efectivos al momentos de modelar los YNC especialmente debido a las bajas permabilidades de estos.


18. ¿Esta metodología en qué cuenca o más bien en qué formación podría ser aplicable en Colombia?


Respuesta:


La metodología puede ser aplicable en cualquier cuenca en Colombia (o en el mundo). Sin embargo, el factor clave es la adquisición de volúmenes sísmicos lo suficientemente.




19. ¿Cuál software utilizaste para la inversión simultanea? ¿Cuál software para los xplots?


Respuesta:


Utilicé un software comercial de CGG llamado Hampson & Russel, mientras que para los crossplots utilice un software especializado y desarrollado por el Dr. Kurt Marfurt llamado Attribute-Assisted Seismic Processing & Interpretation (AASPI).


Para más información puedes visitar: http://mcee.ou.edu/aaspi/documentation/Display_Tools-crossplot.pdf.


20. ¿No sería adecuado relacionar la estimación de fracturabilidad de la roca con los problemas de intrusión de agua al yacimiento, tal como el adedamiento o conificación?


Respuesta:


El alcance del proyecto se limitó a mejorar en la ubicación de los pozos del campo. Sin embargo, no se tomo en cuenta los efectos relacionados como la conificación, u otros factores operacionales.


21. ¿Para qué tipo de pozos, a que profundidad y a qué ángulo máximo de desviación se podría aplicar esta metodología?


Respuesta:


Esta metodología no tiene limitación de profundidad, o angulo máximo de desviación. Solo es dependiente de la calidad de los datos sísmicos que se adquieran.


22. Según tu experiencia, más allá del Barnet shale, es común que el aumento de calcita o carbonatos disminuya la fracturabilidad? porque en Fm. Vaca Muerta por ejemplo, según la info disponible, el aumento de carbonato aumenta la fracturabilidad de la roca.


Respuesta:

Muy buena pregunta. Es importante recordar que, si la definición de fragilidad se hace con respecto a la mineralogía, esta toma en cuenta la cantidad de cuarzo con respecto a los otros componentes de la roca, ya que en el Barnett Shale el % de cuarzo puede llegar a ser de hasta 33%. En el caso de la Fm. Vaca Muerta, si luego de los análisis correspondientes se define que el carbonato es el mineral que mayormente determina el grado de fragilidad de la roca, se debería colocar este en el numerador.


Por ejemplo, evaluando la ecuación del criterio de Presión para iniciar una fractura se observa que los valores más bajos de la relación de Poisson requieren una menor cantidad de presión para iniciar una fractura en la dirección horizontal. Por lo tanto, en rocas ricas en cuarzo se consideran más frágiles que calcita.


Pero también es dependiente si el origen del cuarzo es detrítico o biogénico:



Fuente: http://www.searchanddiscovery.com/documents/2014/80407slatt/ndx_slatt

23. ¿El ym es fundamental para determinar la geometría en yacimientos convencionales, para yacimientos no convencionales es fundamental y que rango varia?


Respuesta:


No te puedo dar un valor especifico, ya que depende en cada uno de los casos. Sin embargo, adjunto la siguiente información para tengas un rango de referencia.


Fuente: Bustin et. al, 2009.


24. Hay ventajas en la adquisición o registro de sísmica multicomponente (P y S) con respecto a la sísmica convencional (aun si tienen offsets adecuados para hacer la inversión simultánea), para caracterizar la fracturabilidad de los yacimientos no convencionales?


Respuesta:


Las ventajas (teóricas) de adquirir sísmica multicomponente es muy superior, específicamente para analizar la densidad de fracturas en un reservorio. Sin embargo, muchas veces debido a la complejidad en el procesamiento de la onda S a veces esta se adquiere, mas no se procesa.


25. ¿Bajo qué parámetros se determinan el número de etapas de fracturas?


Respuesta:


Existen muchos factores, entre los mas influyentes es la experiencia del operados en la zona, y la economía del proyecto. Sin embargo, lo mas recomendable (y debido a la gran cantidad de información recolectada en los YNC) yo recomiendo análisis estadísticos que permitan determinar el numero clave, ya que no necesariamente mas es mejor.


26. ¿Cómo se aplicaría el machine learning a la determinación de microfracturas para el cálculo de fracturabilidad?


Respuesta:


Existen muchas maneras de utilizar el ML en el cálculo de fracturabilidad, pero las herramientas de ML son de apoyo, y siempre será necesario que un grupo integrado de expertos hagan los análisis iniciales, y que el ML sea una herramienta complementaria para apoyarse en el análisis de la gran cantidad de datos que se generan en este tipo de reservorios.


27. ¿Con que % de cuarzo, se identifica que la zona tiene buena cantidad de TOC?


Respuesta:


No existe un numero “mágico” que determine la cantidad de TOC. En este caso específico se llego a esta conclusión luego de realizar el análisis detallado de litofacies de 4 núcleos. En el caso del Barnett Shale, el % de TOC varía de acuerdo con la litofacies, como se puede observar en el siguiente cuadro:


Referencia: Singh, P., 2008, Lithofacies and sequence stratigraphic framework of the Barnett Shale: Ph.D. dissertation, The University of Oklahoma.


Pero mi recomendación que estas aproximaciones NO se deben aplicar de forma directa en otras cuencas o formaciones. Es importante recordar que en este caso especifico las zonas que tienen mayor contenido de cuarzo, son aquellas que se tienen mayor contenido de TOC. De nuevo, esta conclusión NO necesariamente se aplica a todas los YNC.


27. En el caso del Barnett Shale se muestran valores de Thomsen relativamente altos (mayores a 20%) que no son consistentes con las suposiciones de anisotropía débil... ¿qué nivel de incertidumbre pueden tener los resultados del estudio respecto a la consideración de anisotropía débil?


Respuesta:


Efectivamente, los valores anisotrópicos son relativamente superiores. Sin embargo, luego del modelado AVO (ver Figura) realizado se determinó que para los offsets manejados en la adquisición los resultados están en un rango aceptable.



28. En el estudio se determinó la dirección del fractura mediante microsísmica. ¿Sería posible estimar la dirección del fractura miento previo al fracturamiento, y cual sería el procedimiento?


Respuesta:


La dirección preferencial se comprobó luego de la adquisición microsísmica. Sin embargo, la dirección preferencial de fractura es el resultado de un estudio regional geomecánico de la cuenca.


29. ¿Cuántas etapas de fracturameinto se podrían desarrollar en un yacimiento no convencional?


Respuesta:


Existen muchos factores, entre los mas influyentes es la experiencia del operados en la zona, y la economía del proyecto. Sin embargo, lo mas recomendable (y debido a la gran cantidad de información recolectada en los YNC) yo recomiendo análisis estadísticos que permitan determinar el numero clave, ya que no necesariamente mas es mejor.


En la siguiente imagen se muestra un resumen de los parámetros de producción utilizados para este estudio, donde se muestra que el numero de etapas utilizado es 4 por pozo, con una longitud de 1,500 ft.




Una publicación escrita por:

PhD. Roderick Perez.


Doctor en Geofísica, Magíster en Geología, Ingeniero Geofísico y Magíster en Administración de Empresas.





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