Petro Tec Nia

20 | Petrotecnia abril, 2011

L os conceptos, comentarios y opiniones de este artculo tienen como objetivo ayudar a comprender y difun-dir ms el desafo que tiene nuestra industria y pro-vienen de un resumen de la recopilacin de vasta informa-cin encontrada en la literatura publicada, de mltiples y diferentes experiencias realizadas en los pases que tienen el mayor know-how del desarrollo de estas fuentes de reser-vas no convencionales, como as tambin de la visin y experiencia personal en la evaluacin de productividades en reservorios de muy baja permeabilidad.

Tem

a de

tapa

Los reservorios y los aspectos comerciales de los no convencionalesPor Juan Domingo Moreyra

En vista de que la demanda global de energa continuar aumentando y que gran

parte de la oferta seguir siendo aportada por los combustibles fsiles, las enormes

fuentes de reservas que se encuentran en reservorios no convencionales debern

cubrir el faltante, especialmente con la ayuda de las nuevas tecnologas existentes

y por desarrollarse, para una mejor viabilidad econmica de estos proyectos

21Petrotecnia abril, 2011 |

Qu son los reservorios no convencionales y en qu se diferencian de los convencionales?

Son reservorios de petrleo y gas de muy baja per-meabilidad donde los fluidos son extrados utilizando tcnicas que pueden ser similares o diferentes a las que se emplean en los reservorios convencionales. En el caso del gas se ha desarrollado la mayor experiencia en areniscas, en los llamados tight gas reservoirs y, en la actualidad, tam-bin aportan una interesante produccin los reservorios de carbonatos, llamados tight oil reservoirs, oil and gas sha-les, metano de carbn.

Sus caractersticas son:Cubren grandes reas y, por lo general, presentan mltiples ambientes deposicionales y heterogeneida-des laterales.Tienen baja porosidad y permeabilidad y a menudo estn naturalmente fracturados.La roca generadora y el reservorio estn muy cercanos y suelen ser los mismos.No se aplican en ellos los conceptos de patrones de migracin, trampas y sellos.El gas se almacen por adsorcin o compresin.Los registros de pozos proveen respuestas parciales y se requiere un fuerte apoyo del anlisis de testigos coronas, tanto en pozos verticales como horizontales.

Focalizndonos en el caso del gas especficamente, una de las tantas definiciones que tienen en cuenta factores fsicos y econmicos, es que la permeabilidad efectiva deber ser menor de 0,1/0,05 md y de acuerdo a la ley de Darcy, la produccin de los reservorios no convenciona-les viene dada:

Qg = K.hp(Pws-Pwf)/141.2[ln(re/rw)-0.75+S]Donde:

K: permeabilidad efectiva al gashp: espesor permeablePws: presin del reservorioPwf: presin de fluenciay : factor de volumen y viscosidad del gas a la presin

mediare y rw: radio de drenaje y radio del pozoS: dao

Teniendo en cuenta esta ecuacin en reservorios pro-fundos y con alta presin, siendo la permeabilidad (K) muy baja, del orden micro al nanodarcy, las nicas variables que nos permiten incrementar la produccin (Qg) son:

Incorporacin de mayor espesor permeable en condi-ciones de almacenar y aportar fluido (hp).Un fuerte incremento en el radio efectivo del pozo.

rwe= rw. e-s

Es por eso por lo que otra forma de definir un reser-vorio de gas no convencional es la siguiente: No puede producirse volmenes econmicos de gas si no se esti-mula el reservorio, en pozos verticales u horizontales, con uno o varios tratamientos intensos de fracturacin hidrulica, con mltiples fracturas, que expongan mayor cantidad de espesor permeable a producir.

Tanto la fractura hidrulica como el pozo horizontal tienen la ventaja de interceptar, vincular y colectar de zo-nas aisladas generadas por las heterogeneidades verticales y laterales, pero es la mencionada en primer trmino la

que permite hacerlo ms eficientemente en ambas dimen-siones en reservorios de estas caractersticas petrofsicas.

La figura 1 es una muestra de lo explicado anterior-mente, una serie de pozos fracturados donde puede verse que la produccin posfractura hidrulica incrementa de manera proporcional al espesor neto permeable y a la cantidad de agente de sostn colocado en formacin.

El inconveniente que se nos presenta es que en la me-dida en que los valores de K son ms bajos y los espesores son mayores, los costos para colocar en forma efectiva ese agente de sostn son mayores y los rendimientos en pro-ductividad no aumentan en proporcin. Esto ha obligado a la industria a buscar respuestas que permitan mejorar estos rendimientos con nuevas metodologas operativas, para la aplicacin de la tcnica.

Por qu se pone ahora el foco en ellos? Las demandas de energa continuarn creciendo en el

futuro y una gran parte de la oferta seguir siendo apor-tada por los combustibles fsiles. Dado que las fuentes convencionales no sern suficientes: las enormes fuentes de reservas existentes en reservorios no convencionales debern cubrir el faltante, especialmente con la ayuda de las nuevas tecnologas desarrolladas y las que se necesita-rn seguir desarrollando a futuro, para acercarnos ms a la viabilidad econmica de estos proyectos.

Desde lo tecnolgico, en donde mucho se ha avanzado y ser necesario seguir trabajando, se destacan:

Tcnicas y metodologas especiales para la evaluacin 1. de formacin.Registros de pozos para determinar la continuidad vertical y horizontal del reservorio (herramientas de imagen microelctricas que permitan identificar zo-nas con fracturas naturales, para optimizar las zonas a punzar y, por ende, un mejor control de las fracturas hidrulicas).Mejoras en las tcnicas y herramientas que permitan evaluar (clculos del TOC de relaciones determinadas de testigos coronas, capacidad de almacenamiento de metano y otros gases, cmputo del GIP libre y ad-sorbido vs. la profundidad, cmputo de la porosidad corregida del registro de densidad, cmputo del CEC, estudios de mecnica de las rocas y la presin poral, para determinar condiciones de estrs y estabilidad de la pared del pozo con la profundidad, clculo de saturacin de agua y su correlacin, etctera).

0 100 200 300 400 500 600

1000

Arena total (lB) E06

QGPF (MM3/d)

100

Hn (ft)

10

1

Figura 1. Produccin vs. espesor neto fracturado


Determinacin de las propiedades geomecnicas de la roca de testigos coronas y la calibracin del modelo petrofsico de los registros.

Nuevas metodologas en el campo de la ingeniera de 2. estos reservorios.Alternativas efectivas en costo para la evaluacin de datos.Integracin de fuentes alternativas de datos ( mud logging avanzado, informacin de UBD).Introduccin del uso de la tecnologa de Data Mining desde el inicio de los proyectos.

Tratamientos masivos y multitratamientos de fractura-3. cin hidrulica.Mejor aprovechamiento del conocimiento de las propiedades geomecnicas utilizando el modelo pe-trofsico para la seleccin de zonas y el diseo de los tratamientos. Incremento del nmero de etapas con una mejor gestin y reutilizacin del agua de fractura.Menor tiempo para completar el pozo con mltiples etapas.Mejoramiento de productos y aditivos, con una ma-yor recuperacin de fluidos, mejor limpieza y menor devolucin de agente de sostn.Mejoramiento del mapeo vertical y del desarrollo de la fractura con las tcnicas de microssmica (micro-seismic zapping).

Tecnologa de perforacin horizontal, combinaciones 4. con multifracturas y perforaciones en balance/desba-lance (UBD) de apoyo.Avanzados RSS y motores de fondo. Tramos horizontales ms extensos y pozos multilate-rales en el reservorio.Sistemas de terminacin a pozo abierto.

Tecnologa en el campo de los petrleos pesados (in-5. yeccin de vapor, inyeccin de agua por ciclos pulsan-tes, etctera).

La Argentina, con el crecimiento sostenido del pas y de la demanda de energa para sostenerlo a futuro, sumado a la depletacin de los reservorios de alta y media permeabi-lidad que aportan la produccin de gas y petrleo, no es ajena al comportamiento mundial. Por esto es necesario focalizar estas fuentes de energa para soportar dicha de-manda, para lo cual se requiere un cambio inmediato en las polticas dirigidas a fomentar la deteccin e incorporacin de nuevas reservas y que permitan acompaar e intensificar las estrategias de exploracin, delimitacin y desarrollo de estas por parte de las compaas operadoras del pas.

Cmo se encara el reservoir management para que los proyectos sean viables?

Dado que la explotacin de estos recursos est en la zona de inviabilidad econmica en la mayora de los


pases que se desarrollan, la presencia de los Estados con polticas impositivas y de fomento eficaces, complementa la reduccin de costos que permiten alcanzar los nuevos desarrollos tecnolgicos y permite alcanzar la viabilidad econmica y hacerla sustentable en el tiempo. Sin embar-go, es fundamental tener en claro las diferencias en este aspecto, entre nuestro pas y los pases desarrollados, que han podido hacer viable la explotacin, especialmente los Estados Unidos y el Canad, en algunas cuestiones funda-mentales como son:

Desarrollo y disponibilidad de la tecnologa men-cionada anteriormente in situ, capacidad de equipa-miento y logstica de apoyo necesaria.Leyes impositivas, reglas y normativas claras por par-te de los respectivos pases.Existencia de un mercado sustentable de varias dca-das en la explotacin de estos proyectos y perspec-tivas a largo plazo de su evolucin en funcin de la demanda.Know-how acumulado en los aos de desarrollo.

Si bien en algunos de los proyectos piloto encarados por operadores en nuestro pas se ha contado con una oferta tecnolgica aceptable para empezar a llevarlos a cabo, algunas de ellas no siempre estn disponibles en el pas, dado que para que eso suceda debe haber un mer-cado comprobado y hoy solamente est en potencial, no existe en la prctica y debe ser desarrollado.

Una mayor oferta en capacidad y logstica estar dispo-nible en funcin de que el mercado deje de ser potencial y esto tendr su incidencia en los costos de los servicios y productos, que hoy est teniendo para los pilotos en mar-cha. Sin embargo, ser muy difcil que se logre aproximar a los costos obtenidos en los pases mencionados.

Particularmente creo que existe un gran desafo en una parte de equipamiento y productos necesarios que podran llegar a ser abastecidos por la industria nacional, ayudando de esta forma a alcanzar costos ms competiti-vos para el mercado por desarrollar, una vez que las eva-luaciones preliminares hayan terminado.

Recordemos que la mayora de la experiencia en este tipo de proyectos es incorporada mediante diferentes formas (preparacin de equipos capacitados, empresas multinacionales socias en los proyectos, compaas de

servicios, consultores internacionales, etc.), principalmen-te del know-how obtenido en los pases mencionados.

En todo el proyecto, es fundamental remarcar los si-guientes puntos que son aplicables a las diferentes etapas:

Toda la inversin por realizar en esta etapa en el uso y aplicacin de tecnologas como las mencionadas que permitan caracterizar geolgica y litolgicamente en forma esttica y dinmica, tienen una importancia extra, en funcin de delimitar bien los espesores en condiciones de almacenar/aportar fluidos y su distri-bucin areal.La perforacin en OBD en este tipo de reservorio, a menudo, presenta problemas de prdida de circula-cin, con fluidos convencionales. Por lo que estos debern ser previstos con tecnologas de fluidos espe-ciales de perforacin que permitan ser recuperados en un porcentaje elevado, con el consiguiente aumento de los costos y potenciales problemas de pozo. Por otra parte, sabemos que las caractersticas de estos reservorios (muy baja permeabilidad, potencial hin-chamiento y migracin de arcillas, accin de la capi-laridad, etc.) contribuyen a la potencial generacin de dao en las operaciones de perforacin y cemen-tacin, lo que aumenta los riesgos de una evaluacin no muy eficiente con registros de pozo abierto y en la terminacin, especialmente en las etapas de explora-cin y delimitacin.

Para ayudar a comprender y poder alcanzar un modelo predictivo en estos reservorios es fundamental comprender la dependencia entre los datos estticos y los dinmicos.

La posibilidad de realizar estas primeras perforaciones con tecnologa NBD o UBD es muy interesante, permite evaluar dinmicamente sin afectar la muy baja permeabi-lidad existente, complementando la idea de distribucin y calidad del espesor atravesado, especialmente en casos de existencia de fisuras naturales, informacin fundamen-tal en el momento decidir la terminacin. Recordemos que muchos de estos reservorios se encuentran en la clasificacin de geopresurizados y las condiciones de geopresin plantean comportamientos dinmicos dife-rentes a los convencionales, en tiempos de evaluacin y de produccin que es necesario conocerlos. Especial-mente en el caso de formaciones generadoras que pueden producir fluidos, donde la geopresin, su distribucin y la gestin durante estas etapas son fundamentales. Existe buena experiencia en los Estados Unidos y en la Argenti-na de su utilizacin desde este punto de vista.

Teniendo en cuenta que una de las soluciones tec-nolgicas que han permitido lograr productividades, ha sido la combinacin de pozos horizontales con mltiples tratamientos de fracturacin hidrulica, la posibilidad de bajar los tiempos de perforacin

19

95

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Trillones de pies cbicos

Histrico ProyeccionesAlaska

Esquitos con gas

Metano de lechos de carbn

No asociado continental

No asociado costa afuera

Asociado con petrleo

Formacin Tramo ROP Tiempo Trpano Densidad

perforado (m/hs) (das) del lodo

Punta 3300/3846 2,5 15 Trcono PHPA

Rosada 8 1/2 5 1210 g/l

Molles 4000/4300 1,3 8 Trcono PHPA

6 2,7 1170 g/l

Figura 2. La produccin de shale gas en Alaska compensa la declinacin en el suministro para atender el crecimiento del consumo, reduciendo las necesidades de importacin


perforando NBD o UBD, aprovechando las mayores velocidades de penetracin, que da la combinacin con los avances tecnolgicos de trpanos y fluidos de perforacin, en la etapa del gran desarrollo, es una aplicacin de lo no convencional, destinada a buscar menores tiempos y menores costos. En el siguiente cuadro podemos ver datos concretos de pozos ver-ticales perforados en UBD en las formaciones Punta Rosada y Molles de la cuenca Neuquina, de unos cuantos aos atrs.

El aspecto de la terminacin y la estimulacinSi tenemos en cuenta lo dicho anteriormente, todos

estos pozos debern ser estimulados y la mayor experien-cia histrica en este campo se tiene con los tratamientos de fracturacin hidrulica en pozos verticales y horizon-tales en las ltimas dcadas, en mltiples etapas, por lo general.

El objetivo es colocar la concentracin de agente de sostn necesaria en el mayor espesor productivo posible y en la mayor longitud posible compatible econmicamen-te, tratando de minimizar su ubicacin en zonas impro-ductivas, esto genera un incremento del radio efectivo de produccin del pozo vertical.

Siendo esta una tcnica convencional muy efectiva uti-lizada en la industria desde hace mucho tiempo, ha evo-lucionado tecnolgicamente en muchos de los siguientes aspectos:

Diagnstico y diseo de aplicacin, prediccin de comportamiento, seguimiento y monitoreo en lnea.Materiales y fluidos (agentes de sostn, polmeros, surfactantes, reductores de friccin, etctera).Equipamiento, accesorios para su aplicacin y ejecu-cin.Evaluacin y caracterizacin de los sistemas genera-dos (Micro-seismic mapping).

De esta forma podemos decir que estamos en condi-ciones de conocer, con la aplicacin de la tecnologa ade-cuada, cul es el resultado final de nuestro tratamiento ubicado en el reservorio, para que la evaluacin final de su buena o mala productividad sea adjudicada a las causas que realmente la generan.

Como deca anteriormente, muchas de las necesidades de informacin en este campo deben ser satisfechas desde la perforacin, terminacin de los pozos verticales explo-ratorios y de delimitacin, especialmente estos ltimos.

Esta informacin tiene que ver con la distribucin de los esfuerzos mximos y mnimos en el plano horizontal, para permitir conocer la orientacin de la extensin de la fractura, las propiedades geomecnicas de la columna de inters y la distribucin del espesor neto permeable, muy especialmente su relacin con el espesor bruto de la forma-cin (hp/hb), ya que esto nos dar una idea de las zonas por seleccionar para realizar uno o mltiples tratamientos.

Una de las limitaciones que se han tenido en el pasa-do y se tienen an hoy para alcanzar el xito de muchos tratamientos en pozos verticales, ha sido el pobre rendi-miento en extensin de la longitud de fractura creada y ms an la empaquetada respecto a las de diseo, debido a problemas de contencin del crecimiento del alto de fractura.

Muchos operadores han logrado mejoras a estos pro-blemas trabajando en los siguientes aspectos:

Optimizacin del conocimiento y uso de la distribu-cin de propiedades mecnicas.Usos de fluidos de menor viscosidad y menor poder de rompimiento.Nueva generacin de agentes de sostn de baja den-sidad.Optimizacin de los caudales de trabajo.

Pero el avance ms importante se dio en la combina-cin de la tcnica de perforacin horizontal con mltiples


fracturas hidrulicas (figura 3). Esto ha permitido sin ser igual, generar un nuevo sistema productivo en el reservo-rio que mejora el radio efectivo del pozo vertical y el rea de drenaje, con una pseudolongitud colectora mayor, con varias fracturas ortogonales o transversales al eje del pozo, quizs con las mismas limitaciones mencionadas anteriormente, pero con otros requerimientos en geome-tra, como puede verse en la figura 4, conjuntamente con una idea de las mejoras tericas en productividad.

Estos sistemas combinados (pozos horizontales-ml-tiples etapas de fracturas ortogonales/transversales), si bien tienen la ventaja de ampliar las reas de drenaje de estos proyectos, a diferencia del pozo vertical fracturado, exigen que la fractura trabaje en produccin, con una prdida de energa en la conexin con el pozo, pseudoda-o que es funcin de la relacin entre el alto o radio de fractura empaquetado y el radio del pozo (Hf o Rf / rw), y del caudal de produccin en cada una de la fracturas rea-lizadas, tal como puede verse en la figura 5, para un pozo horizontal con muy baja produccin de gas.

Es importante tener en cuenta este efecto acumulado en mltiples etapas, por lo que ser necesario tener pre-sente la necesidad de maximizar la concentracin de un agente de sostn de excelente calidad en la fase final de cada tratamiento. De este modo se asegura una conductividad excelente, quizs no necesaria en el resto de la geometra colectora, que permita minimizar este efecto, que disminuye la mejora en el incremento de radio efectivo total del sistema, pero que aun as sigue siendo muy importante.

Esto nos exige analizar muy bien el tipo de fluidos para el tratamiento, no slo desde la potencial interaccin con el reservorio, sino tambin desde su capacidad de transporte.

Este tipo de reservorios tiende a tener altos caudales iniciales, donde tendramos la mayor incidencia y decli-nan fuertemente entre un 70 u 80% al cabo de un ao.

Hoy en da las nuevas tecnologas de terminacin de pozos verticales y horizontales han avanzando en:

Diferentes etapas de punzados, fracturacin y ais-lamiento con tapones reperforables, de materiales especiales.Diferentes etapas con distintas metodologas de pun-zado, fracturacin y aislacin y limpieza, disponibles con los avances de la tecnologa de aplicacin del coiled tubing, en las diferentes tcnicas y metodologas ofrecidas por las distintas compaas de servicios.Sistemas de terminacin, entubamiento y aislacin en pozo abierto, sin cemento, con camisas que permi-ten aplicar mltiples etapas, especialmente en pozos horizontales.

En funcin de esos avances, lograron menores tiempos y alcanzaron una mayor celeridad operativa con mayor precisin y eficacia en las terminaciones de pozos con mltiples etapas, lo cual permite desarrollar estrategias de perforacin de un gran nmero de pozos, esto es y ser una de las caractersticas ms notorias para movilizar este tipo de reservas.

600

chsn

-59

(cg

m-b

4 #

30

25

5)

[psi

a]

400

200

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5

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1

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4

n=8D

2ye

2x16

Extensin adimensional de fracturas, 2xf/d

Jf,

h/Jh

3

1

1E-3

1E+5

1E+6

0.01 0.1 1 10 100

1000

10000

Figura 3. Fractura transversal al eje del pozo horizontal

Figura 5. Presin (psia). Caudal de gas (Mscf/D) vs tiempo (hr) Figura 6. Grfico logartmico m(p)-m(p@dt=0) y su derivada (psi2/cp) vs. dt (hr)

Figura 4. Cantidad de fracturas transversales


Cul es la estrategia de desarrollo de estos prospectos?

El desarrollo de estos yacimientos seguir siendo con muchos pozos, seguramente ubicados en locaciones ml-tiples, que permitan minimizar no solamente el impacto medio ambiental, sino que la programacin con sistemas de pozos verticales y horizontales fracturados da la posi-bilidad de establecer una logstica de tipo serial para las diferente etapas del proceso de construccin del pozo.

En todo caso, cabe destacar el concepto de espacia-miento. Este punto est ligado a la forma y orientacin de las reas de drenaje de los sistemas generados. Ya sea un pozo vertical fracturado donde los espaciamientos que se mencionan estn en el orden de los 10 acres para estos reservorios, o un pozo horizontal con mltiples fracturas transversales, orientado a 90 respecto de la orientacin de las fracturas.

Estas reas tienden a ser de forma elptica alrededor de las fracturas, y si bien se mejora la magnitud del rea barrida con los nuevos sistemas, seguiremos teniendo, formas elongadas que nos obliguen a orientar los pozos en una direccin perpendicular a la orientacin de la fractu-ra y a utilizar distanciamiento entre pozos menores en la direccin perpendicular al eje del pozo horizontal.

Finalmente, es fundamental el anlisis de la respuesta en produccin de los pilotos que se desarrollen, espe-cialmente de los pozos testigos, para poder ajustar mejor

el modelo de desarrollo final y el rea efectivamente en drenaje por el sistema.

SiglasGIP: Gas in placeTOC: Total Organic ConcentrationCEC: Cationic Exchange CapacityUBD: Under Balance DrillingNBD: Near Balance DrillingOBD: Over Balance Drillinghp: Espesor permeable netohb: Espesor bruto involucradoHf: Alto de fracturaRf: Radio de fracturarw: Radio del pozo

Juan D. Moreyra es ingeniero qumico de la Universidad Nacional del Litoral (Santa Fe) e ingeniero de reservorios por el Instituto del Petrleo de la Universidad de Buenos Aires. Actualmente es consultor internacional independiente (JMCons.) y se ha desempeado en San Antonio International en las reas de E&T, reservorios, well testing, fractura hidrulica, evaluacin de pozos horizontales y perforacin en desbalance, entre otras funciones. Previamente trabaj en YPF. Dicta seminarios en el rea de well testing y es autor de numerosos trabajos en las reas mencionadas.

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