Schlumberger

Caso de Estudio: La Integración del Análisis Petrofísico con los Datos Sísmicos 3D Ayuda a Confeccionar un Mapa de los Puntos Dulces de la Lutita Marcellus

El mapeo predictivo integral y la colaboración de expertos permiten la terminación de zonas no convencionales de alta calidad

Challenge: Adquirir un conocimiento básico de lo que causa la variabilidad de la producción e investigar cómo pronosticar y clasificar las localizaciones de perforación de manera confiable.

Solution: Colaborar con los especialistas petrotécnicos de Schlumberger en la integración de las mediciones LWD (adquisición de registros durante la perforación) con los datos de registros de pozos piloto y los datos sísmicos 3D para desarrollar un mapa predictivo preciso de las propiedades y los puntos dulces del yacimiento.

Result: Se guió la terminación de dos tramos laterales adicionales correspondientes al cuartil superior, lo que demostró el valor de desarrollar un mapa predictivo de la calidad prospectiva y de integrar los datos para optimizar la explotación de los activos no convencionales.

Reiteración del éxito de la producción inicial en la lutita Marcellus

Un operador independiente puso en marcha una campaña en la lutita Marcellus, en Pensilvania, capitalizando los datos de los levantamientos sísmicos 3D existentes y varios pozos piloto verticales que habían apuntado a intervalos estratigráficos más profundos como objetivo. El operador perforó y terminó su primer pozo con un alto éxito, utilizando el servicio de la herramienta multifunción avanzada de adquisición de registros durante la perforación EcoScope y el servicio de adquisición de registros sónicos durante la perforación sonicVISION para garantizar el posicionamiento de los pozos, caracterizar la formación y personalizar el diseño de las terminaciones. Lamentablemente, la reiteración de su éxito inicial resultó problemática. Los 18 tramos laterales siguientes, si bien fueron direccionados con precisión hacia la formación Marcellus inferior, arrojaron resultados de producción inferiores a las expectativas.

En busca de la reducción de costos y el mejoramiento de la eficiencia de perforación, el operador se remitió a utilizar solamente técnicas de rayos gamma LWD para el posicionamiento en los 16 tramos laterales siguientes con etapas de terminaciones geométricamente espaciadas. Los resultados de la producción siguieron siendo impredecibles e inferiores a los del pozo inicial.

Evaluación multidisciplinaria para confeccionar un mapa prospectivo

El operador decidió colaborar con Schlumberger para desarrollar una solución petrotécnica que ayudara a satisfacer sus objetivos, lo que incluyó una mejor comprensión del yacimiento en la lutita Marcellus y el conocimiento que podría aplicarse a una práctica de terminación de pozos optimizada. Los especialistas petrotécnicos de Schlumberger recomendaron un proceso que incluyó una revisión detallada y un análisis de los datos de los levantamientos sísmicos existentes del operador en el contexto de un modelo 3D del subsuelo construido en la plataforma del software Petrel E&P. Los servicios petrotécnicos de Schlumberger comenzaron con un estudio de tres meses para determinar qué factores controlan la variabilidad de la producción, cómo pronosticar las propiedades geológicas que afectan la producción y cómo modificar las prácticas operacionales para encarar la variabilidad geológica.

Dado que Schlumberger era la única compañía proveedora de servicios para este proyecto, el acceso a los datos fue fluido, y las herramientas y métodos de evaluación utilizados fueron consistentes. Esto permitió que el aseguramiento inicial de la calidad/ control de calidad (QA/QC) y la fase de auditoría e integración de datos del proyecto procedieran de manera tal de poder invertir la mayor cantidad de tiempo en la interpretación y el análisis de las mediciones.

Los datos adquiridos fueron los siguientes:

  • información de cinco pozos piloto terminados en agujero descubierto, varios con conjuntos de herramientas de adquisición de registros de alto nivel, tales como el generador de imágenes microeléctricas de cobertura total FMI, la sonda de espectroscopía de captura elemental ECS y la plataforma de barrido acústico Sonic Scanner
  • mediciones LWD de avanzada, obtenidas en 19 tramos laterales con los servicios EcoScope y sonicVISION
  • datos de rayos gamma sólo de 16 laterales
  • datos sísmicos 3D con procesamiento básico
  • datos de terminaciones detallados para 28 pozos, con un total de 390 etapas
  • resultados del servicio de mapeo de fracturas hidráulicas StimMAP en cuatro pozos
  • registros de datos de flujo de retorno (contraflujo) y producción diaria para los 28 pozos terminados

Un equipo multidisciplinario virtual compuesto por especialistas petrotécnicos de Schlumberger y el equipo a cargo de los activos del operador desarrollaron un plan de comunicación.

Si bien los resultados de la perforación acumulada indicaron que se podía lograr un mejor posicionamiento de los pozos utilizando imágenes para guiar el proceso de geonavegación, los resultados de la producción de estos 28 pozos no mostraron una correlación entre el mejor posicionamiento de los pozos y un mejoramiento del desempeño.

Los atributos sísmicos seleccionados fueron comparados con la producción con la amplitud de las reflexiones en un horizonte situado dentro de la formación Marcellus y con el espesor isócrono total de dicha formación, que demostró exhibir la correlación más significativa con los resultados de la producción. La amplitud sísmica de la formación Marcellus inferior también mostró una correlación pobre con la producción. La correlación entre los atributos sísmicos y la producción fue validada en forma cruzada con los datos de registros sónicos y de densidad LWD, demostrándose que los atributos sísmicos se relacionan con las propiedades petrofísicas de la formación Marcellus inferior.

Mediante la utilización de múltiples atributos sísmicos condicionados con los datos LWD, se generó un mapa de pronóstico de la calidad del yacimiento de la lutita Marcellus.

Mejoramiento de las decisiones operacionales con el análisis integrado de expertos

En el área del cliente existía un total de 19 localizaciones de alto nivel, que incluían siete pozos que ya habían sido perforados y esperaban ser terminados. Por una secuencia cronológica fortuita, se había programado la terminación de los pozos A y B, uno de los cuales se encontraba en un área cuya calidad prospectiva se consideraba superior según las predicciones. Después de las terminaciones, los primeros resultados de la producción del pozo A, un tramo lateral que miraba hacia el norte, fueron extremadamente alentadores; su tasa de producción inicial (IP) de 7 días lo convirtió en uno de los mejores pozos del área hasta la fecha. Por el contrario, los resultados del pozo B, un tramo lateral que miraba hacia el sur, fueron levemente inferiores al promedio.

En esta prueba ciega, el mapa de puntos dulces de la formación Marcellus pronosticó con precisión las localizaciones de los pozos más productivos. Si bien el operador estaba preparado para suspender las actividades de terminación de pozos, los resultados de este estudio petrotécnico multidisciplinario —y el éxito de la campaña de perforación— instaron a la terminación de dos pozos más. Estos dos pozos (los pozos C) exhibieron índices de productividad excepcionales que los ubicaron en el cuartil superior de los pozos terminados hasta la fecha. Las tasas de producción promedio a lo largo de su primer año los convierte en tres de los seis mejores pozos de toda el área del operador.


Download: La Integración del Análisis Petrofísico con los Datos Sísmicos 3D Ayuda a Confeccionar un Mapa de los Puntos Dulces de la Lutita Marcellus (0.34 MB PDF)

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