Inteligencia de completación en Vaca Muerta
Esfuerzos. Fracturas. Riesgos. Producción.
Mejore las decisiones de completación en Vaca Muerta con información en tiempo real sobre esfuerzos, geometrías de fractura, riesgos y otros factores del subsuelo que influyen en la producción de hidrocarburos y la estabilidad del pozo.
- Caracterice las condiciones de esfuerzo que influyen en la iniciación y propagación de las fracturas.
- Los mecanismos focales, los tensores de momento y los patrones de eventos permiten comprender mejor la orientación del esfuerzo horizontal máximo (SHmax), la variabilidad local del campo de esfuerzos y los cambios en el estilo de deformación a lo largo del desarrollo.
- Mapee la altura, la semilongitud y el azimut de las fracturas, la distribución de los eventos microsísmicos y el volumen de reservorio estimulado.
- Verifique si el crecimiento observado de las fracturas se mantuvo dentro de la zona objetivo, estableció contacto efectivo con el intervalo objetivo o se extendió hacia pozos vecinos y roca no productiva.
- Identifique respuestas sísmicas compatibles con la activación de fallas, el deslizamiento en planos de estratificación, el crecimiento fuera de la zona objetivo y las interacciones inducidas por fracturas.
- Utilice información en tiempo real para gestionar la exposición de los pozos vecinos, orientar la ejecución de las etapas y evaluar áreas de posible riesgo estructural.
- Apoye la gestión del riesgo de sismicidad inducida mediante el monitoreo de eventos y alertas alineadas con los protocolos de respuesta definidos por el operador.
- Relacione la respuesta observada del reservorio con las variables de completación que influyen en la producción de hidrocarburos.
- Comparar el comportamiento de las fracturas con los datos de tratamiento, presión y producción puede ayudar a identificar etapas más efectivas, diagnosticar intervalos de bajo rendimiento y mejorar futuras decisiones sobre espaciamiento, secuenciación, clústeres y distribución de fluidos y agentes de sostén.
Vaca Muerta: Casos de estudio de completaciones
Reduzca el riesgo de completación y mejore la producción en Vaca Muerta.
Microseismic Monitoring of Vaca Muerta completions in the Neuquén Basin, Argentina
Este estudio de Vaca Muerta utiliza arreglos microsísmicos de superficie y enterrados para caracterizar la geometría de las fracturas, los mecanismos focales, SHmax y las redes discretas de fracturas.
Imaging a Two-lateral Zipper Frac With a Surface Microseismic Array in Vaca Muerta, Argentina
Este caso de estudio de Vaca Muerta utiliza monitoreo microsísmico de superficie para medir la geometría de las fracturas, SHmax, el volumen de reservorio estimulado y la interacción con pozos vecinos.
Understanding the Vaca Muerta Formation
Esta presentación sobre Vaca Muerta utiliza monitoreo BuriedArray™ para caracterizar la geometría de las fracturas, SHmax, las fracturas naturales, la distribución del agente de sostén y las redes discretas de fracturas.
Completion and Wellbore Geomechanics in High Stress Settings
Esta presentación analiza cómo los mecanismos focales microsísmicos pueden mejorar la comprensión de la reactivación de fallas, la interpretación del campo de esfuerzos y la estabilidad de pozo en ambientes de alto esfuerzo como Vaca Muerta. (Usá el modo presentación para escuchar la narración en off)
Esta Vaca no está muerta
Este estudio de fracturación hidráulica muestra cómo el orden de tratamiento y las sombras de esfuerzo afectan la contención de las fracturas, el movimiento del agente de sostén y la comunicación entre pozos.
Inteligencia de completación en Vaca Muerta
El desempeño de las completaciones depende de la respuesta del reservorio
El desempeño de las completaciones en Vaca Muerta depende de cómo responde el reservorio a la estimulación. La variabilidad estratigráfica, las fracturas naturales, las fallas, los cambios en las condiciones de esfuerzo y las interacciones entre pozos pueden influir en la propagación de las fracturas, la conectividad efectiva y la respuesta de producción.
MicroSeismic se especializa en inteligencia de completaciones en tiempo real. Medimos e interpretamos esfuerzos, fracturas y riesgos geológicos durante la fracturación hidráulica para que los ingenieros de completaciones puedan evaluar la respuesta al tratamiento, mejorar la efectividad de las fracturas y aplicar lo aprendido en la siguiente etapa, pozo o pad.
Fuente: Crovetto et al., URTeC 1503, 2020
Fuente: Crovetto et al., URTeC 1503, 2020
Mida la respuesta del reservorio a la completación
Un tratamiento puede bombearse según lo planificado, aunque el reservorio responda de manera diferente a la esperada. La estimulación puede activar fracturas o fallas preexistentes, favorecer el deslizamiento de planos de estratificación, generar crecimiento vertical fuera de zona, crear comunicación con pozos vecinos o dejar sectores del intervalo objetivo con menor conectividad efectiva.
MicroSeismic convierte la respuesta sísmica generada durante la fracturación hidráulica en inteligencia de ingeniería. Los equipos de completaciones obtienen una medición independiente de la respuesta del reservorio que puede integrarse con datos de presión, tratamiento, geología, espaciamiento entre pozos y producción.
De los eventos microsísmicos a las decisiones de completación
Una nube de eventos no es la respuesta. MicroSeismic interpreta las características espaciales, temporales y de los mecanismos de fuente de la respuesta observada para responder preguntas clave sobre la completación:
- ¿El tratamiento estimuló el intervalo previsto?
- ¿Hasta qué distancia y altura se extendió la respuesta observada de las fracturas?
- ¿Las fracturas interactuaron con fallas, planos de estratificación o pozos vecinos?
- ¿Qué etapas se comportaron de manera diferente y cuándo ocurrió ese cambio?
- ¿Qué indica la respuesta sobre SHmax y el comportamiento local del campo de esfuerzos?
- ¿Qué debería probar o modificar el equipo en el próximo pozo o pad?
- ¿Qué respuestas de fractura observadas se correlacionan con un mejor desempeño de producción?
Fuente: Curia et al., The Leading Edge, 2018
Monitoreo diseñado para decisiones de completación en tiempo real
Cada desarrollo de Vaca Muerta presenta geometrías, infraestructura, objetivos y limitaciones diferentes. MicroSeismic diseña el programa de monitoreo en función de las decisiones que el operador necesita tomar, no de un método de adquisición único para todos los proyectos.
- Monitoreo con arreglos de superficie para brindar una amplia cobertura en desarrollos de múltiples pozos.
- Monitoreo con arreglos enterrados para lograr un monitoreo repetible y de largo plazo, con mayor continuidad operativa.
- Interpretación integrada mediante datos de tratamiento, geología, trayectorias de pozos, observaciones de presión y modelos del operador.
Fuente: Crovetto et al., URTeC 1503, 2020
Inteligencia en tiempo real durante las operaciones
MicroSeismic brinda monitoreo microsísmico en tiempo real desde hace más de 16 años. Durante la estimulación, nuestros equipos pueden seguir la evolución de los eventos, la geometría de las fracturas y su proximidad a zonas de interés previamente definidas. Las alertas personalizadas y la comunicación colaborativa ayudan al operador a interpretar los cambios en el comportamiento del subsuelo mientras la operación está en curso.
La inteligencia en tiempo real no sustituye el criterio de ingeniería ni garantiza que puedan evitarse todos los riesgos operativos. Proporciona al equipo de completaciones otra medición de alto valor para tomar decisiones mejor fundamentadas.
Fuente: Curia et al., The Leading Edge, 2018
Aumente el contacto productivo con el reservorio, no solo el SRV total
MicroSeismic no promete un aumento de producción únicamente por el monitoreo. El valor está en proporcionar mejor evidencia para las decisiones de ingeniería que controlan el desempeño productivo.
Un mayor volumen de roca estimulada no se traduce automáticamente en una mayor producción de hidrocarburos. El desempeño productivo depende de que la completación genere una conectividad efectiva y duradera dentro del reservorio objetivo, al tiempo que limita la energía y el volumen de tratamiento perdidos en fallas, planos de estratificación, crecimiento fuera de zona o interacción con pozos vecinos.
La inteligencia de completaciones en tiempo real ayuda a los ingenieros a diferenciar la deformación total observada de la respuesta de fractura con mayor probabilidad de contribuir al contacto productivo con el reservorio. Cuando se integran con diagnósticos de presión y resultados de producción, estas mediciones pueden respaldar diseños de completación orientados a aumentar la recuperación de hidrocarburos y la eficiencia del capital.
Fuente: Crovetto et al., URTeC 1503, 2020
Ejemplo de Vaca Muerta: cuando la respuesta observada cambió la interpretación
Un proyecto anonimizado de Vaca Muerta demuestra por qué son importantes las mediciones específicas de la cuenca. El diseño inicial del pozo y la completación suponía un régimen de esfuerzos de fallamiento normal y una respuesta de fractura similar a la observada en conocidos desarrollos de shale en Texas. El monitoreo microsísmico no mostró un conjunto simple de fracturas hidráulicas convencionales. Gran parte de la respuesta observada durante la estimulación estuvo asociada con la reactivación de fallas de gran escala.
Los mecanismos focales identificaron el modo de falla de la roca
La inversión automática del tensor de momento (AutoMTI) utilizó el ajuste de formas de onda para calcular un tensor de momento completo y un mecanismo focal discreto para cada evento. El reconocimiento de patrones espacio-temporales ajustó lineamientos 3D a la ubicación de los eventos, lo que permitió identificar las orientaciones de fracturas y fallas y evaluar el plano nodal activo. En este ejemplo, la población dominante mostró un comportamiento de deslizamiento según el buzamiento (dip-slip), mientras que una zona de transferencia presentó un componente de desplazamiento de rumbo (strike-slip).
El modelo microsísmico de esfuerzos difirió del modelo basado en registros sónicos
Los mecanismos focales microsísmicos son sensibles al estado de esfuerzos in situ. En este ejemplo, la interpretación derivada de los eventos respaldó un régimen de esfuerzos altamente compresivo, en el cual SHmax correspondía al esfuerzo principal máximo. Según el modelo de esfuerzos basado en registros sónicos, las orientaciones de las fallas observadas parecían difíciles de reactivar. Según el modelo microsísmico de esfuerzos, esas mismas estructuras se ubicaron más cerca de la condición de falla y mostraron una mayor susceptibilidad a la reactivación.
Por qué Vaca Muerta requiere mediciones locales
Vaca Muerta no es mecánicamente uniforme. La arquitectura de clinoformas, los cambios de facies y la estratigrafía mecánica pueden variar lateral y verticalmente a lo largo de un desarrollo. Los múltiples intervalos de aterrizaje, la sobrepresión, la variación mineralógica, las capas ricas en ceniza, la calcita fibrosa, las fracturas naturales y los cambios locales en el régimen de esfuerzos pueden modificar la respuesta de la roca a la estimulación.
Estas características no justifican asumir un único resultado de fractura para toda la cuenca. Por el contrario, demuestran la necesidad de medir la respuesta a escala de pozo, pad y bloque:
- ¿La propagación sigue la dirección local de SHmax, las fracturas naturales conductivas o ambas?
- ¿Las estructuras activadas son fallas de alto ángulo, fracturas de rumbo, estructuras paralelas a la estratificación o una combinación?
- ¿Cuánta deformación observada permanece dentro del intervalo previsto y qué proporción probablemente contiene agente de sostén?
- ¿El agotamiento, los pozos productores preexistentes o los campos de presión de pozos vecinos están modificando la dirección o el alcance de la respuesta?
Fuente: Curia et al., The Leading Edge, 2018
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Cuéntenos sobre su desarrollo y las decisiones que tomará próximamente respecto a la terminación del proyecto. Nos pondremos en contacto con usted para analizar las opciones de monitoreo.
