Informe realizado por Roberto Carnicer, Hernán Merlino, Luis Stinco, Martín Gaddi y Máximo La Pietra para el Instituto de Energía y Data Mining de la Universidad Austral.

 

Las acumulaciones de hidrocarburos en reservorios no convencionales del tipo shale, tight y metano entrampado en mantos de carbón (CBM) se han definido como acumulaciones de hidrocarburos que son difíciles de caracterizar y producir mediante tecnologías de exploración y producción convencionales (Holditch, 2003; Mangha et al. 2012). Típicamente, este tipo de formaciones tienen baja permeabilidad. Los reservorios del tipo shale se consideran de ultra baja permeabilidad (.001 a .000001 mD).

La producción comercial en shales no es factible sin fractura hidráulica, ya que la roca tiene una permeabilidad insuficiente para el flujo comercial. La fracturación hidráulica, que es el proceso de crear una o más grietas en la roca, extiende en gran medida el área de contacto de drenaje con el depósito, al tiempo que proporciona rutas de flujo altamente conductoras al lóbulo.

Se requieren terminaciones avanzadas de pozos, que combinen tratamientos de fracturación hidráulica de etapas múltiples y tecnología de pozos horizontales para establecer tasas comerciales. En Vaca Muerta se utiliza el sistema de terminación a pozo entubado.

En este enfoque, el pozo se perfora y se dispone a través de la sección de la acumulación, luego se pasa un revestimiento y se cementa en el lateral. Se realizan perforaciones y se bombea el tratamiento de fracturación hidráulica. Esto se conoce como una «etapa» de fractura. Cada etapa está separada por un tapón aislante, y todos estos tapones se perforan o disuelven una vez que todas las etapas son estimuladas por fractura.

Los avances tecnológicos para producir y desarrollar depósitos de ultra baja permeabilidad, como las acumulaciones de gas en shales, traen las dificultades y la incertidumbre asociadas con la caracterización y el análisis del rendimiento de los pozos.

La incertidumbre se debe principalmente a la falta de una comprensión completa de los mecanismos de producción, los factores que controlan las tasas de producción, la física de las terminaciones en varias etapas y el comportamiento de estos sistemas de yacimientos. También es una incertidumbre asociada con el establecimiento de la disminución de la producción a largo plazo en estos depósitos.

El principal problema que enfrentan la mayoría de los operadores en la industria del petróleo y el gas es la asignación de capital y recursos (presupuesto y personas). El objetivo de la industria del petróleo y el gas es utilizar las prácticas óptimas de terminación para recuperar los hidrocarburos de estos recursos. Si bien el objetivo es el mismo, los enfoques utilizados entre los operadores para lograrlo pueden ser muy diferentes. Algunos prefieren el enfoque de prueba y error de perforación hacia una solución. Si bien este método puede ser fructífero, puede ser muy costoso.

Otros usan métodos empíricos que involucran la extracción de datos de bases de datos públicas y privadas. Los operadores que tienen acceso a información de presión y tasa de alta resolución prefieren los métodos que dependen del análisis del rendimiento del pozo. La simulación de yacimientos de pozos horizontales con fracturas múltiples (MFHW), si bien es extremadamente útil en cada pozo, sigue siendo demasiado complicada y lleva mucho tiempo.

Algunas de las dificultades específicas para caracterizar los reservorios no convencionales (juegos de recursos) incluyen y no se limitan a (Okouma Mangha et al. 2012)

+ Incapacidad para distinguir entre fracturas hidráulicas y contribuciones de reservorios de producción limitada / historial de presión.

+ Conocimiento incompleto o limitado sobre geometrías de fractura hidráulica en pozos horizontales: fracturas de dos alas, fracturas dendríticas y / o geometría de fractura compleja.

+ Incertidumbre de la contribución del volumen del reservorio estimulado (SRV) en comparación con el volumen del reservorio no estimulado circundante.

+ Falta de comprensión de las variaciones de las propiedades petrofísicas / reservorios y su precisión.

+ Flujo predominantemente lineal, en oposición al flujo radial convencional.

+ Flujo predominantemente transitorio en oposición al flujo dominado por el límite convencional.

+ Propiedades de roca dependientes de la presión.

+ Mecánica de almacenamiento de gas de adsorción.

Por estas razones, los operadores han tenido el desafío de aplicar técnicas analíticas convencionales para optimizar las terminaciones en los reservorios no convencionales del tipo shales. Los enfoques estadísticos han ganado una gran aceptación al tratar de evaluar y comprender las diferentes aplicaciones de fractura o finalización e identificar las mejores prácticas.

Estos enfoques aplican análisis estadísticos a grandes cantidades de perforación, terminación y producción de MFHW en un área particular, y requieren una extensa minería de datos. Por lo tanto, la minería de datos es una de las técnicas que la industria del petróleo y el gas está adaptando para ayudar a mejorar la calidad de la productividad de los pozos a partir de recursos no convencionales.

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