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18 Oilfield Review Fracturamiento hidráulico: Valoraciones a partir del monitoreo microsísmico La perforación horizontal y el fracturamiento hidráulico revolucionaron la explotación de los recursos en areniscas compactas y de los recursos no convencionales de petróleo y gas. El monitoreo microsísmico brinda a los operadores información crucial para mejorar estas operaciones y ayuda a los ingenieros de yacimientos con el modelado y la toma de decisiones acerca del posicionamiento de los pozos, el diseño de las terminaciones y las operaciones de estimulación. Joël Le Calvez Raj Malpani Jian Xu Houston, Texas, EUA Jerry Stokes Mid-Continent Geological, Inc. Fort Worth, Texas Michael Williams Cambridge, Inglaterra Traducción del artículo publicado en Oilfield Review 28, no. 2 (Mayo de 2016). Copyright © 2016 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Julian Drew, Perth, Australia Occidental, Australia; Tony Probert y Ian Bradford, Cambridge, Inglaterra; y Nancy Zakhour, Callon Petroleum, Houston. CMM, ECLIPSE, Mangrove, MS Recon, NetMod, Petrel, ThruBit, UFM, VISAGE, VSI y VSI-40 son marcas de Schlumberger. Los operadores que obtienen su producción de extensiones productivas no convencionales enfren- tan numerosos desafíos. El flujo de fluidos a tra- vés de las rocas yacimiento no convencionales es limitado por la permeabilidad de la matriz, que en general es varios órdenes de magnitud más baja que la de las rocas yacimiento convencionales. Las redes de fracturas y fallas pre-existentes a menudo constituyen trayectos para el flujo de hidrocarburos y desempeñan un rol importante en el incremento de los volúmenes de drenaje de los yacimientos. Los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico a menudo conectan el pozo con las redes de fracturas naturales exis- tentes; sin embargo, para ser efectivos, los trata- mientos de estimulación requieren el conocimiento de la distribución de esas redes. Los ingenieros de terminación de pozos uti- lizan modelos geomecánicos y de fracturas para planificar dónde iniciar las fracturas hidráulicas y predecir su propagación a través del yacimiento. Estos modelos requieren ser calibrados y validados. El monitoreo microsísmico ha demostrado ser un mecanismo viable para calibrar los modelos y pro- porcionar datos empíricos sobre la efectividad de las operaciones de estimulación. El monitoreo microsísmico es una técnica que registra y localiza los eventos microsísmicos — aludidos colectivamente como microsismicidad— que son pequeños pulsos de energía de ondas sísmicas generadas por movimientos insignifi- cantes de las rocas en respuesta a los cambios de los esfuerzos locales y el volumen de roca, tales como los que ocurren durante las operaciones de estimulación por fracturamiento. 1 Durante estas operaciones, las fracturas se crean por medio de la inyección de fluido a alta presión. Estas fractu- ras se propagan y luego se mantienen abiertas utilizando apuntalantes sólidos. El mapeo de la distribución espacial y temporal de estos eventos ha demostrado ser exitoso para monitorear el desarrollo de las fracturas hidráulicas a medida que avanzan a través de una formación, produ- ciendo alteraciones en la misma. Los ingenieros pueden emplear diversas téc- nicas para determinar la efectividad de las opera- ciones de estimulación hidráulica. 2 Por ejemplo, durante las operaciones de estimulación, el moni- toreo microsísmico (MS) y las mediciones deriva- das de los inclinómetros pueden indicar la existencia de cambios mecánicos en el subsuelo a través de una extensa área centrada en el pozo de tratamiento. 3 Al detectar este tipo de situación, los ingenieros han utilizado trazadores radioactivos y químicos, herramientas basadas en la tempera- tura y registros de producción para proporcionar indicaciones complementarias de los cambios producidos en los trayectos de fluidos como resul- tado de la estimulación. Las compañías de servicios geofísicos a menudo adquieren datos MS, que luego interpretan e integran con otras mediciones para proporcionar a las compañías operadoras de petróleo y gas conocimientos sobre los sistemas de fracturas inducidas hidráulicamente. Los principales datos utilizados para evaluar los eventos MS son los registros de forma de ondas obtenidos a partir de una red de receptores emplazados en el fondo del pozo o en la superficie. Los geocientíficos utilizan estos datos para mapear la extensión y la evolu- 1. Las ondas sísmicas transmiten energía por medio del movimiento de las partículas de los materiales sólidos. 2. Para obtener más información sobre las técnicas de diagnóstico de las fracturas, consulte: Bennett L, Le Calvez J, Sarver DR, Tanner K, Birk WS, Waters G, Drew J, Michaud G, Primiero P, Eisner L, Jones R, Leslie D, Williams MJ, Govenlock J, Klem RC y Tezuka K: “La fuente para la caracterización de fracturas hidráulicas,” Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de 2006): 46–61. 3. Un inclinómetro mide las mínimas rotaciones —cambios de inclinación— del terreno en el que se encuentra empotrado.

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18 Oilfield Review

Fracturamiento hidráulico: Valoraciones a partir del monitoreo microsísmico

La perforación horizontal y el fracturamiento hidráulico revolucionaron la explotación

de los recursos en areniscas compactas y de los recursos no convencionales de

petróleo y gas. El monitoreo microsísmico brinda a los operadores información

crucial para mejorar estas operaciones y ayuda a los ingenieros de yacimientos

con el modelado y la toma de decisiones acerca del posicionamiento de los pozos,

el diseño de las terminaciones y las operaciones de estimulación.

Joël Le CalvezRaj MalpaniJian XuHouston, Texas, EUA

Jerry StokesMid-Continent Geological, Inc.Fort Worth, Texas

Michael WilliamsCambridge, Inglaterra

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review 28, no. 2 (Mayo de 2016).Copyright © 2016 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Julian Drew, Perth, Australia Occidental, Australia; Tony Probert y Ian Bradford, Cambridge, Inglaterra; y Nancy Zakhour, Callon Petroleum, Houston.CMM, ECLIPSE, Mangrove, MS Recon, NetMod, Petrel, ThruBit, UFM, VISAGE, VSI y VSI-40 son marcas de Schlumberger.

Los operadores que obtienen su producción de extensiones productivas no convencionales enfren-tan numerosos desafíos. El flujo de fluidos a tra-vés de las rocas yacimiento no convencionales es limitado por la permeabilidad de la matriz, que en general es varios órdenes de magnitud más baja que la de las rocas yacimiento convencionales. Las redes de fracturas y fallas pre-existentes a menudo constituyen trayectos para el flujo de hidrocarburos y desempeñan un rol importante en el incremento de los volúmenes de drenaje de los yacimientos. Los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico a menudo conectan el pozo con las redes de fracturas naturales exis-tentes; sin embargo, para ser efectivos, los trata-mientos de estimulación requieren el conocimiento de la distribución de esas redes.

Los ingenieros de terminación de pozos uti-lizan modelos geomecánicos y de fracturas para planificar dónde iniciar las fracturas hidráulicas y predecir su propagación a través del yacimiento. Estos modelos requieren ser calibrados y validados. El monitoreo microsísmico ha demostrado ser un mecanismo viable para calibrar los modelos y pro-porcionar datos empíricos sobre la efectividad de las operaciones de estimulación.

El monitoreo microsísmico es una técnica que registra y localiza los eventos microsísmicos —aludidos colectivamente como microsismicidad— que son pequeños pulsos de energía de ondas sísmicas generadas por movimientos insignifi-cantes de las rocas en respuesta a los cambios de los esfuerzos locales y el volumen de roca, tales como los que ocurren durante las operaciones de estimulación por fracturamiento.1 Durante estas

operaciones, las fracturas se crean por medio de la inyección de fluido a alta presión. Estas fractu-ras se propagan y luego se mantienen abiertas utilizando apuntalantes sólidos. El mapeo de la distribución espacial y temporal de estos eventos ha demostrado ser exitoso para monitorear el desarrollo de las fracturas hidráulicas a medida que avanzan a través de una formación, produ-ciendo alteraciones en la misma.

Los ingenieros pueden emplear diversas téc-nicas para determinar la efectividad de las opera-ciones de estimulación hidráulica.2 Por ejemplo, durante las operaciones de estimulación, el moni-toreo microsísmico (MS) y las mediciones deriva-das de los inclinómetros pueden indicar la existencia de cambios mecánicos en el subsuelo a través de una extensa área centrada en el pozo de tratamiento.3 Al detectar este tipo de situación, los ingenieros han utilizado trazadores radioactivos y químicos, herramientas basadas en la tempera-tura y registros de producción para proporcionar indicaciones complementarias de los cambios producidos en los trayectos de fluidos como resul-tado de la estimulación.

Las compañías de servicios geofísicos a menudo adquieren datos MS, que luego interpretan e integran con otras mediciones para proporcionar a las compañías operadoras de petróleo y gas conocimientos sobre los sistemas de fracturas inducidas hidráulicamente. Los principales datos utilizados para evaluar los eventos MS son los registros de forma de ondas obtenidos a partir de una red de receptores emplazados en el fondo del pozo o en la superficie. Los geocientíficos utilizan estos datos para mapear la extensión y la evolu-

1. Las ondas sísmicas transmiten energía por medio del movimiento de las partículas de los materiales sólidos.

2. Para obtener más información sobre las técnicas de diagnóstico de las fracturas, consulte: Bennett L, Le Calvez J, Sarver DR, Tanner K, Birk WS, Waters G, Drew J, Michaud G, Primiero P, Eisner L, Jones R, Leslie D, Williams MJ, Govenlock J, Klem RC y Tezuka K: “La fuente para la caracterización de fracturas hidráulicas,” Oilfield Review 17, no. 4 (Primavera de 2006): 46–61.

3. Un inclinómetro mide las mínimas rotaciones —cambios de inclinación— del terreno en el que se encuentra empotrado.

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ción de los eventos MS. Estos mapas proporcionan información valiosa relacionada con las variaciones de la deformación y los esfuerzos presentes en el yacimiento y las formaciones adyacentes y se utili-zan para guiar las decisiones asociadas con los tra-tamientos de estimulación durante su ejecución. Si los eventos MS indican un crecimiento inde-seado de las fracturas o la activación de las fallas, los operadores pueden optar por interrumpir pre-maturamente el bombeo de las etapas, utilizar tecnologías de divergencia u omitir las etapas del tratamiento de estimulación.

Además, el monitoreo microsísmico propor-ciona información acerca de la naturaleza de los procesos físicos —el fracturamiento inducido de la roca o el deslizamiento sobre las fracturas pre-exis-tentes— que tienen lugar en la localización de las fuentes MS. La caracterización de la población de fuentes MS ayuda a cuantificar las magnitudes y direcciones de los esfuerzos y las variaciones del desplazamiento en el volumen de yacimiento afectado durante la operación de estimulación. Para describir la magnitud y dirección de los movimientos de las rocas en cada localización de fuente, los geofísicos procesan los registros de forma de ondas MS, toman en cuenta los efectos de la propagación, determinan el patrón de radia-ción de las emisiones acústicas y efectúan un pro-ceso de inversión para obtener las propiedades de las fuentes; los movimientos de las rocas y la energía liberada.4 Posteriormente, los ingenieros de yacimientos combinan la evolución espacial y temporal de las características de las fuentes con información adicional para determinar el estado de los esfuerzos y los trayectos del flujo de fluidos presentes en el yacimiento. A partir de esta infor-mación, estos ingenieros efectúan predicciones de la productividad, que ayudan a los operadores a desarrollar y manejar sus yacimientos.

En este artículo, examinamos la adquisición, el procesamiento y la interpretación de los datos de monitoreo MS. Además, se describen los avan-ces introducidos en estas áreas y se presentan los flujos de trabajo que integran los datos MS en el modelado geomecánico y reducen la incertidum-bre asociada con la interpretación. Un caso de estudio de un yacimiento no convencional de Arkansas, en EUA, ilustra las ventajas y las des-ventajas para el rendimiento de las geometrías de adquisición sísmica de superficie y de fondo de pozo. Algunos casos de estudio de Texas, EUA, demuestran cómo el monitoreo MS ha agregado valor a las operaciones de estimulación al ayudar a los geocientíficos a identificar las interacciones entre las fallas, el crecimiento de las fracturas y la variabilidad de las respuestas de los tratamien-tos de estimulación entre una etapa y otra.

Figura 1. Monitoreo de un tratamiento de fracturamiento hidráulico desde un pozo vertical. Los sensores multicomponentes desplegados en un pozo de monitoreo vertical registran los eventos microsísmicos provocados por el fracturamiento hidráulico (extremo superior). Las localizaciones de los eventos, determinadas a partir del procesamiento de los datos, permiten a los ingenieros monitorear el avance de las operaciones de estimulación. Para adquirir datos sísmicos de alta fidelidad, la herramienta versátil de generación de imágenes sísmicas VSI (extremo inferior) utiliza acelerómetros de geófonos de tres ejes (x, y y z) (inserto) que se encuentran aislados acústicamente del cuerpo de la herramienta por medio de resortes de aislamiento. El servicio VSI se acopla mecánicamente a la tubería de revestimiento o a la formación por medio de un brazo de anclaje alimentado hidráulicamente. El ingeniero de adquisición puede probar la calidad del acoplamiento activando una temblorina interna antes de que comiencen las operaciones. La herramienta VSI-40 de 40 transportadores permite vincular entre sí hasta 40 paquetes de sensores; sin embargo, en las operaciones de monitoreo de los tratamientos de fracturamiento hidráulico habitualmente se utilizan 12 transportadores.

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 1ORMAY 16 MCSMC 1

Brazo de anclaje

xz

y

Temblorina Contactosde acoplamiento

Acelerómetrosde tres

componentes

Resorte deaislamiento

Temblorina

xy

z

Yacimiento

SensoresEvento microsísmico

Volumen estimulado

Pozo de tratamiento Pozo de monitoreo

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Volumen 28, no.2 21

Sistemas de monitoreo típicosEl monitoreo microsísmico (MSM) es la detec-ción de las señales generadas por los eventos microsísmicos o sismos pequeños. Los ingenieros comenzaron a utilizar esta técnica durante los tratamientos de fracturamiento hidráulico imple-mentados en las operaciones de petróleo y gas de principios de la década de 1980.5 El Consorcio del Cotton Valley —un grupo de investigación dedi-cado al estudio de los tratamientos de fractura-miento hidráulico de la formación Cotton Valley en Texas y Luisiana, EUA— utilizó el método de monitoreo microsísmico en 1997 para comprender el flujo de fluidos en un yacimiento de la formación Cotton Valley.6 Los operadores también aplicaron el MSM con éxito para evaluar las estimulaciones por fracturamiento efectuadas en la lutita Barnett de Texas, lo que los ayudó a incrementar sus cono-cimientos del desarrollo de redes de fracturas durante esas operaciones, evitar los riesgos geo-lógicos y mejorar la producción.7 Estas primeras operaciones MSM incorporaron arreglos de ace-lerómetros o geófonos de tres componentes (3C) desplegados cerca de la profundidad del yaci-miento en un pozo de monitoreo vertical cercano (Figura 1).8

El fracturamiento hidráulico extensivo de pozos horizontales comenzó después de 1997 como resultado de la aplicación exitosa del método en la lutita Barnett por parte de Mitchell Energy, a lo que pronto siguió el monitoreo micro-sísmico desde los pozos horizontales adyacentes. La utilización de arreglos de sensores en pozos horizontales condujo posteriormente a la evalua-ción del desempeño del monitoreo microsísmico.

La efectividad de la geometría de los arreglos de sensores depende de la disposición de los pozos de monitoreo y tratamiento. El monitoreo desde pozos verticales cercanos a las etapas del tratamiento conduce a una mayor exactitud en la detección de la localización para la microsismicidad dentro y fuera de la zona. El monitoreo desde pozos horizontales cercanos a menudo proporciona una cobertura a lo largo de un pozo lateral estimulado, que puede no conseguirse a partir de arreglos de superficie o de pozos de monitoreo verticales. La geometría de registro puede requerir que se evalúe la relación costo-beneficio entre el monitoreo de todo el pozo de tratamiento y la detección de los eventos MS que pueden tener lugar fuera del intervalo obje-tivo.9 Los eventos microsísmicos que se detectan fuera del intervalo de interés pueden indicar las consecuencias no intencionales del programa de estimulación, tales como la ruptura del sello del yacimiento o la activación de las fallas existentes.10

El conocimiento de la exactitud de las medicio-nes MS es crucial para comprender la validez de las interpretaciones de los datos MS.11 Los diseña-dores de levantamientos han desarrollado un sof-tware de modelado que predice la magnitud de los eventos mínimos detectables con respecto a la distancia entre el arreglo de monitoreo y las locali-zaciones de las fuentes. El software también pro-porciona estimaciones de la incertidumbre asociada para la localización y la caracterización de los eventos MS.12 La exactitud de la estimación de los hipocentros de los eventos —las localizacio-nes 3D para las que se utilizan las coordenadas cartesianas geográficas este y norte junto con la profundidad de los puntos de iniciación de los even-tos— es afectada por la geometría de monitoreo y la exactitud del modelo de velocidad que se emplea para transformar los tiempos de arribo de las ondas a los instrumentos de registro, en distancias de los instrumentos con respecto a los eventos.

La precisión de las estimaciones de los hipo-centros depende de la geometría del arreglo de geófonos y de los errores asociados con los datos, que inciden en la determinación del tiempo de arribo de los eventos y la dirección de los arribos a los receptores.13 Durante las operaciones de estimulación, las fuentes de ruido extraño y de alta amplitud son numerosas. En consecuencia, la baja relación señal-ruido (S/N) es uno de los mayores desafíos de la adquisición y el procesa-miento de datos MS.

Los primeros procesos de monitoreo microsís-mico desde un solo pozo de monitoreo proporcio-naban información valiosa, pero tenían ciertas deficiencias. El monitoreo microsísmico desde pozos individuales impone el requisito de que todos los sensores multicomponentes posean la misma fidelidad en la medición del vector —la exactitud en la medición de la magnitud y la dirección de la señal— porque la información precisa sobre la polarización de las formas de onda es crucial para determinar la dirección hasta el hipocentro de cada evento.14 Además, las herramientas sísmicas deben registrar las seña-les MS de entrada con la misma fidelidad en la medición espectral —la exactitud en la medi-ción del contenido de frecuencia— dentro del ancho de banda típico de la señal, oscilante entre 10 y 1 000 Hz, utilizado en estas operaciones. Si se monitorean desde pozos individuales durante los tratamientos de estimulación de múltiples etapas, algunas etapas pueden encontrarse a demasiada distancia de los sensores para la detección y la caracterización confiables de los eventos. Las geo-metrías de sensores a lo largo de un arreglo lineal simple son insuficientes para determinar los mecanismos focales —el tamaño, la dirección, la orientación y la duración de los movimientos de las rocas en 3D— asociados con los eventos MS; por ende, los ingenieros microsísmicos buscan regis-trar las formas de ondas sísmicas desde múltiples azimuts y múltiples puntos de observación.

4. El patrón de radiación es una descripción en el espacio 3D de la amplitud y el sentido del movimiento inicial de los frentes de ondas P y S a medida que se propagan lejos de la posición de iniciación de un evento microsísmico. Para obtener más información sobre las fuentes sísmicas y sus patrones de radiación, consulte: Lay T y Wallace TC: Modern Global Seismology. San Diego, California, EUA: Academic Press, 1995.

5. Para obtener más información sobre el contexto para el monitoreo microsísmico, consulte: Maxwell SC, Rutledge J, Jones R y Fehler M: “Petroleum Reservoir Characterization Using Downhole Microseismic Monitoring,” Geophysics 75, no. 5 (Septiembre– Octubre de 2010): 75A129–75A137.

6. La formación Cotton Valley corresponde a una arenisca compacta de edad Cretácico que se extiende desde Texas hasta el norte de Florida, en EUA. La extensión productiva principal produce fundamentalmente gas natural y se encuentra ubicada en el norte de Luisiana y el noreste de Texas. Para obtener más información sobre el Proyecto Cotton Valley Consortium, consulte: Rutledge JT, Phillips WS y Mayerhofer MJ: “Faulting Induced by Forced Fluid Injection and Fluid Flow Forced by Faulting: An Interpretation of Hydraulic-Fracture Microseismicity, Carthage Cotton Valley Gas Field, Texas,” Bulletin of the Seismological Society of America 94, no. 5 (Octubre de 2004): 1817–1830.

7. Para obtener más información sobre el empleo de la técnica de monitoreo microsísmico en la lutita Barnett, consulte: Maxwell S: “Microseismic: Growth Born from Success,” The Leading Edge 29, no. 3 (Marzo de 2010): 338–343.

8. Los datos sísmicos adquiridos a partir de geófonos de tres componentes (3C) utilizan tres geófonos o acelerómetros orientados ortogonalmente.

El primer sistema de adquisición microsísmica de Schlumberger incluía una herramienta VSI con ocho geófonos de 3C.

9. Para obtener más información sobre la exactitud de las estimaciones del hipocentro, consulte: Maxwell S y Le Calvez J: “Horizontal vs. Vertical Borehole-Based Seismic Monitoring: Which is Better?,” artículo SPE 131780, presentado en la Conferencia sobre el Gas No Convencional de la SPE, Pittsburgh, Pensilvania, EUA, 23 al 25 de febrero de 2010.

10. La sismicidad inducida se refiere a los sismos atribuibles a las actividades humanas, que pueden alterar los esfuerzos y las deformaciones locales presentes en la corteza terrestre y provocar movimientos en las rocas que generan sismos.

11. Maxwell, referencia 7.12. Para predecir el comportamiento de las redes de

sensores, los ingenieros de Schlumberger utilizaron el software de diseño y evaluación de levantamientos microsísmicos NetMod. Para obtener más información sobre el diseño de los levantamientos microsísmicos, consulte: Raymer DG and Leslie HD: “Microseismic Network Design—Estimating Event Detection,” presentado en la 73a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Viena, Austria, 23 al 26 de mayo de 2011.

13. El hipocentro, o foco, es el punto del subsuelo en el que se inicia la ruptura durante un terremoto o un evento microsísmico. El punto ubicado directamente por encima del hipocentro, en la superficie terrestre, es el epicentro.

14. Para obtener más información sobre la fidelidad vectorial o fidelidad en la medición del vector, consulte: Berg EW, Rykkelid, Woje G y Svendsen Ø: “Vector Fidelity in Ocean Bottom Seismic Systems,” artículo OTC 14114, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 6 al 9 de mayo de 2002.

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La interpretación válida de los datos MS requiere además un análisis cuidadoso de las señales. El procesamiento de los datos MS es precedido por la construcción y la calibración de un modelo de velocidades de ondas P y ondas S que se extienden desde el volumen de estimu-lación planificado de interés hasta el arreglo de receptores. Los geofísicos calibran el modelo de velocidad utilizando los datos de levantamientos VSP, tiros de pruebas de velocidad, tiros de dis-paros o detonaciones de cordones explosivos.15

Originalmente, los analistas efectuaban el pro-cesamiento de la detección y la localización de los eventos utilizando el picado de los tiempos de arribo de las ondas P y S y la polarización de las ondas microsísmicas de 3C.16 Hoy, los algoritmos de localización de eventos, tales como el procedi-miento de mapeo microsísmico por coalescencia CMM, utilizan un algoritmo automático de barrido y búsqueda basado en cuadrículas que correlaciona los tiempos de viaje de la señal y las polarizaciones de las ondas para localizar los hipocentros.17 Las for-mas de onda de arreglos multi-componentes son procesadas para evaluar cuán bien se ajustan el tiempo observado y la polarización de las fases de los arribos a lo largo del arreglo receptivo, a los valores modelados asociados con las localizacio-nes de los hipocentros potenciales en el volumen de interés. El picado de los tiempos de arribo tam-bién puede efectuarse automáticamente y luego refinarse en forma manual.

Los analistas interpretan las localizaciones microsísmicas para mostrar la extensión —longi-tud, altura y azimut— de las fracturas inducidas. No obstante, las estimulaciones llevadas a cabo en yacimientos compactos y no convencionales a menudo producen geometrías de fracturas hidráu-licas no planares complejas. Por consiguiente, los geofísicos computan el volumen de estimulación efectiva (ESV) como una medida de la actividad MS. El tamaño, la forma y la extensión del ESV se basa en una distribución de las localizaciones de los eventos y sus incertidumbres (Figura 2).18 El ESV proporciona información acerca de la compleji-dad de la red de fracturas hidráulicas. Un ESV largo y estrecho es dominado probablemente por una fractura pasante en un único plano, en tanto que un ESV corto y ancho consiste proba-blemente en una red compleja de fracturas con ramificaciones múltiples.

Una visión amplia Los ingenieros pueden efectuar el monitoreo microsísmico desde un solo pozo, múltiples pozos, cuadrículas de pozos someros, arreglos de superficie o redes de grupos o formaciones de sensores de superficie. Para satisfacer los

objetivos del proceso de adquisición, también pueden combinar diversos diseños (Figura 3).19

Normalmente, los analistas emplean técnicas de simulación numérica que toman en cuenta el contenido de frecuencia y la atenuación de la señal y que utilizan modelos de fuentes, modelos geológicos y modelos de ruido. Además, pueden utilizar análisis estadísticos para predecir los numerosos eventos detectables para geome-trías de monitoreo dadas. Los analistas también reconocen la importancia de tomar en cuenta la anisotropía en los modelos de velocidad. La velo-cidad sísmica y la tomografía, que representa la atenuación sobre la base de los levantamientos entre pozos, pueden utilizarse para restringir estos modelos.20 Durante las operaciones de dis-paros, los datos adquiridos desde los sensores de superficie proporcionan los tiempos de viaje de las ondas P calibradas.21

El monitoreo desde posiciones de superficie y cercanas a la superficie ofrece un campo visual potencialmente más grande que el de los pozos de monitoreo solos y elimina la necesidad de pro-veer pozos de monitoreo profundos dedicados.22 El monitoreo desde la superficie permite monito-rear pozos de tratamiento a lo largo de los tramos laterales largos. No obstante, dado que la relación S/N a menudo es baja, la localización y la caracte-rización de eventos MS utilizando los datos regis-trados en la superficie pueden ser dificultosas.

Para superar el problema de la baja relación S/N y la incertidumbre asociada con la detección, los diseñadores de levantamientos utilizan arreglos de receptores que contienen entre varios cientos y miles de sensores. Los datos provenientes de múltiples puntos pueden ser procesados para reducir el ruido y acentuar la señal verdadera. Gracias a las mejoras introducidas reciente-mente en el procesamiento de señales, los geofí-sicos ahora pueden utilizar estos arreglos de monitoreo para mapear los eventos microsísmi-cos durante los tratamientos de estimulación extendidos en forma más completa que la que es posible con un arreglo colocado en un solo pozo de monitoreo.

Cuando se dispone de pozos de observación cer-canos, el monitoreo desde el fondo del pozo ofrece la proximidad con respecto a las etapas del pozo de tratamiento y asegura una relación S/N más alta que la que ofrece el monitoreo desde la superficie. Las señales de gran ancho de banda registradas por los arreglos de fondo de pozo a menudo con-servan un mayor contenido de alta frecuencia que los arreglos de superficie. Este contenido de alta frecuencia es útil para la caracterización de los eventos MS. El registro de los arribos de las ondas P y S en el fondo del pozo utilizando sensores de 3C también mejora la exactitud de la localización en comparación con los registros de las ondas P solamente en la superficie.

Figura 2. Microsismicidad y volumen de estimulación efectiva. Los eventos localizados (círculos, codificados en color de acuerdo con el tiempo) fueron generados durante la estimulación de un pozo horizontal (línea roja) en la lutita Barnett situada en el Condado de Denton, Texas. Los analistas construyeron celdas 3D en un modelo del volumen monitoreado del yacimiento. Luego, contaron el número de eventos que excedían un umbral predeterminado en cada celda y calcularon el volumen de estimulación efectiva dentro de las celdas. La envolvente verde indica el volumen de estimulación efectiva, que en este caso se estima en 180 millones de pies3 [5 millones de m3]. Los discos amarillos y azules en el pozo horizontal denotan los conjuntos de disparos para las etapas 1 y 2 del tratamiento de estimulación, respectivamente. Los eventos aislados que se muestran fuera de la envolvente verde no se consideran hidráulicamente conectados al volumen de estimulación. (Adaptado de Le Calvez et al, referencia 59.)

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 2ORMAY 16 MCSMC 2

Eje Y S-N, piesSur Norte

Tope de la lutita Barnett

Base de la lutita Barnett

Eje

Z

Prof

undi

dad,

pie

s

7 130 0007 120 000

Tiem

po, h

r:min

17:00

18:00

19:00

20:00

21:00

22:00

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8 000

8 400

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Figura 3. Opciones de despliegue de redes de sensores. Los sensores para el monitoreo MS de las operaciones de fracturamiento hidráulico pueden desplegarse en pozos de monitoreo verticales (1), horizontales (2) o desviados. Los ingenieros especialistas en levantamientos pueden utilizar una cuadrícula de pozos someros (3) que contenga arreglos de sensores multicomponentes. En la superficie, pueden desplegar geófonos de un componente o multicomponentes en grupos o formaciones 2D o en arreglos lineales extensivos (4). Las redes de sensores que registran los datos de formas de onda MS a través de un área extensa proporcionan datos que pueden ser utilizados para caracterizar los patrones de radiación por compresión (elipsoides rojas) y por dilatación (elipsoides azules) de los eventos MS (5) y estimar los mecanismos focales. Los ingenieros de Schlumberger utilizan el sistema de adquisición de datos microsísmicos de superficie MS Recon de alta fidelidad para adquirir datos MS en la superficie. El sistema tiene incorporados acelerómetros de geófonos patentados (6) (inserto), componentes electrónicos de ruido ultra-bajo y tecnología de adquisición inalámbrica basada en nodos (7). (Adaptado de Le Calvez et al, referencia 19.)

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 3ORMAY 16 MCSMC 3

1

2

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43

6

7

15. En un levantamiento de tiros de prueba de velocidad, los especialistas sísmicos miden el tiempo de viaje de las ondas sísmicas, normalmente las ondas P, desde la superficie hasta las profundidades conocidas de los receptores. Un perfil sísmico vertical (VSP) es un levantamiento más extensivo en el que los geófonos se colocan en el pozo en posiciones regulares y estrechamente espaciadas. Ambos levantamientos utilizan una fuente sísmica posicionada en la superficie. Los tiros de los disparos y las detonaciones de los cordones detonantes sirven como fuentes sísmicas en el pozo de tratamiento y los tiempos de viaje se miden en el fondo del pozo o en la superficie. En todos los casos, las localizaciones de las fuentes y los receptores se conocen y, a partir de los tiempos de viaje observados, se puede calcular la velocidad.

16. Las ondas P utilizadas para el procesamiento sísmico son ondas volumétricas elásticas, u ondas acústicas, en las que las partículas oscilan en la dirección en la que se propaga la onda. Las ondas S son ondas elásticas en las que las partículas oscilan en sentido perpendicular a la dirección en la que se propaga la onda.

17. Drew J, Bennett L, Le Calvez J y Neilson K: “Challenges in Acoustic Emission Detection and Analysis for Hydraulic Fracture Monitoring,” artículo presentado en el 17o Simposio Internacional sobre Emisiones Acústicas, Kioto, Japón, 9 al 12 de noviembre de 2004.

Drew J, Leslie D, Armstrong P y Michaud G: “Automated Microseismic Event Detection and Location by Continuous Spatial Mapping,” artículo SPE 95513, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

18. El volumen de estimulación efectiva (ESV), también conocido como volumen del yacimiento estimulado, es una estimación del volumen total de roca afectado por el tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico.

19. Para obtener más información sobre el diseño de los levantamientos, consulte: Le Calvez J, Underhill B, Raymer D y Guerra K: “Designing Microseismic Surface, Grid, Shallow and Downhole Surveys,” Resúmenes Expandidos, 85a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Nueva Orleáns (18 al 23 de octubre de 2015): 2645–2649.

20. Para obtener más información sobre la utilización de levantamientos entre pozos, consulte: Le Calvez J, Marion B, Hogarth L, Kolb C, Hanson-Hedgecock S, Puckett M y Bryans B: “Integration of Multi-Scale, Multi-Domain Datasets to Enhance Microseismic Data Processing and Evaluation,” artículo BG08, presentado en el 3er Simposio sobre Geofísica de Pozo de la EAGE, Atenas, 19 al 22 de abril de 2015.

21. Para obtener más información sobre la utilización de los tiros de los disparos para confeccionar modelos de velocidad, consulte: Probert T, Raymer D y Bradford I: “Comparing Near-Surface and Deep-Well Microseismic Data and Methods for Hydraulic Fracture Monitoring,” artículo PS07, presentado en el 4to Seminario sobre Sísmica Pasiva de la EAGE, Ámsterdam, 17 al 20 de marzo de 2013.

22. Para obtener más información sobre la técnica de monitoreo microsísmico desde la superficie, consulte: Duncan PM y Eisner L: “Reservoir Characterization Using Surface Microseismic Monitoring,” Geophysics 75, no. 5 (Septiembre–Octubre de 2010): 75A139–75A146.

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24 Oilfield Review

El monitoreo desde múltiples pozos propor-ciona observaciones de la posición de la fuente desde múltiples direcciones y posibilita una carac-terización más completa de la fuente que el moni-toreo con un solo pozo. El monitoreo en el fondo del pozo requiere modelos de velocidad correctos para reducir la incertidumbre asociada con la localización de los eventos y levantamientos preci-sos de desviación de pozos para determinar las posiciones exactas de los receptores. Los modelos también deben contener valores exactos de Qp y Qs, los factores de calidad relacionados con la ate-nuación de las ondas P y S durante la propagación. Estos factores son utilizados para determinar las amplitudes de ondas en los hipocentros MS y redu-cir la incertidumbre asociada con el proceso de inversión para determinar el mecanismo focal.23

Los procesadores de señales modernos utilizan métodos matemáticos no lineales para la detección y la localización de los eventos MS. En combina-ción con el procesamiento CMM, estos métodos matemáticos poseen el potencial para detectar y localizar automáticamente eventos MS débiles sin el conocimiento previo del mecanismo focal y su patrón de radiación.24 Además, los analistas han extendido los logaritmos de localización de eventos para utilizar las formas de ondas MS completas. Los primeros métodos de localiza-ción de eventos utilizaban los tiempos de viaje y las polarizaciones de los arribos directos de las ondas P y S solamente. Sin embargo, los geocien-tíficos pueden utilizar formas de onda sintéticas para modelar las funciones tiempo de fuente, que son las principales características de las series temporales de forma de onda registradas por cada instrumento en los arreglos de sensores. Posteriormente, los analistas extraen los tiempos de arribos de los eventos directos, refractados y reflejados de ondas P y S recibidas. Una extensión del método CMM utiliza estos arribos adicionales para identificar su energía para la detección y caracterización de los eventos.25

Rastreo de la microsismicidad hasta la superficieEn el año 2011, Schlumberger y un operador inde-pendiente adquirieron un conjunto integral de datos MS durante el monitoreo de las operaciones de fracturamiento hidráulico llevadas a cabo en la lutita Fayetteville de Arkansas. Los ingenieros de terminación de pozos estimularon dos pozos hori-zontales utilizando un método de fracturamiento alternado (zipper fracture), en el que el fractu-ramiento hidráulico se lleva a cabo de manera secuencial en pozos posicionados en paralelo.26 Al mismo tiempo, los ingenieros especialistas en levantamientos MS efectuaron una prueba para

Figura 4. Operación de monitoreo microsísmico en la lutita Fayetteville. La vista en planta (extremo superior) muestra la disposición de la red de sensores para un tratamiento de estimulación en la lutita Fayetteville. El arreglo sísmico de superficie de 4 100 canales consistió en cinco líneas radiales (rojo, líneas 1 a 5 inclusive) desplazadas y provenientes del cabezal del pozo de tratamiento, dos líneas transversales (rojo, líneas 6 y 7) y tres grupos 2D areales (cuadrados verdes). Los datos también fueron adquiridos utilizando sensores desplegados en un pozo horizontal profundo (amarillo, en un pozo de monitoreo profundo (verde) y en cinco pozos someros verticales (círculos azules). La vista en corte vertical (extremo inferior) muestra las trayectorias de los pozos utilizados para el monitoreo MS. Las trayectorias de los pozos de tratamiento 1H y 2H se muestran en gris y amarillo, respectivamente. El pozo M (verde) se muestra junto con los pozos de monitoreo verticales (azul). (Adaptado de Schilke et al, referencia 28.)

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 4ORMAY 16 MCSMC 4

Prof

undi

dad,

pie

s

1 000 pies

Pozo 1H

Pozo 2H

Pozo M

N

Línea 4

Línea 5Línea 6

Línea 7

Línea 3

Línea 2

Línea 1

Pozo 2H

Pozo 1H

Pozo 3

Pozo M

Pozo 2

Pozo 5

Pozo 1

Pozo 4

Pozo de tratamiento

Arreglo defondo de pozo

N Pozo someroGrupo o formación 2D

1 000 pies

evaluar y cuantificar las capacidades de detec-ción de eventos, la exactitud y la resolución de los sistemas de adquisición sísmica de superficie, cercanos a la superficie y de fondo de pozo. Se moni-torearon dieciséis etapas de estimulación a través de un intervalo prospectivo a una TVD de 1 100 m [3 600 pies].

Los ingenieros especialistas en levantamien-tos sísmicos desplegaron un arreglo de pozo de gran apertura que se extendía desde el yacimiento hasta la superficie (Figura 4). Con este arreglo se registró un conjunto de datos MS a nivel del yaci-miento, además de datos que revelaron cómo se propagaban las señales y cómo variaban los nive-les de ruido entre el yacimiento y la superficie. Los ingenieros adquirieron datos MS adicionales

desde un pozo horizontal profundo y cinco pozos verticales someros, cada uno de los cuales conte-nía un arreglo sísmico. Además, registraron los datos MS utilizando un extenso arreglo sísmico de superficie, consistente en cinco líneas radiales que emanaban y se disponían en abanico desde el cabezal del pozo de tratamiento, dos líneas para-lelas que cruzaban las líneas radiales y tres gru-pos de sensores 2D colocados a aproximadamente 915, 1 520 y 2 440 m [3 000, 5 000 y 8 000 pies] del cabezal del pozo de tratamiento. La sincroniza-ción temporal entre todos los sistemas de regis-tro aseguró que pudieran identificarse los mismos eventos MS en todos los sistemas de monitoreo (Figura 5).27

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Volumen 28, no.2 25

23. Para obtener más información sobre la incertidumbre asociada con el monitoreo microsísmico, consulte: Eisner L, Thornton M y Griffin J: “Challenges for Microseismic Monitoring,” Resúmenes Expandidos, 81a Reunión y Exhibición Internacional Anual de la SEG, San Antonio, Texas, EUA (18 al 23 de septiembre de 2011): 1519–1523.

24. Para obtener más información sobre los métodos de procesamiento no lineales, consulte: Özbek A, Probert T, Raymer D y Drew J: “Nonlinear Processing Methods for Detection and Location of Microseismic Events,” artículo Tu 06 06, presentado en la 75a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Londres, 10 al 13 de junio de 2013.

25. Para obtener más información sobre el procesamiento completo de ondas MS, consulte: Williams MJ, Le Calvez JH y Gendrin A: “Using Surface and Downhole Data to Drive Developments in Event Detection Algorithms,” Resúmenes Extendidos, 76a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Ámsterdam, 16 al 19 de junio de 2014.

26. El fracturamiento tipo cierre (zipper fracture), o “simul-frac,” es una técnica en la cual dos o más pozos paralelos son perforados, disparados y estimulados a través de una secuencia alternada de etapas. Este método de estimulación genera una red de fracturas de alta densidad entre los pozos, que incrementa la producción en ambos pozos.

Para obtener más información sobre los avances registrados en la tecnología de fracturamiento, consulte: Rafiee M, Soliman MY y Pirayesh E: “Hydraulic Fracturing Design and Optimization: A Modification to Zipper Frac,” artículo SPE 159786, presentado en la Reunión Regional de Oriente de la SPE, Lexington, Kentucky, EUA, 3 al 5 de octubre de 2012.

27. Para obtener más información sobre la prueba MS en la lutita Fayetteville, consulte: Maxwell SC, Raymer D, Williams M y Primiero P: “Tracking Microseismic Signals from the Reservoir to Surface,” The Leading Edge 31, no. 11 (Noviembre de 2012): 1300–1308.

Peyret O, Drew J, Mack M, Brook K, Maxwell S y Cipolla C: “Subsurface to Surface Microseismic Monitoring for Hydraulic Fracturing,” artículo SPE 159670, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 8 al 10 de octubre de 2012.

28. Para obtener más información sobre el desempeño de los arreglos de superficie, consulte: Schilke S, Probert T, Bradford I, Özbek A y Robertsson JOA: “Use of Surface Seismic Patches for Hydraulic Fracture Monitoring,” artículo We E103 04, presentado en la 76a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Ámsterdam, 16 al 19 de junio de 2014.

29. Para obtener más información sobre los métodos de procesamiento de señales aplicados a los datos provenientes de los grupos de sismómetros de superficie, consulte: Petrochilos N y Drew J: “Noise Reduction on Microseismic Data Acquired Using a Patch Monitoring Configuration: A Fayetteville Formation Example,” Resúmenes Expandidos, 84a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Denver (26 al 31 de octubre de 2014): 2314–2318.

30. La amplitud de las ondas sísmicas de superficie disminuye a medida que su posición se aleja de la superficie. Para obtener más información sobre las fuentes de ruido en la prueba de la lutita Fayetteville, consulte: Drew J, Primiero P, Brook K, Raymer D, Probert T, Kim A y Leslie D: “Microseismic Monitoring Field Test Using Surface, Shallow Grid and Downhole Arrays,” artículo SEG 2012 0910, presentado en la 82a Reunión y Exposición Anual de la SEG, Las Vegas, Nevada, EUA, 4 al 9 de noviembre de 2012.

Los datos provenientes de esta prueba integral permitieron a los analistas comparar la efectividad del monitoreo de las fracturas hidráulicas cerca de la superficie y en el fondo del pozo. Los analistas observaron que los segmentos de líneas de los arreglos de superficie pueden mitigar el ruido de las ondas de superficie proveniente de una fuente conocida, tal como las bombas del cabezal del

pozo de tratamiento, pero son menos efectivos contra las fuentes de ruido distribuidas o móviles, que pueden predominar en las áreas cubiertas por el arreglo.28 Los grupos o formaciones de superficie —arreglos 2D de sensores estrechamente espacia-dos— remueven efectivamente el ruido prove-niente de múltiples direcciones pero no cubren las mismas distancias que los arreglos lineales.29 Los arreglos de sensores en los pozos someros son menos sensibles al ruido que se propaga a través de la superficie, pero el procesamiento de señales que discrimina el ruido se ve obstaculizado por el

escaso número de sensores disponibles en estos arreglos.30 Los diseños de los arreglos de superficie y cercanos a la superficie pueden ser adaptados a las condiciones conocidas de ruido, pero son res-tringidos por el acceso al terreno, los efectos ambientales y los costos.

Los resultados del levantamiento de Fayetteville demostraron que un arreglo de fondo de pozo podía detectar los eventos MS provenientes de las etapas de tratamientos cercanos con más eficacia que otras geometrías de arreglos. Pero el arreglo de fondo de pozo adolecía de reducción de la sen-

Figura 5. Registro de datos de un evento microsísmico. Un evento microsísmico fue detectado a través de los arreglos de fondo de pozo, cercanos a la superficie y de superficie durante una prueba en la lutita Fayetteville. Las formas de onda modeladas (extremo superior, púrpura) provenientes del evento se muestran junto con las posiciones de los sensores (verde). Las formas de onda se propagan desde el hipocentro del evento, cuya localización fue estimada a partir de los datos. Las formas de onda registradas, provenientes del evento se muestran a partir del arreglo sísmico vertical (centro a la izquierda), el arreglo del pozo de monitoreo horizontal (extremo inferior izquierdo) y los arreglos de 3C de los cinco pozos MSM verticales someros (centro a la derecha). También se muestran cinco trazas apiladas de las formas de onda de los componentes verticales, registradas en las cinco líneas radiales de superficie (extremo inferior derecho). (Adaptado de Peyret et al, referencia 27.)

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 5ORMAY 16 MCSMC 5

Línea de superficie MSMS N

Arreglo horizontal

Arreglovertical

Pozos MSM

Arreglo sísmico vertical

Arreglo sísmico horizontal

Pozos MSM

Datos MSM apilados

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26 Oilfield Review

sibilidad e incremento de la incertidumbre aso-ciada con la localización para los eventos y los tratamientos alejados. El monitoreo desde la superficie y desde la zona cercana a la superficie, aunque menos sensible al registro de las señales profundas que el monitoreo en el fondo de pozo, ofrece una sensibilidad más uniforme a través de áreas más vastas. Los grupos o formaciones de sensores de superficie son fáciles de desplegar a través de áreas extensas y a la larga pueden con-vertirse en la configuración preferida para el monitoreo desde la superficie. No obstante, su empleo exitoso requiere el registro de suficiente señal y la aplicación efectiva de métodos de atenua-ción de ruidos. Las lecciones aprendidas en la prueba proporcionan a los planificadores de los sistemas MSM futuros una mayor comprensión de las ventajas y las desventajas existentes a la hora de especificar las disposiciones de los equipos de adquisición sísmica.

El sentido de la nube microsísmica Los geofísicos que estudian los terremotos utilizan características tales como el momento sísmico, la magnitud de momento, la caída del esfuerzo, el cambio de los esfuerzos y las dimensiones de las fuentes para describir los procesos físicos que ocurren en los hipocentros sísmicos.31 En la sismo-logía de terremotos, un terremoto típico es cau-sado por el fenómeno de desplazamiento por cizalladura —deslizamiento paralelo a la superfi-

cie— a lo largo de un plano de falla pre-existente. La intensidad del terremoto se relaciona con el momento sísmico, MO, que puede ser determi-nado midiendo las amplitudes de las ondas sísmi-cas generadas durante el evento (Figura 6).32

En 1977, el sismólogo japonés Hiroo Kanamori utilizó la relación existente entre el momento sís-mico y la energía para introducir la escala de magnitud de momento (Mw). Hoy, los geofísicos

de la industria del petróleo y el gas están aplicando los conceptos de la sismología de terremotos para analizar los datos MS; la magnitud de momento se utiliza de manera rutinaria para caracterizar el tamaño de los eventos MS. Las dimensiones de las fuentes individuales, tales como las superficies y las longitudes de las fracturas incrementales, pue-den ser estimadas para los eventos MS a partir de sus espectros de ondas y sus modelos de fuentes.

Figura 6. Ecuaciones del momento sísmico, la energía y la magnitud. El momento sísmico, Mo, de la fuente del sismo se define como el producto del módulo de corte (µ) de la roca hospedadora que es atravesada por la falla, el desplazamiento por cizalladura promedio (D) a lo largo de esa superficie y la superficie de falla afectada (A). Las amplitudes de las ondas sísmicas emitidas son directamente proporcionales al momento sísmico. Los sismólogos también relacionaron el momento sísmico con la energía (Es), que se irradia cuando una falla se desplaza, produciendo un cambio en el esfuerzo de corte estático (Δσs) a lo largo de la falla. La magnitud de momento (M w) se computa a partir del parámetro Mo y es una medida logarítmica de la energía liberada durante un evento sísmico. En esta ecuación, Mo se expresa en unidades de N.m. Si se expresa en unidades de dinas.cm, se utiliza el valor 10,73 en lugar de 6,06; para las unidades de lbf.pie, la constante es 5,97.

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 6ORMAY 16 MCSMC 6

Mo μ D A.

Mw 2/3 (log Mo) – 6,06.

Es = 0,5 (Δσs / μ) Mo.

Figura 7. Estimulación efectiva en la lutita Eagle Ford. La vista en planta (extremo inferior) muestra los eventos MS (puntos de colores), el volumen de estimulación efectiva (ESV, envolventes en colores opacos) y los resultados del registro de producción (líneas rojas de guiones) para la estimulación de un pozo horizontal (línea azul de guiones) en la lutita Eagle Ford de Texas. Los volúmenes ESV fueron calculados sobre la base de la densidad y la magnitud de los eventos MS para cada intervalo disparado. La longitud de las bisectrices rojas provenientes de los datos de producción se relaciona con el aporte de los conjuntos de disparos individuales al flujo total de hidrocarburos. Los ingenieros observaron una correlación definida (extremo superior) entre el aporte de producción de los intervalos disparados individuales (círculos rojos) y el ESV derivado del análisis del modelo de fractura hidráulica. Para los datos representados gráficamente, R2 es una medición de regresión lineal relacionada con la calidad del ajuste de curvas. Un valor de 0,80 indica un buen ajuste. (Adaptado de Inamdar et al, referencia 33.)

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 7ORMAY 16 MCSMC 7

876 000

1 538 000 1 539 000 1 540 000 1 541 000

877 000

878 000

Eje

Y, p

ies

Eje X, pies

879 000

0

2

4

400 500 600 700 800 900 1 000

6

8

10

12

14

16

18

ESV, 1 000 pies3

R2 = 0,80

Prod

ucci

ón, %

Pozo de monitoreo

Datos de producción

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Volumen 28, no.2 27

La distribución de las localizaciones de las fuen-tes MS proporciona una indicación del volumen de roca afectado por la estimulación hidráulica. Los ingenieros de yacimientos inicialmente rela-cionaban, con cierto éxito, la productividad de los pozos con la actividad MS, utilizando el ESV como una medida de la extensión volumétrica del tratamiento de estimulación del yacimiento (Figura 7).33 No obstante, la determinación pre-cisa de la localización de los eventos MS a veces es insuficiente para predecir con exactitud el desempeño del yacimiento. Esta insuficiencia puede provenir de la inexactitud de las estima-ciones de la densidad de los eventos y de la exten-sión real del ESV.

A la hora de determinar el ESV, los geocientífi-cos deben tomar en cuenta la densidad espacial de las fracturas interconectadas presentes en el volu-men de estimulación y la superficie de las mismas en contacto con el yacimiento. El conjunto de loca-lizaciones de eventos MS —la nube microsís-mica— puede incluir eventos inducidos por los esfuerzos en áreas no conectadas hidráulicamente. Por consiguiente, el volumen activo de microsismi-cidad puede constituir una sobre-estimación del volumen conectado hidráulicamente. Para reducir esta incertidumbre, a la hora de computar el ESV, algunos analistas consideran la cantidad de even-tos que ocurren en las proximidades de cada loca-lización de eventos. En el MSM con una cobertura de arreglos limitada, puede suceder que los even-tos alejados de baja amplitud no sean detectados. Este fenómeno, denominado sesgo del monitoreo, también puede reducir el ESV computado.

Los eventos microsísmicos tienen lugar cuando se produce una deformación rápida dentro del yacimiento o en las formaciones adyacentes, en respuesta a los cambios producidos en los esfuer-zos como resultado del incremento de presión durante las operaciones de estimulación por frac-turamiento. La deformación consiste en un desliza-miento de longitud desconocida a lo largo de planos de falla de superficie y orientación desconocidas.34 Los analistas estiman el momento sísmico de los eventos individuales utilizando las amplitudes y

el contenido de frecuencia de las ondas sísmicas recibidas.35 Los geofísicos pueden utilizar el momento sísmico para mejorar la interpretación de los datos MS.36 Mediante la suma de estos valo-res del momento sísmico a lo largo del tiempo, para todos los eventos presentes en los diferentes volú-menes espaciales o en las celdas de las cuadrículas, los analistas obtienen el momento sísmico acumu-lativo como una función del tiempo y el espacio.

Los ingenieros pueden comparar las series de tiempo de los datos de los tratamientos de estimu-lación y del momento sísmico acumulativo para comprender mejor el proceso de estimulación (Figura 8). Un incremento del momento acumula-tivo a lo largo del tiempo indica un proceso de deformación progresiva. Los mapas de los valores finales del momento sísmico acumulativo indican la distribución espacial de la deformación sísmica observada durante el tratamiento de estimulación. Debido a que los eventos detectables grandes apor-

tan mucho más momento que numerosos eventos pequeños no detectables, el momento sísmico acu-mulativo proporciona una medida de la respuesta de la estimulación que es menos sensible al sesgo del monitoreo que un ESV basado solamente en las localizaciones de los eventos. La utilización del mapeo 3D del momento sísmico o del momento sísmico acumulativo aporta conocimientos sobre el comportamiento de las fracturas durante las operaciones de estimulación; estos conocimien-tos pueden ser utilizados para calibrar los mode-los de fracturas hidráulicas complejas.

Adoptando conceptos de la sismología de terremotos, los analistas utilizan medidas esta-dísticas, tales como los valores de b y los valores de D, para describir más exhaustivamente los gru-pos de eventos MS detectados.37 La frecuencia relativa de ocurrencia de terremotos a lo largo de un rango de magnitudes es descripta por los valo-res de b. Tienden a ocurrir muchos más eventos de

31. Para obtener más información sobre los parámetros de las fuentes sísmicas, consulte: Shearer PM: Introduction to Seismology, 2nd ed. Cambridge, Inglaterra: Cambridge University Press, 2009.

32. Los momentos sísmicos oscilan entre 105 N.m [105 lbf.pie], en el caso de los microsismos más pequeños detectables, y 1023 N.m [1023 lbf.pie] en el caso de los terremotos grandes.

33. Para obtener más información sobre el ESV versus la producción del yacimiento, consulte: Inamdar A, Malpani R, Atwood K, Brook K, Erwemi A, Ogundare T y Purcell D: “Evaluation of Stimulation Techniques Using Microseismic Mapping in the Eagle Ford Shale,” artículo SPE 136873, presentado en la Conferencia de Terminaciones de Areniscas Gasíferas Compactas de la SPE, San Antonio, Texas, 2 al 3 de noviembre de 2010.

Figura 8. Momento sísmico acumulativo. Los ingenieros representaron gráficamente el momento sísmico acumulativo (negro) junto con el índice de eventos MS (barras verticales grises) y los parámetros de bombeo como ayuda para comprender el desempeño de la operación de estimulación por fracturamiento en un pozo de tratamiento de la lutita Eagle Ford. Se muestran la velocidad de bombeo (azul), la presión de superficie (rojo) y la concentración de apuntalante (verde). Los analistas utilizan estas gráficas para identificar la respuesta dependiente del tiempo de los eventos MS al tratamiento de estimulación. Un incremento abrupto del momento sísmico acumulativo indicó que la deformación se incrementaba de manera significativa aproximadamente en la mitad del programa de bombeo planificado. Mediante la comparación de múltiples tratamientos, los ingenieros pueden determinar cómo cambia la microsismicidad en respuesta a los ajustes efectuados en el programa de bombeo y si es consistente a través de las etapas. (Adaptado de Downie et al, referencia 34.)

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 8ORMAY 16 MCSMC 8

00

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

5

10

15

20

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35

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45

50

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60

6 000

8 000

6 200

8 200

8 400

6 400

6 600

6 800

7 000

7 200

7 400

7 600

7 800

1 am 2 am 3 am 4 am 5 amHora del día

Presión

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0,8

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0,4

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5

10

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Mom

ento

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ativ

o, N

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106

Índi

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ados

cad

a 2

min

utos

60

Velocidad de bombeo

Concentraciónde apuntalante

Índice deeventos

Momento sísmico acumulativo

34. Downie R, Xu J, Grant D, Malpani R y Viswanathan A: “Utilization of Microseismic Event Source Parameters for the Calibration of Complex Hydraulic Fracture Models,” artículo SPE 163873, presentado en la Conferencia de Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de la SPE, The Woodlands, Texas, 4 al 6 de febrero de 2013.

35. Las fuentes sísmicas son tratadas formalmente como “discontinuidades por desplazamiento” para describir la diferencia en el movimiento del material en las caras opuestas de las superficies de las fracturas. Este movimiento no necesita ser paralelo a las superficies.

36. Los analistas utilizan los modelos de fuentes, las propiedades de los materiales formacionales y los espectros de frecuencias medidas para estimar la superficie de las fracturas de los eventos individuales. Las longitudes de los deslizamientos pueden inferirse a partir de las estimaciones de los momentos sísmicos.

37. Para obtener más información sobre los valores de b y los valores de D, consulte: Grob M y van der Baan M: “Inferring In-Situ Stress Changes by Statistical Analysis of Microseismic Event Characteristics,” The Leading Edge 30, no. 11 (Noviembre de 2011): 1296–1301.

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28 Oilfield Review

pequeña magnitud que eventos de gran magnitud y el valor de b cuantifica esta tendencia. Los valo-res de D describen las estadísticas de las distan-cias que separan los hipocentros de los terremotos. Las densidades de los eventos que ocurren en los mismos planos de fractura y falla tienden a pre-sentar características de la separación espacial.

En sismología, la ley empírica de Gutenberg-Richter relaciona la magnitud de los terremotos, M, con su frecuencia de ocurrencia, N (Figura 9). En los estudios microsísmicos, los geocientíficos sustituyeron la magnitud de momento, Mw, en esta relación y exploraron cómo los parámetros del fracturamiento hidráulico afectan los valores de a y b, la pendiente y la ordenada al origen, res-pectivamente, de la relación log10 N versus Mw. Ciertas evidencias sugieren una posible relación entre el valor de a —el número de eventos en la ordenada al origen con Mw igual a 1— y las veloci-dades de bombeo empleadas en el fracturamiento hidráulico; por ejemplo, cuando el volumen acu-mulado de fluido bombeado incide en el índice de eventos microsísmicos.38 Los datos derivados de la sismología global a menudo indican que la pen-diente b es de un valor de aproximadamente 1 para los terremotos tectónicos. En algunos marcos geo-lógicos, los intérpretes MS utilizan los valores de b para diferenciar la rotura a lo largo de las fallas naturales de la rotura a lo largo de las fracturas inducidas hidráulicamente.

La determinación de los valores de b también puede proporcionar a los ingenieros de termina-ción de pozos una indicación de los cambios de los esfuerzos producidos durante la ejecución de los tratamientos de estimulación de múltiples etapas. Durante los tratamientos de fracturamiento hidráu-lico, se observan habitualmente valores de b mayo-res que 1, pero se han observado valores de b de aproximadamente 1 durante los episodios microsís-micos dominados por la existencia de movimiento a lo largo de las fallas.39 Los científicos detectaron que existen relaciones entre el valor de b y las con-diciones de los esfuerzos locales.40 Algunos estudios de datos MS mostraron variaciones en los valores de b dentro de las formaciones de lutitas regionales estimuladas.41 Otros estudios demostraron que los valores de b pueden depender del tiempo y variar a medida que cambian los esfuerzos a lo largo de todo el proceso de estimulación.42

Los sismólogos utilizan los valores de D para transmitir las estadísticas espaciales de la ocu-rrencia de los hipocentros de los terremotos. Computados a partir de las localizaciones de los eventos, los valores de D pueden ser utilizados para generar resúmenes estadísticos de las dis-tancias entre los eventos. Si la nube de eventos se concentra en un punto, se espera que D sea igual

a 0. Y se prevé un valor de D igual a 1 si la distri-bución geométrica es lineal, igual a 2 si es planar e igual a 3 si es dispersa.43 La distribución de los hipocentros MS posee el potencial para revelar la ubicación de las superficies de fracturas interco-nectadas, y los analistas han desarrollado diver-sas técnicas para extraer los rasgos lineales y planares de la nube microsísmica.44

En uno de los métodos, los valores de D se computaron por separado alrededor de cada una de las localizaciones de los eventos MS detecta-dos (Figura 10). Es más probable que los eventos estrechamente espaciados muestren cierta disper-sión aleatoria debido a los efectos del procesamiento (en cuyo caso, D es igual a aproximadamente 3). Los eventos que ocurren en el mismo plano de fractura y falla tienden a alinearse (en cuyo caso, D es igual a aproximadamente 2). Los intérpretes identificaron las estructuras lineales y planares presentes en los datos, seleccionando únicamente los eventos para los cuales el valor de D es igual o inferior a 2. Y los analistas utilizaron tanto los cambios de los valores de b como los cambios de los valores de D para inferir los cambios de los esfuerzos producidos en el yacimiento.

Mediante la aplicación de otros conceptos derivados de la sismología de terremotos, los geofísicos miden las amplitudes de las ondas P y S a través de amplias redes de receptores para determinar los patrones de radiación y luego invierten esos valores para estimar los tensores de momento sísmico, que describen la orienta-ción, la magnitud y el deslizamiento de los even-tos MS individuales.45 Para el MSM, los geofísicos utilizan la inversión del tensor de momento (MTI), que es una técnica avanzada de procesa-miento sísmico, para proporcionar información acerca del mecanismo de falla en las localizacio-nes de las fracturas.46 Posteriormente, descompo-nen cada tensor de momento en sus constituyentes para estimar la proporción relativa de cada modo de falla —tal como el deslizamiento por cizalla-dura, la apertura por tracción, la expansión u otros procesos o una combinación de los mismos— y la orientación de los planos de fractura locales y la dirección del deslizamiento por cizalladura. Recientemente, los matemáticos desarrollaron extensiones teóricas de la MTI en términos de tensores de potencia; esas extensiones muestran vectores de desplazamiento y planos de fractura únicos (Figura 11).47

Si bien la deformación representada por las señales MS constituye una fracción pequeña del volumen total de deformación y fracturas gene-rado durante un tratamiento de estimulación, el procesamiento MTI es promisorio para pro-porcionar apreciaciones acerca de las caracte-

Figura 9. Gráfica de los valores de b. En sismología, la ley empírica de Gutenberg-Richter relaciona la magnitud (M ) de los terremotos con su frecuencia de ocurrencia, N, donde N es el número de eventos de magnitud M o mayor, y a y b son constantes. Los eventos observados durante una etapa del tratamiento de estimulación en la lutita Barnett del Condado de Denton, en Texas (puntos rojos), muestran que la frecuencia acumulativa es igual a N dividido por 336, el número total de eventos detectados. Para estimar b se ha utilizado un método estadístico que toma en cuenta la capacidad limitada para detectar los eventos de baja magnitud. Dado que los datos provenientes de eventos de pequeña magnitud no pueden ser registrados de manera confiable, los eventos que poseen magnitudes más pequeñas que la magnitud de completitud, Mc (línea de guiones), no son utilizados en el cálculo porque la relación S/N es demasiado baja. (Adaptado de Williams et al, referencia 61.)

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 9ORMAY 16 MCSMC 9

Frec

uenc

ia a

cum

ulat

iva

Mag

nitu

d de

com

plet

itud,

Mc

Magnitud de momento

Eventos

Relación de Gutenberg-Richterlog10 N = a – b × M.

0,01

–2,8 –2,6 –2,4 –2,2 –2,0 –1,8 –1,6 –1,4 –1,2 –1,0

0,1

1,0

Figura 10. Gráfica de valores de D. El valor de D se estima a partir de la pendiente de la línea de las localizaciones de eventos durante un tratamiento de estimulación llevado a cabo en la lutita Barnett del Condado de Denton, en Texas. La distribución acumulativa de las distancias entre los eventos, C(l), es el número total de eventos MS (círculos púrpura) que poseen hipocentros separados por una distancia de l metros o menor. Los círculos representan los datos medidos y muestran un buen ajuste con los datos modelados (línea negra de guiones), lo que corresponde a D = 1,86. Este valor de D indica una distribución casi planar de las localizaciones de los eventos para un rango de distancias intermedias alrededor del evento. La tendencia de los eventos más cercanos y más lejanos se aleja del comportamiento en línea recta. (Adaptado de Williams et al, referencia 61.

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 10ORMAY 16 MCSMC 10

–2,0

–3,0

–4,0

–5,01,2 1,4 1,6 1,8 2,0 2,2 2,4

–2,5

–3,5

–4,5

log 1

0 (C

(l))

log10 (l)

log10 (C) D log10 (l)

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Volumen 28, no.2 29

38. Shapiro SA, Dinske C, Langenbruch C y Wenzel F: “Seismogenic Index and Magnitude Probability of Earthquakes Induced During Reservoir Fluid Stimulations,” The Leading Edge 29, no. 3 (Marzo de 2010): 304–309.

39. Cipolla C, Maxwell S y Mack M: “Engineering Guide to the Application of Microseismic Interpretations,” artículo SPE 152165, presentado en la Conferencia de Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de la SPE, The Woodlands, Texas, 6 al 8 de febrero de 2012.

40. Schorlemmer D, Wiemer S y Wyss M: “Variations in Earthquake-Size Distribution Across Different Stress Regimes,” Nature 437 (22 de septiembre de 2005): 539–542.

Downie RC, Kronenberger E y Maxwell SC: “Using Microseismic Source Parameters to Evaluate the Influence of Faults on Fracture Treatments—A Geophysical Approach to Interpretation,” artículo SPE 134772, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Florencia, Italia, 19 al 22 de septiembre de 2010.

41. Boroumand N: “Hydraulic Fracture b-Value from Microseismic Events in Different Regions,” presentado en la GeoConvention 2014, Calgary, 12 al 16 de mayo de 2014.

42. Zorn EV, Hammack R y Harbert W: “Time Dependent b and D-values, Scalar Hydraulic Diffusivity, and Seismic Energy From Microseismic Analysis in the Marcellus Shale: Connection to Pumping Behavior During

rísticas de las fracturas naturales y los campos de esfuerzos locales. Los geofísicos extraen los rasgos planares para utilizarlos como datos de entrada para la construcción de redes de fractu-ras discretas (DFNs), que representan la distri-bución, la orientación, la forma, la conectividad y las propiedades del flujo de fluidos de una pobla-ción de fracturas. Los resultados del proceso MTI pueden proporcionar restricciones para ayudar a construir estas redes y calibrar los modelos de fracturas hidráulicas.48

Integración de los datos MS con el modelado geomecánico Los ingenieros integran los datos MS con mode-los geológicos, modelos mecánicos del subsuelo (MEMs), registros de imágenes de la formación y registros de producción, para caracterizar los yacimientos y como ayuda para la comprensión de la microsismicidad. En el pasado, los ingenieros pronosticaban la producción futura de los yacimien-tos sobre la base de correlaciones entre la produc-ción posterior a las operaciones de estimulación y el ESV. Ahora, los analistas utilizan el modelado geomecánico para mejorar el pronóstico.

La geomecánica asiste en el diseño de los tra-tamientos de estimulación hidráulica para maxi-mizar la superficie de la fractura hidráulica expuesta al yacimiento y al sistema de fracturas naturales presentes en el mismo. Para planificar los pozos y determinar los estados de los esfuer-zos locales, los ingenieros efectúan simulaciones de esfuerzos utilizando MEMs 3D obtenidos con la técnica de repetición (técnica de lapsos de tiempo) y MEMs estáticos, que se integran con los resulta-dos de los modelos de simulación de yacimientos.49

El modelado geomecánico proporciona conoci-mientos acerca del grado de interferencia de una fractura con otra entre las etapas de fractura-miento, en el pozo de tratamiento, los pozos tra-tados cercanos y el sistema de fracturas naturales.

El conocimiento del estado de los esfuerzos regionales y las características y la distribución de las fracturas naturales presentes en el yacimiento es importante para predecir la efectividad de los tratamientos de estimulación de los yacimientos.

Figura 11. Componentes de expansión, apertura y deslizamiento del mecanismo focal. Descomposición del tensor de momento estimado para cada evento detectado durante una etapa del tratamiento de estimulación de un pozo (extremo superior) en los componentes expansión, apertura y deslizamiento, que se muestran como glifos. A modo de referencia, el pozo (magenta) se muestra con los conjuntos de disparos (discos rojos). Un glifo se compone de dos discos y una esfera de alambre superpuesta sobre los mismos (extremo inferior). La esfera de alambre representa la expansión si es roja o la contracción si es azul. El espesor de los discos representa la apertura, y su desplazamiento relativo representa el grado de deslizamiento. El plano central del glifo, que es paralelo a las superficies planares de los discos, se orienta con respecto al rumbo y al echado (buzamiento) del plano de fractura activado o causado por el evento. (Adaptado de Leaney et al, referencia 47.)

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 11ORMAY 16 MCSMC 11

Expansión Apertura Deslizamiento

Conjunto de disparos

Pozo

Hydraulic Fracturing,” artículo SPE 168647, presentado en la Conferencia de Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de la SPE, The Woodlands, Texas, 4 al 6 de febrero de 2014.

43. Grob y van der Baan, referencia 37.44. Williams MJ, Khadhraoui B y Bradford I: “Quantitative

Interpretation of Major Planes from Microseismic Event Locations with Application in Production Prediction,” Resúmenes Expandidos, 80a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Denver (17 al 22 de octubre de 2010): 2085–2089.

45. Mediante el análisis de las amplitudes de las ondas recibidas en un arreglo de sensores de registración, los geofísicos pueden determinar la posición, la forma, el tamaño y la orientación de los movimientos del evento causante. Posteriormente, utilizan los datos de amplitud para la inversión que permite obtener las componentes del tensor de momento, un sistema de pares de fuerzas puntuales, que es el patrón de radiación símica de mejor ajuste equivalente al observado a partir de las discontinuidades por desplazamiento del evento sísmico. Para obtener más información sobre los patrones de radiación y los tensores de momento, consulte: Lay y Wallace, referencia 4.

46. El método de inversión para obtener las componentes del tensor de momento (MTI) ahora se encuentra integrado con la plataforma del software Petrel y los flujos de trabajo del software de diseño de operaciones de estimulación centrado en un yacimiento Mangrove.

47. Para obtener más información sobre la teoría, la descomposición y la visualización de los tensores de momento, consulte: Leaney S, Chapman C y Yu X: “Anisotropic Moment Tensor Inversion, Decomposition and Visualization,” Resúmenes Expandidos, 84a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Denver (26 al 31 de octubre de 2014): 2250–2255.

48. Para obtener más información sobre la derivación de redes DFN a partir de datos MS, consulte: Yu X, Rutledge JT, Leaney SW y Maxwell S: “Discrete-Fracture-Network Generation from Microseismic Data by Use of Moment-Tensor- and Event-Location-Constrained Hough Transforms,” artículo SPE 168582, presentado en la Conferencia de Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de la SPE, The Woodlands, Texas, 4 al 6 de febrero de 2014.

49. Los ingenieros de yacimientos de Schlumberger combinan las simulaciones ECLIPSE 3D con el simulador de geomecánica que utiliza el análisis por elementos finitos VISAGE para generar modelos dinámicos repetidos (técnica de lapsos de tiempo) de los esfuerzos y la historia de producción de un solo pozo o campo y de múltiples pozos o campos. Para obtener más información sobre el modelado integrado, consulte: Alexander T, Baihly J, Boyer C, Clark B, Waters G, Jochen V, Le Calvez J, Lewis R, Miller CK, Thaeler J y Toelle BE: “Revolución del gas de lutitas,” Oilfield Review 23, no. 3 (Marzo de 2012): 40–56.

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30 Oilfield Review

Durante las operaciones de estimulación, las frac-turas hidráulicas interactúan con las fracturas naturales pre-existentes. El deslizamiento a lo largo de las fracturas naturales generalmente incrementa la permeabilidad de las fracturas estimuladas. La densidad y la orientación de la población de fracturas naturales son factores sig-nificativos que inciden en el desarrollo de la red de fracturas estimuladas y controlan la productivi-dad del yacimiento.50

El fracturamiento hidráulico crea una frac-tura por tracción que se abre lentamente y gran parte de la deformación de las rocas se produce asísmicamente con frecuencias mucho más bajas que la banda de señales MS típica.51 La deforma-ción por cizalladura ocurre en la zona de proce-sos en torno al extremo de la fractura, en las proximidades de la cara de la factura, como resultado de la pérdida de fluido en las fracturas naturales pre-existentes y en los cambios angula-res y otras deflexiones geométricas. A diferencia de la naturaleza asísmica de la dilatación por tracción, la deformación por cizalladura a menudo

emite repentinamente energía sísmica audible de alta frecuencia.

Los ingenieros de yacimientos han desarro-llado diversos enfoques para caracterizar las redes de fracturas con posterioridad a los tratamientos de estimulación (Figura 12).52 En uno de esos enfo-ques, los analistas utilizan la información obtenida de los levantamientos sísmicos de reflexión, los registros de pozos y los núcleos para construir una DFN, que luego combinan con un conjunto de modelos mecánicos para describir el yacimiento y las formaciones adyacentes.53 La información sobre las fracturas a menudo puede derivarse de los registros de imágenes ultrasónicas o de los registros de resistividad (Figura 13). Los modelos de fractu-ras hidráulicas, tales como el modelo de fracturas no convencionales UFM, pueden utilizarse por ende para predecir las geometrías de las fracturas que resultan de los tratamientos de estimulación.54

Los modeladores pueden utilizar los datos de los tratamientos, tales como la presión de bom-beo, los volúmenes de fluidos y las cargas de apuntalantes, como información para los cálcu-

los numéricos y luego emplear los datos MS para restringir los resultados. Estas simulaciones con el modelo UFM proporcionan predicciones de las distribuciones de la conductividad y la geometría de las fracturas estimuladas. Los analistas cali-bran iterativamente el modelo por medio del ajuste de los parámetros de entrada de las simu-laciones con el modelo UFM para lograr una equi-paración entre las predicciones de la geometría de las fracturas y la deformación y las localizacio-nes de los eventos MS, o momentos sísmicos, observados (Figura 14). Los parámetros ajustables incluyen los esfuerzos horizontales y las propieda-des de la red DFN y del fluido de fracturamiento. Los analistas utilizan los volúmenes de fluidos bombeados y los esfuerzos para restringir el modelo de fracturas a fin de reducir el conjunto de soluciones posibles y efectúan análisis de sen-sibilidad para determinar cuánto cambia la res-

50. Para obtener más información sobre el desarrollo de redes de fracturas, consulte: Johri M y Zoback MD: “The Evolution of Stimulated Reservoir Volume During Hydraulic Stimulation of Shale Gas Formations,” artículo SPE 168701/URTeC 1575434, presentado en la Conferencia de Tecnología de Recursos No Convencionales, Denver, 12 al 14 de agosto de 2013.

51. Maxwell SC y Cipolla C: “What Does Microseismic Tell Us About Hydraulic Fracturing?,“ artículo SPE 146932, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 30 de octubre al 2 de noviembre de 2011.

52. Para obtener más información sobre un enfoque de modelado geomecánico inicial computacionalmente eficiente, consulte: Xu W, Le Calvez J y Thiercelin M: “Characterization of Hydraulically-Induced Fracture Network Using Treatment and Microseismic Data on a Tight-Gas Formation: A Geomechanical Approach,” artículo SPE 125237, presentado en la Conferencia de Terminaciones de Areniscas Gasíferas Compactas, San Antonio, Texas, 15 al 17 de junio de 2009.

53. Para obtener más información sobre la construcción de las redes DFN, consulte: Will R, Archer R y Dershowitz B: “Integration of Seismic Anisotropy and Reservoir Performance Data for Characterization of Naturally Fractured Reservoirs Using Discrete Feature Network Models,” artículo SPE 84412, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

Offenberger R, Ball N, Kanneganti K y Oussoltsev D: “Integration of Natural and Hydraulic Fracture Network Modeling with Reservoir Simulation for an Eagle Ford Well,” artículo SPE 168683/URTeC 1563066, presentado en la Conferencia de Tecnología de Recursos No Convencionales, Denver, 12 al 14 de agosto de 2013.

54. El procesamiento UFM está encastrado en la plataforma del software Mangrove y utiliza los datos de salida del simulador VISAGE.

Para obtener más información sobre el procesamiento UFM, consulte: Weng X, Kresse O, Cohen C, Wu R y Gu H: “Modeling of Hydraulic-Fracture-Network Propagation in a Naturally Fractured Formation,” SPE Production and Operations 26, no. 4 (Noviembre de 2011): 368–380.

Para obtener más información sobre el modelado UFM, consulte: Cipolla C, Weng X, Mack M, Ganguly U, Gu H, Kresse O y Cohen C: “Integrating Microseismic Mapping and Complex Fracture Modeling to Characterize Fracture Complexity,” artículo SPE 140185, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de la SPE, The Woodlands, Texas, 24 al 26 de enero de 2011.

Figura 12. Flujo de trabajo para el diseño de las operaciones de terminación y estimulación de pozos y para las aplicaciones del método de mapeo microsísmico en el desarrollo de campos petroleros. Mediante la utilización de datos sísmicos, registros de pozos y datos de núcleos, además de datos de tratamientos y producción (izquierda), los ingenieros construyen una serie de modelos del subsuelo y modelos de redes de fracturas discretas (DFN) (centro). Y utilizan estos modelos para generar predicciones relacionadas con las fracturas hidráulicas para la geometría y la distribución de la conductividad de las fracturas resultantes de las operaciones de estimulación. Además, emplean la deformación y las localizaciones de los eventos MS para calibrar el modelo del subsuelo y el modelo de fracturas. Luego, los ingenieros de yacimientos pueden predecir la geometría y la conductividad de la red de fracturas y generar simulaciones del desempeño del yacimiento (derecha). (Adaptado de Cipolla et al, referencia 39.)

Modelos de simulaciónde yacimientos

•Calibración del modelo de yacimiento

•Procesamiento de eventos•Interpretación•Visualización

Monitoreo microsísmico

Modelos defracturamiento hidráulico

•Calibración del modelo de fractura

Terminación y estimulación

•Modificar la estrategia de terminación

Modelos del subsuelo

•Modelo de velocidad•MEM 1D o 3D•Modelo geológico•Modelo de yacimiento•DFN

Modelo defracturamiento hidráulico

•Geometría y distribución de la conductividad de la fractura

Modificación deltratamiento en tiempo real

•Modificar la velocidad de bombeo•Modificar el programa de apuntalantes•Continuar o cancelar la operación

Simulación de yacimientos

•Perfil de producción•Recuperación de hidrocarburos•Arquitectura de drenaje

Terminacióny estimulación

•Localizaciones de los disparos•Secuencia de etapas•Datos del tratamiento

Flujo

•Registros de producción•Datos de producción

Producto

Modelo

Datos

Sísmicos

•Estructura•Fallas y fracturas naturales•Propiedades de las rocas•Variaciones de los esfuerzos

Registros, núcleosy petrofísica

•Fracturas naturales•Propiedades de las rocas•Perfil de esfuerzos y anisotropía•Propiedades de los yacimientos

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 12ORMAY 16 MCSMC 12

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Volumen 28, no.2 31

puesta cuando se modifican los parámetros de entrada y asegurar que las múltiples soluciones posibles arrojen resultados razonables de pro-ducción pronosticada.

La conciliación de los resultados del mode-lado UFM con los patrones de eventos MS requiere la evaluación de múltiples realizaciones DFN y puede no traducirse en un ajuste exacto, sino en un ajuste estadísticamente probable con el patrón MS. Después de calibrar las simulacio-nes UFM, las características del flujo de fluidos pronosticadas con la técnica UFM pueden ser incorporadas en las simulaciones de yacimientos. En este proceso, las fracturas hidráulicas se dis-ponen explícitamente en una cuadrícula en el modelo de yacimiento, para reproducir la distri-bución del apuntalante y la geometría de las frac-turas hidráulicas en 3D.

Además de la cuadrícula del modelo de yaci-miento, en el simulador de yacimientos se ingresa un modelo de fluidos, un conjunto de permeabili-dades relativas, los perfiles de conductividad de

las fracturas hidráulicas dependientes de los esfuerzos, las tasas de producción histórica y las presiones de fondo de pozo. Después de calibrar los modelos de yacimientos, los analistas pueden utilizarlos para pronosticar la recuperación de hidrocarburos y efectuar análisis de sensibilidad. Además, pueden variar los parámetros de termi-nación de pozos, incluyendo el número de etapas del tratamiento de estimulación, el número de conjuntos de disparos por etapa y los parámetros del yacimiento, tales como la permeabilidad, la porosidad y las saturaciones, para maximizar las operaciones de estimulación futuras.

Terminaciones con diseño de ingenieríaLa formación Eagle Ford, compuesta por marga de edad Cretácico Superior y ubicada en sur de Texas, constituye un objetivo para el desarrollo de petró-leo y gas. Dado que se trata de una formación intensamente laminada y con una permeabilidad ultra-baja, requiere diseños de terminaciones efectivos para maximizar la producción. En sep-

Figura 14. Diagrama de flujo para calibrar el procesamiento UFM con las simulaciones DFN. Los analistas construyen un modelo DFN (extremo superior derecho, líneas gris claro) basados en los datos geológicos, geofísicos, de registros de pozos y de núcleos. Las fracturas discretas pre-existentes afectan directamente el sistema de fracturas hidráulicas. Las simulaciones UFM predicen la geometría de las fracturas (centro a la derecha, líneas azules gruesas) sobre la base de los parámetros de los tratamientos y de un modelo del subsuelo que incluye el campo de esfuerzos estimados. El campo de esfuerzos puede ser calculado con un simulador geomecánico 3D utilizando las mediciones de pozos como puntos de calibración. Los analistas compararon la geometría de las fracturas predicha a partir del procesamiento UFM con los mapas del patrón de eventos MS observados (extremo inferior izquierdo, puntos rojos), teniendo en cuenta la deformación representada por el modelo sísmico obtenido a partir del monitoreo MS. Posteriormente, los ingenieros ejecutaron un ciclo de calibración iterativo, ajustando los datos de entrada del procesamiento UFM para múltiples realizaciones DFN (extremo inferior derecho) a fin de logran la mejor concordancia general entre las geometrías de las fracturas modeladas y las deformaciones observadas. (Adaptado de Cipolla et al, referencia 54.)

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 15ORMAY 16 MCSMC 15

Eventosmicrosísmicos

Realización DFN

Observaciones: Registros,datos sísmicos y

fracturas naturales

Datos del tratamientode fracturamiento ymodelo mecánico

del subsuelo (MEM)

Predicción UFM

Comparación

¿Coinciden?

Generar elmodelo de

fractura

No

Comienzo

Figura 13. Construcción de una red de fracturas discretas. Para una operación de estimulación por fracturamiento en la lutita Eagle Ford, los analistas procesaron los datos derivados de los registros obtenidos en un pozo perforado con un lodo a base de aceite utilizando un generador de imágenes y pudieron detectar las fracturas y determinar sus orientaciones a partir de un diagrama de roseta (izquierda). Los puntos rojos indican el azimut del echado (buzamiento) y el ángulo de inclinación de los polos de los planos de fractura primarios; los puntos azules representan el azimut del echado y el ángulo de inclinación de los polos de los planos de fractura secundarios. Entre el borde interno y el borde externo del diagrama de roseta, el echado varía de 0° a 90°. Las líneas negras representan la orientación del rumbo de las fracturas y la longitud se relaciona con su profusión a lo largo de una dirección dada. Los analistas identificaron un conjunto de fracturas primarias y secundarias. La intensidad de ocurrencia de las fracturas a lo largo del pozo se correlacionó con la curvatura de la formación determinada por medio de levantamientos sísmicos de reflexión. Mediante co-kriging, que es una técnica geoestadística para la interpolación de datos, la intensidad de las fracturas y la curvatura fueron utilizadas para densificar el volumen 3D de interés con las fracturas y construir la DFN (derecha). La banda de intensidad de las fracturas de dirección SO–NE corresponde a un área de gran curvatura de la formación. La trayectoria del pozo (línea azul) se superpone sobre la DFN. (Adaptado de Offenberger et al, referencia 53.)

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 13ORMAY 16 MCSMC 13

0°30°

60°

90°

Conjunto de fracturas primariasn = 775

Orientación: aproximadamenteN54°E

Conjunto de fracturas secundariasn = 175Orientación: aproximadamenteN60°W

120°

150°180°

210°

240°

270°

300°

330°

Conjunto de fracturas compuestas

1 00

0 pi

es

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32 Oilfield Review

tido paralelo entre sí y separados por una distancia de aproximadamente 100 m [330 pies], atravesa-ron una falla primaria. Después que el operador perforó los pozos, se registraron mediciones de las propiedades petrofísicas y geomecánicas utili-zando los servicios de adquisición de registros a través de la barrena ThruBit.55 Mediante la utili-zación del módulo de diseño de ingeniería de estimulación Mangrove de la plataforma Petrel, los ingenieros desarrollaron un diseño de termina-ción para uno de los dos tramos laterales.56

Los ingenieros de diseño de las operaciones de estimulación utilizaron los parámetros de cali-dad del yacimiento y de calidad de la terminación derivados del software Mangrove como ayuda para la optimización de los intervalos de las eta-pas y el emplazamiento de los disparos a lo largo del tramo lateral.57 Las mediciones de flujo obteni-das en algunos pozos previos con terminaciones geométricas —regularmente espaciadas— habían mostrado una contribución no uniforme a la producción a través de los disparos. Las etapas diseñadas agruparon los conjuntos de disparos en regiones, en el tramo lateral, que exhibían esfuerzos horizontales similares. Los ingenieros de terminación de pozos anticiparon que todos los conjuntos de disparos de una etapa se fractu-rarían e iniciarían las fracturas simultáneamente porque cada conjunto poseía características de esfuerzos similares. Las mediciones obtenidas durante los tratamientos de estimulación confir-maron que se requerían presiones de tratamiento más bajas que el promedio para la terminación con diseño de ingeniería, que las presiones que se habían utilizado para el tramo lateral estimu-lado con un modelo geométrico.

Los ingenieros especialistas en levantamien-tos sísmicos adquirieron datos MS durante el tra-tamiento de estimulación utilizando un arreglo de fondo de pozo de 12 receptores en un pozo vertical cercano. Mediante la utilización de estos datos MS, el operador monitoreó el desarrollo de la fractura hidráulica cerca de un sistema de fallas, identificó la interacción entre las fallas y ajustó el diseño de la terminación para evitar la falla. Posteriormente, los ingenieros estudiaron los mecanismos de interacción de las fallas mediante la integración de los datos MS con los datos del tratamiento con posterioridad a la operación.

Los diseñadores de terminaciones de pozos normalmente tratan de evitar la interacción de las fracturas hidráulicas con fallas grandes. Esquivar las fallas permite prevenir la pérdida de fluido de tratamiento y apuntalante en las zonas ladronas presentes a lo largo de la falla. En este proyecto, el diseño de las terminaciones excluyó

Figura 15. Corte vertical de los eventos MS registrados durante la estimulación de dos pozos horizontales en la lutita Eagle Ford. Se muestran los hipocentros de los eventos microsísmicos (esferas, codificadas en color por número de etapa) y las trayectorias de los pozos A (naranja), B (azul) y C (amarillo) junto con los topes de las formaciones (horizontal, tostado y azul claro) y las fallas (vertical, gris y verde). Los pozos de tratamiento A y B fueron estimulados en una operación de fracturamiento alternado de 21 etapas. Los ingenieros utilizaron un arreglo de geófonos de 12 niveles posicionados en la porción vertical del pozo C para monitorear 16 de las 21 etapas de la operación de estimulación. Los eventos microsísmicos se confinaron principalmente a la lutita Eagle Ford, limitada por la creta Austin en la parte superior y por la caliza Buda en la parte inferior. Durante la etapa 8 del tratamiento de estimulación (azul oscuro) del pozo A, los eventos MS se alinearon con la falla primaria adyacente y se propagaron en sentido descendente hacia la caliza Buda. Esta observación indicó que la falla afectaba el crecimiento de la fractura durante la operación de estimulación. Por ende, se decidió cancelar las etapas 9 (verde azulado) y 10 (carmesí) y proceder con la etapa 11 (naranja) del otro lado de la falla. (Adaptado de Zakhour et al, referencia 58.)

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 16ORMAY 16 MCSMC 16

Pozo demonitoreo C Geófonos

Tapón del pozo

Pozos detratamiento A y B

Etapa del tratamiento de estimulación

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Creta Austin

LutitaEagle Ford

Caliza Buda

Figura 16. Trayectorias de tres pozos a ser estimulados en la lutita Barnett en relación con un sistema de fallas mapeado a partir de los datos sísmicos de superficie 3D. La proximidad de las fallas puede incidir en el campo de esfuerzos locales, afectando la propagación de las fracturas inducidas y la microsismicidad asociada. Los planes de estimulación de los pozos para estas operaciones incluyeron una zona tapón que no contenía disparo alguno en los pozos 1H, 2H y 3H cercanos a una falla primaria (superficie aguamarina). Los discos de colores representan los intervalos con disparos para las etapas de la operación de estimulación; no se intentó la ejecución de etapa alguna al sur de la falla en los pozos 1H y 3H. (Adaptado de Le Calvez et al, referencia 59.)

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 17ORMAY 16 MCSMC 17

1H3H

2HN

6 400

6 800

7 200

7 600

8 000

8 400

8 800

400 pies

Prof

undi

dad,

pie

s

Falla primaria

tiembre de 2013, un operador probó el método MSM para guiar las operaciones de fracturamiento hidráulico y evaluar las interacciones entre las fallas durante los tratamientos de estimulación.

El operador perforó dos pozos horizontales en la ventana de gas-condensado de la tendencia de la lutita Eagle Ford ubicada en el Condado de Karnes, en Texas. Estos pozos, perforados en sen-

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Volumen 28, no.2 33

las etapas del tratamiento de estimulación que se encontraban dentro de una distancia de 76 m [250 pies] de la falla principal identificada.

El monitoreo reveló que los eventos MS se encontraban en general bien delimitados dentro de la lutita Eagle Ford objetivo y la creta Austin suprayacente (Figura 15). Sin embargo, para ciertas etapas, los registros de la actividad MS y la presión de tratamiento indicaron el tapo-namiento imprevisto de las fracturas y el are-namiento potencial con apuntalante. El análisis

de los conjuntos de eventos MS y los valores de b alertaron a los ingenieros acerca de que las frac-turas hidráulicas habían encontrado la falla cer-cana, lo que obstruyó y limitó el desarrollo de las fracturas y condujo a concluir prematuramente las etapas. La interpretación en tiempo real per-mitió la modificación de la estrategia de termi-nación y numerosas etapas del tratamiento de estimulación planificadas cerca de la falla fueron abandonadas. Las recomendaciones formuladas para los diseños de terminaciones futuras apun-taron a incrementar las zonas tapón de 250 pies a aproximadamente 400 pies [120 m] a ambos lados de las fallas principales para minimizar el riesgo de bombear etapas no productivas.58

Maximización de la recuperaciónEn el año 2011, los ingenieros y geocientíficos de Teleo Operating, LLC y Eagleridge Energy, LLC lle-varon a cabo una operación de estimulación de pozos multilaterales de múltiples etapas en la lutita Barnett del Condado de Denton, en Texas. Los operadores perforaron tres pozos horizontales paralelos en la lutita Barnett inferior. La separa-ción entre las trayectorias de los pozos fue de apro-ximadamente 150 m [500 pies]; el pozo central se asentó a una profundidad aproximadamente 25 m [80 pies] más somera que los tramos laterales externos. Debido a las restricciones asociadas con los límites del arrendamiento, los pozos debie-ron ser posicionados en las proximidades de varias fallas grandes. Los tramos laterales de los pozos fueron perforados lejos de la falla primaria y a través de una falla más pequeña (Figura 16). Los rechazos verticales de las fallas variaban entre 7 y 30 m [20 y 100 pies]. Los ingenieros utilizaron una operación de estimulación por fracturamiento alternado en el pozo central 1H y en el tramo late-ral oriental extremo 3H. El tramo lateral occiden-tal extremo 2H fue estimulado posteriormente.

Los ingenieros especialistas en levantamientos microsísmicos monitorearon las estimulaciones en los pozos 1H y 3H utilizando un arreglo de aceleró-

55. Para obtener más información sobre los servicios ThruBit, consulte: Aivalis J, Meszaros T, Porter R, Reischman R, Ridley R, Wells P, Crouch BW, Reid TL y Simpson GA: “Perfilaje a través de la barrena,” Oilfield Review 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 46–56.

56. Para obtener más información sobre el servicio Mangrove, consulte: Ajayi B, Aso II, Terry IJ Jr, Walker K, Wutherich K, Caplan J, Gerdom DW, Clark BD, Ganguly U, Li X, Xu Y, Yang H, Liu H, Luo Y y Waters G: “Diseño de tratamientos de estimulación para recursos no convencionales,” Oilfield Review 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 38–51.

57. Para obtener más información sobre la determinación de la calidad del yacimiento y la calidad de la terminación, consulte: Slocombe R, Acock A, Fisher K, Viswanathan A, Chadwick C, Reischman R y Wigger E: “Eagle Ford Completion Optimization Using Horizontal Log Data,” artículo SPE 166242, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,

metros de 3C que se colocó en el pozo horizontal 2H utilizando un tractor y se reposicionó tomando en cuenta el pozo y la etapa a monitorear. Las ope-raciones llevadas a cabo en el pozo 2H fueron monitoreadas posteriormente utilizando un arre-glo desplegado en una sección vertical por debajo del cabezal del pozo 3H. Durante el monitoreo, los ingenieros observaron la actividad MS a través de todas las etapas bombeadas (Figura 17).

Durante el fracturamiento alternado de los pozos 1H y 3H, la interpretación de las tenden-cias de las localizaciones de los eventos MS indi-caron que el azimut de la fractura hidráulica, N50–55°E, era consistente con la dirección del esfuerzo horizontal máximo esperado; sin embargo, la extensión de la microsismicidad variaba entre una etapa y otra. Las localizaciones MS para las etapas iniciales, cercanas a la punta de los pozos, se extendían a mayor distancia del pozo que las observadas durante las etapas posteriores, hacia el talón de los pozos. Estas etapas posteriores se encontraban más cerca de la falla principal y exhi-bían un patrón de microsismicidad más compacto y alas de fracturas más cortas lejos del pozo.

Las localizaciones MS observadas en estas eta-pas posteriores se superpusieron con las observa-das en algunas etapas iniciales. Varias etapas posteriores cercanas a los talones de los pozos exhibían una microsismicidad que se encontraba fuera del intervalo de profundidad del objetivo. Las observaciones revelaron el crecimiento de las fracturas hacia abajo y alertaron al operador para que interrumpiera el bombeo a fin de evitar fracturar la caliza acuífera Viola por debajo de la zona de interés. Durante otra etapa, los ingenie-ros reconocieron que la alineación planar de los eventos MS indicaba la existencia de desliza-miento a lo largo de una falla y lograron detener el bombeo para esa etapa y sortear una zona fallada antes de reanudar la operación de estimulación. El monitoreo microsísmico permitió al operador modificar el programa de estimulación durante el curso de la operación.59

Figura 17. Eventos microsísmicos detectados durante una operación de estimulación de tres pozos horizontales en la lutita Barnett. Las trazas de fallas (cian) son mapeadas en la profundidad de los tramos laterales 1H (rojo), 2H (verde) y 3H (amarillo). El tratamiento de fracturamiento alternado efectuado en los pozos 1H y 3H fue monitoreado desde el pozo 2H. Los ingenieros también monitorearon cuatro etapas de la operación de estimulación del pozo 2H utilizando los sensores del pozo 3H. La codificación en colores y los símbolos se utilizan para representar las etapas y los pozos. La microsismicidad correspondiente a las etapas más próximas al sistema de fallas tendía a ser compacta, observación que se explicó más adelante por medio del modelado de la fractura como la interacción entre la estimulación y las fallas. Se observaron alas de fracturas hidráulicas más largas en las etapas ejecutadas más cerca de la punta del pozo que en las ejecutadas cerca del talón. La superposición de la microsismicidad observada entre las sucesivas etapas indica un aislamiento insuficiente de las fracturas. (Adaptado de Le Calvez et al, referencia 59.)

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 18ORMAY 16 MCSMC 18

400 pies

400

pies

Eje X, pies

Eje

Y, p

ies

Etapa 4Etapa 3Etapa 2Etapa 1

Pozo 2H

Etapa 4Etapa 3Etapa 2Etapa 1

Pozo 1H

Etapa 4Etapa 3Etapa 2Etapa 1

Pozo 3H

Etapa 5

1H 3H2H

N

Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 2 de octubre de 2013.

58. Para obtener más información sobre la optimización de las terminaciones de pozos horizontales a través de una falla primaria, consulte: Zakhour N, Sunwall M, Benavidez R, Hogarth L y Xu J: “Real-Time Use of Microseismic Monitoring for Horizontal Completion Optimization Across a Major Fault in the Eagle Ford Formation,” artículo SPE 173353, presentado en la Conferencia de Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de la SPE, The Woodlands, Texas, 3 al 5 de febrero de 2015.

59. Le Calvez J, Xu W, Williams M, Stokes J, Moros H, Maxwell S y Conners S: “Unconventional Approaches for an Unconventional Faulted Reservoir—From Target Selection to Post-Stimulation Analysis,” artículo P336, presentado en la 73a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Viena, Austria (23 al 26 de mayo de 2011).

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34 Oilfield Review

La integración de los datos y el modelado con posterioridad al levantamiento proporcionó una explicación más completa de la operación de esti-mulación y las respuestas MS.60 Los analistas construyeron una historia completa del trata-miento utilizando un abanico de técnicas analíti-cas e incorporaron en el flujo de trabajo resúmenes estadísticos de los atributos de los eventos MS. Los atributos de los eventos incluyeron el momento sísmico y la magnitud de momento sís-mico. A partir de estos parámetros, los analistas determinaron los resúmenes estadísticos de los valores de b e infirieron las magnitudes de los esfuerzos relativos para cada etapa de la opera-ción de estimulación.61 Posteriormente, utilizaron las estimaciones de los valores de D para extraer los planos de fractura a partir de las nubes de eventos microsísmicos —los valores de D cerca de dos alineaciones planares indicadas— y luego uti-lizaron los planos para la construcción de DFNs. Las geometrías de monitoreo que pueden propor-cionar el MTI completo constituyen otra forma de restringir la construcción y el modelado de las DFNs, pero no se encontraban disponibles en este estudio. Otros de los datos de entrada utilizados para el análisis fueron los parámetros del modelo del subsuelo, tales como las propiedades mecáni-cas de las rocas de las capas y las geometrías de las fracturas naturales junto con los datos de las operaciones de estimulación, tales como las geo-metrías de los pozos, las tasas de flujo, los tipos de fluidos y las presiones de bombeo de superficie.

Los ingenieros combinaron los software Mangrove, UFM y VISAGE para modelar el fractu-ramiento hidráulico, la interacción de las fractu-

ras inducidas y las fracturas naturales, y el campo de esfuerzos.62 Estos modelos pronosticaron el desarrollo cronológico de la red de fracturas interconectadas y fueron calibrados iterativa-mente utilizando la evolución observada de la acti-vidad MS. Los modelos se utilizaron para probar los escenarios de propagación de las fracturas por medio del ajuste de las relaciones tiempo-distan-cia existentes dentro del patrón de microsismici-dad y posteriormente se mejoró iterativamente la interpretación por medio de la actualización de la localización y las propiedades de las fracturas naturales. Los ingenieros restringieron la simula-ción utilizando el método de balance de materia-les, lo que concilió el volumen de la fractura abierta durante la operación de estimulación con los volúmenes de apuntalante y fluidos bombea-dos y el volumen estimado de pérdida de fluido en la formación. La simulación proporcionó una des-cripción del emplazamiento del apuntalante junto con una predicción de qué fracturas naturales podrían abrirse y cuáles se comportaban como barreras que favorecían el crecimiento de las frac-turas verticales o asimétricas.

El modelado para esta operación de estimula-ción en la lutita Barnett ayudó a los analistas a comprender el crecimiento descendente de la microsismicidad hacia el interior de la caliza Viola. El simulador de fracturas complejas reprodujo las observaciones de las interacciones de las frac-turas hidráulicas con las fracturas naturales, que actuaban como barreras para la propagación en la lutita Barnett y en la caliza Viola infrayacente. Mediante el ajuste de las propiedades de las fallas dentro del modelo geomecánico de análisis

por elementos finitos, los analistas pudieron ajus-tar los resultados a la distribución observada de los eventos MS.

Los analistas utilizaron el modelado geomecá-nico con el análisis por elementos finitos para estudiar cómo las propiedades de las fallas inci-dían en la zona perturbada por una fractura hidráulica hasta la rotura (Figura 18). En este tipo de modelado, la masa de roca, incluyendo sus fallas y fracturas encastradas, se describe como un medio equivalente que posee propieda-des mecánicas estándar, tales como el módulo y el límite de elasticidad.63 La presencia de una falla activa puede alterar el campo de esfuerzos regionales en sus proximidades, empujando hacia afuera, en sentido perpendicular a su plano, e incrementando los esfuerzos en las inter-faces de las fracturas. Las simulaciones revelaron que la distribución compacta de los eventos MS en las etapas bombeadas cerca de la falla era consis-tente con los valores grandes de rigidez asociada

60. Williams MJ, Le Calvez JH y Stokes J: “Towards Self-Consistent Microseismic-Based Interpretation of Hydraulic Stimulation,” artículo Th 01 15, presentado en la 75a Conferencia y Exhibición de la EAGE, Londres, 10 al 13 de junio de 2013.

61. Williams MJ, Le Calvez JH, Conners S, Xu W: “Integrated Microseismic and Geomechanical Study in the Barnett Shale Formation,” Geophysics 81, no. 3 (Mayo–Junio de 2016): 1–13.

62. En el caso de estudio de la lutita Barnett, los ingenieros de Schlumberger utilizaron el software Mangrove con el simulador de fracturas complejas UFM para modelar la interacción de las fracturas y el simulador VISAGE para modelar los esfuerzos.

63. Para obtener más información sobre el modelado de las masas rocosas falladas, consulte: Pande GN, Beer G y Williams JR: Numerical Methods in Rock Mechanics. Chichester, Nueva York, EUA: John Wiley and Sons Ltd., 1990.

Figura 18. Modelado geomecánico utilizando el análisis por elementos finitos. La operación de estimulación del pozo 3H, etapa 5, se llevó a cabo en la lutita Barnett ceca de una falla primaria. Se muestran las proyecciones del plano de falla (verde oliva) intersectando los pozos 1H (azul), 2H (verde) y 3H (amarillo). Las simulaciones se corrieron para los materiales cercanos a la falla que exhibían un grado equivalente de alta rigidez (izquierda) y baja rigidez (derecha). Las propiedades de la falla afectan la extensión de la región perturbada por el fracturamiento en las simulaciones. Los analistas consideran que la región perturbada por el fracturamiento es similar a la región en la que tiene lugar la microsismicidad. En este caso, se espera que la ruptura y la microsismicidad se limiten en la región cercana a la falla. Los volúmenes en colores muestran solamente los elementos de la simulación en donde los esfuerzos son perturbados por la operación de estimulación hacia la condición de ruptura. Los colores corresponden al esfuerzo efectivo local mínimo; el color púrpura indica una baja compresión y muestra la región en la que es más probable que se produzca la falla por tracción, y el rojo denota una alta compresión. (Adaptado de Williams et al, referencia 61.)

Oilfield Review MAY 16Microseismic Fig 19ORMAY 16 MCSMC 19

Esfu

erzo

efe

ctiv

o, lp

c

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100 Falla

2H

3H

1H

Falla

2H

1H

3H

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con la falla. Mediante la simulación de todas las etapas y la variación de la rigidez asociada con la falla, los modeladores demostraron que la interac-ción con la falla era consistente con la microsismici-dad, de naturaleza más compacta en las etapas en dirección al talón que en las etapas en dirección a la punta. La comprensión de la interacción de las fallas, lograda a partir de este caso de estudio, debe-ría servir de ayuda a los ingenieros de yacimientos a cargo de la planeación de las operaciones de refracturamiento en estos pozos o de los trata-mientos de estimulación en los pozos cercanos.

Los desafíos y el futuroA medida que los operadores desarrollan recur-sos no convencionales, la determinación de las estrategias óptimas de terminación y espacia-miento de pozos que maximicen la recuperación final es crítica. Para ayudar a los operadores a lograr estos objetivos, el método MSM proporciona datos clave que permiten restringir y calibrar los modelos utilizados para ayudar a los geocientíficos

con la interpretación y la integración de los datos. La microsismicidad es inducida conforme el yaci-miento y las formaciones adyacentes responden a los tratamientos de estimulación. Los modelos uti-lizados para pronosticar cómo deberían responder estas formaciones a los tratamientos de estimula-ción deben simular y reproducir fielmente la microsismicidad observada. Los desafíos para los geocientíficos son la medición exacta de los even-tos MS y la extracción de la máxima información a partir de esos eventos.

Los avances registrados en las técnicas de adquisición, procesamiento, interpretación e inte-gración de datos MS están proporcionando conoci-mientos únicos y una mayor comprensión del comportamiento de los yacimientos estimulados. Los modelos ayudan a los ingenieros a interpretar y restringir los datos MS, y los modelos mecáni-cos del subsuelo los ayudan a caracterizar la variabilidad de las propiedades de los yacimientos. El modelado de las redes de fracturas facilita las predicciones de las interacciones entre las frac-

turas hidráulicas y los caracteres estructurales de las rocas. Las simulaciones de yacimientos asisten en la predicción de los patrones de dre-naje de los campos petroleros, y la productividad puede ser validada a través del ajuste histórico de la producción. El monitoreo de la microsismici-dad ofrece datos valiosos para validar estos modelos y simulaciones.

Los métodos tales como el monitoreo microsís-mico proporcionan a los operadores conocimien-tos acerca de la dinámica de los yacimientos, que exceden con creces la gama de conocimientos posibles hasta hace apenas algunos años. El éxito en el desarrollo de los recursos no convencionales se debe en gran parte a los pioneros que traba-jaron en extensiones productivas tales como la lutita Barnett. Los avances introducidos recien-temente en las herramientas y las tecnologías están permitiendo a los operadores desarrollar los yacimientos no convencionales con más certeza, menos riesgos y un conocimiento más profundo de la naturaleza de estas formaciones. —HDL

Joël Le Calvez se desempeña como asesor geofísico y experto de dominio microsísmico de Schlumberger en Houston. Trabaja en el desarrollo y la comercialización de productos de sísmica de pozo y microsísmica, y la vez dirige un equipo de geofísicos, geólogos e ingenieros de operaciones de estimulación que opera en diversas extensiones productivas de todo el mundo. Además, dirige el Centro de Productos de Respuesta para Servicios Microsísmicos y los grupos de sísmica entre pozos y procesamiento de sísmica de pozo en Houston desde el año 2014. Sus responsabilidades principales incluyen el procesamiento y la interpretación de datos para aplicaciones geológicas, geofísicas y geomecánicas. Además, trabaja en centros de productos en la definición y prueba de programas de software y en centros de investigación en la definición y prueba de algoritmos. Joël ingresó en Schlumberger en el año 2001, y luego de pasar varios años en el campo adquiriendo y procesando datos sísmicos, desde 2008 hasta 2011 dirigió el equipo de procesamiento e interpretación de datos microsísmicos en Dallas. Posteriormente, fue trasladado a Houston para dirigir el centro de procesamiento e interpretación de datos microsísmicos de América del Norte. Obtuvo una licenciatura en matemática y física y una maestría en geología y geofísica, ambas de la Université de Nice Sophia Antipolis, en Francia; un Diplôme d’Études Approfondies en tectonofísica de la Université Pierre et Marie Curie, en París; y un doctorado en geología de la Universidad de Texas en Austin, EUA.

Raj Malpani se desempeña como ingeniero senior de terminaciones y producción de pozos en Schlumberger Technology Corporation en Houston. En los últimos 10 años, ha formado parte de los equipos integrados que abordan los desafíos técnicos asociados con los yacimientos no convencionales. Sus principales intereses son el diseño y la evaluación de tratamientos de fracturamiento hidráulico, el análisis de datos de producción, la simulación de yacimientos, la

geomecánica, el monitoreo microsísmico, las operaciones de re-estimulación, el desarrollo de localizaciones de múltiples pozos y el modelado de interfaces débiles. Raj posee una licenciatura en ingeniería petroquímica de la Universidad Tecnológica Dr. Babasaheb Ambedkar, en Lonere, Maharashtra, India, y una maestría en ingeniería petroquímica de la Universidad A&M de Texas en College Station.

Jerry Stokes es presidente y propietario de Mid-Continent Geological, Inc. en Fort Worth, Texas. Se ha desempeñado como geólogo de petróleo certificado en la AAPG durante más de 35 años. Desde 1987, ha estado involucrado en la exploración de petróleo y gas, el asesoramiento geológico, y las ventas y el mercadeo de proyectos geológicos a través de todo Texas y los estados cercanos. Como geólogo para Panhandle Eastern Pipeline, Jerry estuvo a cargo de la fase de desarrollo inicial de los campos de almacenamiento subterráneo de gas de Kansas, Luisiana, Illinois y Michigan, en EUA. Posteriormente, trabajó para Rust Oil Corporation como gerente de exploración para la cuenca Pérmica. Es miembro de la Society of Independent Professional Earth Scientists y de Fort Worth Wildcatters. Jerry posee una licenciatura en geología y geofísica de la Universidad Técnica de Texas en Lubbock.

Michael Williams se desempeña como ingeniero principal de yacimientos en geofísica, en el Centro de Investigaciones Gould de Schlumberger (SGR) en Cambridge, Inglaterra. Desde el año 2008, trabaja en el área de interpretación de la microsismicidad, específicamente en la recuperación precisa de información estadística a partir de datos microsísmicos limitados en términos de detección, y en la aplicación de la interpretación de los datos microsísmicos en los procesos de simulación de yacimientos y modelado geomecánico. Ingresó en Schlumberger GeoQuest

en 1997 como ingeniero especialista en software de comercialización y trabajó como líder de proyectos y líder de equipo en Abingdon, Inglaterra. En el año 2002, se desempeñó como líder de equipo en Sugar Land, Texas, en donde desarrolló el primer software de monitoreo de operaciones de fracturamiento hidráulico para sustentar la interpretación de la información microsísmica en el contexto de las operaciones de estimulación por fracturamiento hidráulico. En el año 2004, ingresó en el centro SGR como investigador científico senior, donde trabajó en ingeniería aplicada de yacimientos, en mediciones de fluidos (como gerente de programas) y en interpretación de pruebas de pozos. Michael posee una licenciatura en física y una maestría en geofísica, ambas del Imperial College de Ciencia, Tecnología y Medicina de la Universidad de Londres. Además, posee un doctorado en física de la Universidad de Gales en Aberystwyth.

Jian Xu se desempeña como ingeniero senior de servicios microsísmicos en Houston. Su enfoque es la interpretación de datos microsísmicos, y la evaluación de las operaciones de estimulación y el monitoreo de las operaciones de fracturamiento hidráulico en extensiones productivas no convencionales. Ingresó en Schlumberger en el año 2008 como ingeniero de campo en Bryan, Texas. Ocupó diversas posiciones, incluyendo la de ingeniero de campo, ingeniero de estimulación y producción e ingeniero de servicios microsísmicos, y trabajó en diversas extensiones productivas no convencionales de EUA, en todos los casos siendo residente de Houston. Antes de ocupar su posición actual, Jian se desempeñó como ingeniero senior de estimulación y producción en el Centro de Integración de Tecnología de Producción de Houston. Obtuvo una licenciatura y una maestría en ingeniería eléctrica de la Universidad de Tianjin, en China, y un doctorado en ingeniería petrolera de la Universidad A&M de Texas en College Station.

Colaboradores