FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

Evaluación de Fluidos de Fractura Para Pozos del Campo Palogrande-Cebú.

Marlio Andrés Cardona Laiseca, Universidad Surcolombiana.

Este informe de avance forma parte de los trabajos efectuados por el Grupo de Investigación en Pruebas de Pozos en marco del Desarrollo del convenio de Cooperación No. 008 suscrito entre el Instituto Colombiano del Petróleo, ICP, y la Universidad Surcolombiana, USCO. Dirigido por Freddy Humberto Escobar, Ph.D. (USCO) y Néstor Fernando Saavedra, MSc, (ECOPETROL-ICP).

Resumen

En este trabajo se presenta un completo estudio para lograr la adecuada selección de los fluidos base para los trabajos de fracturamiento hidráulico para el campo Palogrande-Cebú. Para lograr dicho estudio, se realizó una completa evaluación dividida en tres etapas, las cuales son:

1. Evaluación a la formación.

2. Evaluación de los fluidos aportados por la formación.

3. Evaluación a los pozos productores.

Como en este campo aún no se han realizado trabajos de fracturamiento ni pruebas de minifrac, las cuales permiten obtener parámetros importantes para el diseño del programa de trabajo, se empleó un software “Fracpro PT 10.3” para lograr la simulación del tratamiento de fractura en un pozo en particular (PG-30), además se logró la selección del tamaño de maya del apuntalante mas óptimo para poder realizar el tratamiento con éxito en el pozo.

Al realizar la simulación con el software se logró obtener el programa de bombeo óptimo para generar una fractura con una excelente conductividad, lo cual se ve representado en un incremento de la producción de hidrocarburos cercano al 60 % para el pozo PG-30.

Palabras claves: Fracturamiento hidráulico, fluidos de fractura, agentes de sostén y conductividad de la fractura.

Abstract

In this work, an entire study about obtaining the base fluids adequate selection for Palogrande-Cebú field’s hydraulics fracturing jobs is presented. A complete evaluation divided in three parts was done in order to get the study objective, they are:

1. Formation Evaluation.

2. Formation Fluids Evaluation.

3. Producing Wells Evaluation.

A fracture treatment simulation with a particular well (PG-30) through the software “Fracpro PT 10.3” was realized, in order to determine important parameters for the work program design. The simulation was necessary to estimate such parameters because in this field, hydraulic fracturing jobs or minifrac tests have never carried out. Besides, a better proppant mesh size selection was obtained, which will allow carrying out well treatments successfully.

With the simulation that was realized, the optimum pumping program was obtained which allows to generate an excellent conductivity fracture, that represents an increment in hydrocarbon production about 60% for well PG-30.

Key words: Hydraulic fracturing, fracturing fluids, proppants and fracture’s conductivity.

Introducción

El campo Palogrande-Cebú (PG-CB) se encuentra localizado en el frente de deformación originado por el sistema de Fallas de Chusma al occidente del Bloque Neiva; está relacionado con una falla principal denominada Dina Cretaceo-Palogrande (DK-PG), de cabalgamiento (Thrust fault), con vergencia NE, a la cual se encuentran asociada a una serie de fallas satélites de igual vergencia que afectan los costados orientales de los anticlinales que forman los campos Dina Cretáceo, Palogrande-Cebú y Pijao.

Se identifican cuatro unidades hidráulicas dentro de la formación monserrate (T, A, B y C). Los contactos originales agua-aceite a 5150 pies para la unidad B, 5250 pies para la unidad CPOR y LKO a 5200 pies para las unidades A y T. Existe una capa de brea que actúa como limite de yacimiento en el sector norte y central del campo, la cual se generó seguramente por efecto de la segregación gravitacional.

Selección del fluido de fractura

La selección del fluido base para el tratamiento de fractura más apto para el campo Palogrande-Cebú, se realizó teniendo en cuenta unos criterios de la empresa HALLIBURTON.

Para poder llevar a cabo este procedimiento se recopiló toda la información necesaria correspondiente a las propiedades petrofísicas de la formación, estratos productores, características de los pozos productores e inyectores y propiedades de los fluidos, todo esto con el objetivo de realizar un análisis concienzudo de todos los parámetros a tener en cuenta en el momento de elaborar un programa de fracturamiento hidráulico.

Metodología

La selección del tipo de fluido base para la fractura Hidráulica, además de la disponibilidad, materiales y equipos, depende básicamente de la compatibilidad que se presente entre los fluidos de la formación y el fluido que se pretende usar, para ello se necesita realizar una previa evaluación a la formación, características y completamiento de los pozos y por último a los fluidos aportados por la formación.

Evaluación a la formación

El campo Palogrande-Cebú (PG-CB) se encuentra en un yacimiento de la cuenca del Valle Superior del Magdalena, subcuenca Neiva. Dicho yacimiento ha sido clasificado como un yacimiento subsaturado, el cual posee una estructura geológica de anticlinal asimétrico fallado inversamente con un entrampamiento de tipo estructural. Su profundidad promedio es de 4000 a 5700 pies, con una área productiva de 1140 Acres.

Zonificación del yacimiento

En el yacimiento se encuentran 10 unidades las cuales están definidas como: TKGBAS, A, AB1SILT, B1, B2, B3, B3SILT, CSILT, CPOR, CBASAL. Las unidades T, A, B, C, son de tipo hidráulicas y las unidades TKGBAS, A, B1, B2, B3, B3SILT, CPOR, son de tipo de flujo.

Características petrofísicas

Se caracterizaron las formaciones mediante la división de las unidades en unidades productoras y no productoras, las propiedades petrofísicas se obtuvieron de los registros tomados y de las pruebas en laboratorio de los núcleos. De las unidades productores sólo se muestran las propiedades de la unidad B1, la cual es el nivel arenoso de la Formación Monserrate de interés para llevar a cabo la simulación.

Unidad productora:

• Unidad B1:

Tipo de porosidad: Primaria-Secundaria disolución CaCo3.

Porosidad promedio: 18.3 %

Permeabilidad promedio: 45 md

Saturación de agua promedio: 35 %

Saturación de aceite residual: 30 %

Compresibilidad de la roca: 3*10-6

Contacto agua-aceite: 5150 pies.

Espesor

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