Yacimientos De Esquisto

YACIMIENTOS DE ESQUISTO: Cómo el modelado DFN puede develar el potencial

Alguien tendría que haber estado viviendo en una cueva durante los últimos años para haberse perdido la ‘fiebre del gas’ en obras de esquisto e hidrofractura (tight gas). El corazón del éxito de estas obras ha sido el desarrollo de técnicas de estimulación de hidrofracturas que proporcionan un medio eficiente para drenar las reservas que se encuentran en rocas de muy baja permeabilidad. Este artículo se centra en esquistos y reservorios de tight gas, pero la interpretación y el análisis de otros recursos no convencionales, incluyendo el metano de yacimiento de carbón y el aceite de esquistos, también beneficiarán la estimulación de la hidrofractura y el modelado de yacimientos fracturados.

Durante una operación de hidrofractura (fracing) el líquido de la fractura (frac) se bombea a alta presión a través de perforaciones en una sección del encamisado de la perforación. Cuando la presión se incrementa a un nivel suficiente, provoca una frac que se abre en la roca, permitiendo que el gas sea atraído al pozo. Una frac típica está diseñada para propagarse horizontalmente alrededor de 150 a 250 metros del pozo y verticalmente por el grosor del esquisto.

Se informó que la perforación y fracturación de pozos horizontales cuesta entre 3,5 millones de dólares en el yacimiento Marcellus y u$s 7 millones en depósitos más profundos, y se requiere que varios pozos accedan a los recursos de gas. Cuando el éxito de un pozo depende del éxito de la hidrofractura, es esencial contar con la capacidad para predecir las geometrías de la hidrofractura y los volúmenes de drenaje.

La propagación de la hidrofractura es controlada por una combinación de esfuerzo in situ, presiones del reservorio, matriz de roca y el sistema de fractura natural cerca del pozo. Hay dos claves para comprender y modelar el crecimiento de la hidrofractura. La primera hace referencia a los retos en la simulación numérica dinámica del crecimiento de la hidrofractura debido a que la misma representa un sistema geomecánico altamente complejo. Esto se mantiene a la vanguardia de la capacidad de modelado debido a las dificultades en el acoplamiento de la evolución de la presión defrac y poro y el cambio rápido en la geometría de fractura según se propagan las fracs.

La segunda cuestión importante es cómo interpretar las señales microsísmicas que evolucionan a partir de las hidrofracturas en términos de crecimiento de la misma y su interacción con el sistema de fracturas naturales. Los geólogos y geofísicos intentan interpretar el patrón de eventos para entender longitudes de las posibles fracs. Sin embargo, sin un mapa de rutas de posibles fracturas estas interpretaciones pueden ser excesivamente simplistas y no capturar la naturaleza y la interacción de las fracs.

Para enfrentar estas dificultades fundamentales, dentro del código de Golder Associates FracMan se desarrolló un enfoque basado en una red de fracturas discretas (DFN) para modelar y predecir el desarrollo de la hidrofractura dentro de una red de fracturas naturales existentes que conforman un reservorio no convencional. Este enfoque basado en la regla omite muchas de las dificultades anteriores. El enfoque DFN ha sido verificado por comparación de respuestas microsísmicas simuladas con mediciones de campo, validación con modelos geomecánicos detallados y verificación de volúmenes de drenaje tributario previstos con historias de producción.

El modelado DFN es una técnica de modelado 3D que proporciona una geología virtual de fracturas naturales limitadas por la estructura geológica, la historicidad de tensión-deformación y la litoestratigrafía. Se crean redes de fracturas individuales cuyas geometrías

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