42 Oilfield Review

Operaciones de refracturamiento hidráulico

George Dozier Houston, Texas, EUA

Jack Elbel ConsultorDallas, Texas

Eugene Fielder Devon EnergyCiudad de Oklahoma, Oklahoma, EUA

René Hoover Fort Worth, Texas

Stephen Lemp Calgary, Alberta, Canadá

Scott Reeves Advanced Resources InternationalHouston, Texas

Eduard Siebrits Sugar Land, Texas

Del Wisler Kerr-McGee CorporationHouston, Texas

Steve Wolhart Pinnacle TechnologiesHouston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Curtis Boney, Leo Burdylo, Chris Hopkins y LeeRamsey, Sugar Land, Texas, EUA; Phil Duda, Midland, Texas;Chad Gutor, ex miembro del personal de la compañía Enerplus, Calgary, Alberta, Canadá; Stephen Holditch y Valerie Jochen, College Station, Texas; y Jim Troyer, Enerplus, Calgary, Canadá.CoilFRAC, DSI (herramienta de generación de ImágenesSónica Dipolar), FMI (herramienta de generación de Imáge-nes Microeléctricas de Cobertura Total), FracCADE,InterACT, Moving Domain, NODAL, ProCADE y StimMAPson marcas de Schlumberger.

Aplicables en pozos de petróleo o gas, las operaciones de refracturamiento hidráulico evitan el daño

en la zona vecina al pozo, restablecen la buena conectividad con el yacimiento, y permiten explotar

áreas con mayor presión de poro. Un período de producción inicial también puede alterar los esfuer-

zos presentes en la formación, conduciendo a una mejor contención del crecimiento vertical de las

fracturas y a una mayor extensión lateral durante el fracturamiento, e incluso puede permitir la reo-

rientación de la nueva fractura a lo largo de un azimut diferente. En consecuencia, el refracturamiento

a menudo restituye la productividad del pozo a los regímenes originales o a regímenes aún más altos.

Los beneficios potenciales del refracturamientohan despertado el interés de los operadores depetróleo y gas durante más de 50 años. Lo másinteresante es que, bajo ciertas condiciones,esta técnica restituye o aumenta la productivi-dad del pozo, generando a menudo reservasadicionales mediante el mejoramiento de larecuperación de hidrocarburos. Los 70,000 pozosnuevos que se perforan aproximadamente cadaaño representan sólo entre el 7 y 8% del total depozos productores de todo el mundo.1

En consecuencia, obtener mayor producciónde los más de 830,000 pozos terminados previa-mente resulta esencial para el desarrollo decampos petroleros, el mejoramiento de la produc-ción y el manejo de los yacimientos. Hasta losaumentos modestos de la producción provenientede una parte del vasto número de pozos existen-tes, representan volúmenes significativos dereservas incrementales. El refracturamientoconstituye una forma de alcanzar este objetivo.

Más del 30% de los tratamientos de fractura-miento se lleva a cabo en pozos más antiguos.

Muchos de esos tratamientos son terminacionesde intervalos nuevos; otros representan trata-mientos en zonas productivas que no fueronfracturadas inicialmente, o una combinación deintervalos nuevos y zonas previamente estimula-das en forma inadecuada o no estimuladas. Sinembargo, un número creciente de operacionesimplica el refracturamiento de intervalos previa-mente estimulados luego de un período inicial deproducción, caída de presión de yacimiento yagotamiento parcial. Estos tipos de operacionesde refracturamiento hidráulico resultan efectivosen formaciones de baja permeabilidad, fractura-das naturalmente, laminadas y heterogéneas,especialmente yacimientos de gas.

Si un tratamiento de fracturamiento hi-dráulico original resultó inadecuado o unempaque de grava existente se daña o se dete-riora con el tiempo, volviendo a fracturar el pozose restablece el flujo lineal en el mismo. El re-fracturamiento puede generar fracturasapuntaladas de mayor conductividad, que pene-tran en la formación más profundamente quedurante el tratamiento inicial. Pero no todas lasoperaciones de refracturamiento hidráulico sontratamientos correctivos destinados a restituir laproductividad; algunos pozos con regímenes deproducción relativamente altos también puedenser buenos candidatos a refracturamiento. Enrealidad, los mejores pozos de un campo petro-lero a menudo poseen el mayor potencial deoperaciones de refracturamiento hidráulico.2

Invierno de 2003/2004 43

Los pozos con tratamientos iniciales efectivostambién pueden ser sometidos a nuevo trata-miento para crear una fractura nueva que sepropague a lo largo de un azimut diferente al dela fractura original. En formaciones con menorpermeabilidad, en dirección perpendicular a lafractura original, una fractura reorientada per-mite exponer una porción más grande de lamayor permeabilidad de la matriz. En estoscasos, el refracturamiento mejora significativa-mente la producción del pozo y complementa laperforación de pozos de relleno. Por este motivo,los operadores deberían considerar la ejecuciónde tratamientos de refracturamiento hidráulicodurante el proceso de planeación del desarrollode campos petroleros.

No obstante, muchas compañías son reacias avolver a tratar pozos que poseen regímenes deproducción razonablemente económicos. La ten-

dencia es no refracturar ningún pozo o hacerlosólo cuando los pozos exhiben un desempeñodeficiente. Esta falta de confianza y los prejuiciosnegativos existentes acerca del refracturamientoestán cambiando gracias a la mayor comprensiónde la mecánica de refracturamiento y los resulta-dos reportados por las compañías que aplicanesta técnica con regularidad.

Para resultar exitosas, las operaciones derefracturamiento deben crear una fracturaapuntalada más larga o más conductiva, o expo-ner mayor espesor productivo neto en el pozo,en comparación con las condiciones de pozoexistentes antes del refracturamiento hidráu-lico. El logro de estos objetivos requiere elconocimiento de las condiciones de yacimiento yde pozo para comprender las razones del éxitode los refracturamientos y mejorar los futurostratamientos en base a la experiencia. La cuanti-ficación de la presión de yacimiento promedio,

1. “International Outlook: World Trends,” World Oil 224, no. 8(Agosto de 2003): 23–25.

2. Niemeyer BL y Reinart MR: “Hydraulic Fracturing of aModerate Permeability Reservoir, Kuparuk River Unit,”artículo de la SPE 15507, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 5 al 8 de octubre de 1986.Pearson CM, Bond AJ, Eck ME y Lynch KW: “OptimalFracture Stimulation of a Moderate Permeability Reservoir, Kuparuk River Unit, Alaska,” artículo de la SPE20707, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 23 al 26de septiembre de 1990.Reimers DR y Clausen RA: “High-Permeability Fracturingat Prudhoe Bay, Alaska,” artículo de la SPE 22835, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual dela SPE, Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 de octubre de 1991.

2003

1993

la capacidad de flujo (producto permeabilidad-espesor), y el largo y la conductividad efectivosde las fracturas, tanto antes como después delrefracturamiento, permite a los ingenierosdeterminar las razones del desempeño pobre deun pozo antes de aplicar tratamientos nuevos, eidentificar las causas del éxito o el fracaso delrefracturamiento hidráulico.

Las técnicas de diagnóstico mejoradas, talescomo los análisis de pruebas de pozos con tiem-pos de cierre cortos, ayudan a determinar lasituación actual de un pozo en términos de esti-mulación y a verificar el potencial derefracturamiento. Los avances registrados en losprogramas de computación de modelado, diseñoy análisis de fracturas hidráulicas también hancontribuido significativamente al éxito de lasoperaciones de refracturamiento hidráulicodurante los últimos diez años, al igual que lasmejoras introducidas en las técnicas de selec-ción de candidatos, los fluidos de estimulacióninnovadores, y las mejoras de los apuntalantes ydel control del contraflujo de apuntalante.

Este artículo presenta los resultados de unestudio de operaciones de refracturamiento dedos años y las posteriores pruebas de campo.También se analizan las razones del éxito de losrefracturamientos, incluyendo los métodos y cri-terios de selección de candidatos, las causas dedesempeño deficiente en pozos estimulados porfracturamiento hidráulico, la reorientación delos esfuerzos de la formación y las consideracio-nes relativas al diseño de los tratamientos.Ejemplos recientes de EUA y Canadá demues-tran la implementación de las operaciones derefracturamiento y el mejoramiento de la pro-ductividad.

Una evaluación de cuencas múltiplesAlgunos operadores revelan resultados decepcio-nantes a raíz del fracturamiento de pozosestimulados previamente, a pesar de los éxitosdocumentados en pozos individuales y de losnumerosos esfuerzos en materia de refractura-miento hidráulico aplicados en todo el campo.3

No obstante, las investigaciones recientes, las

posteriores pruebas de campo, y los programasde refracturamiento en curso de algunos opera-dores, siguen despertando considerableatención e interés dentro de la industria delpetróleo y el gas.

En 1996, el Instituto de Investigación del Gas(GRI, por sus siglas en inglés), actualmenteconocido como Instituto de Tecnología del Gas(GTI, por sus siglas en inglés), comenzó a inves-tigar los refracturamientos hidráulicos comoforma de mejorar la producción de gas e incor-porar reservas recuperables a bajo costo. Estaevaluación preliminar permitió identificar unimportante potencial gasífero terrestre—más de286,400 millones de m3 [10 Tpc] de reservasincrementales en base a cifras conservadoras—en EUA, excluyendo Alaska (arriba).

Estas reservas de gas adicionales se encuen-tran ubicadas en las Montañas Rocallosas, en elContinente, y en regiones de Texas Este y Sur,principalmente en areniscas de baja permeabili-dad o areniscas “gasíferas compactas” (TGS, porsus siglas en inglés), y en otros yacimientos no

44 Oilfield Review

Green River

EUAPiceance

TGS

TGS

CC

CC CC

TGS

TGS

GS

GS

TGSGS

CBM

CSTGS

CSTGS

CS, TGS, CBMSan Juan Hugoton

Denver-Julesburg

Areniscas convencionales (CS)Carbonatos convencionales (CC)Areniscas gasíferas de baja permeabilidad (TGS)Metano en capas de carbón (CBM)Lutitas gasíferas (GS)

Anadarko

Delaware

Pérmica Barnett Shale

Val Verde

TGSTexas Sur

Texas Este

Black Warrior

Michigan

Apalaches

N

0

0 400 800 1200 1600 km

250 500 750 1000 millas

> Áreas con potencial de refracturamiento en EUA. La investigación sobre refracturamiento hidráulicollevada a cabo por el Instituto de Tecnología del Gas (GTI) en 1996 evaluó una amplia gama de yacimien-tos de gas, incluyendo formaciones de areniscas y carbonatos convencionales, areniscas gasíferas debaja permeabilidad, lutitas gasíferas y depósitos de metano en capas de carbón. Esta evaluación secentró en las provincias productoras de gas convencionales, con una producción acumulada de más de143,200 millones de m3 [5 Tpc], para su ulterior evaluación. La obtención de mayores niveles de produc-ción implicaba grandes cantidades de pozos más antiguos y más oportunidades de refracturamiento. Elestudio también identificó áreas de areniscas gasíferas de baja permeabilidad, con una recuperaciónfinal estimada (EUR, por sus siglas en inglés) superior a los 28,600 millones de m3 [1 Tpc], y los másgrandes desarrollos de lutitas gasíferas y metano en capas de carbón, pero no incluyó los desarrollosmarinos con información de producción y recuperación limitada.

Invierno de 2003/2004 45

convencionales que incluyen lutitas gasíferas(GS, por sus siglas en inglés) y depósitos demetano en capas de carbón (CBM, por sus siglasen inglés) (véase “Producción de gas natural apartir del carbón,” página 8). Otras de las áreasde EUA con potencial de refracturamiento sonlos yacimientos no convencionales de las regio-nes de Michigan y los Apalaches así comotambién las formaciones de areniscas convencio-nales (CS, por sus siglas en inglés) y decarbonatos convencionales (CC, por sus siglasen inglés) de la Cuenca San Juan y las áreas delContinente y Texas.

Según las conclusiones del trabajo del GTI de1996, los tratamientos de refracturamientodocumentados habían aportado reservas incre-mentales del orden de US$ 0.10/Mpc a US$0.20/Mpc, cifra muy inferior a los costos prome-dio de adquisición o de descubrimiento ydesarrollo de reservas de gas, es decir, US$0.54/Mpc y US$ 0.75/Mpc, respectivamente. Apesar de los beneficios económicos potenciales,los operadores se negaban a refracturar suspozos. La pobre selección de candidatos parecíaser la causa principal de la falta de éxito y deaceptación de los tratamientos de refractura-miento hidráulico entre los operadores.

En respuesta a esta situación, en el año 1998,el GTI proveyó los fondos para la ejecución deotro proyecto destinado a desarrollar tecnologíade refracturamiento hidráulico y técnicas deanálisis especializadas. La necesidad de llevar acabo este proyecto fue acentuada por las obser-vaciones anecdóticas de la investigación llevadaa cabo en 1996, según las cuales el 85% delpotencial de refracturamiento de un campopetrolero dado existe en aproximadamente un15% de los pozos. La identificación de estos can-didatos principales es crucial para el éxito delrefracturamiento hidráulico. No obstante, losoperadores consideran que los estudios globalesque abarcan la totalidad de un campo petroleroson muy costosos en términos de capital y manode obra para las compañías que operan yaci-mientos no convencionales, especialmentecuando los precios del gas son bajos.

Los participantes del proyecto, incluyendoAdvanced Resources International, Schlumberger,Intelligent Solutions, Ely and Associates, Stim-Laby Pinnacle Technologies, consideraban que eldesarrollo de una metodología efectiva paraidentificar pozos con potencial de refractura-miento hidráulico era una forma de expandir lasaplicaciones de refracturamiento. Había ademásotros tres objetivos: demostrar el mejoramientode la productividad y de la recuperación a partirdel refracturamiento, identificar las razones del

desempeño deficiente de pozos fracturados pre-viamente, y evaluar nuevas técnicas ytecnologías de fracturamiento.

El estudio del GTI de 1998 evaluó tres méto-dos de identificación del potencial derefracturamiento que fueron probados luego en

diferentes tipos de yacimientos. Estos métodosde selección de candidatos abarcaron las estadís-ticas de producción, la tecnología dereconocimiento de patrones—específicamenteredes neuronales, inteligencia virtual y lógicadifusa—y las curvas tipo de producción (arriba).4

3. Parrot DI y Long MG: “A Case History of Massive Hydraulic Refracturing in the Tight Muddy “J” Formation,” artículo de la SPE 7936, presentado en elSimposio sobre Yacimientos de Gas de Baja Permeabili-dad de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 20 al 22 de mayode 1979.Conway MW, McMechan DE, McGowen JM, Brown D,Chisholm PT y Venditto JJ: “Expanding RecoverableReserves Through Refracturing,” artículo de la SPE14376, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Las Vegas, Nevada, EUA, 22 al 25 deseptiembre de 1985.Hunter JC: “A Case History of Refracs in the Oak Hill (Cotton Valley) Field,” artículo de la SPE 14655, presen-tado en el Encuentro Regional de Texas Este de la SPE,Tyler, Texas, EUA, 21 al 22 de abril de 1986.Olson KE: “A Case Study of Hydraulically RefracturedWells in the Devonian Formation, Crane County, Texas,”artículo de la SPE 22834, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 6al 9 de octubre de 1991.Fleming ME: “Successful Refracturing in the North Westbrook Unit,” artículo de la SPE 24011, presentado enla Conferencia sobre Recuperación de Petróleo y Gas enla Cuenca Pérmica de la SPE, Midland, Texas, EUA, 18 al20 de marzo de 1992.Hejl KA: “High-Rate Refracturing: Optimization and Performance in a CO2 Flood,” artículo de la SPE 24346,presentado en el Encuentro Regional de la Sección delas Montañas Rocallosas de la SPE, Casper, Wyoming,EUA, 18 al 21 de mayo de 1992.Pospisil G, Lynch KW, Pearson CM y Rugen JA: “Resultsof a Large-Scale Refracture Stimulation Program, KuparukRiver Unit, Alaska,” artículo de la SPE 24857, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Washington, DC, EUA, 4 al 7 de octubre de 1992.Hunter JL, Leonard RS, Andrus DG, Tschirhart LR y DaigleJA: “Cotton Valley Production Enhancement Team PointsWay to Full Gas Production Potential,” artículo de la SPE

Requ

isito

s de

inte

rpre

taci

ón

Requisitos de datos

Curvas tipo

Estadísticas de producción

Inteligencia virtual

Aumento de tiempo y costo

AltoBajo

Bajo

Alto

> Métodos de selección de candidatos. El proyecto del GTI desarrolló unametodología de identificación de pozos con potencial de refracturamientohidráulico, que utilizaba estadísticas de producción, métodos de inteligenciavirtual y curvas tipo de producción. Por diseño, estas técnicas evolucionaronpasando de un enfoque estadístico no analítico simple, con requisitos míni-mos en términos de datos, a análisis de ingeniería detallados que requierendatos cada vez más globales.

24887, presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Washington, DC, EUA, 4 al 7 de octubrede 1992.Reese JL, Britt LK y Jones JR: “Selecting EconomicRefracturing Candidates,” artículo de la SPE 28490, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual dela SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 25 al 28 de sep-tiembre de 1994.Fengjiang W, Yunhong D y Yong L: “A Study of Refracturing in Low Permeability Reservoirs” artículo dela SPE 50912, presentado en la Conferencia Internacionaldel Petróleo y el Gas de la SPE, Pekín, China, 2 al 6 denoviembre de 1998.

4. Las curvas tipo ayudan a interpretar las pruebas de pre-siones transitorias que difieren del comportamiento detipo flujo radial del análisis semilogarítmico convencionalo análisis de Horner. Las curvas tipo son grupos de cam-bios de presión en pares y sus derivadas generadas apartir de las soluciones analíticas de la ecuación de difu-sividad con condiciones de borde estratégicamentedefinidas. Las condiciones de borde en la zona vecina alpozo incluyen el almacenamiento constante o variabledel pozo, la penetración parcial del yacimiento, el dañoradial compuesto o la permeabilidad alterada y las frac-turas hidráulicas apuntaladas. La trayectoria del pozopuede ser vertical, en ángulo, u horizontal. Las condicio-nes de borde distantes comprenden fallas que actúancomo sellos totales o como sellos parciales, fallas deintersección y límites rectangulares que actúan comosello o tienen presión constante. La ecuación de difusivi-dad puede ser ajustada para acomodar la heterogeneidaddel yacimiento, tal como porosidad dual o estratificación.Los programas de computación comerciales generanfamilias de curvas tipo que dan cuenta de la superposi-ción en el tiempo, como consecuencia de las variacionesen el régimen de flujo producidas antes e incluso durantela adquisición de datos de presiones transitorias. El aná-lisis de regresión automático puede ajustarse a los datosadquiridos con una curva tipo específica.

Los tres métodos fueron utilizados paraseleccionar candidatos a refracturamientohidráulico en localizaciones de campos petrole-ros con un mínimo de 200 a 300 pozos.5 Seeligieron y evaluaron activamente tres sitios ubi-cados en EUA—Cuenca Green River, Wyoming,EUA; Cuenca Texas Este, Texas; y Cuenca Pice-ance, Colorado, EUA—(arriba): se identificó uncuarto sitio en Texas Sur pero no fue contem-plado en el proyecto del GTI. No obstante,posteriores estudios de yacimientos generaronactividades de refracturamiento recientes enesta área (véase “Evaluación del mejoramientode la producción,” página 58).

46 Oilfield Review

Sitio del GTI en la Cuenca Green River—

Operador:Enron Oil and Gas, ahora EOG Resources.

Formación:Frontier del Cretácico Superior.

Localización:Complejo Big Piney/LaBarge, norte del área de Moxa Arch, suroeste de Wyoming, EUA.

Ambiente sedimentario:Areniscas marinas, principalmente ríos y cursos de agua, o zonas litorales fluviales y distales.

Yacimiento:Areniscas gasíferas de baja permeabilidad; oscila entre 0.0005 y 0.1 mD en hasta cuatro horizontes productivos consistentes en un total de ocho intervalos independientes o terrazas.

Terminaciones iniciales:Una a tres etapas de un fluido con guar reticulado yenergizado con nitrógeno con 45,359 a 226,796 kg [100,000 a 500,000 lbm] de apuntalante de arena.

Operaciones de refracturamiento hidráulico del GTI: Tres tratamientos de refracturamiento y un tratamiento de limpieza de gel.

Sitio del GTI en la Cuenca Piceance—

Operador: Barrett Resources, ahora Williams Company.

Formación: Grupo Mesaverde, Williams Fork, Cretácico Superior.

Localización: Campos Parachute y Grand Valley cerca de Rulison,Condado de Garfield, Colorado, EUA.

Ambiente sedimentario:Areniscas marinas, principalmente fluviales y pantanosas, o palustres.

Yacimiento:Areniscas gasíferas de baja permeabilidad compartimentalizadas con una permeabilidad que oscila entre 0.1 y 2 mD. Debido a las fracturas naturales, la permeabilidad efectiva varía entre 10 y 50 mD.

Terminaciones iniciales:Dos a cinco etapas con volúmenes de apuntalante que oscilan ente 22,680 y 294,835 kg [50,000 y 650,000 lbm] por etapa.

Operaciones de refracturamiento hidráulico del GTI:Dos tratamientos de refracturamiento.

Sitio del GTI en la Cuenca Texas Este—

Operador: Union Pacific Resources Company (UPRC), ahora Anadarko Petroleum Corporation.

Formación:Cotton Valley.

Localización: Campo Carthage Gas Unit (CGU) cerca de Carthage, Condado de Panola, Texas, EUA.

Ambiente sedimentario:Areniscas marinas complejas, principalmente arrecifes barrera y zonas de marea.

Yacimiento:Areniscas gasíferas de baja permeabilidad heterogéneas, intensamente laminadas y compartimentalizadas con una permeabilidad que oscila entre 0.05 y 0.2 mD.

Terminaciones iniciales:Tres a cuatro etapas de un fluido reticulado y volúmenes de apuntalante que oscilan entre 453,592 y 1,814,370 kg [1 y 4 millones de lbm] para todo un pozo; desde el año 1996 hasta el presente, UPR y Anadarko utilizaron agua tratada con cloruro de potasio y gelificada con goma guar con menos de 113,398 kg [250,000 lbm] de apuntalante.

Operaciones de refracturamiento hidráulico del GTI:Tres tratamientos de refracturamiento.

> Estudio de refracturamiento hidráulico realizado por el GTI en 1998 para evaluar los métodos de selección de candidatos a refracturamiento en tressitios de prueba de EUA.

Sitiocampo/cuenca

Big Pineyy LaBarge/Green River

Rulison/Piceance

Carthage/East Texas

Pozo Estadísticas de producción

Inteligenciavirtual

Clasificación de los 50 pozoscandidatos principales

Curvas tipoÉxito/fracaso

*Análisis revisadoNota: Los números en negrita cursiva indican las clasificaciones correctas (positivo verdadero o negativo verdadero)

GRB 45-12GRB 27-14NLB 57-33WSC 20-09

Langstaff 1RMV 55-20

CGU 15-8CGU 3-8CGU 10-7

>50>50

4 38

143

>50>50

4

*15*39

*>50*2

>50>50

>50>50 26

>5032201

>5017

11 7

40

EFFE

EF

EE E

> Desempeño de los métodos de selección de candidatos. En base al criterio económico de incorpo-ración de reservas incrementales, a menos de US$ 0.5/Mpc, el estudio del GTI evaluó la capacidad decada método de selección de candidatos a fin de seleccionar correctamente candidatos a refractura-miento exitosos o no seleccionar candidatos infructuosos. Esta determinación se basó en el hecho desi cada método ubicaba un pozo entre los 50 candidatos principales o no. Los tres métodos—estadís-ticas de producción, inteligencia virtual y reconocimiento de patrones, y curvas tipo—identificaroncandidatos a refracturamiento exitosos o no candidatos en un mínimo de cuatro de los nueve pozosde prueba, cinco en el caso del método de inteligencia virtual. Los tres métodos combinados identifi-caron sólo dos de los cinco tratamientos exitosos y ninguno de los tres pozos infructuosos.

5. Reeves SR, Hill DG, Tiner RL, Bastian PA, Conway MW yMohaghegh S: “Restimulation of Tight Gas Sand Wells inthe Rocky Mountain Region,” artículo de la SPE 55627,presentado en el Encuentro Regional de la Sección delas Montañas Rocallosas de la SPE, Gillette, Wyoming,EUA, 15 al 18 de mayo de 1999.Reeves SR, Hill DG, Hopkins CW, Conway MW, Tiner RL yMohaghegh S: “Restimulation Technology for Tight GasSand Wells,” artículo de la SPE 56482, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de 1999.

6. Ely JW, Tiner R, Rothenberg M, Krupa A, McDougal F,Conway M y Reeves S: “Restimulation Program FindsSuccess in Enhancing Recoverable Reserves,” artículode la SPE 63241, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA,1° al 4 de octubre de 2000.

Invierno de 2003/2004 47

De los nueve pozos finalmente tratados en lastres localizaciones activas del proyecto, ochocorrespondieron a tratamientos de refractura-miento y uno fue un intento de tratamiento paraeliminación del daño. A medida que avanzaba elproyecto, los diseños de los tratamientos se apar-taban de los sistemas a base de polímero de altaviscosidad para utilizar fluidos de tratamiento conconcentraciones de gel cada vez más bajas o conagua tratada con cloruro de potasio y gelificadacon goma guar. La mayoría de los tratamientosincluían nitrógeno [N2] o dióxido de carbono[CO2] para asistir en la limpieza posterior a laestimulación, programas de bombeo de una solaetapa, y esferitas de obturación para la desviacióndel fluido, a fin de reducir los costos en compara-ción con los tratamientos de etapas múltiples.

Con el análisis de curvas de declinaciónestándar se determinó la recuperación final esti-mada (EUR, por sus siglas en inglés) para cadapozo; el costo estimado del tratamiento represen-taba un costo no actualizado de incorporación dereservas incrementales. No se incluyeron los cos-tos de las pruebas de diagnóstico realizadasexclusivamente con fines de investigación, sinosolamente las erogaciones reales resultantes dela implementación del tratamiento. El equipo delproyecto analizó los nueve pozos para compren-der mejor cada uno de los métodos de selecciónde candidatos.6

El equipo de trabajo consideró éxitos econó-micos a los tratamientos que generaban reservasincrementales a un costo de menos de US$0.50/Mpc. Sobre esta base, seis de los nuevepozos refracturados en los tres sitios resultaronexitosos (derecha). Los nueve pozos combinadospermitieron incorporar 83 millones de m3 [2900MMpc] de reservas incrementales a un costototal de US$ 734,000 o un costo promedio dereservas de US$ 0.26/Mpc.

Excluyendo el tratamiento de eliminación deldaño y el tratamiento pobremente diseñado queno produjo contraflujo, las seis operaciones derefracturamiento hidráulico exitosas y un trata-miento antieconómico incorporaron reservasincrementales de US$ 0.20/Mpc aproximada-mente. Este costo se aproxima más al rango deUS$ 0.10 a 0.20/Mpc de las operaciones derefracturamiento hidráulico anteriores, si bienlas evaluaciones posteriores al tratamiento indi-caron que algunas zonas productivas de ciertospozos no fueron estimuladas en forma efectiva.Aun incluyendo los tres tratamientos infructuo-sos, esta prueba de campo resultó sumamenteexitosa, generando 8.6 millones de m3/pozo [300MMpc/pozo] de reservas adicionales a un costopromedio de US$ 81,600 por pozo.

Existen aproximadamente 200,000 pozos degas no convencionales en areniscas de baja per-meabilidad, depósitos de metano en capas decarbón y lutitas gasíferas, en los 48 estadoscolindantes de EUA. Como mínimo un 20%, esdecir unos 40,000 pozos, podrían ser candidatospotenciales a refracturamiento hidráulico. Laextrapolación de los resultados del GTI utili-zando la recuperación incremental promedio de300 MMpc/pozo da como resultado 343,600millones de m3 [12 Tpc] de reservas adicionalesderivadas del refracturamiento. Las compañíasque operan en las Formaciones Green River y

Texas Este continuaron efectuando tratamientosde refracturamiento hidráulico utilizando elconocimiento adquirido a partir de este estudio.

Métodos de selección de candidatosEn general, las pruebas de refracturamiento delGTI resultaron exitosas pero no lograron identi-ficar definitivamente un método de selección decandidatos único como el más efectivo. Cadatécnica tiende a seleccionar diferentes pozospor diferentes motivos que pueden ser válidos ensu totalidad, según las características espe-cíficas del yacimiento (página anterior, abajo).

2864 m3/d 5727 m3/d 8590 m3/d 11,455 m3/d

0

50

100

150

200

250

Gast

o po

st-re

fract

uram

ient

o hi

dráu

lico,

Mpc

/D

500 150100 250200 350 400300

Gasto pre-refracturamiento hidráulico, Mpc/D

300

350

400

450

CGU 10-7

GRB 45-12

CGU 3-8RMV 55-20

CGU 15-8

NLB 57-33

WSC 20-09

GRB 27-14

Langstaff 1

Sitiocampo/cuenca Pozo Fecha

Recuperaciónincremental,

MMpc

Costo del tratamiento,

US$

Costo dereservas,US$ /Mpc

Éxito/fracaso

Big Pineyy LaBarge/Green River

Rulison/Piceance

Carthage/East Texas

Enero de 1999Enero de 1999Abril de 1999Junio de 2000

Junio de 2000Junio de 2000

Nov. de 1999Enero de 2000Enero de 2000

GRB 45-12GRB 27-14NLB 57-33WSC 20-09

Langstaff 1RMV 55-20

CGU 15-8CGU 10-7CGU 3-8

Total

Promedio

602 (186)

0 302

282 75

270 407

1100

2852

317

87,000 87,000 20,000

120,000

50,000 70,000

100,000 100,000 100,000

734,000

82,000

0.14NANA0.40

0.18 0.93

0.37 0.25 0.09

0.26

EFFE

EF

E EE

> Resultados de la prueba de campo del GTI. Dos de los cuatro pozos de la Formación Frontier (CuencaGreen River), los tres pozos de la Formación Cotton Valley (Cuenca Texas Este), y uno de los dos pozosde la Formación Williams Fork (Cuenca Piceance) resultaron exitosos. De los tres tratamientos infruc-tuosos, uno permitió incorporar reservas incrementales a un costo de US$ 0.93/Mpc y dos experimen-taron problemas mecánicos o de diseño. De los últimos dos, en uno, el tratamiento de eliminación deldaño no pudo ser bombeado al régimen de inyección requerido para fluidificar el empaque de apun-talante original y eliminar el daño del gel residual sospechado del tratamiento original; en el otro nose logró efectuar la limpieza porque no se utilizaron los fluidos energizados recomendados en eldiseño del GTI.

Las estadísticas de producción funcionaronrazonablemente bien en la Cuenca Piceance.Los métodos de inteligencia virtual y reconoci-miento de patrones resultaron óptimos en laCuenca Green River. Las curvas tipo fueron másefectivas en la Cuenca Texas Este. Evidente-mente, se necesitaban evaluaciones adicionalespara validar la eficacia de cada técnica y fomen-tar la aceptación de las operaciones derefracturamiento.

Con ese propósito, se diseñó un modelo desimulación de yacimientos de un campo de gascompacto hipotético.7 El objetivo de este estudioera comprobar y validar en forma independientelos métodos de selección de candidatos frente almodelo de simulación. Los resultados de estasimulación confirmaron que cada método deselección de candidatos en estudio tendía a darcomo resultado diferentes candidatos. Y, al igualque el estudio de refracturamiento hidráulicorealizado por el GTI en 1998, algunos pozos eranseleccionados por más de uno de los métodos. Elmétodo de inteligencia virtual fue en general elmás efectivo, seguido de cerca por las curvastipo. Con menos eficiencia que las selecciones

aleatorias, las estadísticas de producción solasfueron el método menos efectivo.

La primera etapa del estudio realizado por elGTI en 1998, y los resultados de esta simulación,permitieron conocer la eficacia de cada metodo-logía de selección de candidatos, pero cadatécnica necesitaba ser comprobada utilizandodatos de campo reales. En lugar de estableceruna nueva base de datos de casos de refractura-miento hidráulico para este fin, como era elobjetivo original del proyecto, los participantesdel estudio del GTI de 1998 buscaron un campoque contara con antecedentes y resultados deactividades de refracturamiento hidráulico. Conun conjunto de datos existente, el enfoque utili-zado para el estudio del simulador podríareiterarse en un ambiente de campo real paraevaluar cada método de selección de candidatos.

A modo de complemento de la simulación deyacimientos, el GTI seleccionó el campoWattenburg para evaluar en mayor detalle losmétodos de selección de candidatos utilizandodatos de campo reales. Este desarrollo de gascompacto, localizado al norte de Denver, Colo-rado, en el borde occidental de la Cuenca

Denver-Julesburg, resultaba atractivo porquedesde 1977 se habían refracturado más de 1500pozos en el área. Estos tratamientos resultaroneconómicamente exitosos en su mayor parte.8

Patina Oil & Gas Corporation, una compañíaoperadora líder en esta cuenca, había realizadounas 400 operaciones de refracturamientohidráulico entre 1997 y 2000, y aceptó participaren el estudio. Esto permitió utilizar un algoritmode selección de candidatos, desarrollado enforma independiente por Patina, además de lostres métodos de selección de candidatos del GTI.

Los métodos fueron evaluados sin dar a cono-cer con anticipación aquellos pozos que dehecho habían respondido favorablemente alrefracturamiento hidráulico. Posteriormente, lasselecciones de candidatos fueron comparadascon el desempeño real de los pozos. Este enfo-que permitió evaluar la eficacia de cada método.La selección de candidatos utilizando datos rea-les del campo Wattenburg confirmó el estudioprevio del GTI y los resultados de la simulaciónde yacimientos.

La priorización de los candidatos a refractu-ramiento aporta considerable valor durante losprogramas de refracturamiento hidráulico. Enausencia de resultados de operaciones de refrac-turamiento hidráulico previas, tanto elreconocimiento de patrones como las curvas tiporesultan de utilidad para la selección de los can-didatos a refracturamiento; las estadísticas deproducción son menos efectivas. El método deinteligencia virtual y otras técnicas de reconoci-miento de patrones, que utilizan datos yresultados de refracturamientos previos de loscuales “aprender,” pueden mejorar aún más laselección de candidatos y el éxito del refractura-miento hidráulico. Las pruebas de campo delGTI, la simulación de yacimientos y la evalua-ción del campo Wattenburg, confirmaron que el

48 Oilfield Review

15

89 53

9371

49

10

50

14

145103

4

1205283

7

5

Estadísticas de producción Inteligencia virtual

Curvas tipo

> Selección de candidatos a partir del estudio de simulación de yacimientos del GTI. Los 18 candida-tos principales para el refracturamiento representan un 15% de los pozos incluidos en la estimulaciónde yacimientos. El método de inteligencia virtual seleccionó independientemente 10 de los 13 pozoscandidatos verdaderos, el mayor número de pozos entre todos los métodos. Estos 10 pozos consistie-ron en cinco pozos seleccionados únicamente por el método de inteligencia virtual, un pozo tambiénseleccionado por el método de estadísticas de producción, dos pozos también seleccionados por lascurvas tipo, y dos pozos seleccionados por las tres técnicas. El método de curvas tipo incorporó trespozos candidatos verdaderos a las selecciones combinadas, haciendo que el número combinado deselecciones correctas entre los métodos de inteligencia virtual y curvas tipo fuera 13 entre 13. Noobstante, en la práctica, nadie sabe con anticipación qué pozos son candidatos verdaderos.

7. Reeves SR, Bastian PA, Spivey JP, Flumerfelt RW,Mohaghegh S y Koperna GJ: “Benchmarking of Restimulation Candidate Selection Techniques in Layered, Tight Gas Sand Formations Using ReservoirSimulation,” artículo de la SPE 63096, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 1° al 4 de octubre de 2000.

8. Emrich C, Shaw D, Reasoner S y Ponto D: “Codell Restimulations Evolve to 200% Rate of Return,” artículode la SPE 67211, presentado en el Simposio de Operacio-nes de Producción de la SPE, Ciudad de Oklahoma, Oklahoma, EUA, 24 al 27 de marzo de 2001.Shaefer MT y Lytle DM: “Fracturing Fluid Evolution Playsa Major Role in Codell Refracturing Success,” artículo dela SPE 71044, presentado en la Conferencia de Tecnolo-gía del Petróleo de la Sección de las MontañasRocallosas de la SPE, Keystone, Colorado, EUA, 21 al 23de mayo de 2001.Sencenbaugh RN, Lytle DM, Birmingham TJ, Simmons JCy Shaefer MT: “Restimulating Tight Gas Sand: Case Studyof the Codell Formation,” artículo de la SPE 71045, pre-sentado en la Conferencia de Tecnología del Petróleo dela Sección de las Montañas Rocallosas de la SPE, Keystone, Colorado, EUA, 21 al 23 de mayo de 2001.

Invierno de 2003/2004 49

desempeño de cada método de selección de can-didatos parecía ser específico de cadayacimiento (página anterior).

El análisis de las estadísticas de produccióntiende a identificar terminaciones con desempe-ños deficientes, en comparación con los pozosvecinos. El desempeño deficiente podría ser elresultado de un yacimiento de calidad pobrepero la validez de este método se limita a cam-pos petroleros con una calidad de yacimientorelativamente uniforme y una producción media-namente estable.

Los métodos de inteligencia virtual tienden aseleccionar pozos que tienen terminaciones ori-ginales o procedimientos de estimulaciónsubóptimos. Las tecnologías de reconocimientode patrones deberían aplicarse cuando la com-plejidad de los yacimientos, las terminaciones ylas estimulaciones es considerable.

Las curvas tipo tienden a identificar pozoscandidatos basadas solamente en el potencial deproducción incremental y, en consecuencia, danmás peso a los pozos más productivos de uncampo petrolero. Este método debería utilizarsecuando la calidad de los datos de producción esbuena y se dispone fácilmente de informaciónpetrofísica.

La aplicabilidad de cualquier proceso deselección de candidatos debería evaluarse paracada área específica en evaluación. En efecto, unametodología “ideal” puede combinar varias técni-cas. Los tres esfuerzos por evaluar los métodos deselección de candidatos también indicaron quelos análisis no analíticos, tales como la evaluacióndel régimen de producción actual y la recupera-ción final estimada a fin de identificar los pozoscon desempeños deficientes, podrían resultar deutilidad para la selección de candidatos en ausen-cia de otros enfoques.

Una evaluación de todo el campoAntes de 1999, las operaciones de refractura-miento realizadas por Patina Oil & GasCorporation en el campo Wattenburg apuntabanfundamentalmente a los pozos con desempeñosdeficientes y terminaciones con arenamientosprematuros o con fallas mecánicas durante laestimulación original. Cuando otros operadorescomenzaron a refracturar sus mejores producto-res con resultados variables, pero generalmentealentadores, la compañía Patina puso en marchauna evaluación del potencial de refracturamientode todo el campo.

El campo Wattenburg produce fundamental-mente del intervalo Codell. Esta arenisca fina,depositada en un ambiente de plataformamarina, es un miembro de la lutita Carlisle delCretácico Superior. El yacimiento Codell con-tiene entre un 15 y un 25% de arcilla porvolumen, en capas mixtas de ilita y esmectitaque rellenan y revisten los espacios porosos.

El intervalo productivo tiene un espesor queoscila entre 4.3 y 10.7 m [14 y 35 pies], una pro-fundidad que varía entre 2073 y 2347 m [6800 y7700 pies] y es continuo a través de todo elcampo. La permeabilidad es inferior a 0.1 mD.La porosidad, derivada de los registros de densi-dad, oscila entre 8 y 20%. Inicialmente, elyacimiento estaba sobrepresionado con un gra-diente de presión de aproximadamente 13.5kPa/m [0.6 lpc/pie]. La temperatura de fondo depozo oscila entre 110 y 121°C [230 y 250°F]. Lospozos son perforados con un espaciamiento de162,000 m2 [40 acres].

Durante 1998, Patina compiló una base dedatos de 250 operaciones de refracturamientohidráulico. Después de eliminar los pozos trata-dos con fluidos reticulados de borato, queresultaron un 20% menos productivos que otros

pozos, los ingenieros de la compañía se centraronen los 200 pozos restantes. Estos pozos habíansido refracturados con fluidos tipo carboximetil-hidroxipropil guar (CMHPG) o hidroxipropil guar(HPG).

Una evaluación más amplia identificó 35parámetros geológicos, de terminación y de pro-ducción discretos, relacionados con eldesempeño del pozo. El análisis de regresiónlineal ayudó a determinar aquellos parámetrosque se correlacionaban con la producción incre-mental pico después del refracturamiento. Dosmejoramientos técnicos resultantes de esta eva-luación de todo el campo generaron unmejoramiento de un orden de magnitud en losresultados del refracturamiento hidráulico.

El primero fue la aplicación de fluidos tipocarboximetilato guar (CMG), con menores car-gas de polímero, que mantienen el transporte deapuntalante y minimizan el daño del empaquede apuntalante residual producido por el gel sinromper y sin recuperar. Los fluidos que no pro-ducen daños son particularmente importantesen el refracturamiento de formaciones de bajapermeabilidad donde la saturación del gas hacrecido en el largo plazo y la presión de yaci-miento puede estar reducida.

El segundo mejoramiento fue un método deselección de candidatos desarrollado por la com-pañía Patina que utiliza los resultados históricosde operaciones de refracturamiento hidráulico enla cuenca. Junto con los fluidos CMG, este algo-ritmo basado en estadísticas logró mejorasimportantes en la selección de los mejores candi-datos a refracturamiento (abajo, a la izquierda).La tasa de producción incremental pico promediose duplicó prácticamente, pasando de un pocomás de 1000 a aproximadamente 2000 barriles depetróleo equivalente (BPE)/pozo/mes [159 a 302m3/pozo/mes], lo que equivalió a aproximada-mente un 80% del régimen de producción inicialpromedio. La tasa de retorno asociada con lasinversiones en refracturamiento aumentó del 66%a más del 200%; a razón de US$ 2.50/Mpc. Lasrecuperaciones incrementales estimadas aumen-taron de 25 a 38 millones de barriles de petróleoequivalente por pozo [4 a 6 millones de m3/pozo].

Sólo un 3% aproximadamente de los trata-mientos de refracturamiento se tradujeron enfracasos económicos, fundamentalmente porquelas fracturas apuntaladas se comunicaban con laFormación Niobrara sobreyacente o con un pozovecino. Este índice de ineficiencia puede au-mentar al incrementarse la densidad derefracturamiento. El éxito general de este pro-grama fue el resultado de la aplicación de

2500

2000

1500

1000

Prod

ucci

ón p

ico,

BPE

/poz

o/m

es

Desarrollo y aplicación de un algoritmo genético para la selección de candidatos

Fluidos CMG

1997 1998 1999 2000

500

0

Patina

Otros

> Desempeño histórico de las operaciones de refracturamiento en el campo Wattenburg, Colorado.Las aplicaciones combinadas de fluidos de estimulación tipo carboximetilato guar (CMG) y el algoritmode selección de candidatos desarrollado por la compañía Patina Oil & Gas mejoraron considerable-mente los resultados del refracturamiento hidráulico en los pozos operados por Patina.

rigurosos criterios de selección de pozos, estric-tas pautas de control de calidad para los fluidosde tratamiento y prácticas operativas efectivasen el campo.

Otros operadores del área revelaron mejorassimilares en la productividad, los resultados eco-nómicos y la recuperación derivados delrefracturamiento.9 En base a estos resultados,más de 4000 pozos de la Cuenca Piceance pue-den ser candidatos a refracturamientohidráulico. Los ingenieros de Patina continúanexpandiendo su ya amplia base de datos derefracturamiento y siguen afinando el algoritmode selección de candidatos. En ciertos casos,Patina y otros operadores del área están fractu-rando pozos por tercera vez con éxito.

Criterios de selección de candidatosEl análisis de regresión lineal de Patina Oil &Gas identificó cinco variables estadísticamentesignificativas que fueron incorporadas en el algo-ritmo de selección de candidatos del campoWattenburg (derecha). Aunque estadísticamentemenos significativa, se agregó una sexta variablede “recuperación diferencial máxima en barrilesde petróleo equivalente,” para ayudar a anticiparlos resultados del refracturamiento hidráulico alos fines de la evaluación económica.

El volumen de poros, o espesor poroso, ocu-pado por hidrocarburos—el parámetro mássignificativo desde el punto de vista estadís-tico—es incorporado en los factores derecuperación acumulada y recuperación final.La relación gas/petróleo, que varía entre aproxi-madamente 900 y 6304 m3/m3 [5000 y 35,000spc/bbl], se correlaciona con pozos de mayorrecuperación de terminaciones originales yrefracturadas, principalmente en las áreas cen-trales del campo y sus alrededores. Esto indicamayor permeabilidad relativa al gas porque elespesor de las formaciones y la permeabilidadde los yacimientos son relativamente uniformesen todo el campo.

Las terminaciones de pozos que se llevaron acabo tanto en la Formación Codell como en laFormación Niobrara, utilizando la técnica dedisparos de entrada limitada, generaron longitu-des de fracturas efectivas más cortas en laFormación Codell que aquéllas realizadas sola-mente en la Formación Codell. Los factores derecuperación acumulada y final determinados apartir de parámetros de pozos y yacimientosindividuales, sumados al análisis de curvas dedeclinación, representaban indirectamente elgrado de agotamiento y la capacidad de contra-flujo y limpieza de los fluidos de tratamiento delyacimiento. Estos factores proporcionaron ade-más una indicación acerca de si las nuevas

fracturas hidráulicas podrían reorientarse conrespecto a la fractura apuntalada original (véase“Reorientación de las fracturas,” página 52).

La recuperación diferencial máxima enbarriles de petróleo equivalente es la diferenciaen términos de recuperación final entre el pozoen cuestión y el mejor pozo existente dentro deun radio de 1.6 km [1 milla]. Este parámetro dauna indicación del potencial de reservas noexplorado en las inmediaciones de un pozo encuestión. Los ingenieros eliminaron algunasvariables, tales como la presencia de fallas, eltamaño del tratamiento y el intervalo disparado,que eran estadísticamente insignificantes. Lalocalización del pozo no es importante en estecampo debido a la calidad relativamente uni-forme de los yacimientos.

El desempeño posterior al refracturamientosigue sustentando la incorporación de reservaspor encima de las proyecciones básicas para lasterminaciones originales porque la terminacióninicial en la mayoría de los pozos no drenabaefectivamente los 40 acres asignados a cadapozo en la configuración del desarrollo. Unareevaluación de 1000 tratamientos de re-fracturamiento indicó una buena correlacióncon el mejor ajuste de los resultados reales. Encierta medida, estas variables pueden ser cuan-tificadas para pozos individuales mediante elanálisis de la producción real en términos de lacaída de presión en el largo plazo, utilizandotécnicas de análisis de curvas tipo de producción.

El análisis de curvas tipo de producción requieremás tiempo de análisis, pero anticipa efectiva-mente los resultados del refracturamientohidráulico con mayor grado de precisión queotras técnicas estadísticas.

Si bien perduraron ciertas variaciones, engeneral, el algoritmo de Patina permitió clasifi-car con éxito el potencial de refracturamientohidráulico en todo el campo. La variabilidad enel desempeño de los pozos refracturados pareceser el resultado de la incapacidad de los méto-dos estadísticos para diferenciar entre áreas dedrenaje reales, diferencias en la permeabilidadde la matriz, largos de fractura efectivos de laestimulación original y el impacto de la carga decondensado líquido, o acumulación en torno aestos pozos, utilizando solamente parámetros deproducción y terminación.10

El objetivo fundamental del refracturamientoes mejorar la productividad del pozo. No obs-tante, el refracturamiento hidráulico es viablesólo si los pozos exhiben un desempeño deficientepor problemas relacionados con la terminación,no por la calidad pobre de los yacimientos. Ni elfracturamiento ni el refracturamiento puedenconvertir pozos productores marginales, situa-dos en yacimientos pobres, en pozos eficaces.Para priorizar y seleccionar los candidatos parael refracturamiento, los ingenieros deben com-prender las razones del desempeño deficienteen pozos fracturados previamente.

50 Oilfield Review

Rango Parámetro Descripción Significancia estadística

1

2

3

4

5

6

Volumen de hidrocarburos,espesor poroso

Factor de recuperaciónacumulada

Terminación inicial

Factor de recuperación final estimada (EUR)

Relación gas/petróleo

Recuperación diferencial máxima, millones de barriles de petróleo equivalente

Zona productiva neta para la Formación Codell, por encima de un valor de corte de densidad derivada del registro de porosidad del 10%

Gas acumulado recuperado, dividido por el gas original en sitio (OGIP) para un área de drenaje de 40 acres

Prima por régimen pico asignada si el pozo fue terminado originalmente con entrada limitada en las Formaciones Codell-Niobrara

EUR dividido por el OGIP para un área de drenaje de 40 acres

Relación gas/petróleo final proyectada

Diferencia de EUR entre el pozo en cuestión y el mejor pozo vecino, dentro de un radio de una milla de distancia del pozo en cuestión

38%

17%

9%

11%

20%

5%

> Algoritmo estadístico de Patina Oil & Gas. De las cinco variables significativas desde el punto devista estadístico del algoritmo de selección de candidatos para el campo Wattenburg, “el volumen dehidrocarburos” en espesor poroso representa la calidad del yacimiento, la “terminación inicial” repre-senta la terminación inicial y las otras tres variables—“factor de recuperación acumulada,” “factor derecuperación final estimada” y “relación gas/petróleo”—representan el desempeño del pozo. La loca-lización del pozo no es significativa debido a la calidad relativamente uniforme del yacimiento. Noobstante, las relaciones gas/petróleo más altas y, por lo tanto mejores, tienden a acaecer en la porcióncentral del campo. La sexta variable “recuperación diferencial máxima” en barriles de petróleo equiva-lente ayuda a predecir el potencial de refracturamiento hidráulico para las evaluaciones económicas.

Invierno de 2003/2004 51

Desempeño deficiente relacionado con la terminación del pozoPara contribuir con el diagnóstico de problemas,el proyecto del GTI de 1998 estableció un marcode referencia para clasificar los problemas dedesempeño de pozos (arriba). En relación conlos pozos compactos de gas, se identificaron tresproblemas específicos, clasificados en orden demayor potencial de refracturamiento hidráulicoadvertido:• Zona productiva no estimulada o pasada por

alto• Conductividad insuficiente de la fractura• Longitud insuficiente de la fractura.

Las terminaciones iniciales ineficaces o pro-blemáticas constituyen el tipo más común deproblema. A modo de ejemplo, podemos mencio-nar la falta de control de calidad durante lostratamientos de fracturas iniciales, el daño pro-ducido por los polímeros residuales de los fluidosde estimulación, la selección inadecuada deapuntalantes, el arenamiento prematuro, los tra-tamientos de fracturamiento con diseñosinapropiados, la utilización de fluidos incompati-bles y tratamientos de una sola etapa que dejanciertos intervalos productivos sin estimular.

Las fracturas hidráulicas pueden perder suefectividad en los años posteriores a un trata-miento de estimulación inicial por el dañogradual que se produce durante la vida produc-tiva de un pozo. A modo de ejemplo podemosmencionar la pérdida de la conductividad de lafractura por la trituración o el encastramientodel apuntalante en la formación y el tapona-

miento del empaque con finos de formación oincrustaciones. El contraflujo del apuntalantedesde la zona vecina al pozo puede permitir quelas fracturas hidráulicas se cierren. Habitual-mente, se dispone de poca información paraidentificar estos mecanismos específicos.

Los pozos que presentan este tipo de proble-mas tienen el mayor potencial para la aplicaciónde medidas de remediación mediante refractu-ramiento hidráulico. En pozos más antiguos,donde estos problemas ocurren con mayor fre-cuencia, la presión de yacimiento debe sersuficiente para justificar el refracturamiento, entérminos tanto de reservas remanentes como decontraflujo adecuado de los fluidos de trata-miento. La edad del pozo puede ser el mejorindicador de daño gradual y de la posibilidad deaplicar nueva tecnología de estimulación.

El diagnóstico del daño de producción, unasegunda categoría principal de problemas, sueleser difícil. El contraflujo de apuntalante, el dañocausado por el fluido de tratamiento y los altosfactores de daño mecánico, las frecuentes repa-raciones correctivas, y las acumulaciones definos o incrustaciones durante el inicio del flujopolifásico o la incursión de agua, son manifesta-ciones de problemas que se desarrollan con eltiempo. Cualquier combinación de estas situa-ciones puede indicar que la productividad delpozo se ha deteriorado con el paso del tiempo.

Una tercera categoría, los avances aconteci-dos en tecnología de terminación y estimulación,también ofrece oportunidades de refractura-miento hidráulico de pozos terminados

originalmente con tecnología más antigua. Losnuevos diseños de tratamientos, los modelos decomputación avanzados, los fluidos de fractura-miento menos dañinos, los aditivos de fluidos ylos apuntalantes mejorados, ayudan a crear frac-turas de mayor longitud, más anchas y másconductivas. En cierto sentido, esta categoríaconstituye un subconjunto de las dos anterioresporque la tecnología más antigua, a menudo, essinónimo de terminaciones iniciales menos efec-tivas donde se ha producido más daño gradual.

Es importante determinar qué tipos de pro-blemas de productividad se correlacionan conlos mejores candidatos a refracturamiento en uncampo petrolero, área o cuenca. Los ingenierospueden obtener información sobre problemasespecíficos de terminación de pozos y cómoremediarlos, revisando los legajos de pozos indi-viduales.

Habitualmente, las zonas no estimuladas sonel resultado de la utilización de técnicas deentrada limitada para lograr una acción diver-gente o del fracturamiento de horizontesproductivos múltiples en un tratamiento de unasola etapa. Este problema, asociado con la termi-nación del pozo puede representar el mayorpotencial de refracturamiento hidráulico por dosmotivos. En primer lugar, con frecuencia, lospozos compactos de gas son terminaciones dehorizontes múltiples. La tendencia es tratar múl-tiples intervalos en menos etapas para reducir elcosto del tratamiento. En segundo lugar, la pro-ductividad mejorada de pozos mediante laestimulación de nuevas zonas casi siempre repre-senta una incorporación de reservasincrementales; no sólo un aumento del régimende producción y una recuperación acelerada dereservas.

Una baja relación entre las etapas de trata-miento de fracturamiento hidráulico y elvolumen de apuntalante, y la cantidad y distribu-ción de los intervalos productivos netos,constituye una indicación de las zonas poten-cialmente estimuladas en forma inadecuada ono estimuladas. Los levantamientos de trazado-res radiactivos, las pruebas de pozos, las curvasde declinación de la producción y los registrosde producción, también ayudan a diagnosticar laexistencia de intervalos sin estimular o con undesempeño deficiente.

Desempeño deficiente del pozo

Terminaciones iniciales ineficaces o problemáticas . Horizontes no estimulados . Baja conductividad de la fractura . Largo de la fractura corto . Alto factor de daño mecánico o de daño

Evolución de la tecnología . Tecnología de estimulación avanzada . Nuevas técnicas de terminación . Edad del pozo

Daño de formación gradual durante la producción . Incrustaciones y finos . Frecuencia de las reparaciones . Edad del pozo

> Causas potenciales del desempeño deficiente en pozos estimulados pre-viamente. El equipo del proyecto de refracturamiento hidráulico del GTI esta-bleció un esquema de clasificación para ayudar a diagnosticar problemas enpozos fracturados hidráulicamente cuyo desempeño no satisface las expec-tativas del operador. En el nivel más alto, existen tres amplias categorías:terminaciones iniciales ineficaces o problemáticas, daño de producción gra-dual y avances tecnológicos o técnicas en evolución, en comparación conprácticas anteriores.

9. Shaefer y Lytle, referencia 8.Sencenbaugh y otros, referencia 8.

10. Barnum RS, Brinkman FP, Richardson TW y Spillette AG:“Gas Condensate Reservoir Behaviour: Productivity andRecovery Reduction Due to Condensation,” artículo dela SPE 30767, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 deoctubre de 1995.

La conductividad insuficiente de una fractu-ra apuntalada inicial representa probablementeel siguiente potencial de refracturamiento hidráu-lico, en orden decreciente. No obstante, ladistinción entre aceleración del régimen deproducción e incorporación de reservas in-crementales verdaderas derivadas de la mayorconductividad resultante del refracturamientosuele ser confusa. A modo de ejemplo, se puedemencionar la resistencia insuficiente del apunta-lante para la presión de cierre de fractura a laprofundidad del yacimiento, decantación del apun-talante, bajas concentraciones de apuntalante ydaño de los empaques de apuntalante producidopor el gel parcialmente roto o sin romper.

La captura de reservas incrementales en elmargen externo de un área de drenaje, a travésdel aumento de la longitud de la fractura, es difí-cil. Un tratamiento relativamente pequeño,comparado con el mayor espesor del intervaloproductivo neto, suele ser indicativo de una lon-gitud de fractura limitada. La generación defracturas hidráulicas de mayor longitud puedeser costosa a menos que el tratamiento originalfuera extremadamente pequeño. Sin embargo, siel refracturamiento hidráulico logra aumentar lalongitud de la fractura y expande el área de dre-naje de un pozo, la producción incrementaldebería representar una incorporación de reser-vas verdadera.

La revisión del tratamiento de fractura-miento original y del contraflujo ayuda aidentificar la posibilidad de una conductividad ylongitud de fractura limitadas. Los análisis depruebas de pozos y de declinación de la produc-ción también ayudan a diagnosticar estascondiciones. Un breve período de flujo lineal,seguido por un flujo radial después del fractura-miento indica una conductividad insuficiente ouna longitud inadecuada de la fractura.

También existen oportunidades de refractura-miento como resultado del desarrollo de campospetroleros y la producción de pozos, siempre quelos pozos tengan presión suficiente para el contra-flujo y la producción, aun cuando se requieranfluidos de tratamiento energizados o métodos delevantamiento artificial. Además de una menorpresión de poro, la reducción de la presión tam-bién implica un mayor esfuerzo efectivo, lo que setraduce en una fractura hidráulica menos ancha yuna mayor extensión lateral para los mismos volú-menes de fluido de tratamiento y apuntalante.

Por otra parte, el agotamiento de los interva-los productivos aumenta el contraste de esfuerzosentre los intervalos productivos y las lutitas adya-centes, lo que mejora la contención delcrecimiento vertical de las fracturas y permite lageneración de fracturas de mayor longitud. La

alteración del esfuerzo horizontal local tambiénpuede contribuir a la reorientación de las fractu-ras durante el refracturamiento hidráulico.

Reorientación de las fracturasHistóricamente, las operaciones de refractura-miento hidráulico constituyeron una medidacorrectiva aplicada en pozos que exhibendesempeños deficientes en términos de produc-ción, con fracturas originales cortas o de bajaconductividad. Sin embargo, existen numerososejemplos de operaciones de refracturamientohidráulico exitosas en pozos fracturados previa-mente, especialmente pozos de gas que drenancapas de baja permeabilidad, que siguen exhi-biendo un flujo lineal; una pendiente de 0.5 enlas gráficas doble logarítmicas de presionestransitorias, que es indicativa de fracturas alta-mente conductivas de penetración profunda. Laspruebas de producción y el ajuste de la historiade producción, utilizando un simulador numé-rico que incluyó fracturas ortogonales y laanisotropía en la permeabilidad horizontal, indi-can una fuerte probabilidad de reorientación delas nuevas fracturas en muchos de estos pozos.

Este concepto de reorientación de las fractu-ras no es nuevo y ha sido modelado enexperimentos de laboratorio en escala natural(1:1). Además, se ha observado reorientación defracturas en formaciones someras blandas.11

Después de un período inicial de producción, loscambios de los esfuerzos en torno a los pozosexistentes con fracturamientos hidráulicos origi-nales efectivos, pueden permitir que las nuevasfracturas se reorienten y contacten áreas demayor presión de poro.

Las pruebas de laboratorio también handemostrado que los cambios en la presión deporo de la matriz inciden sobre la orientación delas fracturas hidráulicas en el volumen de yaci-miento que media entre los pozos inyectores yproductores en un yacimiento bajo inyección deagua.12 Las fracturas se orientan en sentido nor-mal, o perpendicular, al gradiente de esfuerzomás alto. Las fracturas iniciadas desde pozosproductores se orientan en dirección al pozo deinyección y lo intersectan si el gradiente deesfuerzo es suficientemente alto y la anisotropíade los esfuerzos locales no es dominante.

Los cambios de presión en torno a una frac-tura altamente conductiva de penetraciónprofunda también crean gradientes de esfuerzoaltos, normales a la fractura inicial, que puedenprovocar la reorientación de la fractura durantelos tratamientos de refracturamiento hidráulico.Los cambios de los esfuerzos alcanzan unmáximo y luego decrecen al aumentar el agota-miento. Se puede determinar una ventana detiempo óptima durante la cual es convenienterealizar los tratamientos de refracturamiento.13

52 Oilfield Review

Nueva fractura

Nueva fractura

Punto isotrópico

Pozo

Punto isotrópico

x

Esfuerzo horizontal máximo

Esfuerzo horizontal mínimo

Fractura inicial

Región de inversión

de esfuerzos

y

> Reorientación de esfuerzos y extensión de la fractura ortogonal. Esta sec-ción horizontal a través de un pozo vertical muestra una fractura hidráulicaoriginal en la dirección “x” y una segunda fractura reorientada en la dirección“y”. La producción de fluidos luego del emplazamiento de la fractura inicialpuede provocar una redistribución local de la presión de poro en una regiónelíptica en expansión, en torno al pozo y a la fractura inicial. El límite de lainversión de esfuerzos es definido por los puntos isotrópicos de los esfuerzoshorizontales primarios equivalentes. La reorientación de los esfuerzos y laextensión de la fractura en dirección opuesta a la fractura apuntalada inicialayudan a explicar las respuestas de la presión durante los tratamientos derefracturamiento y los aumentos de producción no anticipados a partir depozos refracturados con fracturas originales efectivas.

Invierno de 2003/2004 53

La anisotropía en la permeabilidad horizontalaumenta aún más estos cambios de esfuerzos.De un modo similar, un estudio independientedemostró que la producción de formaciones nofracturadas que tienen gran anisotropía en lapermeabilidad horizontal influye en la orienta-ción de la fractura original.14

El GTI proporcionó los fondos para queSchlumberger investigara estos conceptos enmayor detalle.15 Las simulaciones numéricas efec-tuadas durante esta investigación proporcionaronevidencias de que se pueden formar nuevas frac-turas en ángulos de hasta 90° respecto del azimutde la fractura apuntalada original (página ante-rior). La reorientación de las fracturas elude el

daño causado por las actividades de perforación yterminación y evita zonas de permeabilidad rela-tiva causadas por la compactación y otrasrestricciones de flujo, incluyendo la condensa-ción de líquidos de hidrocarburos, o laacumulación de condensado, en torno a un pozo.

La componente de esfuerzo horizontal para-lela a una fractura inicial se reduce másrápidamente, como una función del tiempo, quela componente perpendicular. Si estos cambios deesfuerzo inducidos superan el diferencial deesfuerzo original, se iniciará una nueva fracturaque se propagará a lo largo de un plano azimutaldiferente al de la fractura original hasta alcanzarel límite de la región elíptica de inversión de

esfuerzos. La fractura puede continuar a lo largodel nuevo azimut, una cierta distancia más allá deeste punto, según sea la solidez de la formación.

Muchos factores contribuyen a la localiza-ción del límite de inversión de esfuerzos,incluyendo la historia de producción, la permea-bilidad del yacimiento, las dimensiones de lasfracturas, la altura de la zona productiva, laspropiedades elásticas de la zona productiva y laszonas adyacentes que actúan como barreras, asícomo el contraste de esfuerzos horizontales ori-ginal. Estos parámetros pueden ser modelados ydeberían ser considerados durante la selecciónde los candidatos a refracturamiento.

Las simulaciones por computadora puedendeterminar la ventana de tiempo óptima para lasoperaciones de refracturamiento y la reorienta-ción de las fracturas. Los pozos con fracturasoriginales largas en formaciones de bajapermeabilidad poseen una ventana de tiempomás larga. Los períodos de cierre de la produc-ción deberían minimizarse para mantener unalto gradiente de presión, normal a la fracturainicial. Fuera de esto, deberían aplicarse lasconsideraciones de diseño de fracturas estándar.

Las operaciones de refracturamiento hi-dráulico en la Formación Barnett Shalenaturalmente fracturada, al norte de Fort Worth,Texas, EUA, son un ejemplo de la reorientaciónde fracturas. Estos tratamientos fueron vigiladosrutinariamente con un arreglo de inclinómetrosde superficie y de subsuelo (arriba).16 Los resul-tados indicaron una significativa reorientaciónde las fracturas en un pozo y una reorientaciónoblicua en el otro pozo. La producción posterioral tratamiento aumentó sustancialmente enambos pozos. Otros pozos refracturados en elárea experimentaron aumentos similares.

N

S

EW

Azimut de la fractura inicial

Inyección inicial Primeros 83 minutosSegundos 83 minutosTerceros 83 minutosÚltimos 83 minutos

Cubeta superficial inducida por fracturas

Prof

undi

dad

Inclinómetros de superficie

Fractura

Inclinómetros de fondo de pozo en un pozo vecino

> Desplazamiento de la formación en torno a una fractura hidráulica vertical. Inclinómetros extremadamente sensibles, colocados en una configuraciónradial, en la superficie, en torno a un pozo candidato a estimulación (derecha), pueden vigilar rutinariamente el azimut de la fractura durante los tratamien-tos de estimulación (izquierda). La geometría de la fractura es inferida midiendo las deformaciones inducidas de la roca. El campo de deformación, queirradia en todas las direcciones, también puede ser medido en el fondo del pozo mediante arreglos de inclinómetros operados con cable en pozos vecinos.

11. Wright CA, Stewart DW, Emanuel MA y Wright WW:“Reorientation of Propped Refracture Treatments in theLost Hills Field,” artículo de la SPE 27896, presentado enel Encuentro Regional de Occidente de la SPE, LongBeach, California, EUA, 23 al 25 de marzo de 1994.Wright CA, Conant RA, Stewart DW y Byerly PM: “Reorientation of Propped Refracture Treatments,” artí-culo de la SPE 28078, presentado en la Conferenciasobre Mecánica de Rocas en Ingeniería del Petróleo dela SPE/ISRM, Delft, Países Bajos, 29 al 31 de agosto de1994.Wright CA y Conant RA: “Hydraulic Fracture Reorientation in Primary and Secondary Recovery fromLow-Permeability Reservoirs,” artículo de la SPE 30484,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 22 al 25 de octubrede 1995.

12. Bruno MS y Nakagawa FM: “Pore Pressure Influence onTensile Propagation in Sedimentary Rock,” InternationalJournal of Rock Mechanics and Mining Sciences andGeomechanics Abstracts 28, no. 4 (Julio de 1991):261-273

13. Elbel JL y Mack MG: “Refracturing: Observations andTheories,” artículo de la SPE 25464, presentado en elSimposio de Operaciones de Producción de la SPE, Ciu-dad de Oklahoma, Oklahoma, EUA, 21 al 23 de marzo de1993.

14. Hidayati DT, Chen H-Y y Teufel LW: “Flow-Induced StressReorientation in a Multiple-Well Reservoir,” artículo de laSPE 71091, presentado en la Conferencia de Tecnología delPetróleo de la Sección de las Montañas Rocallosas de laSPE, Keystone, Colorado, EUA, 21 al 23 de mayo de 2001.

15. Siebrits E, Elbel JL, Detournay F, Detournay-Piette C,Christianson M, Robinson BM y Diyashev IR: “Parameters Affecting Azimuth and Length of a Secondary Fracture During a Refracture Treatment,”artículo de la SPE 48928, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de 1998.

16. Siebrits E, Elbel JL, Hoover RS, Diyashev IR, Griffin LG,Demetrius SL, Wright CA, Davidson BM, SteinsbergerNP y Hill DG: “Refracture Reorientation Enhances GasProduction in Barnett Shale Tight Gas Wells,” artículo dela SPE 63030, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 1° al 4 deoctubre de 2000.Fisher MK, Wright CA, Davidson BM, Goodwin AK, Fielder EO, Buckler WS y Steinsberger NP: “IntegratedFracture Mapping Technologies to Optimize Stimulationsin the Barnett Shale,” artículo de la SPE 77441, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 deoctubre de 2002.Maxwell SC, Urbancic TI, Steinsberger N y Zinno R:“Microseismic Imaging of Hydraulic Fracture Complexityin the Barnett Shale,” artículo de la SPE 77440, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 deoctubre de 2002.

El agotamiento del yacimiento, combinado conlas fracturas naturales, puede hacer que se desa-rrollen complejas “redes” de fracturas durantelos tratamientos originales y las operaciones derefracturamiento hidráulico.

Un programa de refracturamiento hidráulico de lutitas gasíferasEn 1997, Mitchell Energy, ahora Devon Energy,comenzó a utilizar concentraciones de polímerosconsiderablemente reducidas en fluidos de trata-miento—actualmente sólo se utilizan agentesreductores de fricción a base de surfactantes—yvolúmenes mucho menores de apuntalante en laFormación Barnett Shale. Estos tratamientos defracturamiento con agua tratada con cloruro depotasio y gelificada con goma guar resultaronextremadamente exitosos y son similares a losdiseños utilizados por los operadores para los tra-tamientos de estimulación de las areniscas CottonValley, en la vecina Cuenca de Texas Oriental.

Actualmente se han puesto en marchaesfuerzos de desarrollo de lutitas gasíferas adi-cionales en otras áreas de Texas Norte yOccidental. La Formación Barnett Shale, porejemplo, está presente en pozos de la CuencaFort Worth hasta la Cuenca Pérmica de TexasOccidental, de manera que las lecciones apren-didas en Texas Norte pueden ser aplicadas enmiles de pozos.

Depositada en un ambiente marino profundo,la Formación Barnett Shale corresponde a fango-litas estratificadas, limolitas y escasas cantidadesde caliza interestratificada con fracturas natura-les abiertas y rellenas con calcita. Lapermeabilidad de la matriz en esta formación delutitas finas, ricas en contenido orgánico, de edadMississippiana, es extremadamente baja y oscilaentre 0.0001 y 0.001 mD. La recuperación finalestimada para un pozo típico de la FormaciónBarnett Shale varía entre 14.3 y 28.6 millones dem3 [500 y 1000 MMpc]. Esto representa una recu-peración calculada del 8 al 10 % del gas en sitio.El logro de la producción económica exige gran-des tratamientos de fracturamiento.

La Formación Barnett Shale yace típicamenteentre la caliza Marble Falls superior y la calizaViola inferior. En ciertas áreas, la FormaciónViola es reemplazada por la dolomita Ellenburger,que no es tan competente como la FormaciónViola para el confinamiento de fracturas hidráu-licas. El espesor de la Formación Barnett Shaleoscila entre 61 y 305 m [200 y 1000 pies], con unespesor medio de aproximadamente 152 m [500pies] en el área principal del campo.

En 1999, el análisis de los campos de esfuer-zos cercanos y lejanos en la Formación Barnettdeterminó que las nuevas fracturas creadasdurante la refracturamiento hidráulico seguían elplano de fractura original a lo largo de una dis-tancia corta antes de adoptar una nuevadirección.17 Los recientes levantamientos micro-sísmicos, realizados durante los tratamientos derefracturamiento, confirman que las nuevas frac-turas se propagan inicialmente en la direcciónoriginal noreste-suroeste antes de desviarse a lolargo de un nuevo azimut noroeste-sureste

(izquierda).18 Además de la reorientación de lasfracturas, el mapeo microsísmico, tal como eldiagnóstico de la estimulación de fracturashidráulicas StimMAP, también aporta evidenciasde la existencia de fracturas complejas que con-tribuyen aún más a aumentar la productividad delpozo proveniente de la Formación Barnett Shale(abajo).

Los pozos de relleno perforados con un espa-ciamiento estrecho de 27 acres [109,300 m2]indicaron configuraciones de drenaje elípticaslargas. Por lo tanto, el refracturamiento ofreceun potencial significativo de aumento de la pro-ducción de pozos y un mejoramiento de larecuperación de gas mediante la creación denuevas fracturas que contactan otras zonas delyacimiento como resultado de su reorientación yde la creación de complejas redes de fracturashidráulicas. Las operaciones de refractura-miento hidráulico también abordan problemasde desempeño deficiente causados por termina-ciones de pozos ineficaces—fundamentalmentela terminación prematura del tratamiento origi-nal—zonas pasadas por alto o no estimuladas, ydaño de producción gradual en esta formaciónnaturalmente fracturada.

Las terminaciones en la Formación BarnettShale se remontan a la década de 1980, cuandolos tratamientos de fracturamiento y rotura con

54 Oilfield Review

Receptores

Yacimiento

Pozo vecino

Pozo

Microsismo

Fractura

> Mapeo sísmico de fracturas. La generación de imágenes microsísmicas sebasa en la detección de microsismos o emisiones acústicas asociadas con elfracturamiento hidráulico o el desplazamiento inducido de fracturas preexis-tentes. Esta técnica utiliza sensores de tres componentes, habitualmenteentre 5 y 12 geófonos o acelerómetros, en un pozo de observación vecino,para detectar estos eventos extremadamente pequeños, o microsismos. Nor-malmente, las operaciones de disparo efectuadas en el pozo que está siendovigilado rutinariamente se utilizan para calibrar y orientar los sensores. Amedida que se desarrolla un tratamiento, los microsismos generados por lapropagación de la fractura son detectados, orientados y localizados con elyacimiento para construir un “mapa” de fracturas.

Fractura simple

Fracturas complejas

Fracturas extremadamente complejas

> Redes de fracturas complejas. La descripciónclásica simple de una fractura hidráulica es unafisura planar unitaria, de dos alas, con el pozo enel medio de las dos alas (extremo superior). Noobstante, en ciertas formaciones, también puedendesarrollarse fracturas hidráulicas complejas(centro) y muy complejas (extremo inferior), talcomo parece ser el caso de la Formación BarnettShale naturalmente fracturada.

17. Siebrits y otros, referencia 16.18. Fisher y otros, referencia 16.

Maxwell y otros, referencia 16.19. Willberg DM, Steinsberger N, Hoover R, Card RJ y Queen

J: “Optimization of Fracture Cleanup Using FlowbackAnalysis,” artículo de la SPE 39920, presentado en elSimposio Regional sobre Yacimientos de Baja Permeabi-lidad de la Sección de las Montañas Rocallosas de laSPE, Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de abril de 1998.

Invierno de 2003/2004 55

ácidos utilizaban altas concentraciones de polí-meros, fluidos con geles reticulados yconcentraciones moderadas de apuntalante conrompedor de gel externo mínimo debido a la altatemperatura de la formación—unos 93°C[200°F]. Algunos de los tratamientos originalestambién incluían CO2 o N2. Los aumentos inicia-les de la producción con posterioridad altratamiento fueron alentadores pero duraronpoco tiempo. Estas prácticas continuarondurante 1990.

Los primeros tratamientos dieron comoresultado una conductividad de fractura pobredebido al daño causado por la limpieza incom-pleta del fluido de tratamiento y la degradacióndel polímero, y por la harina de sílice fina utili-zada como aditivo para pérdida de fluido, quequedaba en el empaque de apuntalante. Losvolúmenes de tratamiento pequeños generabanlongitudes de fracturas más cortas. Los datos delos registros de producción indicaban que algu-nas secciones de la Formación Barnettpermanecían sin tratar o habían sido estimula-das en forma inadecuada y aportaban poca oninguna producción de gas después de los trata-mientos de fracturamiento originales.

El daño de terminación gradual y la degra-dación de la productividad resultan poten-cialmente en una longitud de fractura insuficiente,una limpieza del fluido de tratamiento incomple-ta y restricciones de la permeabilidad relativacausadas por el influjo de agua desde las forma-ciones inferiores. En ciertos pozos, hay eviden-

cias de acumulación de incrustaciones cuando seutiliza agua proveniente de fuentes incompati-bles en tratamientos de estimulación. La degra-dación de la productividad también se produce alreducirse la energía del yacimiento. El análisismediante el sistema de producción NODAL indi-ca que debajo de aproximadamente 11,455 m3/d[400 Mpc/D], los altos niveles de fluido en el pozorestringen la producción de gas. Los métodos delevantamiento artificial ayudan a aumentar laproducción de gas.

Con posterioridad a 1990, los operadorescomenzaron a reducir las concentraciones depolímeros, utilizando N2 como asistencia para elcontraflujo, aumentando los volúmenes globalesde fluido y apuntalante, y bombeando concentra-ciones de arena máximas de 360 kg deapuntalante agregado (kgaa) por cada m3 [treslibras de apuntalante agregado (laa) por cada 1000gal]. Estos cambios se implementaron en respuestaa la limitada productividad inicial y a los resultadosdecepcionantes de los tratamientos de estimula-ción. Los ingenieros aumentaron la frecuenciade utilización de los sistemas de rompedoresexternos, eliminando finalmente el N2 y los aditi-vos sólidos para pérdida de fluido, tales como laharina de sílice fina. La producción incrementalproveniente de estimulaciones por fractura-miento hidráulico continuó mejorando comoresultado de estas tendencias en la optimizacióndel tratamiento, lo que culminó con el surgimientode los tratamientos con agua tratada con clorurode potasio y gelificada con goma guar en 1997.

Los operadores también comenzaron a enfo-carse en el mejoramiento de las operaciones delimpieza posteriores al tratamiento. Los procedi-mientos anteriores eran conservadores, contasas de contraflujo limitadas y períodos de lim-pieza de los fluidos de tratamiento que durabanentre 7 y 10 días. Los nuevos procedimientosreflejaban un intento más agresivo de forzar elcierre de la fractura y recuperar todo el fluido detratamiento posible, en 2 ó 3 días.19

La evolución de las prácticas de fractura-miento, que pasaron de los geles reticulados aluso de agua tratada con cloruro de potasio y geli-ficada con goma guar, y el mejoramiento de losprocedimientos de recuperación de fluidos detratamiento aumentaron considerablemente laproducción de gas proveniente de la FormaciónBarnett Shale. Las operaciones de refractura-miento con grandes volúmenes de fluido yvolúmenes de apuntalante menores arrojaronniveles de productividad que, en ciertos casos,son los más altos obtenidos en estos pozos(abajo, a la izquierda).

Aparentemente, la reducción y la eliminaciónfinal de sólidos en los fluidos de fracturamientogeneran mejores resultados en términos de pro-ducción en formaciones de gas de bajapermeabilidad. Los tratamientos con agua tratadacon cloruro de potasio y gelificada con goma guarconstituyen actualmente la práctica aceptadapara terminar pozos nuevos y refracturar termina-ciones existentes en la Formación Barnett Shale.Las razones del éxito de este método no se cono-cen totalmente y aún están en estudio. Unaposibilidad es que las facies de las fracturas no secierren completamente una vez terminado el des-plazamiento o que sean atacadas o erosionadaspor los grandes tratamientos de estimulación.

Los registros de pozos avanzados, obtenidoscon dispositivos tales como la herramienta degeneración de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total FMI y la herramienta de gene-ración de Imágenes Sónica Dipolar DSI,utilizados en conjunto con las series de herra-mientas de adquisición de registros de pozosestándar, proveen evaluaciones de formaciones ycaracterizaciones de yacimientos más detalla-das. Los perfiles de esfuerzos derivados de losregistros sónicos sirven de ayuda en el diseño yla implementación de los tratamientos de etapasmúltiples para asegurar la cobertura completade la estimulación por zonas. El mayor nivel dedetalle se tradujo en mejoras adicionales en lasterminaciones de la Formación Barnett Shale,incluyendo la ubicación más precisa de los dis-paros en los intervalos identificados confracturas naturales abiertas.

1001990 1991 1992 1993 1994 1995 1996

Año1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

1000

10,000

Prod

ucci

ón d

e ga

s, M

pc/m

es

100,000

Resultados típicos del refracturamiento hidráulico en la Formación Barnett Shale

Refracturado

> Resultados típicos del refracturamiento hidráulico en un pozo perforado en la Formación BarnettShale. La utilización de volúmenes sustanciales de agua tratada con cloruro de potasio y gelificadacon goma guar y escasas cantidades de apuntalante de arena para refracturar la Formación BarnettShale, se tradujeron en productividades de pozos tanto o más eficaces que las obtenidas con la termi-nación original. En ciertos casos, las productividades de pozos después del refracturamiento fueronlas mayores registradas en este campo petrolero.

Un programa de refracturamiento en pozos someros de gasEnerplus Resources Fund aumentó la producciónen un factor promedio de seis mediante el refrac-turamiento de pozos someros de gas en lasFormaciones Medicine Hat y Milk River delsureste de Alberta, Canadá. Estos resultados fue-ron obtenidos en un programa de estimulaciónconsistente en 15 pozos, durante el segundosemestre de 2002. Se realizaron diez tratamien-tos utilizando el servicio de estimulaciónmediante tubería flexible CoilFRAC.20 La técnicaCoilFRAC utilizó una herramienta de aislamientoselectiva que permitió aislar y estimular selecti-vamente los intervalos disparados individuales.En los otros cinco pozos se utilizó cañería articu-lada y una unidad para entubar bajo presión enlugar de la tubería flexible (CT, por sus siglas eninglés). Estas estimulaciones operadas con tube-ría flexible y con unidades para entubar bajopresión, ayudaron a optimizar los tratamientosde fracturamiento y facilitaron la terminación yla estimulación de zonas pasadas por alto.

Terminados inicialmente en la década de1970, los pozos verticales perforados en las For-maciones Medicine Hat y Milk River producendesde profundidades de 300 a 500 m [984 a 1640pies]. Los intervalos productores corresponden aareniscas estratificadas con un alto contenido delutitas que se fracturan fácilmente. Estos pozosfueron fracturados originalmente mediante elbombeo de fluidos y apuntalantes a través de latubería de revestimiento en una operación deuna sola etapa, con esferitas de obturación para la derivación del tratamiento a través de los múl-

tiples grupos de disparos. Para seleccionar loscandidatos a refracturamiento hidráulico, losingenieros buscaron una relación entre la efica-cia de la fractura original y la producción actual.

Estos pozos fueron terminados inicialmenteen un período de dos años, de manera que laproducción acumulada se normaliza al cabo de30 años. El análisis indicó que la producción pro-medio en los primeros tres meses posteriores ala terminación original era directamente propor-cional a la producción de gas acumulada en unperíodo de 30 años. Por otra parte, los gastos degas y la eficacia de la estimulación están relacio-nados, de manera que la eficacia de laestimulación es directamente proporcional a laproducción acumulada.

Las terminaciones con menos producciónacumulada de gas que la de los pozos cercanosfueron identificadas como candidatas a refractu-ramiento (arriba). Otras de las consideracionescontempladas fueron la producción promedio enlos primeros tres meses posteriores a la termina-ción inicial, el largo de los intervalosproductivos, la distancia vertical entre los inter-

valos disparados y el régimen de producciónactual. Los pozos con regímenes de producciónactualmente económicos de más de 716 m3/d [25Mpc/D] fueron eliminados como candidatos parael refracturamiento.

Los intervalos de más de 7 m [23 pies] fuerondescartados como candidatos a la aplicación deCoilFRAC. Las operaciones con unidades paraentubar bajo presión permitieron largos de lasherramientas de aislamiento selectivo mayores,de hasta aproximadamente 15 m [49 pies]. Adi-cionalmente, debido al riesgo de que lasfracturas crecieran verticalmente en los interva-los adyacentes, también se eliminaron losintervalos con espaciamientos de menos de 10 m[33 pies] aproximadamente.

El largo de las zonas disparadas individual-mente, fracturadas con tubería flexible, oscilabaentre 0.9 m y 6.1 m [3 y 20 pies] con cuatro asiete zonas tratadas en cada pozo. El largo dis-parado de las zonas fracturadas utilizandounidades para entubar bajo presión variabaentre 3 m y 14 m [9.8 y 45.9 pies]. La cantidadde zonas tratadas osciló entre dos y cuatro zonaspor pozo.

56 Oilfield Review

T20

R14 R13W4

R14 R13W4

T19

T18

T20

T19

T18

50.8

137.3 310.4 483.5Producción acumulada de gas, MMpc

656.6 829.6

223.9 397.4 570.0 743.1 916.2

> Criterios de refracturamiento hidráulico de pozos someros de gas. Dado quelas pruebas y el análisis de presiones transitorias resultaban muy costosos yno eran económicamente prácticos para este proyecto, Enerplus ResourcesFund optó por los datos de producción como el mejor indicador relativo dedaño gradual, conectividad y eficacia de la estimulación original. Se trazaronlas curvas de contorno de los datos de producción acumulada de gas y secodificaron en colores utilizando un programa de computación de mapeo delgas. Esto permitió a los ingenieros identificar y seleccionar fácilmente loscandidatos a refracturamiento en áreas con factores de recuperación másbajos (azul).

20. Degenhardt KF, Stevenson J, Gale B, González D, Hall S,Marsh J y Zemlak W: “Aislamiento y estimulación selec-tivos,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002):60-80.

21. Lemp S, Zemlak W y McCollum R: “An Economical Shallow-Gas Fracturing Technique Utilizing a CoiledTubing Conduit,” artículo de la SPE 46031, presentado enla Mesa Redonda sobre Tubería Flexible de la SPE/ICoTA,Houston, Texas, EUA, 15 al 16 de abril de 1998.Zemlak W, Lemp S y McCollum R: “Selective HydraulicFracturing of Multiple Perforated Intervals with a CoiledTubing Conduit: A Case History of the Unique Process,Economic Impact and Related Production Improve-ments,” artículo de la SPE 54474, presentado en la MesaRedonda sobre Tubería Flexible de la SPE/ICoTA, Houston, Texas, EUA, 25 al 26 de mayo de 1999.Marsh J, Zemlak WM y Pipchuk P: “Economic Fracturing of Bypassed Pay: A Direct Comparison ofConventional and Coiled Tubing Placement Techniques,”artículo de la SPE 60313, presentado en el SimposioRegional sobre Yacimientos de Baja Permeabilidad de laSección de las Montañas Rocallosas de la SPE, Denver,Colorado, EUA, 12 al 15 de marzo de 2000.

22. Bastian P: “Short Shut-in Well Test Analysis for VerifyingRestimulation Potential,” presentado en las Jornadassobre GRI/ refracturamiento hidráulico, Denver, Colorado, EUA, 15 de marzo de 1999.Huang H, Bastian PA y Hopkins CW: “A New Short Shut-In Time Testing Method for Determining StimulationEffectiveness in Low Permeability Gas Reservoir,”Informe de Actualidad, Contrato No. 5097-210-4090, Instituto de Investigación del Gas, Chicago, Illinois, EUA(Noviembre de 2000).

Invierno de 2003/2004 57

Debido a la edad de estos pozos, se adopta-ron precauciones para evitar posibles fallasmecánicas. Se controlaron los flujos a la superfi-cie a través de las aberturas de las tuberías derevestimiento; y cualquier indicación de migra-ción de gas hacia la superficie eliminaba al pozocomo candidato. Se bajó un raspador para tube-ría de revestimiento en todos los pozos a fin deeliminar cualquier restricción del pozo y verifi-car el diámetro interno mínimo.

Los intervalos escogidos para el refractura-miento hidráulico fueron redisparados a fin deasegurar la inyectividad y mejorar la eficacia deltratamiento. Debido a la falta de registros actua-lizados, los intervalos existentes fueronredisparados a las mismas profundidades y conlas mismas longitudes que los disparos iniciales.Las evaluaciones de pozos previas al tratamientoconfirmaron el largo de los intervalos y la cali-dad de la arenisca a partir de los registros derayos gamma. En cuatro pozos estimuladosmediante la tubería flexible, se dispararon inter-valos productivos netos adicionales derivados delos registros existentes.

La producción acumulada y los regímenes deproducción actuales resultaron efectivos para laselección de los candidatos a refracturamientohidráulico. El refracturamiento se tradujo en unaumento promedio de la producción por pozo deaproximadamente seis veces con respecto alrégimen de producción previo a la estimulación.Con posterioridad al fracturamiento, seis de los15 pozos mostraron regímenes promedio másaltos que los registrados en el momento de laterminación inicial; cuatro pozos produjerondentro del 25% de sus tasas a los tres meses dela terminación original en la década de 1970.Este nivel de aumento sustancial de la producti-vidad es aún más impresionante si se analiza enel contexto de casi 30 años de producción y másde 100 lpc [689 kPa] de reducción de presión(derecha).

Estos resultados coinciden con las evaluacio-nes documentadas de otros tratamientosCoilFRAC efectuados en el área desde el año1997.21 La producción promedio de los pozos frac-turados con tubería flexible fue levementesuperior a la obtenida con los tratamientos reali-zados con unidades para entubar bajo presión.Esto reafirma el hecho de que el fracturamientode varios intervalos pequeños arroja mejores regí-menes de producción que el fracturamiento deunos pocos intervalos más grandes. Por otraparte, el fracturamiento efectuado con tuberíaflexible cuesta aproximadamente un 10% menosque los tratamientos con unidades para entubarbajo presión.

Análisis de pruebas de pozos con tiempos de cierre cortosPara determinar la forma en que debería respon-der un pozo al refracturamiento es precisoconocer el tratamiento de fracturamiento origi-nal y el estado actual del tratamiento deestimulación del pozo; longitud y conductividadde la fractura. Otro de los objetivos del proyectode refracturamiento hidráulico llevado a cabo porel GTI en el año 1998 fue desarrollar un métodode prueba de pozo para verificar el potencial derefracturamiento hidráulico de los pozos de yaci-mientos de gas de baja permeabilidad.

En yacimientos de baja permeabilidad, serequieren tiempos de cierre largos—que a vecesimplican varios días, semanas o incluso meses—para obtener una caracterización de yacimientosy fracturas única a partir de un análisis deprueba de presiones transitorias de pozos, habi-tualmente una prueba de incremento de presión.Por ello, la mayoría de los operadores sostienen

que los altos costos que implican la implementa-ción de estas pruebas y las pérdidas de tiempode producción asociadas con las mismas son ina-ceptables. En consecuencia, si el objetivo es sóloverificar que un pozo requiere estimulación, qui-zás no sea necesaria una solución única para laspruebas de pozo.

Schlumberger desarrolló el método de inter-pretación de tiempo de cierre corto (SSTI, porsus siglas en inglés) para obtener datos de prue-bas de pozos interpretables en pozos deyacimientos de gas baja permeabilidad.22 Estanueva técnica, aplicable en yacimientos nuevoso agotados, utiliza datos iniciales de presionestransitorias para estimar los probables rangosde permeabilidad del yacimiento y de la longitudde la fractura. El método SSTI resulta especial-mente efectivo en formaciones de bajapermeabilidad, en yacimientos de gas de bajapermeabilidad y en pozos con grandes volúme-nes de almacenamiento.

140

120

100

Vida productiva del pozo

335 lpc

335 lpc

Régi

men

de

prod

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ón p

rom

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Vida productiva del pozo

Caída de presión a lo largo de 30 años

450 lpc

Régi

men

de

prod

ucci

ón p

rom

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, Mpc

/DPr

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, MM

pc/D

80

60

40

20

0

5.0

4.5

4.0

3.5

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

0.02001 2002

Régimen de producción promedio para operaciones de refracturamiento hidráulico CoilFRAC

Producción del campo

Régimen de producción promedio para operaciones de refracturamiento hidráulico con unidades para entubar bajo presión

Caída de presión a lo largo de 30 años

Inicial Antes del refracturamiento Después del refracturamiento

Último pozo en ser fracturado con tubería flexible (sólo 10 de los 15 pozos han sido fracturados a esta altura y todos a través de tubería flexible)

Cierre del compresor de gas

Dos de los cinco pozos refracturados con unidades para entubar bajo presión

Limpieza de pozos nuevos con tubería flexible

6 pozos nuevos

13 pozos nuevos

335 lpc

335 lpc 450 lpc

> Resultados del refracturamiento hidráulico de pozos someros de gas. El refracturamiento de pozossomeros en las formaciones gasíferas Medicine Hat y Milk River se tradujo en aumentos significativosde la producción, aun después de que los pozos hubieran estado en producción durante más de 30años. Enerplus Resources Fund utilizó tanto la técnica de estimulación a través de la tubería flexiblecomo la técnica operada con tubería de producción utilizando una unidad para entubar bajo presión.

Este enfoque no constituye una determina-ción cuantitativa de las propiedades delyacimiento y de la eficacia de la estimulaciónpero tampoco es totalmente cualitativo. Elmétodo SSTI define valores inferiores y superio-res tanto para la permeabilidad del yacimientocomo para la longitud de la fractura en puntoscríticos durante el desarrollo de una prueba depozo. Mediante la provisión de un rango deresultados en vez de múltiples conjuntos de solu-ciones no únicas, esta determinación rápida ysimple reduce la incertidumbre y la ausencia deunicidad, si se compara con las interpretacionesconvencionales.

En pocas horas, y generalmente en menos detres días, se obtienen estimaciones razonable-mente buenas de las propiedades de losyacimientos. Esto reduce significativamente elcosto de las pruebas de pozos, en términos deequipos, servicios y producción demorada. Laidentificación del flujo radial o lineal en un pozoproporciona una buena indicación de la eficaciao ineficacia de la fractura apuntalada actual. Elenfoque SSTI está sujeto a limitaciones en losyacimientos compuestos de varios horizontes(multicapa), pero a menudo los ingenieros pue-den utilizar estos resultados para determinar siun pozo debería ser reestimulado.

El proyecto del GTI incluyó un programa depruebas de pozos en la Formación Frontier de laUnidad North Labarge, Condados de Sublette yLincoln, Wyoming, EUA, para validar los candida-tos a refracturamiento hidráulico seleccionadospor los tres métodos del GTI; estadísticas de pro-ducción, reconocimiento de patrones y curvastipo. El método SSTI fue aplicado para determi-

nar la eficacia del tratamiento de fracturamientohidráulico original aplicado en los pozos de estesitio de prueba. El éxito de la aplicación envarios pozos de gas del área Frontier demostró elpotencial del método SSTI, pero las dificultadesasociadas con la calidad y adquisición de datosentorpeció el análisis completo de los datos depruebas de pozos.

Las interpretaciones realizadas utilizando elmétodo SSTI requieren datos precisos de altacalidad. Las mediciones de fondo de pozo conmedidores electrónicos precisos y muestreo dedatos frecuente ayudan a capturar el nivel dedetalle requerido. Los dispositivos de cierre defondo de pozo reducen los efectos de almacena-miento del pozo y aceleran el inicio del flujolineal. La interpretación de estas pruebas seefectúa utilizando los tiempos de pruebas com-prendidos entre el comienzo y el final del flujolineal. El método SSTI también es aplicable enpruebas de pozos convencionales.

Evaluación del mejoramiento de la producciónEn marzo de 2002, Kerr-McGee Corporation ySchlumberger comenzaron a trabajar en con-junto para mejorar la producción proveniente deyacimientos de gas maduros o “marginales,”situados en Texas Sur. Estos esfuerzos son elresultado de una evaluación de yacimientos inte-gral realizada por Schlumberger paracomprender mejor las tendencias de termina-ción y producción registradas en la CuencaVicksburg. Iniciado en el otoño de 2001, esteestudio proactivo se concentró en las áreasdonde la aplicación de nuevas tecnologías y téc-

nicas produciría el mayor impacto y, a su vez,ayudaría a los operadores a producir gas enforma más económica.

El objetivo era conocer cómo las prácticasgeológicas, petrofísicas y de terminación depozos inciden en el desempeño del pozo. Esteestudio de la Cuenca Vicksburg permitió identi-ficar pozos con desempeños deficientes ydeterminar tecnologías específicas, tales comolas herramientas de evaluación de formacionesavanzadas, así como mejorar las prácticas determinación de pozos y las técnicas de refractu-ramiento hidráulico que podrían incidirsustancialmente en la productividad del pozo.

El equipo de estudio recolectó e interpretóinformación clave, incluyendo registros de pozosy datos relacionados con prácticas de estimula-ción por fracturamiento hidráulico. Luegocombinó los elementos de los procesos patenta-dos, tanto de rutina como avanzados, en unasecuencia de tareas integrada que identificónumerosas oportunidades de refracturamiento.

Los elementos clave de esta secuencia detareas fueron la técnica Moving Domain para laevaluación rápida de las propiedades producto-ras, el desarrollo de un modelo petrofísicoespecífico destinado a identificar zonas de gaspasadas por alto y técnicas para evaluar y miti-gar riesgos. El análisis Moving Domain es unanálisis de datos de producción basado en esta-dísticas para identificar áreas con potencialpara perforación de pozos de relleno, nuevas ter-minaciones y nuevas estimulaciones.

Como resultado de los esfuerzos del equipodel proyecto, Kerr-McGee refracturó 12 pozosdurante el año 2002. Inicialmente, esta campañade refracturamiento incorporó 157.5 millones dem3 [5500 MMpc] de reservas de gas recupera-bles incrementales (arriba, a la izquierda). Estoequivale a US$ 600,000 de ingresos por mes, arazón de US$ 4/Mpc de gas, lo que aumentó elflujo de fondos bruto de Kerr-McGee en unosUS$ 8.5 millones en el año 2002. Hasta la fecha,el éxito del programa ha aumentado aún más enel año 2003 con 103.1 millones de m3 [3600MMpc] de gas recuperable para los primeroscuatro pozos solamente. Entre 2002 y 2003, loscostos de desarrollo también se redujeron enmás de un 40% mediante el mejoramiento de laevaluación y la mitigación de riesgos.

Schlumberger trabaja con Kerr-McGee envarias localizaciones geográficas para facilitar laejecución del proyecto. Los resultados del tra-bajo realizado en cada pozo están publicados enun Informe de Decisiones basadas en la Informa-ción Adecuada (IDR, por sus siglas en inglés)que incluye propiedades de yacimientos deriva-das del modelo petrofísico específico de la

58 Oilfield Review

100,000

10,000

10-96 -84 -72 -60 -48 -36 -24

Tiempo normalizado, meses

-12 0 12 24 36 48 60

100

1000

Prod

ucci

ón d

e ga

s to

tal p

rom

edio

, Mpc

/D

12 pozos refracturados en el tiempo 0

Promedio durante el primer mes para los 12 pozos: 6.6 MMpc/D después del refracturamiento

Declinación proyectada después del refracturamiento

Declinación proyectada si los pozos no hubieran sido refracturados

Producción para los 12 pozos: 1.5 MMpc/D antes del refracturamiento

> Resultados del refracturamiento realizado por Kerr-McGee en Texas Sur.

Invierno de 2003/2004 59

Cuenca Vicksburg, el programa de computaciónde diseño y análisis de tratamientos de fractura-miento FracCADE, el programa de computaciónde análisis de pozos ProCADE, y predicciones degastos y características de producción clavesobtenidas del análisis Moving Domain.

Estos resultados se exhiben luego electróni-camente utilizando el sistema de control yentrega de datos en tiempo real InterACT y seponen a disposición del personal deSchlumberger y Kerr-McGee que participa delproyecto. Las actuales capacidades de teleconfe-rencia y las herramientas de colaboración, talescomo el programa de computación InterACT quepermite la revisión y evaluación de los resulta-dos del proyecto a medida que se dispone deellos, facilitan esta interacción y colaboraciónde parte del equipo del proyecto.

Un gerente de proyecto de Schlumberger,ubicado en las oficinas de Kerr-McGee, coordinalas operaciones que incluyen desde el trabajo dediagnóstico inicial—pruebas de incremento depresión y registros de producción—hasta losdiseños de operaciones de refracturamiento rea-les, su ejecución, su vigilancia rutinaria entiempo real y las evaluaciones posteriores al tra-tamiento.

Reconociendo el valor de una relación decolaboración con Schlumberger, que incluye ungran equipo de especialistas a lo largo de toda laduración del proyecto, Kerr-McGee identificórecientemente otras oportunidades de camposmarginales para la evaluación conjunta.

Operaciones de refracturamiento hidráulicoCon el crecimiento diario de la demanda mun-dial de petróleo, las operaciones derefracturamiento hidráulico de pozos cobrancada vez más importancia. Las importantes mejo-ras obtenidas en la productividad a cambio deuna inversión relativamente baja hacen del frac-turamiento hidráulico, ya sea como tratamientoinicial o como operaciones de refracturamientohidráulico, una de las técnicas de mejoramientode la producción más atractivas desde el puntode vista económico.23

La estimulación por fracturamiento hidráu-lico durante la terminación inicial o en unaetapa posterior de la vida productiva de un pozoelude el daño en la zona vecina al pozo yaumenta la conectividad con el yacimiento. Lapráctica de refracturamiento comenzó inmedia-tamente después de la introducción delfracturamiento hidráulico, aproximadamente enel año 1947, pero las primeras aplicaciones

demandaban un esfuerzo considerable paradiagnosticar problemas y seleccionar pozos can-didatos, arrojando resultados mixtos. Desde losestudios del GTI de 1996 y 1998, y las pruebas decampo asociadas, hasta el éxito continuo de lasoperaciones de refracturamiento hidráulico enAmérica del Norte y en otras áreas, incluyendoChina, Argelia, Brasil y Rusia, resulta claro queen todo el mundo existe un importante potencialde refracturamiento, incluso en los campospetroleros maduros.24

En muchos casos, el refracturamiento esmucho menos costoso que un pozo de desarrollonuevo y puede complementar a la perforación depozos de relleno, con escasa erogación de capi-tal, especialmente en yacimientos profundos debaja permeabilidad. Esto se pone de manifiestoincluso en los pozos someros de gas de Canadá(izquierda). No obstante, la economía del refrac-turamiento hidráulico es sumamente sensible auna adecuada selección de candidatos. Erroresde cálculo relativamente secundarios puedenconvertir un proyecto potencialmente redituableen un emprendimiento infructuoso.

Básicamente, los candidatos a refractura-miento son seleccionados de la misma forma quelos candidatos a fracturamiento inicial, salvo porel hecho de que puede haber mucha mayor canti-dad de datos con los que trabajar. Numerosasmetodologías emergentes, incluyendo las gráficasde interrelación multidimensionales y los mapasautoorganizados, ofrecen a los operadores gran-des bases de datos que contienen cientos depozos diferentes, parámetros de entrada y varia-dos criterios de fracturamiento. En general, estastécnicas corresponden a la categoría de mineríade datos (extracción de información oculta y pre-decible de grandes bases de datos) ydescubrimiento de conocimientos.25

Schlumberger también continúa desarro-llando y refinando métodos de selección decandidatos a fracturamiento. Utilizando el análi-sis Moving Domain, por ejemplo, Schlumbergerestá evaluando diversas formas de utilizar lashistorias de producción de pozos vecinos paraseleccionar candidatos a refracturamiento conalto potencial. Aplicado en forma sensata, elrefracturamiento ha demostrado ser efectivopara la explotación de reservas incrementales ylos beneficios financieros que las mismas repre-sentan, particularmente en el entorno comercialdesafiante del mundo actual. Estos tipos de ope-raciones de refracturamiento hidráulico depozos constituyen un medio viable y económica-mente atractivo de mejorar el retorno económicopara los operadores que deseen aplicar nuevosmétodos y tecnologías relacionados. —MET

23. Bradley HB: Petroleum Engineering Handbook. Richardson, Texas, EUA: Society of Petroleum Engineers(1992): 55-1–55-12.Economides MJ y Nolte KG: Reservoir Stimulation, Tercera Edición, West Sussex, Inglaterra: John Wiley &Sons Ltd. (2000): 5-1–5-28.Duda JR, Boyer II CM, Delozier D, Merriam GR, Frantz JrJH y Zuber MD: “Hydraulic Fracturing: The ForgottenKey to Natural Gas Supply,” artículo de la SPE 75712,presentado en el Simposio de Tecnología del Gas de laSPE, Calgary, Alberta, Canadá, 30 de abril al 2 de mayode 2002.

24. Pospisil y otros, referencia 3.Olson, referencia 3.Wright y Conant, referencia 11.Marquardt MB, van Batenburg D y Belhaouas R: “Production Gains from Re-Fracturing Treatments inHassi Messaoud, Algeria,” artículo de la SPE 65186, presentado en la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, París, Francia, 24 al 25 de octubre de 2000.

25. Oberwinkler C y Economides MJ: “The Definitive Identification of Candidate Wells for Refracturing,” artí-culo de la SPE 84211, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado,EUA, 5 al 8 de octubre de 2003.

160

140

120

100

80

Costo promedio por pozo, $1000

Aumento promedio de la producción, Mpc/D

60

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20

0

Perforar y terminar Refracturamiento hidráulico con tubería flexibleRefracturamiento hidráulico con unidad para entubar bajo presión

> Economía de refracturamiento. En pozos someros de gas, como los de lasFormaciones Medicine Hat y Milk River del sureste de Alberta, Canadá, larefracturamiento hidráulico de pozos existentes cuesta menos (izquierda) yproporciona producción incremental a un costo unitario más bajo (derecha)que el de la perforación y terminación de pozos nuevos. En cierta medida,sucede lo mismo con los pozos actualmente en producción en muchos otroscampos petroleros, especialmente aquéllos perforados en yacimientos másprofundos de baja permeabilidad.