18 Oilfield Review

En busca del punto dulce: Calidad del yacimiento y calidad de la terminación en las lutitas orgánicas

El posicionamiento de los pozos horizontales en los yacimientos de lutitas puede

constituir una propuesta comercial costosa y arriesgada. Para minimizar el riesgo,

los operadores adquieren y analizan los datos sísmicos de superficie antes de

decidir dónde perforar.

Karen Sullivan GlaserCamron K. MillerHouston, Texas, EUA

Greg M. JohnsonBrian ToelleDenver, Colorado, EUA

Robert L. KleinbergCambridge, Massachusetts, EUA

Paul MillerKuala Lumpur, Malasia

Wayne D. PenningtonUniversidad Tecnológica de MichiganHoughton, Michigan, EUA

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Invierno de 2013/2014: 25, no. 4.Copyright © 2014 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Alan Lee Brown, Raj Malpani, William Matthews, David Paddock y Charles Wagner, Houston; Helena Gamero Díaz, Frisco, Texas; y Ernest Gómez, Denver.sCore es una marca de Schlumberger.

A fines del siglo XX, los geocientíficos de E&P comenzaron a considerar a las lutitas desde una nueva perspectiva. Si bien la explotación de las lutitas ya se había establecido a comienzos del siglo XIX, los operadores consideraban a las for-maciones arcillosas principalmente como rocas generadoras y sellos de baja permeabilidad para los yacimientos convencionales. No obstante, durante las décadas de 1980 y 1990, los operado-res demostraron que la aplicación adecuada de prácticas de perforación horizontal combinadas con tratamientos de fracturamiento hidráulico de múltiples etapas podía volver productivas las luti-tas orgánicas, incentivando la explotación de yaci-mientos de rocas generadoras.1 A pesar del éxito del desarrollo de las lutitas Barnett y Haynesville en EUA, la industria pronto tomó conciencia de que no todas las lutitas constituían objetivos viables para la producción rentable de hidrocarburos, y los operadores buscaron tecnologías que les permitie-ran identificar objetivos de desarrollo apropiados.

Las formaciones de lutitas que ofrecen el mejor potencial requieren una combinación única de propiedades geomecánicas de las rocas y del yaci-miento; y son relativamente raras. Las lutitas orgá-nicas poseen una granulometría extremadamente pequeña y una permeabilidad de la matriz ultra baja, lo que hace que estos recursos no conven-cionales difieran fundamentalmente de la mayoría de los yacimientos convencionales.2 Además, dado que los trayectos de migración de hidrocarburos tienden a ser cortos, las zonas productivas de los yacimientos de lutitas pueden estar confinadas a una cierta área de una cuenca o restringirse a un intervalo estratigráfico.

Los dos factores que determinan la viabilidad económica de una extensión productiva de lutitas

son la calidad del yacimiento y la calidad de la ter-minación. La buena calidad del yacimiento (RQ) es definida para los yacimientos de lutitas orgáni-cas como la capacidad para producir hidrocarbu-ros de manera rentable después de un tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico. La calidad del yacimiento es una característica de predicción colectiva determinada en gran medida por la mineralogía, la porosidad, la saturación de hidrocarburos, el volumen de la formación, el con-tenido orgánico y la madurez térmica.

La calidad de la terminación (CQ), otro atri-buto de predicción colectiva, ayuda a pronosticar el éxito de la estimulación de un yacimiento a través del fracturamiento hidráulico. De un modo similar a la RQ, la CQ depende en gran medida de la mineralogía, pero también es influenciada por las propiedades elásticas, tales como el módulo de Young, la relación de Poisson, el módulo de compresibilidad y la dureza de la roca. La calidad de la terminación también incluye factores tales como la densidad y la orientación de las fracturas naturales, la anisotropía intrínseca y la anisotro-pía del material fracturado, y las magnitudes, orientaciones y anisotropía prevalecientes de los esfuerzos locales.

Para tener éxito en las extensiones productivas de lutitas de nuestros días, los operadores perfo-ran horizontalmente en los estratos del yacimiento que poseen óptimas condiciones de RQ y CQ. Los tratamientos de estimulación son más efectivos cuando las fracturas inducidas permanecen abier-tas con apuntalante, lo que hace que el yacimiento quede expuesto a una superficie de fracturamiento extensa y permite que los fluidos fluyan desde el yacimiento hasta el pozo, incrementando efectiva-mente la permeabilidad sistémica del yacimiento.3

1. Boyer C, Kieschnick J, Suárez-Rivera R, Lewis RE y Waters G: “Producción de gas desde su origen,” Oilfield Review 18, no. 3 (Invierno de 2006/2007): 36–49.

Boyer C, Clark B, Jochen V, Lewis R y Miller CK: “Gas de lutitas: Un recurso global,” Oilfield Review 23, no. 3 (Marzo de 2012): 28–39.

2. Nelson PH: “Pore-Throat Sizes in Sandstones, Tight Sandstones, and Shales,” AAPG Bulletin 93, no. 3 (Marzo de 2009): 329–340.

3. La permeabilidad sistémica se refiere a la permeabilidad general del volumen efectivo de yacimiento y es la suma de las contribuciones de la permeabilidad de la matriz y la permeabilidad de las fracturas naturales. En los yacimientos de lutitas, la permeabilidad de la matriz oscila entre 0,1 y 1 000 nD. Para que los pozos perforados en estas formaciones produzcan de un modo rentable, se necesitan fracturas naturales e inducidas.

Volumen 25, no.4 19

20 Oilfield Review

Los operadores juzgan la calidad de un diseño de terminación por fracturamiento hidráulico en base a la evaluación, posterior a la operación, de los datos provenientes de fuentes tales como el monitoreo microsísmico de los tratamientos de fracturamiento hidráulico, las pruebas de contra-flujo (flujo de retorno) y la producción inicial para determinar con qué efectividad y eficiencia se estimuló el yacimiento.

Idealmente, un operador posiciona los pozos horizontales en intervalos de lutitas con caracterís-ticas geológicas favorables, condiciones de RQ y CQ óptimas, y ausencia de riesgos geológicos.4 Los estudios retrospectivos han demostrado que esta estrategia incrementaría la producción en diez veces (abajo).5 Por consiguiente, la determina-ción de dónde coinciden los mejores parámetros RQ y CQ constituye un esfuerzo de exploración y la mejor técnica para mejorar el esfuerzo de explo-

ración antes de perforar el pozo inicial es la inter-pretación de los datos sísmicos de superficie. Estudios recientes han demostrado que la inter-pretación sísmica resulta de utilidad para definir los puntos dulces (sitios óptimos) de producción presentes en las extensiones productivas de luti-tas orgánicas.

En este artículo, describimos un procedi-miento sistemático y estratégico para utilizar los datos sísmicos de superficie con el fin de identifi-car los puntos dulces en los recursos de lutitas, comenzando con la RQ regional y de cuenca para luego pasar a las RQ y CQ locales. Algunos casos de estudio de las cuencas de Arkoma, Delaware y Williston, en EUA, demuestran cómo los datos de sísmica de reflexión constituyen la clave para determinar dónde puede existir un recurso y dónde RQ y CQ son mejores.

Características de las fangolitasLos geólogos definen a las lutitas como fangolitas que exhiben fisilidad; la capacidad para separarse fácilmente en láminas individuales, como un mazo de cartas. La industria del petróleo y el gas gene-ralmente considera a los recursos como “lutitas” productoras de gas o fluidos. No obstante, sería más exacto hablar de fangolitas o estratitas, por-que a menudo estas “lutitas” no son fisibles.

Las fangolitas predominan en el registro sedi-mentario y componen entre un 60% y un 70% de las rocas sedimentarias de la Tierra.6 Son rocas sedimentarias de grano fino compuestas por par-tículas del tamaño de limos y arcillas con diáme-tros equivalentes o menores a 62,5 micrones [0,00246 pulgadas].7 Estos tamaños de partículas pequeños producen baja permeabilidad; a su vez, una selección pobre —la combinación de varias granulometrías— puede reducir aún más tanto la permeabilidad como la porosidad.

Las fangolitas poseen una mezcla compleja de materia orgánica y minerales de arcilla —illita, esmectita, caolinita y clorita— junto con cuarzo, calcita, dolomía, feldespato, apatita y pirita. Recientemente, los geólogos de Schlumberger introdujeron el esquema de clasificación de fango-litas definido por un diagrama ternario sCore, que se basa en relaciones establecidas entre los núcleos y los registros, utilizando la arcilla, la com-binación QFM (cuarzo, feldespato y mica) y los carbonatos como puntos extremos (puntos ápice). El diagrama sCore define 16 clases de fangolitas y puede clasificar una muestra como fangolita arci-llosa (rica en arcilla), silícea o carbonatada. Este esquema de clasificación permite a los geólo-gos e ingenieros examinar las relaciones empíricas entre la mineralogía y los factores que inciden en las RQ y CQ de las fangolitas mediante la superpo-sición de los puntos que incluyen indicaciones de RQ, CQ o ambas (próxima página).8 Las fangoli-tas productivas más buscadas por las compañías petroleras tienden a exhibir un predominio de minerales que no son arcilla, principalmente sili-catos y carbonatos, y, por consiguiente, se ubican en el extremo inferior del diagrama, lejos del punto correspondiente a la arcilla; las rocas con

>Mejores resultados de 12 meses de producción. Esta área de 130 km2 [50 mi2] de la lutita Barnett, en el noroeste del Condado de Tarrant, en Texas, EUA, muestra la producción de gas del primer año correspondiente a más de 650 pozos horizontales. Los puntos negros representan las localizaciones de pozos múltiples en la superficie. Las áreas de colores cálidos (extremo superior de la escala) son los puntos dulces de producción y las áreas de colores fríos (extremo inferior de la escala), no los son. (Adaptado de Baihly et al, referencia 5.)

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 1ORWIN 13/14 SHLSMC 1

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280

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de

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pc

0 km

0 mi 2

2

N

4. Miller C, Waters G y Rylander E: “Evaluation of Production Log Data from Horizontal Wells Drilled in Organic Shales,” artículo SPE 144326, presentado en la Conferencia y Exhibición de Gas No Convencional de América del Norte de la SPE, The Woodlands, Texas, EUA, 14 al 16 de junio de 2011.

Cipolla C, Lewis R, Maxwell S y Mack M: “Appraising Unconventional Resource Plays: Separating Reservoir Quality from Completion Effectiveness,” artículo IPTC 14677, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo, Bangkok, Tailandia, 7 al 9 de febrero de 2012.

5. Baihly JD, Malpani R, Edwards C, Han SY, Kok JCL, Tollefsen EM y Wheeler CW: “Unlocking the Shale Mystery: How Lateral Measurements and Well Placement Impact Completions and Resultant Production,” artículo SPE 138427, presentado en la Conferencia sobre Terminaciones de Areniscas Gasíferas Compactas de la SPE, San Antonio, Texas, 2 al 3 de noviembre de 2010.

6. Aplin AC, Fleet AJ y Macquaker JHS: “Muds and Mudstones: Physical and Fluid-Flow Properties,” en Aplin AC, Fleet AJ y Macquaker JHS (eds): Muds and Mudstones: Physical and Fluid-Flow Properties. Londres: The Geological Society, Special Publication 158 (1999): 1–8.

7. Un micrón, o micrómetro, equivale a una millonésima de un metro o a la milésima parte de un milímetro. Se abrevia como μ, μm o mc. En el sistema de medidas inglés, un micrón equivale a 3,937 × 10–5 pulgadas.

8. Para obtener más información sobre el esquema de clasificación sCore, consulte: Gamero-Díaz H, Miller C y Lewis R: “sCore: A Mineralogy Based Classification Scheme for Organic Mudstones,” artículo SPE 166284, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 de septiembre al 2 de octubre de 2013.

Volumen 25, no.4 21

> Herramienta de clasificación sCore. En sentido horario, los ápices del diagrama ternario sCore (extremo superior izquierdo) corresponden a arcilla, carbonato y la suma de cuarzo, feldespato y mica (QFM). El diagrama define 16 clases de fangolitas sobre la base de la mineralogía. Las fangolitas (extremo superior derecho) que buscan las compañías petroleras tienden a poseer menos de un 50% de arcilla. En la lutita Wolfcamp (centro), las fangolitas silíceas exhiben un valor alto de RQ y CQ. En la lutita Eagle Ford (extremo inferior), las fangolitas carbonatadas poseen un valor alto de RQ y CQ. En estos ejemplos, RQ es directamente proporcional a la porosidad efectiva y CQ es inversamente proporcional al gradiente del esfuerzo de compresión principal mínimo local.

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 2ORWIN 13/14 SHLSMC 2

Fangolita silícearica en carbonato

Fangolita carbonatadarica en sílice

Litotipocon

predominiode sílice

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20

50

50

80

80

80

50

20

10

80

50

20

10

10

10

20

50

80

10

20 50 80 10

Arcilla Arcilla

Carbonato

Extensionesproductivasde lutitas

Barnett

Marcellus

Haynesville

Fayetteville

Eagle Ford

Wolfcamp

QFM Carbonato

Fangolitasilíceamixta

Fangolitaarcillosa/

silícea

Fangolitamixta

Fangolitaarcillosa/

carbonatada(marga)

Fangolitaarcillosa

mixta

Litotipocon

predominiode arcilla

Fangolitacarbonatada

mixtaFangolita silícea-Carbonato

Fang

olita

silíc

ea

rica e

n arci

lla

Fang

olita

arcil

losa

rica e

n sílic

e

Fangolita arcillosa

rica en carbonato

Fangolita carbonatada

rica en arcilla

Litotipocon

predominiode carbonato

Clasificación sCore

QFM QFM

80

50

20

10

80

50

20

10

20

50

80

10

20

50

80

10

10 20 50 80 10 20 50 80

Arcilla Arcilla

Carbonato

RQ altaCQ alta

Carbonato

Porosidad efectiva, fracción

Incr

emen

to d

e RQ

0,150

0,120

0,090

0,061

0,031

0,001

Gradiente de esfuerzomínimo, lpc/pie

Incr

emen

to d

e CQ

0,62

0,65

0,68

0,71

0,74

0,77

Lutita Wolfcamp

QFM QFM

80

50

20

10

80

50

20

10

20

50

80

10

20

50

80

10

10 20 50 80 10 20 50 80

Arcilla Arcilla

RQ altaCQ alta

CarbonatoCarbonato

Gradiente de esfuerzomínimo, lpc/pie

Incr

emen

to d

e CQ

0,83

0,85

0,88

0,90

0,93

0,95

Porosidad efectiva, fracción

Incr

emen

to d

e RQ

0,080

0,064

0,048

0,033

0,017

0,001

Lutita Eagle Ford

22 Oilfield Review

RQ y CQ más altas se encuentran cerca de los bordes del triángulo.9

Diversos factores controlan las propiedades físicas de las fangolitas: la mineralogía y las pro-porciones de los granos, el diagrama estructural de los lodos depositados originalmente y los pro-cesos postdeposicionales —tales como la re-sus-pensión, la re-depositación, la diagénesis, la bioturbación y la compactación— que convier-ten el lodo en roca.10 Las fangolitas tienden a ser altamente heterogéneas y esta heterogeneidad puede variar horizontal y verticalmente, origi-nándose en la secuencia de ambientes deposita-cionales y regímenes tectónicos prevalecientes durante el apilamiento de los estratos de lodo a través del tiempo geológico.

Una capa de lodo individual, denominada laminación, generalmente posee un espesor de un milímetro. Las laminaciones se apilan for-mando conjuntos de láminas denominados capas. A su vez, las capas se apilan formando conjuntos de capas que se agrupan para conformar miem-bros y luego formaciones geológicas. La composi-ción mineral y orgánica de cada capa depende de la secuencia o la historia de las condiciones geo-lógicas del área a través del tiempo. Los geólogos utilizan los principios de la estratigrafía para des-cifrar esta historia geológica.11

La estratificación genera un efecto especial en algunas propiedades de las rocas: es un dia-grama estructural que produce anisotropía.12 Una roca es anisotrópica si sus propiedades

varían con la dirección.13 Una consecuencia de la estratificación es que la composición, tamaño, forma, orientación, empaque y selección de las partículas de la capa tienden a variar más rápido en sentido perpendicular a las capas que en sen-tido paralelo. Como resultado, las propiedades de las rocas tienden a variar con la dirección y son diferentes si se miden en sentido paralelo a las capas que si se miden en sentido perpendicular. Otro aspecto de las rocas que puede producir ani-sotropía es la presencia de redes de fracturas abiertas aproximadamente paralelas, que pue-den controlar la eficiencia de la estimulación del yacimiento. Dado que la anisotropía es observa-ble en los datos sísmicos, los geofísicos pueden caracterizarla para que los geólogos e ingenieros

> Estratificación de fangolitas en diversas escalas. La estratificación puede ser observada en las fotografías del afloramiento, del núcleo y de la sección delgada. El afloramiento de la lutita Eagle Ford (izquierda) se encuentra en el Cañón Lozier, Condado de Terrell, Texas. Las imágenes del núcleo (luz clara y luz ultravioleta, centro) y de la sección delgada (original y primer plano, derecha) corresponden a la lutita Eagle Ford inferior del pozo 1 de BP-Schlumberger en el Cañón de Lozier. La sección del núcleo de 0,6 m [2 pies] fue tomada a profundidades oscilantes entre 68,9 y 69,5 m [226 y 228 pies]. La sección delgada corresponde a una fangolita silícea-calcárea fosilífera y posee una fractura mineralizada que discurre a lo largo de su lado derecho, que ha sido teñida con ferricianuro potásico y alizarina roja S para distinguir los minerales carbonatados. En el primer plano de la sección delgada, existen evidencias de que la fractura se propagó, se interrumpió y se reinició a lo largo de un trayecto diferente. (Fotografía del afloramiento, cortesía de Karen Sullivan Glaser. Imágenes del núcleo y de la sección delgada, cortesía de Schlumberger y BP América Incorporated.)

0 mm 5

0 mm 0,5

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 3ORWIN 13/14 SHLSMC 3

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1

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Long

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del n

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Luz clara Luz ultravioleta0

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1,2

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1,5

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1,7

1,8

1,9

2,0

Volumen 25, no.4 23

la utilicen en sus diversos modelos geológicos, geomecánicos y de flujo de fluidos del yacimiento prospectivo (página anterior).

Las fangolitas desempeñan un rol importante en un sistema petrolero. Sus tamaños de granos pequeños y sus características de selección con-tribuyen a su caracterización como rocas de baja porosidad con una permeabilidad baja a ultra baja y presiones de entrada altas de desplaza-miento de fluidos. Por consiguiente, cuando las fangolitas se encuentran en la localización y con la configuración estratigráfica y estructural correc-tas, forman los sellos que coronan y delimitan las geometrías de los yacimientos hidrocarburíferos convencionales.

Algunas fangolitas se caracterizan como ricas en materia orgánica y han sido consideradas histó-ricamente como rocas generadoras que, a través de procesos de migración secundaria, suministran hidrocarburos a los yacimientos continuos, conven-cionales y no convencionales, adyacentes y lejanos. Estas mismas fangolitas ricas en materia orgánica también demostraron ser yacimientos de rocas generadoras y produjeron hidrocarburos que fue-ron expulsados y experimentaron procesos de migración primaria para ser almacenados luego en las rocas generadoras propiamente dichas.14 Por ejemplo, la lutita Eagle Ford del sur de Texas, EUA, corresponde a una fangolita que sustenta el prolífico yacimiento fracturado de la creta Austin, explorado y explotado desde hace más de 80 años. Ahora, los operadores reconocen a la lutita Eagle Ford en sí como un yacimiento capaz de producir petróleo, condensado, gas húmedo y

gas seco que simplemente nunca abandonaron la roca generadora.15

No todas las fangolitas contienen suficientes hidrocarburos para ser consideradas rocas yaci-miento potenciales. Las fangolitas son definidas como ricas en contenido orgánico si su concen-tración de carbono orgánico total (TOC) es mayor

que 2 (porcentaje en peso).16 La preservación y la riqueza de la materia orgánica dependen de sus tasas relativas de producción, dilución y destruc-ción (arriba).17 La materia inorgánica depositada al mismo tiempo que la materia orgánica diluye la concentración de esta última. La destrucción de la materia orgánica se produce a través de pro-

>Materia orgánica. La sección delgada (izquierda), que ha sido teñida con ferricianuro potásico y alizarina roja S en su lado izquierdo, corresponde a una fangolita peletal calcárea. En el primer plano (derecha), la capa se compone de foraminíferos plantónicos (blanco y rosa), coprolitos aplanados (marrón rojizo) y materia orgánica (negro). (Imágenes del núcleo y de la sección delgada, cortesía de Schlumberger and BP América Incorporated.)

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 4 (2-col)ORWIN 13/14 SHLSMC 4 (2-col)

0 mm 5

0 μm 200

9. Loucks RG y Ruppel SC: “Mississippian Barnett Shale: Lithofacies and Depositional Setting of a Deep-Water Shale-Gas Succession in the Fort Worth Basin, Texas,” AAPG Bulletin 91, no. 4 (Abril de 2007): 579–601.

Passey QR, Bohacs KM, Esch WL, Klimentidis R y Sinha S: “From Oil-Prone Source Rock to Gas-Producing Shale Reservoir—Geologic and Petrophysical Characterization of Unconventional Shale-Gas Reservoirs,” artículo SPE 131350, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo y el Gas de las CPS/SPE en China, Beijing, 8 al 10 de junio de 2010.

Lash GG y Engelder T: “Thickness Trends and Sequence Stratigraphy of the Middle Devonian Marcellus Formation, Appalachian Basin: Implications for Acadian Foreland Basin Evolution,” AAPG Bulletin 95, no. 1 (Enero de 2011): 61–103.

10. Aplin AC y Macquaker JHS: “Mudstone Diversity: Origin and Implications for Source, Seal, and Reservoir Properties in Petroleum Systems,” AAPG Bulletin 95, no. 12 (Diciembre de 2011): 2031–2059.

11. Neal J, Risch D y Vail P: “Sequence Stratigraphy—A Global Theory for Local Success,” Oilfield Review 5, no. 1 (Enero de 1993): 51–62.

12. El diagrama estructural de la roca se refiere al espaciamiento, disposición, distribución, tamaño, forma y orientación de los componentes de las rocas, tales como minerales, granos, materia orgánica, porosidad, estratificación, límites de capas, contactos litológicos

y fracturas. Los elementos del diagrama estructural contribuyen a la anisotropía de los materiales cuando poseen una orientación preferencial a lo largo de los ejes cristalográficos, las fracturas y las partículas alargadas y planas.

13. Para obtener más información sobre la anisotropía de la permeabilidad, consulte: Ayan C, Colley N, Cowan G, Ezekwe E, Wannell M, Goode P, Halford F, Joseph J, Mongini A, Obondoko G y Pop J: “Measuring Permeability Anisotropy: The Latest Approach,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 24–35.

Para obtener más información sobre la anisotropía elástica, consulte: Armstrong P, Ireson D, Chmela B, Dodds K, Esmersoy C, Miller D, Hornby B, Sayers C, Schoenberg M, Leaney S y Lynn H: “The Promise of Elastic Anisotropy,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 36–47.

Para obtener más información sobre la anisotropía de las propiedades eléctricas, consulte: Anderson B, Bryant I, Luling M, Spies B y Helbig K: “Oilfield Anisotropy: Its Origins and Electrical Characteristics,” Oilfield Review 6, no. 4 (Octubre de 1994): 48–56.

14. La migración primaria se refiere al flujo de fluidos de hidrocarburos recién generados en las rocas generadoras. La migración secundaria se refiere al flujo de fluidos de hidrocarburos libres lejos de las rocas generadoras, en dirección hacia las rocas yacimiento adyacentes o lejanas.

15. Martin R, Baihly J, Malpani R, Lindsay G y Atwood WK: “Understanding Production from Eagle Ford–Austin Chalk System,” artículo SPE 145117, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 30 de octubre al 2 de noviembre de 2011.

16. Boyer et al (2006), referencia 1. Loucks y Ruppel, y Lash y Engelder, referencia 9. La fracción o porcentaje volumétrico de TOC

presente en la roca es aproximadamente el doble que la fracción o porcentaje en peso. Una concentración del 2% [0,02 kg/kg] (porcentaje en peso) de TOC en la roca equivale a aproximadamente un 4% [0,04 m3/m3] (fracción volumétrica) de TOC. El cálculo exacto depende de la densidad y la madurez de la materia orgánica y de la densidad volumétrica de la roca hospedadora.

17. Bohacs KM, Grabowski GJ Jr, Carroll AR, Mankiewski PJ, Miskell-Gerhardt KJ, Schwalbach JR, Wegner MB y Simo JA: “Production, Destruction, and Dilution—The Many Paths to Source-Rock Development,” en Harris NB (ed): The Deposition of Organic-Carbon-Rich Sediments: Models, Mechanisms, and Consequences. Tulsa: Society of Sedimentary Geology, SEPM Special Publication 82 (2005): 61–101.

Para obtener más información sobre la geoquímica de las rocas generadoras, consulte: McCarthy K, Rojas K, Niemann M, Palmowski D, Peters K y Stankiewicz A: “La geoquímica básica del petróleo para la evaluación de las rocas generadoras,” Oilfield Review 23, no. 2 (Diciembre de 2011): 36–47.

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cesos de consumo bacteriano, reacciones de oxi-dación a profundidades someras y reacciones más profundas, activadas térmicamente, que transforman parte de la materia orgánica en petróleo y gas hasta que ésta se convierte final-mente en grafito o en carbono muerto. La porción principal de materia orgánica presente en las rocas generadoras es el kerógeno, que resulta inso-luble en los solventes orgánicos comunes; la otra porción es el bitumen, que es soluble.

El kerógeno posee características petrofísicas que difieren significativamente de las de los com-ponentes minerales de la lutita, y estas caracte-rísticas afectan las propiedades volumétricas generales de la roca yacimiento. Por ejemplo, dependiendo del tipo y la madurez del kerógeno, su densidad puede variar entre 1,1 y 1,4 g/cm3, valor considerablemente inferior al de la densidad volumétrica de su roca arcillosa hospedadora.18 En consecuencia, la densidad volumétrica de las lutitas ricas en contenido orgánico parece más baja (como si la lutita tuviera una porosidad más alta) que la de las lutitas que contienen concen-traciones más bajas de kerógeno.

La distribución del kerógeno varía entre par-tículas aisladas dispersadas a través de la matriz de fangolita, y lentes y mantos alineados con las láminas de fangolita. Los investigadores observa-ron que las partículas de kerógeno contienen una porosidad secundaria que se formó probable-mente durante el proceso de madurez térmica.19

Esta porosidad orgánica se manifiesta como nano poros, que se definen como poros con un diáme-tro menor a 1 micrón.

El diagrama estructural del kerógeno afecta las propiedades físicas de las fangolitas ricas en materia orgánica. Cuando el contenido orgánico es alto y el kerógeno forma redes interconectadas paralelas a las capas a través de la estructura de la fangolita, la porosidad orgánica puede ser sufi-ciente para almacenar hidrocarburos y proporcio-nar permeabilidad a los hidrocarburos líquidos y gaseosos en una matriz que, de otro modo, exhibi-ría una permeabilidad extremadamente baja.20

Por otra parte, el diagrama estructural del kerógeno afecta las propiedades elásticas y mecánicas de las rocas yacimiento.21 Por lo gene-ral, las fangolitas que contienen kerógeno inter-

conectado en su estructura se caracterizan por sus módulos elásticos más bajos y su mayor ducti-lidad, respecto de las fangolitas que poseen partí-culas de kerógeno aisladas, dispersadas a través de su matriz. El contenido de kerógeno distri-buido en sentido paralelo a las láminas puede afectar profundamente las propiedades anisotró-picas, elásticas y mecánicas, de las fangolitas.22

Estos efectos se incrementan si, además de gene-rar porosidad secundaria en el kerógeno, la gene-ración de hidrocarburos y la carga de las láminas ricas en contenido de kerógeno producen sobre-presión, condición que conduce a la formación de microgrietas paralelas a las capas, que se orien-tan en sentido paralelo a las capas y se abren en sentido perpendicular a éstas.23 Dado que la per-meabilidad de la matriz en los yacimientos de luti-tas es excepcionalmente baja, ya que oscila entre 10–7 y 10–3 mD, las fracturas naturales desempe-ñan un rol significativo en las terminaciones de los yacimientos y la producción de hidrocarburos.

Las fracturas naturales contribuyen al desem-peño de los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico ya que proporcionan

18. La densidad del kerógeno se incrementa a medida que el carbono orgánico madura, pasando de carbono orgánico generativo inmaduro a carbono orgánico no generativo sobremaduro. Para obtener más información sobre el kerógeno, consulte: Jarvie DM, Jarvie BM, Weldon WD y Maende A: “Components and Processes Impacting Production Success from Unconventional Shale Resource Systems,” Search and Discovery Article 40908, adaptado de una presentación oral efectuada en la 10a Conferencia y Exhibición de Geociencias de Medio Oriente, Manama, Bahrain, 4 al 7 de marzo de 2012.

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19. Loucks RG, Reed RM, Ruppel SC y Jarvie DM: “Morphology, Genesis, and Distribution of Nanometer-Scale Pores in Siliceous Mudstones of the Mississippian Barnett Shale,” Journal of Sedimentary Research 79, no. 12 (Diciembre de 2009): 848–861.

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23. Para obtener más información sobre las microgrietas paralelas a las capas, consulte: Lash GG y Engelder T: “An Analysis of Horizontal Microcracking During Catagenesis: Example from the Catskill Delta Complex,” AAPG Bulletin 89, no. 11 (Noviembre de 2005): 1433–1449.

24. Miller C, Hamilton D, Sturm S, Waters G, Taylor T, Le Calvez J y Singh M: “Evaluating the Impact of Mineralogy, Natural Fractures and In Situ Stresses on Hydraulically Induced Fracture System Geometry in Horizontal Shale Wells,” artículo SPE 163878, presentado en la Conferencia de Tecnología de Fracturamiento Hidráulico de la SPE, The Woodlands, Texas, 4 al 6 de febrero de 2013.

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26. Miller et al, referencia 24.27. Para obtener más información sobre el proceso de

detección de fracturas utilizando sismología de reflexión, consulte: Aarre V, Astratti D, Al Dayyni TNA, Mahmoud SL, Clark ABS, Stellas MJ, Stringer JW, Toelle B, Vejbak OV y White G: “Detección sísmica de fallas y fracturas sutiles,” Oilfield Review 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 30–45.

28. Para obtener más información sobre la anisotropía elástica, consulte: Armstrong et al, referencia 13.

29. Para obtener más información sobre el análisis de anisotropía sísmica azimutal, consulte: Barkved O, Bartman B, Compani B, Gaiser J, Van Dok R, Johns T, Kristiansen P, Probert T y Thompson M: “Las diversas facetas de los datos sísmicos de componentes múltiples,” Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 46–61.

30. Hardage B: “Fracture Identification and Evaluation Using S Waves,” Search and Discovery Article 40792, adaptado de cinco columnas de Geophysical Corner a cargo de B Hardage en AAPG Explorer 32, no. 4–8 (Abril–Agosto de 2011).

31. Burns DR, Willis ME, Toksoz MN y Vetri L: “Fracture Properties from Seismic Scattering,” The Leading Edge 26, no. 9 (Septiembre de 2007): 1186–1196.

32. Se produce un valor alto de variación sísmica cuando los datos sísmicos varían rápidamente, tal como sucede cuando se cruzan fallas o límites estratigráficos.

33. Para obtener más información sobre el modelado de sistemas petroleros, consulte: Al-Hajeri MM, Al Saeed M, Derks J, Fuchs T, Hantschel T, Kauerauf A, Neumaier M, Schenk O, Swientek O, Tessen N, Welte D, Wygrala B, Kornpihl D y Peters K: “Modelado de cuencas y sistemas petroleros,” Oilfield Review 21, no. 2 (Diciembre de 2009): 16–33.

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34. Boyer et al (2006), referencia 1.

Volumen 25, no.4 25

planos de debilidad y conductos para el flujo de fluidos.24 Como planos de debilidad, las fracturas naturales pueden determinar la propagación y el desarrollo de redes de fracturas inducidas, espe-cialmente si la anisotropía de los esfuerzos loca-les es reducida.25 Como conductos para el flujo de fluidos, estas fracturas pueden incrementar el volumen efectivo del yacimiento drenado por el pozo y admitir fluidos a alta presión, que podrían provocar deslizamiento permanente por esfuerzo de cizalla (corte) a través de sus planos de fractu-ramiento e incrementar la apertura y la conducti-vidad de las fracturas.

En los yacimientos prospectivos de fangolita, los puntos dulces locales con buena RQ a menudo contienen fracturas naturales que proporcionan trayectos de flujo. Estos trayectos de flujo conec-tan el almacenamiento y la porosidad de la matriz con las fracturas hidráulicas y el pozo. Las fractu-ras naturales también pueden afectar la CQ a través de la geometría de las redes de fracturas hidráulicas inducidas por los tratamientos de estimulación, que tienden a expandirse y vol-verse más complejas cuando las redes de fractu-ras naturales pre-existentes se orientan formando un ángulo con respecto al esfuerzo horizontal principal actual.26 Cuando los yacimientos de fan-golitas carecen de fracturas naturales, las com-pañías operadoras deben utilizar tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico para generar redes de fracturas inducidas que conec-ten la producción de la matriz del yacimiento con el pozo. Por consiguiente, las fracturas naturales, que pueden incrementar tanto la RQ como la CQ, constituyen un objetivo de exploración sísmica en la búsqueda de puntos dulces en los yacimien-tos de lutitas.

A través del análisis de los atributos sísmicos, los geofísicos detectan y caracterizan las redes de fracturas. Este proceso utiliza la respuesta del volumen promedio de todo el intervalo prospec-tivo que contiene un sistema de fracturas natura-les abiertas.27

Existen numerosos métodos de detección de fracturas que utilizan atributos sísmicos. Cuando las fracturas naturales se alinean con una orienta-ción de rumbo consistente, producen la variación de las propiedades elásticas y los atributos sísmi-cos con el azimut, incluidas la velocidad y la amplitud de las reflexiones.28 Los geofísicos observan estas variaciones, basándose en el aná-lisis de los levantamientos sísmicos de superficie 3D que han sido ejecutados a través de múltiples azimuts.29 El análisis azimutal de las ondas de cizalla (corte, ondas S) ha demostrado ser un buen método de detección de fracturas.30 El aná-

lisis de la dispersión de formas de ondas sísmicas, que en el pasado se trataba a menudo como ruido, también puede revelar información sobre la orien-tación y el espaciamiento de las fracturas a través del análisis de frecuencias.31 Además, las combina-ciones de los atributos, tales como la intensidad de las reflexiones y la variación sísmica —la varia-ción entre las muestras sísmicas— pueden a su vez combinarse, o superponerse, para que queden expuestos los rasgos estructurales sutiles que poseen sistemas de fracturas asociados.32

Puntos dulces a escala regional o a escala de cuencaDurante los primeros años de la oleada actual de actividades registradas en las extensiones pro-ductivas de lutitas, algunos operadores pudieron desarrollar dichas extensiones basándose en los rastros de hidrocarburos observados en los registros de lodo que fueron registrados en las lutitas halla-das durante la perforación de los yacimientos con-vencionales existentes en una cuenca. La industria ya conocía las regiones de estas cuencas en las que las lutitas orgánicas se encontraban térmicamente maduras; por consiguiente, para muchas de las extensiones productivas de lutitas de América del Norte, no fue necesario que los operadores investi-garan su madurez térmica.

Debido al éxito del desarrollo de la lutita Barnett, en la cuenca Fort Worth, en el sector centro-septentrional de Texas, los operadores ampliaron la búsqueda de gas de lutitas más allá de América del Norte para acceder a cuencas menos exploradas. En ciertas cuencas del mundo, se han perforado pocos pozos y los operadores carecen del nivel de conocimiento del marco estructural y estratigráfico necesario para antici-par dónde existen recursos potenciales de lutitas. En estas cuencas, la exploración inicial de yaci-mientos potenciales de lutitas se basa en la eva-luación de los levantamientos sísmicos 2D pre-existentes y en datos estructurales adiciona-les derivados de los análisis de percepción remota y de estudios de afloramientos de la geo-logía de superficie.

Los geocientíficos evalúan estos datos para establecer el marco estructural de las principales unidades estratigráficas de las cuencas, incluidas las localizaciones de las zonas de fallas primarias y otros rasgos tectónicos. Una vez que concluyen este análisis, los analistas de cuencas pueden uti-lizar el marco estructural como dato de entrada para el modelado de los sistemas petroleros con el fin de determinar si las formaciones de lutitas orgánicas podrían estar térmicamente maduras y, en ese caso, en qué lugar de la cuenca se

encuentran.33 Cuando esta información se com-bina con el mapeo regional de los datos TOC dis-ponibles, es posible identificar puntos dulces de escala regional o de cuenca, lo que permite a los operadores seleccionar las localizaciones ópti-mas para la perforación de pozos piloto verticales iniciales en la fase de exploración siguiente.

Puntos dulces locales o en áreas operativasEl modelado de los sistemas petroleros predice la localización y las características de los puntos dulces a escala de cuenca, incluida la distribución del contenido de kerógeno, su madurez térmica y la presión de poro en el intervalo prospectivo. No obstante, estas predicciones pueden ser confir-madas solamente a través de la perforación de un pozo piloto. Las mediciones derivadas de los núcleos y los registros del pozo piloto vertical pro-porcionan los datos necesarios para actualizar el modelado y determinar si el pozo piloto intersectó un punto dulce. Los ingenieros pueden clasificar los puntos dulces locales a través del análisis de RQ y CQ, utilizando los datos de los núcleos y los registros recién adquiridos.

Los puntos dulces locales de alta RQ poseen una o más de tres propiedades. Pueden exhibir una porosidad de matriz alta con cantidades sig-nificativas de gas libre, que puede ser producido con altas tasas durante la producción inicial, per-mitiendo la rápida recuperación de la inversión en un pozo de evaluación horizontal.

Además, los puntos dulces pueden contener concentraciones significativas de kerógeno. Aquéllos que son ricos en contenido de kerógeno también contienen grandes volúmenes de gas adsorbido, que es almacenado principalmente en las superfi-cies del kerógeno.34 Este gas adsorbido contribuye a la producción sostenida, a medida que se reduce la presión durante el agotamiento del yacimiento, mucho después de consumido el gas libre.

Los puntos dulces locales con buena RQ pue-den exhibir también densas redes de microfractu-ras abiertas. De un modo similar a los puntos dulces de alta porosidad, los puntos dulces densamente fracturados contienen gas libre que es producido durante la etapa inicial de producción de un pozo. Además, en un yacimiento de lutitas, las microfrac-turas incrementan la permeabilidad sistémica.

Los puntos dulces con la mejor RQ exhiben las tres propiedades —incremento de la porosidad, kerógeno y presencia de microfracturas— lo que a su vez afecta diversos atributos de los datos sísmi-cos a través de su efecto en las propiedades de las rocas. El incremento de la porosidad y la presencia de fracturas habitualmente producen reducciones de la velocidad sísmica y un incremento de la ate-

26 Oilfield Review

nuación de las altas frecuencias. Las concentra-ciones de kerógeno también pueden reducir los módulos elásticos y la densidad de las fangolitas, pero en menor medida. Los cambios producidos en ciertos atributos sísmicos asociados con estas pro-piedades de las rocas pueden ser utilizados para identificar los puntos dulces con buena RQ.

Correlación entre las anomalías de frecuencia y el comportamiento de la producciónEn la cuenca de Arkoma, en el sureste de Oklahoma, EUA, se ha establecido producción de gas de la lutita Woodford, una fangolita rica en contenido orgánico de edad Devónico tardío–Mississippiano temprano. Su mineralogía corres-ponde principalmente a cuarzo e illita, con pequeñas cantidades de pirita y dolomía. La poro-sidad varía entre el 3% y el 9% y el TOC, entre 1 y 14 como porcentaje en peso [0,01 y 0,14 kg/kg].35

Un operador que pretendía producir gas de la lutita Woodford había perforado seis pozos verti-cales en un área de 10 km2 [4 mi2]. Las tasas de producción de los pozos variaban considerable-mente. En un período de 2,5 años, la producción acumulada de gas por pozo osciló entre 0,51 y 10,5 millones de m3 [18 y 372 MMpc] con una pro-

ducción acumulada promedio, proveniente de los cinco pozos productores inferiores extremos, de 1 millón de m3 [40 MMpc]. El operador había efec-tuado un levantamiento sísmico 3D en el campo y solicitó que los analistas de Schlumberger interpre-taran los datos para determinar porqué la produc-ción era tan variable, además de localizar áreas de producción potencialmente mayor.

Los datos sísmicos 3D proporcionan una cobertura mucho más amplia del intervalo pros-pectivo que la que podría lograrse con los datos de pozos verticales u horizontales e inicialmente fueron interpretados para localizar fallas y cual-quier otro riesgo geológico presente en el área, pero la observación del fallamiento y el fractura-miento asociados con las zonas de daño de las fallas no sirvió como explicación para la historia de producción o la variabilidad entre los pozos.

Los geofísicos analizaron los datos en busca de los atributos sísmicos que revelaran la exis-tencia de puntos dulces con buena RQ e identifi-caron un atributo sísmico de frecuencia que, en ciertas frecuencias, se correspondía con áreas de mayor producción. Estas anomalías sísmicas correspondientes a puntos dulces eran áreas en las que la frecuencia sísmica predominante

demostró ser relativamente baja, aparentemente como resultado de la dispersión de las ondas en las redes de fracturas naturales o las microfracturas.36 Las anomalías aparecían en el campo como man-chas aisladas y el equipo de trabajo interpretó que representaban áreas de incremento de la porosi-dad y microfracturamiento dentro del yacimiento de lutitas. Los pozos productivos se encontraban ubicados dentro de estas áreas anómalas, en tanto que los pozos con un desempeño insuficiente no lo estaban. El pozo con mayor producción se encuen-tra ubicado en una gran anomalía (izquierda). En el momento del estudio, la producción de este pozo superaba en nueve veces a la producción prome-dio de los otros cinco pozos combinados. Esta observación se condice con el incremento en diez veces observado en la lutita Barnett para los pozos localizados en los puntos dulces.37

En otra extensión productiva de lutitas, un operador estaba abocado al desarrollo de un yaci-miento no convencional fracturado de carbona-tos y lutitas gasíferas combinados, ubicado en la cuenca de Delaware en la porción sur de Nuevo México y Texas occidental, en EUA. La compañía había perforado numerosos pozos horizontales en la interfaz existente entre los carbonatos y las lutitas infrayacentes. La producción de estos pozos mostraba variaciones significativas.

Los geofísicos de Schlumberger analizaron un volumen sísmico 3D para ayudar a determinar la localización y la extensión de los puntos dulces potenciales con buena RQ y definir su naturaleza geológica. Estos profesionales efectuaron un pro-ceso de inversión azimutal antes del apilamiento y diversos estudios relacionados con las frecuencias. Los resultados de estas investigaciones indepen-dientes convergieron en las mismas localizaciones del yacimiento de lutitas que los puntos dulces potenciales con buena RQ. Estos puntos dulces se manifestaban a través de anomalías específicas de atributos sísmicos relacionados con las frecuen-cias que además coincidían con zonas de anisotro-pía de ondas S. El equipo de trabajo interpretó estas áreas como volúmenes de microfractura-miento incrementado en la porción superior de la lutita gasífera (próxima página, arriba).

El operador perforó tres pozos horizontales a lo largo de la interfaz carbonato/lutita con la esperanza de encontrar fracturas en la formación carbonatada y zonas de alto contenido de gas en la lutita. Aparentemente, las tasas de producción de estos pozos se relacionaban directamente con la magnitud y el tamaño de las anomalías de fre-cuencia y la anisotropía de las ondas S. El pozo A fue perforado a través del tope de un rasgo anticli-nal suave, donde la gran variación sísmica indicaba

> Puntos dulces con calidad de yacimiento en un yacimiento de lutitas. Seis pozos verticales (puntos rojos) fueron perforados en la lutita Woodford, en la cuenca de Arkoma, en el sector sudeste de Oklahoma. Su producción acumulada de gas al cabo de aproximadamente 2,5 años, hasta junio de 2009, mostró variaciones significativas. La interpretación de un conjunto de datos sísmicos 3D reveló la presencia de fallas (negro). Sin embargo, la proximidad del pozo a las fallas, que a menudo se asocia con la densidad de las fracturas en la zona de daño de las fallas, no sirvió como explicación para la variación de la producción. Un análisis de las frecuencias sísmicas del conjunto de datos reveló un atributo de frecuencia que los intérpretes identificaron con puntos dulces con alta RQ (contornos de guiones rojos) cuando era fuerte. La producción de gas se correlacionó con el tamaño y la intensidad de los puntos dulces identificados por medio de la sísmica.

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 5ORWIN 13/14 SHLSMC 5

18 MMpc

23 MMpc

22 MMpc

80 MMpc

61 MMpc

372 MMpc

N

0 km

0 mi 2

2

Anom

alía

de

frecu

enci

a

Fuerte

Débil

Anomalíano sometida

a prueba

Volumen 25, no.4 27

35. Oficina de Energía Fósil del Departamento de Energía de EUA y Laboratorio Nacional de Tecnología Energética: “Modern Shale Gas Development in the United States: A Primer,” Washington, DC: Departamento de Energía de EUA, abril de 2009.

36. Las porciones de longitud de onda más corta de las señales sísmicas se dispersan lo suficiente como para volverse incoherentes y suprimirse entre sí.

37. Baihly et al, referencia 5.

> Detección de fracturas con atributos sísmicos de frecuencia. Un diagrama de panel sísmico, compuesto por secciones sísmicas y un corte a través de un horizonte sísmico, muestra un atributo sísmico relacionado con la frecuencia. El corte a través del horizonte sísmico se combina además con el atributo de variación sísmica (escala de grises); sólo se muestran los valores de variación altos. El diagrama de panel (inserto) se forma a partir de las secciones sísmicas, a lo largo de las trayectorias de los pozos A, B y C (azul oscuro). El corte a través del horizonte sísmico, tomado a lo largo del tope de la formación que se encuentra inmediatamente por debajo del yacimiento de lutitas, es curvado por la presencia de un anticlinal suave. A lo largo de la cresta del anticlinal, la variación sísmica y los atributos de frecuencia son significativos. Las tasas promedio de producción mensual de gas, mostradas por encima del tramo lateral de cada pozo, ilustran cómo la tasa de producción de cada pozo se corresponde con su proximidad a las anomalías de frecuencia fuertes.

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 6ORWIN 13/14 SHLSMC 6

Anom

alía

de

frecu

enci

a

Débil

Fuerte

Valores de variación

AltosBajos

64 MMpc 28 MMpc 7 MMpc

Indicador de fallascon gran variación

Cresta delanticlinal

Pozo A Pozo B Pozo C

Anomalía defrecuencia

Ausenciade fallas

Horizonte a lo largodel tope de la siguienteformación más profunda

Diagrama de panel sísmico

, Rastros de gas encontrados durante la perforación del pozo A (línea negra). Se muestra una sección sísmica (fondo) en perspectiva, mirando hacia abajo y hacia su interior. Esta sección es paralela a la trayectoria del pozo A y atraviesa el volumen 3D del atributo de frecuencia. Los valores altos del atributo de frecuencia (rojo y rosa) aparecen como nubes que salen de la sección. Las lecturas de cromatografía en fase gaseosa (curva azul), obtenidas del registro de lodo, se muestran a lo largo de la porción horizontal del pozo A. Las localizaciones de los conjuntos de disparos (diamantes cian) se alinean con los puntos de profundidad del registro de lodo (triángulos rojos pequeños por debajo de la curva del registro). Los rastros de gas del registro de lodo eran fuertes cuando el pozo se encontraba cerca de los valores altos del atributo de frecuencia derivado por medio de la sísmica.

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 7ORWIN 13/14 SHLSMC 7

Anom

alía

de

frecu

enci

a

Débil

Fuerte

Valores altos deanomalías de frecuencia

Más lejos de la anomalía

Cerca dela anomalía

Rastros de gasen el registro de lodo

Rastros fuertes Rastros débiles

la presencia de fallamiento a lo largo de la cresta del pliegue. En el momento del estudio, el pozo A era el mejor productor, con una tasa de producción promedio de 1,8 millones de m3 [64 MMpc] de gas por mes. El pozo B fue perforado cerca de una anomalía de frecuencia más pequeña y su tasa de producción mensual fue de 0,79 millones de m3 [28 MMpc], menos de la mitad que la del pozo A. El pozo C no penetró una anomalía de frecuencia y su tasa de producción mensual fue de tan sólo 0,2 millones de m3 [7 MMpc].

El equipo de trabajo consideró que las anoma-lías de frecuencia realzaban zonas de la lutita que contenían más microfracturas que otras localizaciones. La concentración de las micro-fracturas en la cresta del anticlinal es consis-tente con la extensión tectónica experimentada por las capas durante la formación del anticlinal. Otras evidencias indican que este fracturamiento no se extendió a través de todo el espesor arcilloso. Las zonas de microfracturamiento incrementado de la lutita, encontradas por el pozo A y, en mucho menor grado, por el pozo B, fueron res-ponsables del mejoramiento de la producción observado en ambos pozos respecto del pozo C.

El examen de los rastros de gas encontrados durante la perforación del pozo A también sus-tentó esta interpretación (izquierda, extremo inferior). Los rastros de gas más fuertes coinci-dieron con las anomalías de frecuencia fuertes. En las zonas en las que las anomalías de frecuen-cia eran más débiles, los rastros de gas no exhi-bían tanta intensidad.

28 Oilfield Review

En otra localización de la misma área de estu-dio de la cuenca Delaware, el operador perforó dos pozos horizontales a partir de un pozo piloto vertical. Los pozos fueron perforados de este a oeste, se estimularon hidráulicamente en múltiples etapas, y fueron monitoreados para el seguimiento de la microsismicidad inducida. El equipo de trabajo pudo correlacionar las localizaciones de los even-tos microsísmicos con las áreas en las que las ano-malías de frecuencia eran más fuertes (arriba). Resultaba evidente que los niveles altos de ano-malías de frecuencia se correspondían con pun-tos dulces con buena RQ, o más específicamente, con zonas de alta porosidad e incremento de la densidad de las microfracturas. Además, estas zonas parecían exhibir una CQ favorable.

Asociación entre la anisotropía y los patrones de producciónLa formación Bakken corresponde a un sistema petrolero productor de petróleo. Su estratigrafía representa la depositación en un ambiente restrin-gido de agua somera existente en la mayor parte de la cuenca Williston, que cubre partes de Alberta, Saskatchewan y Manitoba, en Canadá y Montana, Dakota del Norte y Dakota del Sur en EUA.38 La for-mación Bakken es de edad Devónico tardío–Mississipiano temprano y yace en discordancia

por encima de la formación Three Forks de edad Devónico tardío y en concordancia por debajo de la formación Lodgepole Limestone de edad Mississipiano temprano.39 La formación Bakken ha sido subdividida en tres miembros: inferior, medio y superior. El miembro medio corresponde al yacimiento y es un intervalo clástico-carbona-tado mixto compuesto por areniscas dolomíticas, dolomías y calizas. Los miembros superior e infe-rior están compuestos por lutitas ricas en conte-nido orgánico que actúan como sello y como fuente de hidrocarburos.

El modelo para la formación Bakken es el de un sistema petrolero continuo.40 Los miembros superior e inferior de la lutita Bakken rica en contenido orgánico poseen entre un 8 y un 10% [0,08 y 0,1 kg/kg] (porcentaje en peso) de TOC y corresponden a rocas madre generadoras de petróleo, que había migrado localmente hacia los yacimientos alojados en el miembro medio adya-cente de la formación Bakken y la formación Pronghorn infrayacente, que incluye la arenisca Sanish de la formación Three Forks. Dada la natu-raleza relativamente cerrada de este sistema petrolero, se produce sobrepresión en las porcio-nes más profundas de la cuenca en las que acae-ció la mayor parte del proceso de generación de hidrocarburos. El espacio poroso y las fractu-

ras existentes en los miembros superior e inferior de la lutita Bakken también constituyen el yaci-miento de almacenamiento.

Las fracturas naturales pueden ocurrir local-mente en la formación Bakken y cuando su inten-sidad es suficientemente alta, como sucede a través del anticlinal Antelope en Dakota del Norte, pueden incidir en la producción. En gene-ral, las fracturas son verticales a subverticales y se encuentran limitadas por capas y parcial o totalmente rellenas de cuarzo, calcita o, rara-mente, cementos piríticos. Algunas microfractu-ras verticales parecen ser fracturas de expulsión, o de descarga de fluidos, que se forman cuando las presiones de los fluidos exceden el esfuerzo de compresión principal mínimo prevaleciente, permitiendo que el petróleo migre desde las rocas generadoras hacia el interior de los miem-bros prospectivos adyacentes.

La porosidad y permeabilidad (RQ) del miem-bro medio, junto con el grado de sobrepresión, desempeñan un rol importante para la determina-

38. Sturm SD y Gómez E: “Role of Natural Fracturing in Production from the Bakken Formation, Williston Basin, North Dakota,” Search and Discovery Article 50199, adaptado de una presentación de posters efectuada en la Convención y Exhibición Anual de la AAPG, Denver, 7 al 10 de junio de 2009.

39. Pitman JK, Price LC y LeFever JA: “Diagenesis and Fracture Development in the Bakken Formation, Williston Basin: Implications for Reservoir Quality in the Middle Member,” Denver: Artículo Profesional del Servicio Geológico de EUA 1653, 2001.

Pollastro RM, Roberts LNR y Cook TA: “Geologic Assessment of Technically Recoverable Oil in the Devonian and Mississippian Bakken Formation,” en US Geological Survey Williston Basin Province Assessment Team (ed): Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Williston Basin Province of North Dakota, Montana, and South Dakota, 2010, Denver: Serie de Datos Digitales del Servicio Geológico de EUA DDS–69–W (2011):5-1–5-34.

40. Un sistema petrolero continuo es aquél que exhibe poca o ninguna segregación gravitacional, o por flotabilidad, de los fluidos de yacimiento. El petróleo o el gas generado migró directamente hacia el yacimiento de almacenamiento dentro de la roca generadora o en las formaciones adyacentes. Esto difiere de los sistemas petroleros convencionales en los que el petróleo o el gas generado migró desde las rocas generadoras hacia las trampas que yacen por debajo de un sello de yacimiento. Los yacimientos convencionales exhiben contactos de fluidos netos, que son producto de la segregación gravitacional.

41. Johnson GM y Miller P: “Advanced Imaging and Inversion for Unconventional Resource Plays,” First Break 31, no. 7 (Julio de 2013): 41–49.

Para obtener más información sobre el Sistema Público de Agrimensura de Tierras, consulte: “US Topo Quadrangles—Maps for América.” http://nationalmap.gov/ustopo/ (Se accedió el 17 de enero de 2014).

42. Johnson GM y Dorsey J: “Modeling Overburden Heterogeneity in Terms of Vp and TI for PSDM, Williston Basin, U.S.A.,” Resúmenes Expandidos, 80a Reunión Anual de la SEG, Denver (17 al 22 de octubre de 2010): 4062–4065.

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> Comparación de la microsismicidad con las anomalías de atributos de frecuencia que indican zonas de buena CQ. Esta vista en perspectiva mira hacia abajo en el interior de una sección sísmica que se extiende de oeste a este. La sección sísmica es totalmente opaca y muestra todos los valores del atributo de frecuencia. Dos pozos horizontales (curvas negras) fueron desviados a partir de un pozo piloto vertical situado al este. Los valores altos del atributo de frecuencia, contenidos en el volumen sísmico 3D y limitados a la porción superior del yacimiento de lutitas, se muestran como nubes (tostado a rojo). Los eventos microsísmicos (puntos), codificados en color por etapa de estimulación, tienden a ocurrir donde los valores de la anomalía de frecuencia son altos (óvalos blancos). Esta relación indica que, cuando son fuertes, los valores de este atributo de frecuencia también pueden indicar zonas de buena CQ.

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 8ORWIN 13/14 SHLSMC 8

Anom

alía

de

frecu

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a

Débil

Fuerte

N

S

EO

Volumen 25, no.4 29

> Rocas sometidas a esfuerzos. Los diagramas estructurales blandos —maleables y plásticos— orientados de manera aleatoria (extremo superior izquierdo, azul) en una matriz hospedadora (tostado) pueden abrirse en cualquier dirección en un campo de esfuerzos isotrópicos; los diagramas estructurales blandos pueden incluir poros, partículas de kerógeno y microgrietas. Bajo un campo de esfuerzos anisotrópicos (extremo superior derecho), dichos diagramas estructurales se comprimen preferentemente en la dirección del esfuerzo de compresión máximo (flechas naranjas) y sus formas se modifican menos en las direcciones de los otros esfuerzos principales. El esfuerzo de compresión máximo con orientación N–S (σHmax, extremo inferior izquierdo) hace que las ondas S polarizadas incidentes SO–NE (flechas grises) se separen en ondas S rápidas polarizadas N–S (flechas marrones) y ondas S lentas polarizadas O–E (flechas doradas). Además, las ondas P incidentes (flechas verdes) se resuelven en ondas P, que son más rápidas (flechas rojas) en sentido paralelo al esfuerzo de compresión máximo N–S y más lentas (flechas azules) en sentido perpendicular a éste; la sinusoide (extremo inferior derecho) muestra toda la variación azimutal de velocidad de ondas P.

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 9ORWIN 13/14 SHLSMC 9

NESO

Onda S rápida, N–S

Onda S lenta, O–E

σHmax

σV

σHmin

Campo de esfuerzos isotrópicos Campo de esfuerzos anisotrópicos

Azimut

Onda P rápida, N–S

Onda P lenta, O–E

Onda P incidente

Onda P incidenteOnda S incidente

Velo

cida

d de

ond

a P

Este

Norte Sur

Oeste

ción de la productividad de la formación Bakken. La capacidad para predecir dónde se registra la mejor calidad del yacimiento incrementa signifi-cativamente la posibilidad de éxito en esta exten-sión productiva.

Por este motivo, una compañía de E&P que operaba en la cuenca Williston contrató los servi-cios de Schlumberger, cuyos geofísicos reprocesa-ron un levantamiento sísmico multiazimutal 3D patentado que cubría un área de la extensión productiva Bakken en Dakota del Norte. El hori-zonte prospectivo objetivo se encontraba en el miembro medio de la formación Bakken. La com-pañía pretendía basar las localizaciones de perfo-ración en patrones de producción inicial y atributos sísmicos, factores que en ambos casos son afectados por las características de la geolo-gía del yacimiento. La compañía esperaba poder abandonar la práctica de perforar los pozos sobre la base de patrones geométricos —límites de concesiones o el Sistema Público de Agrimensura

de Tierras— que ignoran la heterogeneidad geo-lógica, y adoptar un enfoque deliberado para posicionar, orientar y perforar pozos horizontales de relleno en las localizaciones altamente pro-ductivas del yacimiento.41

Los geocientíficos construyeron un modelo geológico calibrado que fue restringido con todos los datos geológicos disponibles, incluidos regis-tros de pozos, imágenes de la pared del pozo y muestras de núcleos. Luego, procesaron los datos sísmicos 3D para dar cuenta de la variabilidad horizontal y la anisotropía de las velocidades sís-micas observadas en los estratos que suprayacen el yacimiento.42 Los procesadores sísmicos clasifi-caron los datos sísmicos en colecciones de mosai-cos de vectores de desplazamiento (offset vector tiles, OVT), en los que las trazas comparten un azimut y un desplazamiento similar entre fuentes y receptores.43 Mediante la utilización de la tomo-grafía OVT multiazimutal de alta resolución, los procesadores modelaron las velocidades sísmicas

y la anisotropía y las utilizaron para la migración en profundidad antes del apilamiento (PSDM) de las colecciones OVT. Si no existía concordancia entre los picados sísmicos de las profundidades de los topes de formaciones derivados de la PSDM y los provenientes de los datos de pozos, se reajustaban los parámetros del modelo de aniso-tropía y de velocidad, y se reiteraban los pasos correspondientes a la tomografía y la PSDM hasta lograr una concordancia aceptable entre el modelo geológico y la imagen PSDM.

Una vez lograda la concordancia entre el modelo geológico y la imagen PSDM, el procesa-miento subsiguiente se pudo enfocar en los efec-tos anisotrópicos sísmicos, observados en las profundidades del yacimiento Bakken medio, que parecían tener su origen en los diagramas estruc-turales geológicos orientados o en la anisotropía de esfuerzo (arriba). Los geofísicos utilizaron el flujo de trabajo de anisotropía elíptica ajustada a partir de los tiempos de viaje (FEATT) para

30 Oilfield Review

> Anisotropía azimutal. Los datos sísmicos se clasificaron en mosaicos de vectores de desplazamiento (offset vector tiles, OVT) y fueron convertidos a profundidad mediante los procesos de migración convencional (extremo superior izquierdo), migración en profundidad antes del apilamiento (PSDM) anisotrópica, y tomografía (extremo superior derecho). El último de estos procesos redujo la ondulación de los datos atribuible a los efectos de la sobrecarga y generó conjuntos de datos apropiados para el análisis de anisotropía azimutal. En ambos paneles, la línea amarilla en zigzag proporciona la distribución azimutal en el OVT, y el desplazamiento se incrementa de izquierda a derecha. Los datos OVT PSDM (recuadro cian) fueron convertidos de profundidad a tiempo (extremo inferior izquierdo), y se seleccionó un horizonte (rojo) para el análisis de anisotropía elíptica ajustada a partir de los tiempos de viaje (FEATT) (extremo inferior derecho). En este ejemplo, los procesadores sísmicos seleccionaron el número mínimo de tres puntos (rojo) requeridos para ajustar una elipse; en la práctica, utilizan muchos más puntos que tres. Los procesadores convirtieron el valor delta-t residual en cada azimut a velocidad de ondas P (el radio de la gráfica radial) y ajustaron una elipse FEATT (puntos azules, puntos negros y radios) a los puntos de entrada. La elipse arrojó un azimut de velocidad de ondas P rápidas de 114,24° con una relación entre las velocidades de ondas P lentas y rápidas de 0,974, o una anisotropía de velocidad de ondas P de 2,6%. (Adaptado de Johnson y Miller, referencia 41.)

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 10ORWIN 13/14 SHLSMC 10

0

180

Tiem

po d

e vi

aje

Prof

undi

dad

Desplazamiento

Velo

cida

d de

onda

s P,

m/s

3 000

3 200

3 400

3 600

3 800

Desplazamiento

Puntos de entradaPuntos ajustadosDefinición de la elipse

Sección de trazas comunes OVT PSDM

Migración convencional del OVT Migración PSDM avanzada del OVT

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

330

Eje mayor 114,24°Relación geométrica 0,974

Azim

ut, g

rado

s

Volumen 25, no.4 31

> Puntos dulces de producción. Un horizonte sísmico que atraviesa el miembro Bakken medio muestra la relación entre las velocidades de ondas S lentas y rápidas derivada de la inversión AVOAZ. Las flechas negras representan la magnitud relativa de la anisotropía estimada de las ondas S; las direcciones de las flechas proporcionan el azimut del vector de ondas S derivado de la inversión. Los círculos de colores indican la localización promedio de los pozos horizontales largos y muestran los primeros 90 días de producción de petróleo en el área mapeada. Al oeste, la producción varía entre baja y moderada, y la anisotropía de velocidad de las ondas S es débil (azul a púrpura); la dirección de las ondas S rápidas tiende a ser NO–SE. Al este, la producción es mayor, la anisotropía es más fuerte (amarillo a rojo) y la dirección de las ondas S rápidas es SO–NE, lo que resulta consistente con la dirección del esfuerzo de compresión principal máximo regional actual. La producción inicial tiende a ser mayor donde la anisotropía es más fuerte. Los analistas interpretan que la anisotropía se asocia con los puntos dulces de producción, que son objetivos de perforación potenciales. (Adaptado de Johnson y Miller, referencia 41.)

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 11ORWIN 13/14 SHLSMC 11

3 000

12 000

0

0

m

pies

10 000

20 000

30 000

40 000

50 000

70 000

80 000

60 000

Prim

eros

90

días

de

prod

ucci

ón d

e pe

tróle

o, b

bl

Anisotrópica Isotrópica

0,8 1,0

Relación entre las velocidades de ondasde cizalla (corte) lentas y rápidas

N

hallar las direcciones y las velocidades de las ondas compresionales (ondas P) rápidas y lentas a nivel del yacimiento.

El flujo de trabajo FEATT comienza con la conversión de las colecciones OVT PSDM de pro-fundidad a tiempo de viaje doble (ida y vuelta). El analista, o una rutina automatizada, pica los tiempos de viaje residuales a través de los hori-zontes de tiempo de desplazamiento común y azimut común, convierte los tiempos de viaje en velocidades de intervalo y ajusta una elipse a las velocidades. Los ejes mayor y menor de la elipse y sus orientaciones proporcionan estima-ciones de las direcciones y las velocidades de las ondas P rápidas y lentas (página anterior).

Luego de la aplicación del flujo de trabajo FEATT, los geofísicos aplicaron los análisis de variación de la amplitud con el desplazamiento y el azimut (AVOAZ) para estimar la anisotropía de

velocidad de las ondas S.44 El análisis AVOAZ de las ondas S puede proporcionar una resolución vertical de la variación de la anisotropía mayor que la de los métodos de anisotropía de la veloci-dad de las ondas P, debido a su sensibilidad con respecto a los contrastes de interfaz más que a la respuesta acumulada promedio de los estratos suprayacentes.45

La dirección del esfuerzo de compresión hori-zontal principal máximo actual de la formación Bakken, determinada a partir de las estimulacio-nes por fracturamiento hidráulico, es en general NE–SO.46 Las fracturas naturales observadas en los pozos del área de investigación tenían una orienta-ción NO–SE, en la dirección del esfuerzo de com-presión horizontal mínimo actual. Las fracturas tendían a estar mineralizadas, poseían permeabili-dades del orden de microdarcies a nanodarcies y se consideraba que no contribuyeran a la producción.47

Además, la RQ de la formación Bakken en el área de investigación variaba entre pobre y regular, lo que explica las bajas tasas de producción.

El equipo de trabajo comparó los resultados del análisis de anisotropía sísmica con los prime-ros 90 días de producción de los pozos del campo. Las áreas de baja producción se correlacionaban con las que exhibían una anisotropía débil de ondas P y S, y las áreas de alta producción se aso-ciaban con una anisotropía fuerte (arriba). La ani-sotropía era débil al oeste y fuerte al este, lo que

44. Johnson y Miller, referencia 41.45. Hall SA y Kendall JM: “Constraining the Interpretation

of AVOA for Fracture Characterization,” en Ikelle L y Gangi A (eds): Anisotropy 2000: Fractures, Converted Waves, and Case Studies. Tulsa: Sociedad de Geofísicos de Exploración (2001): 107–144.

46. Sturm y Gómez, referencia 38.47. Sturm y Gómez, referencia 38.

32 Oilfield Review

> Relación entre las velocidades de ondas S lentas y rápidas cerca de los límites del miembro Bakken medio. La relación entre las velocidades de ondas S fue calculada a partir de una inversión AVOAZ para un par de secciones sísmicas intersectantes. El rectángulo rojo (extremo superior) muestra el intervalo prospectivo del miembro Bakken medio, desplegado en la figura principal (extremo inferior izquierdo). La línea negra vertical de guiones marca la intersección de las secciones sísmicas inline (línea paralela a la dirección de adquisición de los datos) y crossline (línea perpendicular a la dirección de adquisición de los datos) y la localización aproximada de un pozo vertical. En esta localización, la relación entre las velocidades de ondas de cizalla (corte) en la formación Bakken media es más alta (azul a púrpura) en la porción central y más baja (verde a amarillo) en los límites de la formación, lo que indica que la anisotropía se incrementa desde la porción central de la formación hacia sus límites. La gráfica del registro (extremo inferior derecho) muestra dos carriles. El carril 1 (izquierda) exhibe las trazas del registro del pozo correspondientes a la densidad volumétrica (rosa), la lentitud de ondas P (rojo), la impedancia de ondas P (azul) y los topes de las formaciones geológicas y los miembros. El carril 2 (derecha) muestra la relación entre las velocidades de ondas S lentas y rápidas (azul) derivada de la inversión AVOAZ a lo largo de la traza del pozo en la visualización principal; se muestran además los topes de las formaciones y los miembros. Existe una diferencia de resolución entre los registros del pozo y el resultado de la inversión. Las localizaciones de los topes son netas y claras en la visualización del registro del pozo y no tan claras en la visualización de la inversión, debido a las limitaciones de resolución de la sísmica de superficie. (Adaptado de Johnson y Miller, referencia 41.)

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 13ORWIN 13/14 SHLSMC 13

Isotrópica

Relación entre las velocidades de ondas de cizalla lentas y rápidas

Anisotrópica0,820,84

0,86

0,88

0,90

0,92

0,94

0,96

0,981,0

MiembroBakken

medio

30 m

120 m

Densidad volumétrica

Lentitud de ondas P

Impedancia de ondas P

1,5 g/cm3

μs/pies

3

147

15 700 (pie/s)×(g/cm3) 60 500

24

Isotrópica

Relación entre las velocidades de ondas de cizalla

lentas y rápidas

Anisotrópica

Arenisca Sanish

Three Forks

Arenisca Sanish

Three Forks

Falsa formación Bakken

Scallion

Falsa formación Bakken

Scallion

Miembro Bakken superior

Miembro Bakken medio

Miembro Bakken inferior

X 235

Prof

undi

dad,

pie

s

X 240

X 245

X 250

X 255

Lodg

epol

ein

ferio

rBa

kken

Miembro Bakken inferior

Miembro Bakken superior

Miembro Bakken medio

Volumen 25, no.4 33

> Volúmenes con valores de anisotropía altos. Esta vista de la anisotropía de velocidad de ondas S en el miembro Bakken medio mira hacia abajo y hacia el norte. Las nubes naranjas y rojas corresponden a los volúmenes con relaciones bajas entre la velocidad de ondas S lentas y la de ondas rápidas, lo que es equivalente a los valores de anisotropía altos extraídos de los datos sísmicos 3D entre los miembros Bakken superior e inferior. La anisotropía es fuerte al este y al sur, y se debilita hacia el noroeste. La superficie azul por debajo de las nubes proviene del miembro Bakken inferior y muestra el atributo sísmico obtenido con el procedimiento de seguimiento de huellas de hormigas (ant-tracking) (negro a blanco), que acentúa las trazas de las fallas y las fracturas. (Adaptado de Johnson y Miller, referencia 41.)

Oilfield Review WINTER 13/14Shale Seismic Fig. 12ORWIN 13/14 SHLSMC 12

Rela

ción

ent

re la

s ve

loci

dade

s de

ond

asde

ciza

lla le

ntas

y rá

pida

s

Anisotrópica

Isotrópica1,0

0,81 500 m4 900 pies

1 500

m

4 900

pie

s

N

Tope del miembro Bakken superior

Tope del miembro Bakken inferior

Tope del miembro Bakken medio

ayudó a explicar porqué la porción este del campo era más productiva que la oeste. Además del mejo-ramiento de la producción de oeste a este, en el área de interés, la orientación de la anisotropía cambiaba de NO–SE, en el oeste, a NE–SO en el este. La explicación de este cambio es un mejora-miento de las propiedades de la matriz; por otra parte, los geofísicos conjeturan que este cambio de dirección de la anisotropía representa un cambio en la orientación de las fracturas naturales entre un lado del campo y el otro. Al este, las fracturas con orientación NE–SO serían paralelas a la direc-ción del esfuerzo principal máximo actual y tende-rían a ser fracturas abiertas (arriba).

Además, la anisotropía parecía fuerte en las inmediaciones de los contactos con las rocas gene-radoras y del yacimiento. Desde la base hacia el

tope, la anisotropía fuerte se producía en torno al contacto entre el miembro Three Forks superior y el miembro Bakken inferior, entre el miembro Bakken inferior y Bakken medio, entre el miem-bro Bakken medio y Bakken superior, y a través del miembro Bakken superior en dirección hacia la caliza Lodgepole inferior (página anterior). Este resultado indica que la anisotropía derivada de los datos sísmicos multiazimutales de superfi-cie 3D puede ser utilizada para delinear la distri-bución areal y en profundidad de los puntos dulces y los objetivos de perforación futuros.

El valor de los datos sísmicosEstos ejemplos de utilización de los datos sísmi-cos de superficie para comprender los patrones de producción fueron retrospectivos en lugar de

prospectivos. Los operadores continúan pro-bando y evaluando los puntos dulces identifica-dos con los pozos nuevos.

Un número cada vez mayor de operadores está adquiriendo y analizando datos sísmicos de superficie 3D durante las primeras etapas —fases de exploración, piloto y evaluación— del ciclo de explotación de las extensiones productivas de luti-tas orgánicas. Los datos sísmicos correctamente analizados e interpretados han demostrado ser inestimables para guiar el posicionamiento de los pozos iniciales en una cuenca arcillosa de fron-tera, de los pozos de evaluación en una cuenca arcillosa prospectiva y de los pozos de relleno como parte de un programa de desarrollo de cam-pos petroleros en una cuenca madura. —RCNH