Yacimientos Carbonatados

Yacimientos carbonatados

Enfrentando sus desafíos singulares para maximizar la recuperación

Yacimientos carbonatados: el futuro de la producción mundial de petróleo y gas

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Yacimientos carbonatados: heterogeneidad en todo aspecto

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Yacimientos carbonatados: un enfoque continuo

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Yacimientos carbonatados: el futuro de la producción mundial de petróleo y gas En los últimos años, la demanda de energía se ha incrementado. Actualmente, más del 85% del consumo energético mundial se satisface con los combustibles fósiles y el anuario World Energy Outlook indica que la demanda de energía podría aumentar en un 53% entre este año y el 2030†. i bien la mayoría de los especialistas en energía coincide en que los recursos energéticos mundiales son adecuados para satisfacer este crecimiento proyectado, serán necesarias más reservas para retardar un pico en la producción. Esto significa que la industria petrolera tendrá que incrementar significativamente los factores de recuperación de todos los tipos de yacimientos. Este incremento del desempeño puede acelerarse

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al mismo tiempo que se reduce el riesgo técnico. Sobre la base de las estadísticas que figuran a continuación, resulta claro que la importancia relativa de los yacimientos carbonatados, comparados con otros tipos de yacimientos, aumentará de manera asombrosa durante la primera mitad del siglo XXI. Por consiguiente, la misma tendencia experimentará el valor de este mercado para las compañías de servicios

DIMENSIÓN DEL MERCADO

Más del 60% de las reservas de petróleo del mundo y un 40% de las reservas mundiales de gas residen en los carbonatos‡.  El Medio Oriente posee el 62% de las reservas de petróleo convencionales comprobadas del

mundo§; aproximadamente el 70% de estas reservas se aloja en los yacimientos carbonatados‡.  El Medio Oriente posee además el 40% de las reservas probadas de gas del mundo§; el 90%

de estas reservas de gas se encuentra alojado en los yacimientos carbonatados‡.

† ‡ §

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World Energy Outlook 2006 Schlumberger Market Analysis 2007 BP Statistical Review 2007

de la industria petrolera. No obstante, los desafíos en materia de recuperación de hidrocarburos son significativos debido a la estructura interna altamente compleja y la especificidad de los yacimientos carbonatados. OPORTUNIDADES TECNOLÓGICAS

Las técnicas desarrolladas inicialmente para caracterizar los yacimientos en areniscas están siendo aplicadas a los yacimientos carbonatados; sin embargo, sabemos que estos tipos de yacimientos poseen características diferentes. Como resultado de abordar todas las incertidumbres y variables asociadas con los carbonatos, se plantean

grandes oportunidades para el desarrollo de tecnología especialmente apta para los yacimientos de este tipo. Schlumberger se ha comprometido a comprender y encarar los desafíos específicos y los riesgos técnicos que presentan los carbonatos. Nos encontramos a la vanguardia del desarrollo tecnológico necesario para enfrentar los desafíos de los yacimientos carbonatados, y nuestra inversión permanente en proyectos de investigación y desarrollo (R&D) se ha traducido en la introducción de numerosos productos y servicios que están ayudando a nuestros clientes a optimizar y mejorar la caracterización, producción y manejo de los yacimientos carbonatados.

Distribución mundial de las reservas en carbonatos

Arrecife Carbonatos de plataforma Carbonatos profundos Provincia de petróleo en carbonatos

Pacífico Asiático

Reservas probadas de petróleo †

América del Norte

Petróleo en carbonatos ‡

América del Sur y Central África Europa y Eurasia Medio Oriente Miles de millones de barriles

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Yacimientos carbonatados: heterogeneidad en todo aspecto El factor de recuperación promedio—la relación entre el petróleo recuperable y el volumen de petróleo originalmente en sitio—para todos los yacimientos es de aproximadamente 35%. Las rocas carbonatadas habitualmente poseen una textura y una red porosa compleja que resulta de su historia depositacional y su posterior diagénesis. La heterogeneidad puede existir en todo aspecto; poros, granos y texturas.

o obstante, se reconoce que los factores de recuperación son mayores para los yacimientos en areniscas que para los carbonatos. Los yacimientos carbonatados exhiben una serie de características específicas que plantean desafíos complejos para su caracterización, producción y manejo.

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LOS FUNDAMENTOS

Los carbonatos son rocas sedimentarias depositadas en ambientes marinos de aguas claras, someras y cálidas, y en su mayoría poseen un origen biológico. Están compuestos por fragmentos de organismos marinos, esqueletos, corales, algas y elementos precipitados, y consisten en su mayor parte de carbonato de calcio, que es químicamente activo si se compara con la arena que forma las areniscas. Otra diferencia clave entre las rocas clásticas y las rocas carbonatadas es la distancia existente entre el sitio donde se creó el sedimento y aquel en donde se depositó. Mientras que la sal y el limo pueden viajar cientos de kilómetros por los sistemas fluviales antes de su depositación y su litificación, los granos que componen los sedimentos carbonatados se depositan normalmente muy cerca del lugar en que se crearon. Esta depositación local contribuye significativamente a la heterogeneidad de

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los granos de carbonato. Una vez formada la roca carbonatada, una diversidad de procesos químicos y físicos comienza a alterar la estructura de la roca modificando las características fundamentales, tales como la porosidad y la permeabilidad. Esto se conoce como diagénesis. En el momento de la depositación, los sedimentos carbonatados a menudo poseen porosidades muy altas (35%–75%); sin embargo, estos valores decrecen bruscamente a medida que el sedimento es alterado y sepultado a las profundidades de yacimiento. En consecuencia, los yacimientos carbonatados exhiben variaciones grandes y abruptas en la distribución de los tipos de roca. ESTRUCTURAS COMPLEJAS

La porosidad de las rocas carbonatadas puede agruparse en tres tipos: porosidad conectada, existente entre los granos de carbonato; vesículas, que son poros desconectados resultantes de la disolución de la calcita en el agua durante la diagénesis; y porosidad por fracturamiento que es causada por los esfuerzos presentes luego de la depositación. La diagénesis puede crear estructuras llamadas estilolitas que forman barreras horizontales para el flujo y a veces se extienden a lo largo de kilómetros dentro del yacimiento, produciendo un efecto significativo sobre el desempeño del mismo. Las fracturas pueden causar irrupción de agua, conificación de gas y problemas de perforación, tales como pérdidas de lodo pesado y atascamiento de las tuberías. En conjunto, estas tres formas de porosidad crean un camino muy complejo para los fluidos y afectan directamente la productividad de los pozos.

El complejo mundo de los carbonatos: de arriba a abajo se muestra porosidad conectada, porosidad vesicular y porosidad de fracturas.

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Esta heterogeneidad produce además un impacto sobre la respuesta de las mediciones de los registros y, por consiguiente, sobre la determinación del petróleo en sitio.

El agua se inyecta en un pozo de inyección vertical a la izquierda y se produce a través de un pozo de producción vertical a la derecha.

LA MOJABILIDAD Y SU EFECTO SOBRE EL FLUJO DE FLUIDO

Además de las variaciones producidas en la porosidad, la mojabilidad es una característica heterogénea adicional de los carbonatos. La gran mayoría de los yacimientos de areniscas son yacimientos intensamente mojados por agua (water wet ). No obstante, la maduración de la roca carbonatada que contiene agua y petróleo convierte a las rocas inicialmente mojadas por agua en rocas de mojabilidad mixta o por petróleo (oil wet ). Esto significa que el petróleo se puede adherir a la superficie de la roca carbonatada y, por consiguiente, es más difícil de producir. Se considera que la mayoría de los yacimientos carbonatados posee mojabilidad mixta o por petróleo.

Vista superior: éste es un yacimiento congojado por agua y el frente de inyección posee la forma uniforme habitual. Vista inferior: la trayectoria preferencial del agua es a través de las capas mojadas por agua. Las capas mojadas por petróleo son pasadas por alto, afectando significativamente la recuperación.

Las simulaciones indican que en los yacimientos sometidos a procesos recuperación secundaria por inyección de agua sólo pueden recuperarse cantidades limitadas de petróleo de las capas mojadas por petróleo, porque el agua tiende a fluir principalmente a través de las capas mojadas por agua. De hecho, los factores de recuperación pueden ser inferiores al 10%††. La caracterización de la distribución de la mojabilidad y la comprensión de sus efectos sobre el flujo de fluidos dentro de un yacimiento complejo es crucial para estimar las reservas recuperables y determinar las estrategias de producción destinadas a maximizar la recuperación.

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Este escenario de distribución heterogénea de la mojabilidad requiere estrategias de producción especiales, además de tecnologías de recuperación mejorada de petróleo (EOR) bien seleccionadas. ††

Montaron, B.: “Increasing Oil Recovery Factors: A Technical Challenge Key to Future World Energy Supply,” Conferencia de la AFTP, París, octubre de 2005.

Geología compleja, mojabilidad y dinámica de los yacimientos

Flujo dominado por la gravedad en un yacimiento mojado por agua

Flujo dominado por la capilaridad en un ambiente de mojabilidad estratificada

Zonas saturadas con agua

Zonas saturadas con petróleo

Simulaciones generadas con el software ECLIPSE*

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Yacimientos carbonatados: una atención permanente

El Centro de Investigación de Carbonatos de Dhahran (arriba) se dedica exclusivamente a estudiar los carbonatos y desarrollar soluciones globales. Red mundial de laboratorios de investigación y centros de tecnología de Schlumberger (arriba a la derecha).

En los yacimientos carbonatados, la sustentación de las demandas globales de petróleo y gas requiere tecnología avanzada y apropiada. chlumberger reconoce los desafíos específicos de los yacimientos carbonatados y cuenta con una red de laboratorios de investigación y centros de tecnología que se encuentra activamente involucrada en los proyectos relacionados con los carbonatos. En Medio Oriente, el Centro de Investigación de Carbonatos de Dhahran se dedica exclusivamente a la investigación de los carbonatos. Además, se están llevando a cabo significativas actividades de investigación relacionadas con el modelado de flujo, la caracterización de fracturas y los servicios sísmicos en los centros de investigación de Cambridge, Stavanger y Moscú, al mismo tiempo que nuestro centro de investigación de Boston se dedica a la geología y la petrofísica, y nuestros centros de tecnología de Clamart y Sugar Land están desarrollando servicios de adquisición de registros durante la perforación (LWD) y servicios de estimulación, cuyos objetivos son los yacimientos carbonatados.

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Nuestro compromiso a largo plazo con la investigación de los carbonatos nos permite desarrollar e introducir soluciones que están mejorando la caracterización, la productividad y la recuperación en los yacimientos carbonatados. Nuestros centros 8

regionales de tecnología sustentan este compromiso. El centro de Abu Dhabi se concentra en los carbonatos y permite que los clientes trabajen junto a sus especialistas para resolver desafíos regionales específicos. CARACTERIZACIÓN MEJORADA DE LAS FRACTURAS

La mayoría de los yacimientos carbonatados son yacimientos naturalmente fracturados. Las fracturas existen en todas las escalas; desde las fisuras microscópicas hasta las estructuras de varios kilómetros, denominadas enjambres o corredores de fracturas, que crean redes de flujo complejas en el yacimiento. En consecuencia, el movimiento de los hidrocarburos y otros fluidos a menudo no es el esperado o pronosticado. Unos pocos corredores de fracturas muy grandes pueden actuar como atajos preferenciales para los fluidos dentro de un yacimiento carbonatado; por consiguiente, el conocimiento de su

posición exacta es crucial para la planeación de pozos nuevos, así como para la simulación y el pronóstico de la producción de estos yacimientos. En los yacimientos fracturados, nuestra meta final consiste en proporcionar una caracterización geométrica y dinámica completa de la red de fracturas. Los avances recientes introducidos en las tecnologías sísmicas para el mejoramiento de la delineación, la caracterización y el monitoreo de los yacimientos, están haciendo mucho para acercarnos a ese objetivo. Los servicios Q-Technology*, combinados con los nuevos métodos de procesamiento, permiten la detección tridimensional de los corredores de fracturas existentes dentro del yacimiento. Una de las herramientas preferidas que se utilizan en la industria, es el de modelado de redes de fracturas discretas (DFN). Este es el enfoque que ha adoptado Schlumberger con el software Petrel*; software que abarca desde

El software Petrel permite el modelado tridimensional de la conectividad de las fracturas en los yacimientos carbonatados, combinando en una sola representación, visualizaciones de fracturas en pozos y otras fuentes de datos.

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la interpretación sísmica hasta la simulación dinámica de yacimientos. Las metodologías adoptadas en Petrel combinan la información proveniente de dominios múltiples en una representación unificada del yacimiento. El método DFN modela en forma realista la conectividad de las fracturas y las diaclasas que generan un comportamiento de flujo irregular, combinando una amplia diversidad de datos de mapas, afloramientos, geomecánica de yacimientos, sísmica 2D y 3D, registros de pozos, pruebas de pozos y registros de flujo, además de modelos conceptuales estructurales o depositacionales. El modelo de yacimientos combina la metodología DFN y los corredores de fracturas que son directamente representados por imágenes sísmicas mediante un procedimiento matemático que se conoce como seguimiento de las huellas de hormigas (ant tracking). TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN Y COLOCACIÓN DE POZOS

La tecnología de perforación direccional también desempeña un rol importante en el mejoramiento de la recuperación de petróleo. Hoy, utilizando el servicio de mapeo de los límites de las capas PeriScope*, los especialistas son capaces de orientar los tramos de drenaje horizontal hacia el punto más favorable del yacimiento utilizando las tecnologías de adquisición de mediciones durante la

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Carril 1

Volumen de hidrocarburos utilizando la resistividad m = 2.0, n = 2.0 0.4

pie3/pie3

0

Porosidad total 0.4

pie3/pie3

Volumen de hidrocarburos utilizando el parámetro sigma 0.4

pie3/pie3

0 0

Carril 2

Carril 3

Res ELAN

Sigma ELAN

Agua

Agua

Petróleo

Petróleo

Gas

Gas

Dolomita

Dolomita

Calcita

Calcita

Anhidrita

Anhidrita

Agua ligada

Agua ligada

Ilita

Ilita

Volúmenes ELANPlus Volúmenes ELANPlus 0 1

pie3/pie3

0 1

Descubrimiento de una zona productiva de baja resistividad utilizando el parámetro sigma: en los carriles 2 y 3, el agua aparece en blanco y el petróleo en verde. El carril 2 muestra las saturaciones de agua y petróleo, calculadas a partir de un registro de resistividad y utilizando la ecuación de Archie. El carril 3 muestra las saturaciones de agua y petróleo derivadas de las mediciones del parámetro sigma obtenido con el servicio EcoScope. Las mediciones de resistividad (carril 2) fueron pesimistas, mientras que las mediciones basadas en el parámetro sigma pronosticaron en forma más precisa el petróleo en sitio. Un registro subsiguiente del Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT* mostró un 70% de petróleo, lo cual corroboró la determinación del servicio EcoScope en base al parámetro sigma.

pie3/pie3

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El sistema integrado de interpretación petrofísica EcoView* ayuda a analizar los carbonatos utilizando la serie de datos globales del servicio EcoScope.

perforación (MWD) y LWD. Con estos sistemas rotativos direccionales, es posible perforar pozos más largos, en forma más rápida y más precisa que antes, lo que incrementa la eficiencia y reduce el riesgo.

precisos de saturación y porosidad en los carbonatos. Esto se debe a que este servicio utiliza una medición de los neutrones termales que permite estimar la saturación de agua independientemente del método tradicional basado en la resistividad.

MEDICIONES DE POROSIDAD PRECISAS

La evaluación de los hidrocarburos en sitio se basa en gran medida en la determinación precisa de la saturación de fluidos y de la porosidad total. Estas características exhiben una gran variabilidad debido a la heterogeneidad de la roca y la influencia de la mojabilidad. Las mediciones precisas de porosidad en los carbonatos requieren una caracterización mineralógica completa. La introducción reciente del servicio LWD de funciones múltiples EcoScope* ha permitido por primera vez obtener registros más

OPERACIONES DE ESTIMULACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS

La calcita se disuelve en ácido clorhídrico (HCl). En consecuencia, los tratamientos con HCl han sido el método de estimulación más generalizado para los pozos en yacimientos carbonatados. Hoy, muchos pozos son horizontales y pueden intersectar fracturas a lo largo de su trayectoria. El ácido tiende a perderse en las primeras fracturas que encuentra el pozo, dejando secciones significativas sin estimulación. 11 15

Schlumberger está introduciendo soluciones para la estimulación óptima de los yacimientos carbonatados. Un ejemplo de esto es un nuevo fluido que combina fibras y ácido. Las fibras taponan temporariamente las fracturas permitiendo que el ácido estimule todo el pozo. Otro ejemplo está dado por la tecnología de terminación de pozos StageFRAC*, que permite la creación de fracturas hidráulicas en múltiples zonas del pozo. Con la adquisición reciente de ResLink, nuestro portafolio de tecnología de terminación de pozos incluye ahora dispositivos de control de flujo de avanzada, que pueden utilizarse para diseñar operaciones de terminación para pozos horizontales de inyección y producción con el objetivo de optimizar los perfiles de flujo. El efecto es de largo plazo; regímenes de producción sostenidos con mejor control de los cortes de agua e incremento de la recuperación gracias a la mejor eficiencia de barrido del yacimiento que surge de un perfil de inyección más uniforme. RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO

La actividad de investigación, relacionada con los procesos potenciales de EOR en los yacimientos carbonatados, cubre la efectividad de numerosos controladores y su capacidad para lograr diversos efectos en los yacimientos carbonatados. Se utilizan controladores tales 12

como dióxido de carbono (CO2), metano (CH4), surfactantes, polímeros, agua dulce, vapor y todas sus combinaciones para conseguir efectos tales como la expansión del volumen de petróleo, la reducción de la viscosidad, la reducción de la tensión interfacial, el cambio de la mojabilidad y la optimización de la reología de los fluidos de inyección. Recientemente, la investigación de los métodos de recuperación mejorada ha vuelto a estar entre las prioridades de las agendas de la mayoría de las grandes compañías internacionales de petróleo y gas. Los centros de investigación de Schlumberger se enfocan en diversos proyectos destinados a mejorar la recuperación de petróleo en los carbonatos y en los yacimientos de petróleo pesado. Nuestro compromiso con este esfuerzo de investigación en curso es sustentado por la tecnología que ya hemos implantado. El sistema de medición de la distribución de la temperatura (DTS) mediante fibra óptica Sensa* monitorea continuamente el perfil de temperatura a lo largo del pozo, proveyendo información sobre la irrupción de agua y gas, el aislamiento por zonas y la integridad del pozo. Las bombas eléctricas sumergibles (ESP) de Schlumberger pueden instalare en pozos de más de 3,700 m de profundidad y son capaces de operar a más de 200°C de temperatura; cuando las condiciones del

pozo cambian permanentemente, un sistema de monitoreo de las bombas ESP y un variador de velocidad pueden optimizar el desempeño de la bomba. Las dos tecnologías son clave para el monitoreo y la producción de yacimientos mediante métodos EOR termales, tales como la inyección de vapor de agua. El software ECLIPSE permite simular, en forma precisa y rápida, las características del flujo de fluidos de todos los tipos de yacimientos a fin de comparar la efectividad de las diversas estrategias de producción. INTEGRACIÓN DE LA TECNOLOGÍA: HACIA UN CONOCIMIENTO MÁS PROFUNDO

Los yacimientos carbonatados seguirán planteando desafíos relacionados con el tipo de roca y la porosidad. Una campaña tendiente a una mayor integración de la tecnología mejorará el desempeño y reducirá el riesgo técnico mediante una mejor caracterización de los yacimientos y la construcción de modelos de yacimientos más exactos. Sabemos que las soluciones para el desafío que presenta la recuperación de petróleo en los yacimientos carbonatados heterogéneos sólo pueden provenir de una mayor tarea de investigación y de la colaboración continua. Estos esfuerzos ayudarán a refinar las técnicas existentes y a desarrollar tecnologías nuevas y configurables en relación con los carbonatos.

Carbonato Los carbonatos nos plantean algunos de los desafíos y oportunidades más grandes para el desarrollo de nuevas tecnologías y procesos, o para la refinación de las tecnologías y procesos existentes a fin de maximizar su recuperación.

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