RTA (Rate Transient Analysis)
Dentro
del estudio de yacimientos no convencionales tipo Shale (petróleo/gas) hemos
abarcado principalmente todas aquellas disciplinas y su aporte en la evaluación
y caracterización de este tipo de YNC. Sin embargo, cuando ya tenemos
producción de hidrocarburos y bien discretizado donde es gas, condensados y
líquidos, debemos también incorporar técnicas y metodologías que permitan
interpretar los comportamientos de producción vistos a través de los pozos,
poder hacer un diagnóstico y verificación de los modelos de simulación que
sirvieron de evaluación inicial, es decir, hacer una retroalimentación e ir
entendiendo como funcionan desde el punto de vista dinámico.
Una
de esas metodologías que permiten analizar el comportamiento de producción de
este tipo de YNC y estimar Reservas muy bien conocida en la ingeniería de
yacimientos como lo es el Análisis de Declinación de Producción (ADP) o Decline
Analysis (DA) en inglés. También, la Microsísmica permite optimizar el
fracturamiento hidráulico y por ende, el modelo de fracturas.
Vamos
a comenzar con el ADP. Recordemos que son modelos empíricos, que de la
tradicional ingeniería de yacimientos se han llevado a la interpretación de estos
YNC. Dentro de esta metodología, existen muchos aportes de autores como (Arps,
1945 y Fetkovich, 1973) y otros quienes han desarrollado modificaciones para
poder incorporar parámetros propios de estos YNC, como por ejemplo, contenido
de arcilla, fenómenos de transporte, entre otros.
A
continuación se muestran algunas figuras con la producción registrada de pozos
(Shale oil y Shale gas) con la finalidad de ejemplificar el comportamiento de
producción. Se comienza con la etapa de evaluación del modelo donde se
representará al Shale, luego se simula cual será el efecto y alcance de las
fracturas, y una vez perforados los pozos, entonces se comienza la etapa de
seguimiento de la producción y el comportamiento puede ser evaluado, revisado y
pronosticado a través del la metodología de ADP. El comportamiento de
producción típico, asemeja a forma de producción de yacimientos naturalmente
fracturados donde hay una contribución de la fractura en este caso
hidráulicamente generada y luego el aporte mixto con la matriz o resto del
Shale (Figura 1).
Figura 1. Comportamiento típico de pozos en YNC tipo
Shale.
Otro
ejemplo en Dakota del Norte, Estados Unidos (Figura 2).
Figura 2. Comportamiento típico de pozos en YNC tipo
Shale (Shale Profile Newsletter, 2022)
El
análisis de la curva de declinación de producción, permite:
–
Determinar el exponente b de Arps a partir de la regresión de datos históricos
de producción de cada grupo de pozos ya sea el análisis tipificado de esta
manera o por pozo individual;
–
Análisis de pronóstico
–
Formular una curva de tipo de producción para cada pozo o grupo de pozos (2)
Figura 3. Comportamiento típico de pozos en YNC tipo
Shale (2)
Por
ejemplo, en este gráfico arriba, se puede evidenciar que los pozos que tienen mayor
índice de productividad (IP) y tendencias de declinación son similares en el
tiempo, con algunas otras condiciones:
–
Fracturas naturales abiertas
–
Anisotropía de baja tensión
–
Capacidad de tubería maximizada afuera
–
Los pozos no interfieren entre sí
Antecedentes:
Análisis histórico de tasa de tiempo: Arnold y Anderson (1908) introdujeron el uso de series geométricas para calcular pozos de petróleo y gas, las tendencias de declinación de la producción. Lewis y Beal (1918) luego ampliaron el trabajo de Arnold y Anderson al introducir el uso de curvas de declinación porcentual para hacer que los datos de los pozos sean comparables para el análisis. Las definiciones más básicas de las funciones de parámetro de declinación, es decir, la tasa de pérdida o loss-ratio y, Johnson y Bollens (1927) presentaron por primera vez funciones derivadas éstas y se dan como (3):
En el artículo resumen de Arps (1945) se presentaron las variables y modelos básicos de la curva de declinación y aplicaciones. Cabe señalar que las relaciones tiempo-tasa de Arps son estrictamente empíricas (aunque esfuerzos posteriores han demostrado que la relación de declinación exponencial se puede derivar bajo algunas restricciones bastante fuertes/ suposiciones y que la declinación hiperbólica puede derivarse parcialmente asumiendo cierto comportamiento de la funciones de compresibilidad y movilidad). Las relaciones originales de Arps se dan como (3):
Como
medio para estimar directamente los parámetros de la curva de declinación (qi,
Di, b) a partir de los datos, Fetkovich (1980) desarrolló curvas tipo
utilizando las relaciones hiperbólicas y de declinación exponencial. Fetkovich
(1980) también proporcionó una curva tipo que combinó las soluciones analíticas
para los regímenes de flujo transitorio experimentados en tiempo temprano con
las relaciones de Arps para el comportamiento en tiempo tardío como un medio
para estimar las propiedades del yacimiento y para construir extrapolaciones
gráficas del rendimiento de la tasa de tiempo (3).
Los
yacimientos no convencionales, especialmente los de tipo Shale gas/petróleo,
son actualmente nuevos desarrollos en tanto de Estados Unidos como de Canadá. La
previsión de producción y estimación de las reservas con precisión para estos
juegos de recursos se han vuelto más urgente e importante que nunca. Mattar et
al. (2008) han discutido varias técnicas para análisis de producción y
pronóstico de yacimientos de Shale Gas, mientras que Lee y Sidle (2010) han
analizado algunos de los métodos comúnmente utilizados procedimientos para
pronosticar e identificar fortalezas clave y limitaciones de estas técnicas. El
método comúnmente utilizado para el análisis de la curva de declinación es la
declinación hiperbólica de la tasa de Arps (Arps 1945), si se dispone de datos
de producción adecuados. Las curvas tipo Fetkovich (1980) no son apropiados
porque el valor de “b” combinado suele ser mayor que la unidad. Para pozos
horizontales con múltiples transversales fracturas, el modelado de simulación numérica
es altamente una opción preferida. Sin embargo, existen algunos problemas de
validez y aplicabilidad con estas técnicas (5).
La
ecuación de declinación hiperbólica se usa convenientemente porque puede tener
un "mejor ajuste" para el régimen de flujo lineal transitorio largo
observado en pozos de Shale Gas con valores de “b” mayores que la unidad.
Sotavento y Sidle (2010) mostraron que valores de “b” iguales o mayores que la
unidad puede hacer que la estimación de las Reservas tenga un rendimiento
físicamente irrazonable propiedades. Para evitar este inconveniente, los modelos
“exponenciales estirados” han sido propuestos recientemente (Valkó 2009; Ilk et
al. 2008, 2009) (5).
Los
modelos de simulación actuales que están disponibles en el mercado todavía
están usando tecnologías de yacimientos convencionales para no convencionales. Algunas
de las suposiciones utilizadas en el modelado de simulación son inconsistentes
con las observaciones de datos de campo tales como presión inicialización y
flujo transitorio radial (o elíptico). Datos de campo indican que la transición
de presión a través de una zona de Shale Gas está en un estado de
desequilibrio, mientras que la inicialización de la presión en la simulación, el
modelado se basa en un estado de equilibrio con su gradiente fluido (5).
En
la Figura 4, Blasingame (2011) resume, en forma gráfica simplificada, los
regímenes de flujo típicos experimentado para un pozo horizontal de múltiples
fracturas (MFHW) en un yacimiento de permeabilidad baja/ultrabaja.
Análisis de producción moderno
basado en modelos (tiempo-velocidad-presión): Fraim y Wattenbarger (1987) desarrollaron una
función de tiempo real con la tasa de gas normalizada para linealizar justamente
la caída del caudal de gas para un pozo que experimenta un régimen de flujo
dominado por los límites. El método propone valores estimados del gas original,
la permeabilidad de la formación y la porosidad.
Palacio
y Blasingame (1993) desarrollaron curvas de tipo declinación para el análisis
de datos de producción que incorporan caudal, integral de caudal e
integral-derivada de caudal versus el tiempo de balance de materia en una escala
log-log. Estos gráficos cuando se combinan, se conocen comúnmente como el
gráfico de Blasingame.
Callard
y Schenewerk (1995) presentó una técnica de caracterización de yacimientos que
normalizaba tanto la presión como la tasa de producción y de producción
acumulada utilizando los datos de presión de fondo de pozo que fluyen. Ellos
entonces desarrollaron curvas de tipo de diagnóstico a partir de la solución de
presión normalizada con aplicabilidad a la mayoría configuraciones de pozos y
tipos de yacimientos (3).
Figura 4. Gráfica log-log: esquema de régimen de
flujo de pozos horizontales fracturados múltiples hidráulicamente: tasa de
flujo (q) versus tiempo de producción (Blasinggame, 2011) (3)
Todos
los análisis de producción de tasa de tiempo que se llevan a cabo, el análisis
de producción basado en modelos para un pozo dado ( historial del caudal de
gas, la presión de fondo de pozo fluyente, producción acumulada de gas mediante
el ajuste de la conductividad de la fractura (Fc), superficie de la cara de la
fractura (s), longitud media de la fractura (xf) y parámetros de permeabilidad de
la formación “k”), son práctica estándar
en la industria, a menudo denominada PA (Análisis de producción) o RTA
(Rate-Transient Análisis). Como precaución, esta metodología es bastante
robusta y aunque las soluciones/métodos están bien documentados, a menudo hay
desafíos para poder hacer coincidir solo una parte de los datos; pues se cree
que esto se debe a la naturaleza de la interfase yacimiento/terminación (3).
RTA
El
análisis de tasa transitoria (RTA) es una herramienta moderna para comprender
mejor la capacidad de un yacimiento. La combinación de la presión y la tasa medidas,
además de la estructura de análisis relevante, puede conducir a la estimación
de las reservas existentes. Desde el índice de productividad y la ecuación de
flujo hasta el modelo de balance de materiales de flujo, se puede observar la
estructura total del yacimiento y se puede reconocer el comportamiento del
yacimiento (6).
El
análisis de tasa transitoria (RTA) es la ciencia del análisis de datos de
producción. Además de la observación de los volúmenes originales de petróleo y
el gas en sitio, la herramienta se puede utilizar para predecir el
comportamiento futuro de la presión y la tasa de producción. La presión y las
tasas de modelado se pueden utilizar para pronosticar el rendimiento del
yacimiento y su aplicabilidad.
RTA
se puede definir como un método moderno de análisis de curva de declinación. El
método DCA es una de las herramientas más antiguas y utilizadas por los
ingenieros petroleros. Esta es una técnica de pronóstico que predice mediante
la coincidencia histórica de datos de tasa-tiempo en una curva de tipo
apropiada. La dirección a tomar, el tipo de curva(s) a elegir y dónde deben cotejar
los datos de tasa-tiempo se deciden con base a los conceptos y conocimientos
básicos de ingeniería de yacimientos (Fetkovich 1980; Fetkovich et al. 1987).
Por
lo tanto, DCA no se basa en la aplicación de una ecuación puramente empírica
para ser analizada con enfoques estadísticos, lo que a menudo conduce a
pronósticos y estimaciones de reservas poco realistas y poco confiables
(Fetkovich et al. 1996). RTA también brinda estimaciones convincentes de los
parámetros del yacimiento con datos de producción disponibles de baja
frecuencia (diarios, semanales o mensuales). Una vez que se determinan las
características del yacimiento utilizando RTA, se construye un modelo de
yacimiento para pronosticar futuros escenarios de producción (Mishra 2014;
Mireault y Dean 2007-2008) (6).
Se
pueden hacer los siguientes análisis (4):
1. 1. Diagnóstico de Flujo Lineal
·
Gráfico de la
raíz cuadrada de la tasa versus tiempo
·
Gráficos log-log
y de Blasingame
2. 2. Diagnóstico del flujo en SRV
3. 3. Diagnósticos simultáneos de varios regímenes de
flujo
4. 4. Pronóstico de producción y de la recuperación final estimada (EUR)
Volumen estimulado de yacimiento (SVR). Microsísmica
como ayuda?
El
concepto de volumen de roca estimulado (SRV) que se apoya por monitoreo
microsísmico de tratamientos de fractura hidráulica no es confirmado por el
flujo radial observado de un simulador numérico, como lo señalan Mattar et al.
(2008). Estos autores afirman que el flujo radial de pozos fracturados de Shale
observado en un simulador es más probable que sea un flujo radial falso y puede
que no sea representante de la permeabilidad mejorada del SRV. Este artículo (5)
presenta un modelo de declinación derivado empíricamente que se basa en un
flujo lineal a largo plazo en un gran número de pozos en yacimientos de gas Shale
y de arenas compactas o Tight. Sobre la base
de este modelo, se ha desarrollado un método nuevo para el análisis y la
previsión de la producción de yacimientos no convencionales. Este método
también utiliza probabilidad distribuciones de reservas en la previsión de “plays”,
para representar cualquier incertidumbre en la estimación de reservas (5).
El
monitoreo microsísmico es un procedimiento de diagnóstico comúnmente usado para
mapear los eventos microsísmicos que pueden ocurrir cuando se crea una fractura
hidráulica. Estos eventos son detectados a través de arreglos de geófonos o
acelerometros colocados en pozos observadores, y a veces en el mismo pozo donde
se realiza el tratamiento. Con cierto conocimiento de la velocidad del sonido
(una fuente de error en el método), la localización de los eventos
microsísmicos pueden ser deducidos por múltiples mediciones del mismo evento (7).
Figura 5. Esquema gráfico de cómo la Microsísmica aplica para el entendimiento del sistema de fracturas generado por un FH
Los
mapas de microsísmica durante operaciones de múltiples fracturas puedes servir
enormemente para ver la efectividad de las fracturas hidráulicas multietapa,
como la que se ilustra en la Figura 6, la cual los mapas microsísmicos
detectados provienen de un tratamiento de fractura de 4 etapas. Finalmente, la
extensión vertical de las fracturas creadas puede ser detectadas si los
receptores son arreglados de manera vertical, como se ilustra en la Figura 7,
en una sección vertical de un pozo de la lutita Barnett donde se detectaron los
eventos microsísmicos.
Figura 6. Mapa microsísmico registrado durante una
fractura hidráulica multietapa (7).
Figura 7. Mapa de crecimiento vertical de fractura
determinado por microsísmica. (7).
Beneficios del uso del monitoreo
microsísmico (7)
·
Mapear la
ubicación de los eventos que permita identificar las fracturas hidráulicas
inducidas.
·
Hacer
correctivos durante la operación, en tiempo real, para minimizar riesgos.
·
Tecnología de
soporte en la identificación de arenas de mayor productividad.
·
Determinación de
la deformación sísmica.
·
Mejorar el
entendimiento de cómo se propagan las fracturas dentro del yacimiento para
ajustes de los esquemas de bombeo.
·
Determinar el
volumen de yacimiento estimulado.
·
Proveer los
detalles a través de imágenes 3D interpretado de la densidad de fallas o
fracturas, proveer el rango, altura, longitud y orientación de la falla.
·
Contar con una
tecnología que evite inducir trabajos de fracturas hidráulicas fuera de la zona
de interés.
Y
con estas últimas notas (9na y 10ma), finalizamos el tema
de Yacimientos No Convencionales tipo Shale Gas, esperando que haya sido de su
interés y haberles proporcionado los fundamentos de la evaluación de este tipo
de yacimientos.
Profa. Ing. Eliana Alvarado
Referencias:
1.- ShaleProfile. Weekly
newsletter: 04-15-2022. ShaleProfile, 1905 Aldrich Street, Suite 220, Austin TX
78723, United States
2.- Baihly, Jason; Altman, Raphael;
Malpani, Raj y Luo Fang, 2014. Schlumberger SPE 135555: “Shale Gas Production
Decline Trend Comparison over Time and Basins”.
3.- Davis A. S., and
Blasingame, T. A.,. 2016. A Well Performance Study of Eagle Ford Shale Gas
Wells Integrating Empirical Time-Rate and Analytical Time-Rate-Pressure
Analysis. Texas A&M University.
4.- Kappa DDA v5.30. Chapter
Unconventional Resources.2020.
5.- Duong, Anh N. 2011. “Rate-Decline
Analysis for Fracture-Dominated Shale Reservoirs”. SPE 137748 Reservoir
Evaluation & Engineering, ConocoPhillips.
6.- Zolalemin, Ali. 2020. Blog:
https://ihsmarkit.com/research-analysis/rate-transient-analysis-and-numerical-simulation.html.
Reservoir Technical Advisor at IHS Markit.
7.- https://www.portaldelpetroleo.com/2020/03/monitoreo-microsismico-en-el.html
