RTA (Rate Transient Analysis) y Volumen estimulado de yacimiento (SVR). Microsísmica como ayuda?

 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

Kappa 2020

2.      2. Diagnóstico del flujo en SRV

3.      3. Diagnósticos simultáneos de varios regímenes de flujo

Kappa 2020

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 (9^na y 10^ma), 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