El ESG combinó tecnologías nuevas y comúnmente aceptadas para cuantificar la geometría de la fractura estimulada y proporcionar una mejor comprensión de la geometría de la fractura y el espaciamiento óptimo de los pozos durante el desarrollo temprano del campo.
La comprensión de la geometría de las fracturas estimuladas en yacimientos no convencionales permite un desarrollo óptimo del activo, y tanto las tecnologías nuevas como las comúnmente aceptadas pueden cuantificar esta geometría. Un conocimiento profundo de la geometría de las fracturas y el espaciado de los pozos en las primeras fases del proceso de desarrollo del yacimiento puede mejorar drásticamente el valor actual neto del proyecto, especialmente cuando se desarrollan intervalos apilados.
Desafío
Un piloto de espaciamiento no convencional en el STACK (Sooner Trend Anadarko Basin Canadian and Kingfisher Counties), situado en la cuenca de Anadarko, requería la monitorización de uno de los intervalos de yacimientos apilados de la cuenca. Proporcionamos monitorización por fibra óptica para el pozo C en una disposición de cinco pozos.
Solución ESG
Aplicamos varias tecnologías de diagnóstico para mejorar la comprensión de la geometría de la fractura, entre ellas las siguientes.
- Monitorización de fibra óptica (Sensores Acústicos Distribuidos y Sensores de Temperatura Distribuidos) para evaluar la eficiencia de los grupos, la distribución de fluidos y arena por grupo y la eficacia de los desviadores
- Microsísmica de sondeo para estimar las medias longitudes hidráulicas, las alturas y el azimut de las fracturas
- La imagen electromagnética permite conocer la semilongitud hidráulica de 12 etapas
- Monitorización de la presión del pozo con la tecnología IMAGE Frac para proporcionar medias longitudes hidráulicas y de apuntalamiento, alturas y azimut de la fractura
- Análisis del golpe de ariete con ajuste de la historia en múltiples caídas de la tasa y en la conclusión de la etapa de bombeo para correlacionar las respuestas con la geometría de la fractura
- Modelización de la fractura con un modelo planar de diferencias finitas en 3D y una prueba de inyección de fractura de diagnóstico para proporcionar gradientes de fractura, cierre y presión de poros
Los resultados se validaron con una prueba de interferencia de producción, un análisis de tasa transitoria, trazadores solubles en petróleo e identificadores de fluidos de fractura.
En general, la integración de las herramientas de diagnóstico esbozadas condujo a una mejor comprensión de las geometrías de las fracturas hidráulicas, apuntaladas y conductoras, y a la correspondiente mejora en la colocación óptima de los pozos. Dado que estos datos se identificaron durante el desarrollo temprano del yacimiento, el cliente pudo obtener un importante ahorro de costes como resultado de las recomendaciones sobre el espaciado de los pozos y la estrategia de tratamiento proporcionadas.
