Respuesta electromagnética de fracturación y reflujo del subsuelo a redes de fracturación naturales e inducidas
Desafío
Como parte de los esfuerzos en curso para optimizar la eficiencia de la terminación dentro de la formación Utica-Point Pleasant en la cuenca de los Apalaches, se instalaron matrices electromagnéticas de superficie para observar tanto la inyección de agua de fracturación desde el pozo como las primeras respuestas de limpieza. Durante la fracturación inicial y el reflujo, se midieron las respuestas de fase y amplitud en este intervalo fracturado de forma natural. La respuesta electromagnética de los fluidos permitió determinar la geometría/asimetría de la fracturación y proporcionó datos de referencia para nuestro modelado de la fracturación.
Se instalaron matrices electromagnéticas de superficie Deep Imaging® en la parte del talón de un pozo. Las orientaciones y agrupaciones de las fracturas naturales cercanas al pozo se determinaron a partir de los datos sónicos dipolares y de imagen en un pozo horizontal de la plataforma. Las orientaciones y agrupaciones de las fracturas naturales en el campo lejano se determinaron a partir de los datos sónicos dipolares y la sísmica 3D. La resistividad del agua de fracturación se midió continuamente a partir de la mezcladora. También se recogió periódicamente el agua producida y se midió el total de sólidos disueltos (TDS).
Las imágenes electromagnéticas (EM) proporcionaron una herramienta para determinar la extensión horizontal del sistema de fractura hidráulica. Esto permite tanto comprobar el espaciado adecuado de los pozos como observar la geometría de nuestros volúmenes de roca estimulada y drenada. Este ensayo reveló una importante sombra de tensión de una etapa a otra en la orientación de nuestra red de fracturas naturales de campo lejano.
La respuesta de frecuencia EM en amplitud y fase también proporcionó una comprensión crítica tanto de la roca como de las zonas que se estimulan con éxito. Demostraremos cómo el modelado EM anisotrópico y los datos muestran una relación entre una zona estimulada con éxito y las respuestas EM. Además, mostraremos que las zonas en las que las respuestas de la señal EM de flujo de retorno muestran el mayor cambio coinciden con las respuestas de la señal EM de fracturación en fase y amplitud.
Solución ESG
INTRODUCCIÓN
Se recopilaron datos de dos pozos adyacentes de una misma plataforma para determinar cómo influían las tensiones regionales y las fracturas naturales en el comportamiento de la terminación y la producción. Los modelos geomecánicos y de fracturación sugirieron que las tensiones regionales podían producir geometrías anisótropas durante la fracturación. Además, dado que los pozos se encuentran en una parte estructuralmente más compleja de la zona, nos pareció necesario determinar también qué efecto tenían -si es que tenían alguno- las fracturas naturales y las tensiones más localizadas en la geometría de la fracturación. El objetivo a largo plazo de este estudio es poder predecir y optimizar la geometría de la fracturación una vez que se conozcan mejor sus causas. Como parte de este estudio, se recopilaron datos electromagnéticos para caracterizar la geometría de la fracturación, imágenes QuantaGeo® y datos sónicos de campo cercano y lejano para estimar la densidad de la fractura natural, modelado geomecánico para determinar las tensiones regionales e imágenes de perforación (Dark Vision®) para estimar la eficiencia de la agrupación. Además, se utilizaron atributos sísmicos 3D para determinar la representatividad regional de los resultados.
Fig. 1-Esquemadel array EM de superficie. Dos hidras en la superficie conectadas por una línea transmisora y un conjunto de receptores a ambos lados diseñados para cubrir la extensión lateral deseada en el subsuelo. La inyección de fluido de fracturación conductor perturba el campo EM de base en el subsuelo alrededor del pozo.
El estudio electromagnético de fuente controlada (CSEM) (Fig. 1) se diseñó para captar 15 etapas en las secciones de talón de dos pozos horizontales. Si bien los estudios de superficie requieren grandes plazos de entrega y una planificación cuidadosa desde el punto de vista de la superficie del terreno, la huella del estudio EM de superficie es mínima (en comparación con algunos otros métodos de estudio geofísico) con una huella de extensión similar a la de la zona de interés del subsuelo. La mayoría de las etapas controladas se encontraban en el pozo más occidental de la plataforma. En el pozo vecino se encontraban el resto de las etapas monitorizadas, los datos de cable de pozo abierto (combo de imagen y triple), el sónico de pozo entubado y las imágenes de pozo entubado del revestimiento posterior a la finalización. Controlamos continuamente la conductividad del agua de fracturación (una combinación de agua fresca y reciclada). El conductivímetro se encontraba aguas abajo del mezclador.
CSEM, commonly used in the past as a predrill verification of hydrocarbon indicators from seismic in deep water plays (Constable, 2010) has emerged in recent years in unconventional plays to track the change from earth’s baseline conductivity in response to the injection of conductive frac water. Changes in the permittivity - and, hence, capacitance – of the rock during frac’ing can be tracked with remarkable accuracy at depth. Breaking the rock causes large (104-106) changes in dielectric constant at very low frequencies (< 50Hz) in the formation (Niu and Prasad, 2016). In this paper, we will provide some results of the electromagnetic response of the formation both during frac’ing and initial flowback.
DEBATE
Fracturas naturales
La interpretación de las imágenes con cable reveló varios grupos de fracturas naturales. Su orientación dominante es NE-SW, perpendicular a la orientación del pozo y en una orientación que probablemente las hace críticamente estresadas. Aunque se observaron otras fracturas naturales con múltiples orientaciones en el campo cercano, tanto en los datos de imagen como en los sónicos, el procesamiento sónico del campo lejano reveló que sólo las fracturas con la orientación dominante NE-SW eran significativas en la formación. Los datos de los manómetros de los pozos descentrados mostraron la mayor respuesta de presión a la fracturación cuando las etapas se encontraban sobre estos grupos de fracturas naturales. También pudimos identificar una respuesta sísmica a estos grupos de fracturas naturales que podía rastrearse hasta los demás pozos de esta plataforma y de esta parte de la superficie. Los atributos sísmicos relevantes sólo detectaron los grupos de fracturas en la orientación dominante.
Respuestas de amplitud y fase
Los métodos electromagnéticos de fuente controlada (CSEM) de alta potencia y frecuencia extremadamente baja (ELF) que utilizan códigos numéricos pseudoaleatorios (PRN) se han utilizado con éxito para obtener imágenes de las operaciones de fracturación hidráulica del subsuelo. (Estas técnicas proporcionan información clave para comprender mejor la geometría de la fracturación. Los datos producidos por estos sistemas pueden expresarse como mapas térmicos horizontales (vista aérea) del campo E normalizado en V/Am^2 o de la fase en radianes. Debe tenerse en cuenta que los datos analizados proceden del campo de dispersión y no del campo total. En la Fig. 2 puede verse un ejemplo de respuesta de un mapa térmico a partir de datos de campo.
El seguimiento continuo de la conductividad del agua de fracturación durante cada etapa proporcionó una restricción necesaria y crítica para permitir a los autores interpretar tanto los espectros de fase como los de amplitud. La comprensión de los procesos físicos que dan lugar a las respuestas electromagnéticas (EM) de amplitud y fase es vital para la interpretación de los datos.
Todavía se debate mucho sobre cuál es el mejor método para modelizar el dominio de las bajas frecuencias en los espacios 1D, 2D y 3D. El estado actual de la técnica en el modelado 3D (Haber et al., 2012) nos proporciona una herramienta práctica para tratar modelos geoeléctricos complicados y a gran escala; por ejemplo, en el modelado EM 3D se pueden incluir múltiples pozos largos verticales y horizontales revestidos de acero, así como fracturas de múltiples etapas, utilizando el eficiente algoritmo de malla Octree. Sin embargo, hasta donde sabemos, aún no se ha encontrado en la literatura la simulación directa en 3D de materiales dieléctricos anisótropos en la industria del petróleo y el gas.
Recientemente, varios grupos han empezado a medir las propiedades eléctricas en materiales de formación típicos en condiciones in situ. En particular, la Colorado School of Mines (Niu et al, 2016) ha obtenido datos que muestran que, a bajas frecuencias, las constantes dieléctricas son de 5 a 6 órdenes de magnitud mayores y la anisotropía dieléctrica es de 1 a 2 órdenes mayor que a frecuencias > 50 Hz (Fig. 3).
Este cambio drástico de la permitividad puede investigarse mediante un sencillo modelado EM 1D, que puede ilustrar cómo los cambios en la permitividad pueden afectar a una respuesta EM. Los resultados del modelado muestran que, en las condiciones modeladas, hay un pico de señal de fase en la región de 5 Hz. Creemos que la permitividad y la anisotropía de permitividad se cambian como resultado de la roca agrietada, y estos cambios se pueden ver en las señales EM en los datos del mundo real, como se muestra en la Fig.4 en un modelado de escenario similar.
La medición de la impedancia dependiente de la frecuencia (a diferencia de la resistividad, que es una medición de CC) se conoce bien en EM. Hay muchas herramientas de perforación que utilizan alguna parte del espectro EM para obtener mediciones de la impedancia de la formación. Cuando se inyecta un fluido de fracturación de conductividad conocida en una formación de impedancia y permitividad conocidas o modeladas (ambas con propiedades anisotrópicas), podemos medir los cambios de estas propiedades en el espectro EM a frecuencias muy bajas. Se requiere que haya un cambio de las propiedades eléctricas sólo en la estructura objetivo del subsuelo durante el periodo de medición. Esto es así para poder medir un campo de tiempo cero (campo EM total en la superficie antes de que comience la fracturación) y luego restarlo de los datos del campo EM recogidos en los siguientes pasos de tiempo (aproximadamente cada minuto a partir de entonces). El proceso detecta cambios a lo largo del tiempo en el campo electromagnético total y es muy sensible a esos cambios.
La amplitud y la fase de los campos eléctricos están causadas por diferentes cambios físicos en la estructura de la roca. La amplitud se ve afectada por los cambios en la impedancia dependiente de la frecuencia (Z) y la fase se ve afectada por los cambios en la capacitancia (C) y la inductancia (L) en un sistema. La impedancia agregada del sistema cambiará a medida que el fluido de fracturación se inyecte en la formación objetivo. Esto dará lugar a un cambio de difusión lenta en el campo EM en la superficie. Por lo tanto, la amplitud es la más adecuada para detectar la transmisión de fluidos a través de la formación. El operador Z es una combinación de efectos de resistencia, inductancia y capacitancia. Cuando sólo se producen cambios de amplitud (sin desplazamiento de fase), se puede suponer que el resultado es únicamente el movimiento de fluidos. El control de la conductividad del agua de fracturación permitió interpretar más fácilmente los datos de amplitud.
Los resultados de este estudio muestran variabilidad en las respuestas de fase y amplitud observadas durante la fracturación. La figura 5 muestra el área total de una señal dentro de una etapa basándose tanto en las respuestas de fase como de amplitud. Se puede ver claramente la variabilidad en ambas mediciones y los cambios en cuál es la señal más dominante.
Dado que el objetivo de la fracturación es alterar y romper (se prefieren las roturas más complejas) la roca objetivo, se pueden esperar varios cambios eléctricos a partir de la línea de base en la roca. Un cambio en la permitividad anisotrópica durante la fracturación dará lugar a un cambio de fase en los datos EM. Además, con la introducción de fluido conductor, se destruirá cualquier mecanismo de polarización debido a la estratificación de la roca. Si el fluido conductor se introduce con éxito en las grietas creadas en la roca objetivo, también cabe esperar cambios en las propiedades inductivas de la roca. Este concepto depende de la inductancia mutua y de la creación de circuitos en bucle (Everett y Chave, 2018). Este cambio en la inductancia también debería observarse en los espectros de fase.
Teniendo en cuenta lo anterior, se pueden hacer algunas predicciones relativas a los cambios en los espectros de fase y amplitud en función de las alteraciones que se estén produciendo en el yacimiento.
1. Sólo amplitud: Se ha producido poco o ningún agrietamiento de la roca - tal vez fracturas naturales, zona ladrona o zona agotada del pozo matriz adyacente.
2. Sólo fase: La roca se ha roto pero la colocación de fluidos es limitada o en una zona muy extensa.
3. Diversos grados de ambas respuestas: Si la respuesta de amplitud es dominante a la respuesta de fase, las fracturas naturales pueden haber tenido más influencia en la fracturación y posiblemente conducir a una rotura "menos compleja" de la roca.
En los siguientes ejemplos de nuestros datos (Fig. 6), observamos una variabilidad de la respuesta tanto en fase como en amplitud. Examinar los datos de este modo nos permite comprender mejor qué impulsa el comportamiento de finalización y probablemente nos dé pistas sobre futuras contribuciones de fase.
La figura 6a muestra una respuesta EM de sólo amplitud en una etapa determinada. Esta etapa corresponde probablemente a una zona de mayores fracturas naturales, tal y como se determinó a partir de los datos de imagen en el desplazamiento, así como de las respuestas sísmicas y de presión de desplazamiento. Tal vez no sea sorprendente que esta etapa también muestre un crecimiento muy lineal hacia el exterior en una orientación paralela a las fracturas naturales dominantes de la zona.
Una etapa diferente (Fig. 6b), por otro lado, muestra una respuesta que fue aproximadamente la misma área de cobertura horizontal tanto para la fase como para la amplitud. Es probable que se trate de una rotura de la roca diferente a la observada en la Fig 6a. Nótese que la respuesta en el mapa de calor muestra una forma mucho más globular.
En la figura 6c se compara la respuesta EM de la fracturación con la del reflujo de 14 días. Hay varias zonas resaltadas en rojo en las que la mayor parte de la señal se produjo durante el periodo de reflujo. Se pueden hacer varias observaciones a partir de estos datos cuando se comparan con los datos originales de fracturación hidráulica. Las áreas que tenían respuestas de fase y amplitud o respuesta de fase y amplitud débil coinciden con los datos en el flujo de retorno que tiene la mayor respuesta en el tiempo. La fase en la que sólo se registraron datos de amplitud (Fig. 6a) no muestra respuesta durante el reflujo. Los datos del flowback muestran la intensidad de la señal en lados alternos de la fractura.
CONCLUSIONES
Hay que hacer una clara distinción al interpretar los datos de las mediciones EM de fase y amplitud en las operaciones de fracturación. Es probable que la fase indique que la roca se está rompiendo más y la amplitud indique que se está colocando fluido. Lo ideal es que se observen ambas respuestas. Las fracturas naturales parecen influir en la respuesta electromagnética durante la fracturación. La anisotropía y la "marcha de pato" observadas en los datos EM son probablemente una combinación de tensiones regionales y locales. Es probable que las agrupaciones de fracturas naturales estén afectando a la respuesta y lo más probable es que su orientación en relación con las tensiones regionales refuerce este efecto.
Hay una tercera señal causada por la inductancia mutua que también puede causar cambios de fase. Esta depende de la bifurcación fractal (Everett y Chave, 2018; Zoback y Kohl, 2019). El modelado EM de este tipo de estructura a escala fina necesita más estudio.
Los próximos pasos de este programa incluyen la recopilación de datos adicionales para comprender mejor las relaciones entre las señales de fase y amplitud y sus respuestas asociadas de finalización y producción.
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Fig. 1-Esquemadel array EM de superficie. Dos hidras en la superficie conectadas por una línea transmisora y un conjunto de receptores a ambos lados diseñados para cubrir la extensión lateral deseada en el subsuelo. La inyección de fluido de fracturación conductor perturba el campo EM de base en el subsuelo alrededor del pozo.
