Importancia de los planos de estratificación para la fracturación hidráulica y la producción

Introducción

En los yacimientos no convencionales se ha sugerido durante mucho tiempo que los modelos tradicionales de fracturación de dos alas pueden no ser aplicables en estos medios altamente fracturados. Existe una línea de pensamiento persistente según la cual los modelos de malla, como los propuestos por Sibson (1997) y Hill (1977) o Pine y Batchelor (1984) basados en pruebas geológicas, son atractivos ya que las características incrustadas en ellos pueden incorporarse fácilmente a un modelo de red complejo y pueden describir adecuadamente la interacción entre fracturas verticales preexistentes y de nueva generación. Sin embargo, estos modelos no tienen suficientemente en cuenta la presencia de capas de estratificación fina y la interacción de esos planos de estratificación con los conjuntos de fracturas subverticales, ni indican qué papel desempeñan estas fracturas de planos de estratificación en la producción. Como demostraron Goldstein et al. (2011), la activación de los planos de estratificación durante las estimulaciones es una parte activa del proceso de estimulación y del crecimiento de las fracturas. Basándose en el análisis del tensor de momento sísmico, determinaron que una parte significativa de los eventos se generaron como resultado de fallos relacionados con el deslizamiento a lo largo de planos horizontales, ya sea asociados con contactos litológicos o con estratificación sublaminar dentro de diferentes unidades geológicas bajo lo que solo puede describirse como un campo de tensión dinámico que perturba localmente la tensión a partir de condiciones de tensión regionales conocidas. Baig et al. (2015) apoyaron además la idea de que las tensiones locales son dinámicas en respuesta a la inyección y el motor de la complejidad de las fracturas observada, mostrando que los ejes de tensión principales cambian espacialmente durante las inyecciones, lo que permite la activación de una compleja red de fracturas preexistentes.

En este caso, se nos planteó el dilema, observado a menudo, de que, tras la estimulación, los pozos de tratamiento estimulados en condiciones de inyección similares dan lugar a una producción variable, a menudo inversamente relacionada con el número de eventos/fracturas activadas generadas durante el programa de inyección. Esto es contrario a la intuición, ya que cabría sospechar que un mayor número de eventos equivale a un mayor número de fracturas activas, lo que sugeriría que se estimula una mayor superficie libre y, por tanto, mayores oportunidades de producción, suponiendo que existan volúmenes in situ similares en ambas localizaciones. Esta interpretación, sin embargo, carece de detalles sobre los tipos de fallos observados, las orientaciones de las fracturas y el tamaño relativo de las fracturas (en relación con las magnitudes globales de los sucesos individuales), lo que podría aportar información sobre los comportamientos observados. En este estudio, intentamos identificar cómo puede producirse este resultado imprevisto y, a continuación, planteamos cuestiones sobre si es necesario reevaluar los conceptos tradicionales de fracturas verticales en relación con las estimulaciones por fractura hidráulica para los yacimientos de esquisto no convencionales.

Investigación

Para responder a esta pregunta, examinamos los datos microsísmicos recogidos en un yacimiento norteamericano de gas de esquisto en el que se desplegaron varios conjuntos de geófonos de fondo de pozo para controlar la sismicidad asociada a varios pozos de tratamiento lateral. Dos pozos horizontales (figura 1), el pozo A y el pozo B, se estimularon con tratamientos y programas de terminación similares (mismo número de grupos de perforaciones, pero diferentes longitudes de zonas de tratamiento) y ambos se dirigieron al mismo intervalo de yacimiento. Para este estudio, examinamos las dos etapas de cada pozo que estaban más cerca de los conjuntos de geófonos y, por lo tanto, no presentaban ningún sesgo de detección en el intervalo de magnitudes observado. Las configuraciones de la matriz permitieron calcular las magnitudes de los momentos de los eventos, las dimensiones de la fuente (radio de la fuente) y, por tanto, la longitud y el área de la fractura, la energía y la liberación de esfuerzos, así como las soluciones del tensor de momento y la inversión de esfuerzos que permitieron identificar el plano de la fractura (acimut y buzamiento).

In Figure 2 the event distributions are shown for the two wells where Well A yielded more than twice as many microseismic events (M<0) as compared to Well B (1994 events versus 845 events, respectively).This would suggest that the stimulation program for Well A resulted in increased surface area and therefore would likely be the better producer of the wells, even though Well A exhibited greater height growth and extension out of the target formation. However, through moment tensor and source characterization analyses we gain a different perspective on the observed microseismicity. As shown inFigure 3, a significant portion of events in Well A are associated with failure of sub-vertical fractures.These fractures are in alignment with the J1 and J2 joint sets as identified by Engelder et al., 2009.Whereas, for Well B, a significant portion of the observed events are associated with sub-horizontal fractures and therefore are likely associated with bedding plane slip behaviour.

Si examinamos los datos de producción de los dos pozos, podemos hacer observaciones interesantes. En esencia, la producción del pozo B aumenta con el tiempo en comparación con la del pozo A. Esto sugiere que las vías de retorno al pozo de tratamiento estaban bien definidas en el pozo A. Sin embargo, con el tiempo, el comportamiento interconectado del pozo B permitió que el drenaje continuara durante más tiempo que en el pozo A, lo que sugiere que el fluido se filtra de forma más eficaz a través de estas fracturas subhorizontales del plano de estratificación y, por lo tanto, mejora la estimulación global.

Resumen

Si argumentamos que las diferencias en la terminación de los pozos y el diseño de los tratamientos son irrelevantes en comparación con las diferencias en las orientaciones de las fracturas observadas y los resultados de producción, ello sugeriría que los fallos de los planos de estratificación bajo diferentes regímenes de tensión desempeñan un papel crítico en la producción y sugiere además que los modelos y enfoques basados en fracturas subverticales o bifaciales son insuficientes para describir los procesos asociados a las estimulaciones en lutitas. Aunque no son concluyentes, estas observaciones apuntan a la necesidad de desarrollar modelos de fracturas discretas que incluyan planos de estratificación y, por tanto, de reevaluar los criterios de diseño de las estimulaciones. Si se diseñan programas de estimulación que controlen mejor la orientación de las fracturas y garanticen la estimulación de una mayor superficie del yacimiento (maximizando la cantidad de fracturas horizontales a subhorizontales), los operadores podrían optimizar la producción.