Mejoras en la colocación de pozos con el modelado durante la perforación. Parte II

Enfoques contrastantes

Los roles establecidos de las técnicas de modelado y simulación, que incluyen la predicción del desempeño de los yacimientos, los pronósticos de producción y las estimaciones de las reservas, también se llevan a cabo comúnmente para determinar la efectividad de las operaciones de terminación y reparación de pozos así como para diagnosticar problemas de productividad mediante la comparación de la producción real con la producción pronosticada.

Por otra parte, la simulación del flujo de fluidos es crucial para la elaboración de planes de perforación de pozos de relleno y la formulación de estrategias de recuperación secundaria. Si bien estas tareas importantes no necesariamente requieren que se adopten decisiones rápidas, la precisión es vital para reducir la incertidumbre. Una forma de reducir la incertidumbre durante la perforación consiste en incorporar la información más reciente lo más rápido posible.

En el pasado, la velocidad de los procesadores para computadoras había limitado la capacidad para actualizar los modelos y correr las simulaciones en forma rápida y frecuente. A lo largo de gran parte de la década de 1980y 1990, el empleo de datos MWD y LWD en los procesos de modelado era ineficiente, sobre todo porque las tecnologías de adquisición y el software de modelado y simulación no estaban correctamente integrados.

La mayoría de los modelos se construyeron en silos de disciplinas, donde algunas de ellas imponían mayor prioridad sobre el modelado porque empleaban modelos en forma más regular y aprovechaban su uso con más frecuencia. Pero esto ha cambiado; la falta general de integración entre las distintas disciplinas ha dado lugar al enfoque multidisciplinario de los equipos a cargo de los activos de las compañías, a la visualización de los yacimientos y a la entrega de datos en tiempo real.


Trayectorias de pozos basados en los modelos

El Campo Brenda del Mar del Norte produce petróleo de un sistema de turbiditas canalizadas. Individualmente, sus areniscas prospectivas son con frecuencia demasiado delgadas para resolverlas explícitamente por métodos sísmicos, lo cual complica los esfuerzos de explotación. El modelado del flujo de fluidos en el yacimiento, realizado con el software de simulación de yacimientos ECLIPSE, indicó que sería necesario implementar un programa de desarrollo de cuatro pozos para optimizar la recuperación de las reservas.

Durante el año 2006, Oilexco perforó tres pozos de producción e inició la perforación de Primavera de 2007 un cuarto pozo en el Campo Brenda. Este proyecto de cuatro pozos tenía como objetivo tres areniscas del miembro Balmoral Superior, de edad Paleoceno, correspondiente al Grupo Montrose. En los primeros tres pozos, las profundidades verticales verdaderas oscilaban entre 1,829 y 1,981m (16,000 y 6,500 pies), mientras que las profundidades medidas totales alcanzaron 4,176 m [13,700 pies]. El espesor total del yacimiento en estos pozos oscilaba entre 12 y 18 m 140Y 60 pies. La arenisca superior, denominada UB3, suele ser de buena calidad pero delgada, y constituye un objetivo al que resulta difícil acceder y en el que resulta difícil permanecer durante la perforación. La arenisca inferior, denominada UBl, también es de buena calidad pero a veces se encuentra debajo del contacto agua/petróleo. La unidad intermedia, UB2, es más espesa y potencialmente arcillosa y no constituye un objetivo prospectivo primario en todos los sectores del campo.

Los datos sísmicos fueron utilizados para definir el punto óptimo a partir del cual se iniciaría la porción horizontal del pozo. Estos datos se incorporaron en el modelo de la aplicación Petrel-que incluye las secuencias de tareas desde la sísmica hasta la simulación-de modo que pudiera exhibirse la posición de la barrena con respecto a los objetivos deseados del modelo. Utilizando estas visualizaciones, el personal de operaciones de la oficina de Oilexco en Aberdeen pudo enviar los cambios de trayectoria de los pozos propuestos, nuevamente al equipo de perforación para optimizar la colocación del pozo en el yacimiento, previo a la perforación de la porción horizontal del mismo

Una vez que los pozos fueron colocados con éxito en el tope del yacimiento, Oilexco necesitaba una forma más precisa de evaluar las areniscas prospectivas y localizar la lutita no productiva situada inmediatamente alrededor del pozo. Para alcanzar esta meta, Oilexco utilizó la herramienta direccional de generación de imágenes profundas durante la perforación PeriScope 15 de SchIurnberger.

La herramienta PeriScope registró datos de los alrededores del pozo y ayudó a identificar con éxito la cima del yacimiento y la presencia de zonas de menor calidad en el mismo, lo que ayudó a Oilexco a refinar la perforación del pozo
horizontal.

El uso de la aplicación Petrel para modelar el Campo Brenda utilizando datos geológicos y geofísicos, facilitó el mapeo rápido del yacimiento y el diseño de las trayector.ias de pozos ,en un paquete de programas ejecutable en una computadora portable estándar.


Oilexco termino tres pozos de producción en el Campo Brenda. Las pruebas de flujo realizadas durante la terminación de los primeros tres pozos superaron las expectativas de Oilexco. Los índices de productividad y los cálculos de flujo normalizados indican una tasa teórica de producción combinada de 6,995 m3/d r44,000 bId! de petróleo.

Las compañías operadoras de todo el mundo están utilizando la aplicación Petrel cada vez con más frecuencia para visualizar el yacimiento, realizar interpretaciones, evaluar riesgos y actualizar rápidamente el modelo durante la perforación, lo que les permite optimizar el posicionamiento de la barrena y producir más hidrocarburos. Con la aplicación Petrel, ahora es posible implementar secuencias de tareas más globales, utilizando computadoras personales Windows en ambientes multidisciplinarios de colaboración. Esto permite que los equipos a cargo de los activos de las compañías visualicen, evalúen y valoricen las relaciones complejas en 3D y a través del tiempo, entiendan mejor el riesgo y la incertidumbre asociados con escenarios múltiples, y puedan predecir el comportamiento de la producción en forma más precisa.

Fuente: resources/oilfieldreview. Schlumberger.
http://www.slb.com/