Monitoreo Microsísmico en el Fracturamiento Hidráulico

El monitoreo microsísmico es un procedimiento de diagnóstico comúnmente usado para mapear los eventos microsísmicos que pueden ocurrir cuando se crea una fractura hidráulica.

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.

Esta tecnología fue desarrollada como parte del U.S. GRI/DOE multisite project, y ahora se encuentra rutinariamente disponible para el mapeo de fracturas hidráulicas. El monitoreo microsísmico ha probado ser particularmente importante para el mapeo de grandes regiones de fracturas creadas en yacimientos no convencionales (lutitas).

En una simple fractura de ala doble, desde una vista de planta se puede observar la localización de eventos microsísmicos, la cual muestra una larga y estrecha región de eventos microsísmicos, como se muestra en la Figura 1. Aunque el ancho de la fractura aparente es del orden de los 100 pies, el ancho determinado en realidad es de aproximadamente de 5 pies al extraer las fracturas creadas. Las discrepancias son probablemente debido a las variaciones naturales en la velocidad del sonido de la roca entre las fuentes de microsísmicas y los receptores.

Fig. 1. Vista de planta de eventos microsísmicos en una fractura hidráulica.

El mapeo en el monitoreo microsísmico es extensamente usado en el fracturamiento de lutitas para la medición del volumen de yacimiento estimulado (por sus siglas en inglés SRV), la cual es producto del área afectada por la altura de la fractura creada. Este método es usado para maximizar el SRV. Por ejemplo, en la Figura 2 muestra como los tipos de fluido de fractura usados cambian el valor de SRV creados en pozos vecinos en la misma formación productora. 

Fig. 2. Mapa de microsísmico comparativo entre un gel frac versus gel base agua.

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 3, 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 4, en una sección vertical de un pozo de la lutita Barnett donde se detectaron los eventos microsísmicos.

Fig. 3. Mapa microsísmico registrado durante una fractura hidráulica multietapa.

Fig. 4. Mapa de crecimiento vertical de fractura determinado por microsísmica.

1. Beneficios del uso del monitoreo microsísmico

• 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.

2. Casos de estudio

2.1. Monitoreo microsísmico en la Formación Bakken (Manitoba)

En este caso, se monitoreo 15 etapas de fracturamiento hidráulico en la Formación Bakken, ubicada al suroeste de Manitoba, Canadá. La profundidad de la Formación Bakken va desde unos 3.100 pies al sur de Canadá hasta unos 11.000 pies al suroeste de Dakota. Esta formación se caracteriza por ser geopresurizada, con una baja permeabilidad y se encuentra conformada por tres capas principales. La capa intermedia es la zona productora y se caracteriza por estar constituida por arcillas, arenas y una dolomita.

Esta capa intermedia está compactada por una lutita muy apretada y dura en su tope y base. La capa tiene fracturas naturales, que contribuyen a la producción del crudo. El operador perforó una gran sección horizontal dentro de la capa intermedia y decidió ejecutar un proyecto de fracturamiento hidráulico extensivo en varias etapas para aumentar la producción. 

Se ejecutaron exitosamente 15 etapas de fracturamiento hidráulico, usando dos herramientas delgadas de 12 niveles de sensores. El primer arreglo se instaló en un pozo vertical y el segundo arreglo en el fondo de un pozo productor. Posteriormente se decidió instalar un arreglo de sensores en otro pozo desviado para la grabación de eventos microsísmicos de mayor calidad.

Estos eventos se pueden observar en la Figura 5, donde se ilustra el limite de detección del arreglo de sensores. Un total de 164 eventos microsísmicos se identificaron en la etapa 15 y usando un análisis de deformación sísmica, se determinó el volumen efectivo en 66,14x10³ m³, que contribuyen a la producción de crudo.

Fig. 5. Límites de detección de arreglos de sensores (violeta) en vista de plano. Formación Bakken.

2.2. Monitoreo microsísmico en la lutita Marcellus (Pennsylvania)

La lutita Marcellus se encuentra en el norte de la cuenca Applachian de Norteamérica y se expande a lo largo de los estados de Nueva York, Pennsylvania, West Virginia, Maryland y Ohio, cubriendo un área de más de 250.000 Km². La lutita Marcellus es parte de la Formación Devonian de roca sedimentaria depositada hace más de 359 Ma. La lutita se puede conseguir en profundidades de 4 a 8.500 pies, con un espesor promedio de 50 a 200 pies.

La perforación horizontal en la lutita Marcellus tiene profundidades entre 4.000 a 8.500 pies. El fracturamiento hidráulico comprende la inyección de agua y mezcla de arenas a alta presión para fracturar la lutita y permitir que el gas fluya de la roca. Existen retos con la ejecución del fracturamiento hidráulico, en particular, porque esta lutita está naturalmente fracturada y es de extremada importancia asegurar que la fractura no ocurra fuera de la zona de interés. 

La tecnología de monitoreo microsísmico se utilizó para evaluar la estimulación de fracturas, ubicar las fracturas en cada etapa y calcular la geometría y el volumen efectivo de fractura. Se monitoreó el trabajo de microsísmica en una pareja de pozos horizontales, fracturados en 21 etapas dentro de la lutita. Se utilizó dos herramientas de 10 niveles de sensores cada una. Un arreglo de sensores se instaló en la sección vertical y otro arreglo en la sección horizontal del pozo observador.

Se grabó un total de 5.155 eventos microsísmicos. Se utilizó un algoritmo PSO para refinar el modelo de velocidad y optimizar la ubicación de los eventos. Este análisis determinó que se estimuló dentro de la zona de interés del operador. Los datos microsísmicos determinaron el volumen de yacimiento estimulado (SRV), basado en la deformación sísmica de las fracturas, lo cual pudo demostrar una buena conectividad en la zona tratada (ver Figura 6).

Fig. 6. Volumen efectivo acumulado de fractura hidráulica para la lutita Marcellus.