AGOSTO 2010 / No 247 / Petroleum 26

Pedro Machado, Rubén Guzmán, Carlos Rojas y Alberto Ache, PDVSA;

Nidal Khalil Hazboun y Karin González, Schlumberger

T e c n o l o g í a

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Solución técnico-económica de perforación para campos de crudo pesado

Un proyecto piloto con mediciones de resistividad electromagnética acimutal de lectura profunda, transmitidas en tiempo real para optimizar la trayectoria de los pozos perforados con un sistema rotativo direccional en la Faja Petrolífera del Orinoco, en Venezuela

La producción primaria (en frío) de crudo pesado proveniente de la Faja Petrolífera del Orinoco ofrece factores de recobro muy bajos. En esta región se están utilizando cada vez con más frecuencia métodos de producción térmica asistida con vapor con el fin de mejorar la recuperación de hidrocarburos. Para optimizar la eficiencia térmica del proceso de inyección de vapor y la segregación gravitacional del crudo pesado, muchas de las técnicas asistidas con vapor que se utilizan en la región, requieren la colocación precisa de los pozos horizontales cerca de la base de las arenas prospectivas. Normalmente, se trata de arenas no consolidadas e intensamente heterogéneas con variaciones late-rales en escala subsísmica. Muchos de los yacimientos exhiben menos de 6 m (20 pies) de espesor.

Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) se ha propuesto ob-jetivos ambiciosos destinados a mejorar los factores de recobro de crudo en la región. Para ello ha evaluado diversas tecnologías diseñadas para posicionar los pozos con más precisión y mejorar la eficiencia operacional general. Con ese fin la compañía llevó a cabo un proyecto piloto en un paquete de arenas no consolidadas de escaso espesor, donde se esperaba una velocidad de perfora-ción alta (de hasta 1,000 pies/h). Para el proyecto se desplegó un sistema de perforación rotativo direccional (RSS), combinado con un sistema de resistividad electromagnética acimutal de lectura profunda. Esta combinación posibilitó el mapeo de los límites de capas en tiempo real, proveyendo a los ingenieros la información específica adecuada para tomar las decisiones de geonavegación que los condujera a colocar los pozos de manera óptima dentro de la zona productiva. La nueva información fue utilizada subsiguientemente para actualizar el modelo geológico e incrementar su precisión, beneficiando la actividad futura de desarrollo de campos petroleros.

El campo de petróleo pesado BareEl campo Bare se encuentra ubicado en la Faja Petrolífera

del Orinoco, una de las acumulaciones de petróleo pesado más grandes del mundo, el cual contiene aproximadamente 1.3 trillón de bbl de petróleo original en sitio, de los cuales 300,000 millones de bbl se consideran recuperables (Figura 1).

La mayor parte del crudo de la Faja Petrolífera del Orinoco se encuentra contenida en las arenas fluviales, marinas litorales y mareales de la Formación Oficina; las secuencias deltaicas

*From AAPG - New Developments in Orinoco Oil Belt Projects Reflect a Positive Effect on Reserves, by Teófilo Villarroel #90075 (2008)

Figura 1 - Localización del Campo Bare, Faja Petrolífera del Orinoco, Venezuela

depositadas durante el Mioceno y el Plioceno. La profundidad de los yacimientos varía entre 150 y 1,400 m [500 y 4,600 pies] y éstos contienen crudo cuyas densidades varían entre 8 y 16 °API. Las viscosidades oscilan entre 2,000 y 8,000 cP. Debido a su alta viscosidad, está previsto que la producción primaria (en frío) de crudo pesado proveniente de la Faja del Orinoco arroje factores de recobro de tan sólo 3%. PDVSA apunta a alcanzar factores de recobro mucho más elevados que se obtendrán prin-cipalmente a través de la aplicación de métodos de producción térmica asistida con vapor.

Las arenas prospectivas de la Formación Oficina exhiben un nivel considerable de heterogeneidad de flujo de fluido interno, causado por la yuxtaposición de facies diferentes y por la presencia de barreras de lutita que reducen la eficiencia de la recuperación. Entre el 30% y el 40% del petróleo en sitio, correspondiente a la secuencia deltaica se aloja en cuerpos arenosos de menos de 6 m (20 pies) de espesor; esto plantea un desafío adicional para una explotación económicamente efectiva.

El yacimiento principal del campo Bare se encuentra en la porción inferior de la Formación Oficina y está compuesto por capas de lutitas, limolitas, fangolitas y carbón, y cuerpos arenosos interpretados como el producto de un ambiente de llanura costera dominado por mareas. Los principales intervalos petrolíferos corresponden a las arenas depositadas como sistemas fluviales de llanuras anastomosadas, canales y barras con rellenos de canal.

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Figura 2 - Interpretación estructural sobre la base de la distancia respecto de los límites detectados con la herramienta de resistividad LWD. La línea roja indica la trayectoria del pozo.

Simulación de la colocación de pozos con el proceso HASDPara verificar si la colocación de los pozos dentro de la zona

productiva producía un efecto significativo al aplicar el proceso de recuperación térmica por inyección horizontal alternada de vapor (HASD, por sus siglas en inglés), se desarrolló un modelo de simulación numérica utilizando las propiedades representativas del campo Bare.

El proceso HASD utiliza un conjunto de pozos horizontales paralelos que actúan alternativamente como productores de crudo e inyectores de vapor, combinando los mecanismos de inyección de vapor y estimulación cíclica por vapor. El vapor de agua es inyectado en forma continua a través de un conjunto de pozos, mientras un segundo conjunto de pozos se encuentra en producción. Transcurrido un plazo predefinido de días o meses, los roles de los pozos se intercambian, convirtiéndose los inyectores en productores y viceversa. El proceso está diseñado para difundir el calor por todo el yacimiento, reduciendo la viscosidad del crudo y mejorando de ese modo su proceso de drenaje.

El modelo simuló una distribución HASD de cinco pozos. Se consideraron cinco escenarios diferentes, colocándose los pozos desde la zona cercana a la base hacia la zona cercana al tope de la formación. La Figura 2 muestra el perfil de temperatura simulada en el yacimiento, después de 10 años de inyección de vapor con los pozos colocados cerca de la base de la formación. El área amarilla representa las temperaturas más elevadas.

Figura 3 - Trayectoria del pozo (rojo) con superficies actualizadas sobre la base de mediciones de resistividad LWD. Las barras amarillas y verdes indi-can las distancias e inclinaciones medidas de los límites de la arena TL

La línea roja de la Figura 3 muestra la producción acumulada de crudo representada en función de la distancia con respecto a la base del yacimiento. Esto indica que el nivel máximo de producción se obtiene cuando los pozos se colocan cerca de la base del yacimiento.

Dado que la generación de vapor representa un costo opera-cional significativo, la relación vapor-crudo acumulado (CSOR) es un parámetro importante a la hora de evaluar los aspectos económicos de un proyecto de crudo pesado. La línea azul de la Figura 3 muestra que la relación CSOR es más baja—lo cual significa que se requerirá la cantidad mínima de vapor para un volumen determinado de producción de crudo—si los pozos se colocan cerca de la base del yacimiento.

Óptima colocación de pozosPDVSA puso en marcha un proyecto para investigar si la

nueva tecnología de colocación de pozos podría mejorar la eficiencia de perforación y producción en los yacimientos no consolidados de crudo pesado de la Faja del Orinoco. Se iden-tificaron dos pozos candidatos que apuntaron como objetivo a la arena TL, una unidad prospectiva de 9 m [30 pies] situada a 823 m [2,700 pies] de profundidad en la porción inferior de la Formación Oficina.

El proyecto demandó la perforación de tramos horizontales de 915 m [3,000 pies] para los dos pozos situados a aproximada-mente a 2.13 m [7 pies] por encima de la base del yacimiento. Los pozos debían evitar la salida de la arena, a pesar de las variaciones geológicas subsísmicas previstas, eliminándose de ese modo la necesidad de desviar la trayectoria del pozo. Por otro lado, debía medirse el espesor real de la arena a lo largo de la trayectoria. Para lograr estos objetivos se seleccionó un sistema RSS accionado por un sistema de direccionamiento de la barrena. La barrena de perforación estaba provista de chorros frontales para reducir el derrumbe de la formación de arena no consolidada.

Geonavegación proactivaLa mayor parte de los pozos horizontales perforados en la Faja

del Orinoco utilizan correlaciones de registros convencionales. La naturaleza reactiva de esta tecnología convencional no satisface los requerimientos de los sistemas avanzados de geonavegación. Por consiguiente, se requería un enfoque más proactivo basado en mediciones obtenidas durante la perforación (LWD) en tiempo real y en software de computación que posibilitaran la toma de decisiones de perforación en tiempo real.

Se utilizó una herramienta de trazado de mapas de los límites de capas de un sistema LWD de resistividad electromagnética acimutal de lectura profunda PeriScope* combinada con un sistema RSS para medir la distancia hasta los límites geológicos en tiempo real; esto permitió la geonavegación proactiva a través del yacimiento.

Modelado previo a la operaciónUn equipo multidisciplinario fue conformado para llevar a cabo

un estudio de factibilidad destinado a cuantificar si la sensibilidad de la herramienta de resistividad de lectura profunda era compati-

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...Tecnologíable con las propiedades petrofísicas previstas en el yacimiento. So-bre la base de las mediciones de resistividad de un pozo cercano y las propiedades de la arena TL extraídas del modelo estructural 3D, se generó una sección 2D a lo largo de la trayectoria del pozo propuesto. Además, se generaron registros sintéticos: GR, resistivi-dades convencionales y datos de resistividad electromagnética aci-mutal de lectura profunda, los cuales se utilizaron para predecir las distancias hasta los límites de las capas.

La herramienta es sensible a los contrastes de resistividad cer-canos. Cuando las lecturas se aproximan a cero, la herramienta se encuentra lejos de cualquier límite. Si existe una capa más conductiva por encima de la trayectoria, las curvas se desviarán hacia arriba en forma proporcional al contraste de resistividad y a la distancia. Por el contrario, si la capa más conductiva se encuentra por debajo, las curvas se desviarán hacia abajo. El ejercicio de mo-delado indicó que la herramienta podía pronosticar con precisión la base de arena TL dentro de un rango de detección de 2.13 m [7 pies], lo cual satisfizo los requerimientos del proyecto.

Software de campo LWD Para presentar la información que posibilitaría la toma de

decisiones proactivas destinadas a optimizar el posicionamien-to de los pozos en la zona productiva, se utilizaron herramien-tas de software especializadas. Y para obtener la distancia has-ta los límites de las capas y la resistividad horizontal y vertical del yacimiento, se empleó un algoritmo de inversión sísmica de un modelo de tres capas asociado con una plataforma 3D que abarcaba desde la interpretación sísmica hasta la simu-lación dinámica de yacimientos, lo cual hizo posible ejecutar los flujos de trabajo dentro de un ambiente de colaboración y la integración de las operaciones entre geofísicos, geólogos e ingenieros de yacimientos.

Los resultadosDos pozos fueron posicionados en forma óptima en el pri-

mer intento. El sistema RSS respondió a todos los requerimien-tos desafiantes planteados por la geonavegación, generando una sección en calibre con menos tortuosidad y menos severidades de pata de perro (por debajo de 5°/100 pies) que los motores de fondo de pozo. Además, se logró un buen rendimiento ope-racional en la geonavegación, un buen nivel de señal de datos y frecuencia de muestreo, y velocidades de penetración (ROP) altas, las cuales promediaron más de 500 pies/h y alcanzaron 1,000 pies/h. La zona productiva promedió el 90%.

La Figura 2 (extremo superior) muestra una representación de un modelo estructural interpretado sobre la base de la dis-tancia respecto de los límites detectados (extremo inferior) con la herramienta en uno de los pozos. Los límites mostrados en la sección 2D se referencian a la trayectoria del pozo ejecutado (línea roja) y se codifican con colores. Los colores más oscuros representan las resistividades más bajas. Una sección de lutita, que da cuenta de aproximadamente un 10% del intervalo total perforado, es indicada por las imágenes GR más oscuras del carril superior, en coincidencia con la región en la que la trayectoria sale de la arena.

Los pozos fueron perforados a través de cuerpos arenosos interpretados previamente como aproximadamente horizontales

a lo largo de la trayectoria del pozo. Después de perforar 3,000 pies de sección horizontal, los echados relativos a la trayectoria del pozo mostraron variaciones más grandes, lo cual generó una geometría tortuosa que sólo se puede navegar utilizando tecno-logía de mapeo de límites de capas en tiempo real.

Actualización del modelo geológicoSe utilizó la información provista por la herramienta de traza-

do de mapas de los límites entre capas para actualizar el modelo geológico. La Figura 2 (extremo inferior) muestra la trayectoria del pozo (rojo) con una imagen del proceso de inversión en el fondo. Las barras amarillas y verdes superpuestas indican las distancias existentes hasta los límites y sus inclinaciones.

La información nueva posibilitó la creación de superficies ac-tualizadas que representaron mejor los límites del yacimiento. El nuevo modelo puede ser utilizado para pronosticar la producción inicial de crudo, planificar pozos nuevos en el área y estudiar la aplicación de proyectos de recuperación mejorada de crudo en forma más eficiente.

ConclusionesEl sistema RSS logró ROPs altas y generó una sección en

calibre con menos tortuosidad y menos severidad de pata de perro que con los motores de fondo de pozo. Además, respon-dió a todos los cambios requeridos en la trayectoria del pozo sin importar las características de la formación. La herramienta de resistividad electromagnética acimutal de lectura profunda proporcionó mediciones en tiempo real para mapear los límites formacionales. El software de soporte permitió adquirir e invertir los datos en tiempo real y presentar la información adecuada con fines específicos, lo cual hizo posible que los ingenieros tomaran las decisiones correctas con respecto a la construcción de una trayectoria horizontal compatible con los objetivos del proyecto en el primer intento. La información nueva fue utilizada para actualizar el modelo geológico e incrementar su precisión, pro-veyendo un mejor conocimiento del yacimiento.

Para lograr niveles óptimos de producción acumulada y de la relación SOR, los proyectos de recuperación térmica asistida con vapor en la Faja del Orinoco requieren el posicionamiento preciso de los pozos horizontales cerca de la base de las capas de arena que suelen ser de poco espesor. La experiencia adquirida durante esta operación constituirá una referencia para la per-foración futura de pozos horizontales someros, con ROPs altas, especialmente en ambientes de crudo pesado.

El mapeo de los límites entre capas en tiempo real puede mejorar los costos totales de desarrollo de campos petroleros a través de la construcción de los pozos en la posición óptima y en el primer intento, lo cual elimina la necesidad de perforar pozos de evaluación y de desviar la trayectoria de los mismos.

Este artículo fue preparado en base al artículo SPE/IADC 125764 presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación de Medio Oriente de las SPE/IADC celebrada en Manama, Bahrain, del 26 al 28 de octubre de 2009.Este artículo fue preparado en base al artículo 2009-118 presentado en el Congreso Mundial de Crudo Pesado celebrado en Puerto de la Cruz, Venezuela, del 3 al 5 de noviembre de 2009.

*Marca de Schlumberger