Devon, Shell y SM Energy comparten sus aprendizajes en diagnóstico de subsuelos
Devon Energy puede haber descubierto por qué las fracturas hidráulicas en algunos juegos de roca apretada crecen más rápido que otros. Esto parece estar fuertemente relacionado con el potencial de densidad de pozos de estas jugadas.
El operador también está trabajando en una nueva forma de medir cómo las fracturas comprimen la tubería de acero, lo que, a su vez, podría resultar en diseños de finalización más eficientes.
SM Energy estudió recientemente las interacciones entre fracturas hidráulicas y fallas en uno de sus proyectos de roca apretada en Texas. Cuando una falla se deslizó, el productor con sede en Denver también había visto caer la producción.
Ahora, armado con suficientes datos, SM Energy ha adoptado nuevos diseños de finalización que evitan la sobrepresurización de las fallas encontradas en toda la formación del objetivo.
La búsqueda de Shell de petróleo ligero en la Cuenca Pérmica terminó hace aproximadamente un año, pero lo que la compañía aprendió allí vivirá en sus otros proyectos no convencionales. No menos importante de esos aprendizajes involucra cómo implementar mejor las tecnologías de diagnóstico para responder grandes preguntas sobre la forma en que se comportan las fracturas, sin importar la formación.
Estos atisbos de cómo cada operador no convencional confía en el diagnóstico de fracturas se compartieron en una conferencia técnica reciente organizada por SAGA Wisdom, con sede en Calgary, que ofrece capacitación para ingenieros en análisis de yacimientos. Aquí hay más sobre las lecciones que compartieron con la industria en la conferencia celebrada este año en Fort Worth, Texas.
Elija las herramientas adecuadas
Som Mondal, un ingeniero de la unidad de negocios de esquisto de Shell, bromeó diciendo que cuando aceptó hablar en la conferencia sobre el viaje de diagnóstico de la compañía en el Pérmico, todavía poseía activos allí. La supermajor con sede en Londres salió de la mayor obra en tierra de Estados Unidos en una venta de 9.500 millones de dólares a ConocoPhillips que se cerró en diciembre de 2021.
Pero si bien se ha alejado del Pérmico, Shell todavía opera activos no convencionales en Vaca Muerta de Argentina y Montney Shale en Alberta. Es en esos lugares donde se llevarán adelante los años de investigación diagnóstica integrada de la compañía en el Pérmico.
Mondal compartió cómo ese trabajo dio forma a la forma en que ahora ve las diferentes tecnologías de diagnóstico y dónde se complementan entre sí. Sobre esto, se suscribe a dos filosofías generales.
«Primero, debemos apuntar a la consiliencia, que es cuando enfoques diferentes e independientes convergen hacia la misma solución», dijo Mondal. «Y en segundo lugar, necesitamos sopesar los diferentes diagnósticos para que podamos combinarlos en función de nuestra confianza en ellos y el alcance de su medición».
Cuando se trata de poner esto en práctica, en Shell el trabajo comienza con tratar de hacer coincidir las tecnologías con una de estas tres preguntas.
- ¿Cómo absorbieron líquido mis perforaciones y cuál fue la distribución de esta ingesta? La respuesta se basa en la fibra óptica para medir la acústica, la temperatura y la tensión.
- ¿Cuál es la geometría de mi sistema de fractura recién creado? Aquí también, la fibra óptica proporciona grandes conocimientos, pero otros vacíos se pueden llenar mediante el monitoreo de presión de pozo sellado (SWPM) microsísmico y los manómetros de fondo de pozo.
- ¿Qué parte de ese nuevo espacio de fractura está produciendo efectivamente petróleo y gas en mi pozo? Para esta pregunta, los medidores de fondo de pozo son útiles una vez más, y hasta cierto punto también lo es la geoquímica. Las pruebas de interferencia de pozos (por ejemplo, el método del grupo de presión Chow) y / o los pozos de observación también son herramientas críticas.
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