PLAYS NO CONVENCIONALES DE GAS Y SUS CARACTERÍSTICAS A TRAVÉS DE LOS ATRIBUTOS SÍSMICOS 3D Y REGISTROS RESUMEN Los plays no convencionales de lutitas gasíferas están formados por rocas de grano fino ricas en materia orgánica. Presentan porosidades bajas y permeabilidades ultrabajas, y son capaces de actuar como roca madre, roca sello y/o roca generadora. Los yacimientos no convencionales de lutitas tienen su comienzo en 1820, aunque fue hasta los años 90s que los yacimientos de lutitas gasíferas se perforaron en Mississippi Barentt Shale de EE.UU. por Mitchell Energy tras un prolongado tiempo (aproximadamente 17 años) de experimentos y avances en la perforación y estimulación de pozos. En Norte America, los plays no convencionales de lutita gasífera (por ejemplo, Barnett Shale, Eagle Ford Shale, Haynesville Shale, Marcellus Sahel etc.) producen actualmente en el mercado, comenzado a convertirse en aspectos globales. En la India, la producción de gas se ha alcanzado en Enero de 2011 del yacimiento no convencional Damodar. Demasiados retos sobre el descubrimiento de la producción se han presentado durante el desarrollo de plays no convencionales. Las lutias son consideradas tradicionalmente como roca madre y roca sello, y su caracterización desde el punto de vista de yacimiento no está bien desarrollada. Los métodos sísmicos tienen un gran papel a tomar en cuenta en todos los aspectos relacionados a los plays no convencionales de lutitas gasíferas a partir de la identificación de rocas prometedoras, que describe las características del yacimiento (porosidad, saturación, fracturas, fragilidad, etc), la optimización de la perforación y la estimulación y mejora de la producción. Afortunadamente, las lutitas son consideradas como rocas generados de hidrocarburos, principalmente gas. El total de carbono orgánico (TOC) y su maduración afectan las propiedades elásticas y petrofísicas de las rocas, afectando de esta manera las respuestas sísmicas y de registro. La integración de los atributos sísmicos y registros, las rocas generadoras y las propiedades del yacimiento pueden asignarse a distancias lejanas del pozo. Las fracturas naturales son capaces de asignarse por atributos sísmicos avanzados, tales como la inclinación y azimut, la curvatura, velocidad anisotrópica y shear-wave birefrigence. Registros microsismicos y 4D son útiles en el control de la estimulación y producción. En este trabajo se ha demostrado el uso de los registros y las técnicas de interpretación sísmica para la identificación de lutitas prometedoras, la estimación y caracterización de las propiedades de los yacimientos, así como la cartografía de las fracturas. El conocimiento y la experiencia adquirida en la revisión de datos de Norte América en plays de lutitas gasíferas han sido aplicado en estudios sísmicos 3D y registro.
INTRODUCCIÓN En un sistema petrolero convencional, las areniscas del yacimiento y las lutitas actúan como rocas madre y sello. Desde la década pasada, las lutitas generadoras también han demostrado que pueden ser yacimientos de gran importancia, a pesar de presentar porosidades bajas y permeabilidades ultra bajas. Por lo tanto los yacimientos de lutitas son considerados como sistemas autónomos continuos de petróleo como rocas madre y sello.. Aunque el reconocimiento de las lutitas como yacimientos de importancia tienen sus orígenes en 1820, la producción de estos comenzó en los 90s cuando Mitchell Energy perforo pozos de gas en el yacimiento de Mississippian Barnett deFort Worth Basin en Texas, USA, siendo desde de 17 años de experimentos y desarrollo en la perforación y técnicas de estimulación. En Norte América las lutitas gasíferas son una importante fuente de aportación, ya que alrededor del 17% de aceite y gas producido pertenecen a ellos. En la India, la exploración de yacimientos de lutitas gasíferas a comenzado recientemente y la ONGC ha descubierto gas del yacimiento Barren Measure a una profundidad de 1700 metros, De acuerdo a estudios, las reservas estimadas para los yacimientos no convencionales de lutitas gasíferas en India contemplan valores de 600 y 2000 billones de pies cúbicos. De acuerdo con los estudios iniciales, muchas secuencias de lutitas contemplan valores importantes para ser considerados como yacimientos prometedores. Muy alta variabilidad de una cuenca a otra y dentro de la propia cuenca, en cuanto a su composición mineral, propiedades elásticas y petrofísica. Los parámetros críticos para el desarrollo de las obras de gas de lutita no pueden generalizarse y necesitan Evaluación perspectiva específica. Sin embargo, la caracterización de yacimientos convencionales (areniscas, carbonatos, lutitas fracturadas, basamento fracturado etc) a través de los métodos sísmicos está bien establecido, pero caracterización de yacimientos de gas de esquisto (grosor, la porosidad, saturación, fractura, fragilidad, etc) es en el desarrollo etapa. Gas de esquisto a menudo se produce a partir de esquistos ricos en materia orgánica, las rocas generadoras. Desde fuente y embalses tanto son mismo, cartografía de las rocas de origen conduce a la cartografía del depósito roca. Tradicionalmente, la evaluación de la roca madre es principalmente sobre la base de la estimación de carbono orgánico y la maduración y hecho a través geoquímicos y sedimentológicos métodos. El carbono orgánico de la roca madre tiene específica características de la velocidad, la densidad y la resistividad que afectan respuestas de registro y sísmicas (Zhu Y., et al., 2011). Por lo tanto, fuente-pizarras y por lo tanto depósitos de gas de lutita pueden ser caracterizado por troncos y sísmicos. En este trabajo, aplicación de técnicas integradas de interpretación sísmica se ha demostrado en las obras de gas de lutita con 3-D datos sísmicos y de registro de los productores de los campos de las cuencas de la India
Desafios y métodos en las obras de shale gas son:
Etapa de exploración: la búsqueda de la profundidad, espesor y área de extensión de las pizarras prometedores. o Interpretación estructural y estratigráfica de datos sísmicos
Evaluación de la posible fuente: la búsqueda eficaz roca madre. o Geoquímica, sedimentología, los métodos de evaluación de registro de modelado de cuencas. o Los factores que hacen buenas rocas generadoras (TOC, madurez, etc) también influyen en la sísmica respuesta y por lo tanto se puede deducir de sísmica atributos o Si secuencias superficiales están produciendo petróleo y gas, esquistos subyacentes (roca madre) pueden tener saturación in situ de hidrocarburos
Localización de la mayoría de los intervalos prospectivos (puntos clave) dentro de esquistos: distinguir entre el depósito y pizarras no depósito. o Los métodos de evaluación de registro o Los atributos sísmicos, impedancia, inversión para el registro o volúmenes de bienes, AVO etc.
Identificación de las zonas objetivo favorables para la perforación y estimulación: fracturas naturales de mapeo, el estrés orientación, propiedades geomecánicas o atributos sísmicos o Amplio azimut y sísmica de componentes múltiples
Optimización de la producción: la activación de la fractura red o imágenes microsísmica o sísmica 4-D
Se requiere un enfoque no convencional para el desarrollo de estos recursos no convencionales. Propiedades tradicionales de yacimientos como espesor, porosidad, permeabilidad, saturación etc, y geomecánica, propiedades geoquímicas como resistencia de la roca, las tensiones, fragilidad, contenido orgánico total (COT) y la madurez térmica deben deducirse de la interpretación. La tarea más difícil en un juego de esquisto está desarrollando económicamente, no descubrirlo.
La aparición de gas en lutitas Pizarras productoras de gas son generalmente las rocas madre que también funcionan como roca del yacimiento. Las lutitas contienen principalmente minerales de arcilla (ilita, esmectita, clorita, caolinita, montmorillonita etc) y los tamaños de grano de limo arcillosas.
Estos yacimientos no convencionales tienen muy baja porosidad (tamaño de poro tomado con nanómetro) y una súper baja porosidad (en un rango de mi a nano Darcys). Los lugares con gas de lutita están considerados sistemas de petróleo auto contenido donde el gas puede ser biogenico y termo génico y puede que una mescla de ambos (fig1). Las lutitas que tienen el contenido orgánico suficiente (TOC) pueden generar hidrocarburos a condiciones favorables de temperatura y presión. Basados en el Toc contenido (wt% de la roca) las lutitas están agrupadas dela siguiente manera; no sirve (<2.0), no considerable (0.5-1.0), bueno (1.0-2.0) y excelente (<2.0). La maduración térmica del material orgánico es determinado comúnmente por reflexión vitrica (Ro). Una Ro de 0.6% corresponde a una generación de aceite y una Ro mayor que 1.2% está asociada con la generación de gas. El gas puede estar almacenado como gas libre en los microporos y como gas absorbido en las capas superficiales. El gas absorbido es proporcional al contenido orgánico en la lutita. El gas libre es proporcional a la porosidad efectiva y a la saturación de gas en los poros. Para una producción comercial de estas lutitas generalmente se requiere de una estimulación que es hecha a través de fracturamiento hidráulico. Dentro de un sistema de gas de lutita tenemos los siguientes parámetros fuente/yacimiento. Por ejemplo ; grosor, carbón orgánico total, maduración térmica, fracción absorbida de gas etc. Mostrando amplias variaciones. En USA , se están produciendo varios campos de gas de por ejemplo , Barnett Shale, Mississippian,Haynesville Shale, Marcellus Shale etc. Fuentes importantes están compiladas en la tabla 1. El promedio de ocurrencia de la profundidad es
normalmente mayor que la de los yacimientos convencionales en los respectivos campos. Ambiente de Deposición La depositacion de las lutitas ocurre generalmente como normal-marina en los depósitos de las salientes, o en asentamientos en aguas profundas y depositacion en las cuencas. Tradicionalmente se cree que las lutitas están depositadas en ambientes marinos profundos como lluvia hemipelagica pero esto puede ser depositado por una variedad de procesos del sedimento transportado (Roge,M, et al.,2011). Las lutitas muestras una variedad en el tamaño de grano, laminaciones paralelas y cruzadas y/o un patrón de apilamiento de grano ascendente. El suelo de aguas más profundas (por debajo de la zona turbulenta) y las zonas menos oxigeno que restringen la circulación oceánica son zonas favorables para la generación de hidrocarburos. Los principios de secuencias estratigráficas generales pueden ser aplicados para la predicción de las propiedades geotérmicas de los yacimientos de lutitas no convencionales. El ambiente de deposición de Barnett Shale a sido resumido por Bruner en 2011. Estudios de diferentes autores han revelado que las lutitas de Barnett Se originaron en un ambiente de asentamientos en aguas profundas y depositacion en las cuencas. Las litofacies sugieren que el fondo marino tuvo zonas de bajo turbulencia. LA circulación oceánica fue restringida y el agua de la columna estratificada, que se presenta para las condiciones anaeróbicas y disaerobicas. El surgimiento contribuyo al afloramiento de plancton radioliticos y ala producción de granos de fosfato. La profundidad mayor estimada es mayor de 180m. LA depositacion comienza durante el segundo acomodamiento del nivel del mar, pero el nivel eustatico del mal cayo 45 m al finalizar el el acomodamiento de Barnett. Mapeo de Secuencias de Lutita Identificación y mapeo de las secuencias de lutitas son el primer paso para la exploración de los yacimientos de gas de lutitas. Estos yacimientos están, generalmente, en trampas estratigráficas que están por debajo de la cuenca. Si la exploración de gas de lutitas es en campos productores aceite y gas, la configuración de la cuenca y la fuente…..
Falto enviar Leal y Roberto
…sedimentos de origen son térmicamente maduros y son predominantemente gas propenso El registro sónico se alinea en la parte superior de la escala logarítmica del registro de resistividad para que la curva sónica se encuentre en la parte superior de la curva de resistividad de las bajas resistividades de las lutitas. Las bajas resistividades en los esquistos se consideran que son rocas que no son del mismo origen por lo que es poco probable que sea de gas esquisto. Pizarras o limos con una roca madre potencial muestra un considerable cruce entre las curvas sónicas y de resistividad. Tres zonas de TOC-ricos son interpretados por inspección visual de cruce en los registros, de rayos gamma (muy alto), densidad (muy bajo) y porosidad neutrón (muy alto) El cruce de las gráficas entre el gamma Ray y la impedancia computada para el intervalo es también mostrado en la Figura 6. Las fuentes de los esquistos tienen una más baja impedancia que los esquistos que no son del mismo origen arenas/limo y caliza. El carbón el cual está sobre puestos en impedancia que son de fuentes de esquisto está separado por muy bajas graficas de gamma ray y alto en los registros de resistividad Las propiedades de los registros de la interpretación de los yacimientos que nos son de fuentes de esquistos están dadas en la tabla 2. En este ejemplo los yacimientos de fuentes de esquistos se muestran relativamente más altos DT (430 μs/m) que los que no son yacimientos de esquisto (290 μs/m). El carbón está muy cerca de la roca madre del esquisto en el registro sónico densidad y neutrón porosidad. De cualquier manera el carbón es distinguido por la resistividad relativamente más alta y más baja del gamma ray Yacimientos de esquisto a partir de atributos sísmicos A partir de los registros es evidente que el TOC-rich de esquistos el cual también forma un buen yacimiento, tiene baja impedancia y son frecuentemente entrampados con una alta impedancia sin estar en un yacimiento de esquisto. Los yacimientos de esquisto pueden ser definidos por tener una mayor relación net/gross donde net es definido como una mayor porosidad , una mayor TOC (2 o 3 veces mas) y una mas baja saturación de agua . Un yacimiento típico de shale gas puede tener una porosidad efectiva > 5% TOC >2% y Sw< 70%. Estas propiedades a lo largo de la variación de la litología afecta la respuesta sísmica. Las variaciones en las respuestas sísmicas se manifiestan dentro de atributos derivados sísmicos. Por lo tanto los atributos sísmicos integrados con los registros de pozos pueden ayudar en la diferenciación de yacimientos y no yacimientos de shale gas y extenderlos mas allá de los pozos Las propiedades de los registros con multiatributos en la predicción de los métodos puede ser usado para generar diferentes
propiedades y volúmenes , por ejemplo, impedancia , velocidad , porosidad, resistividad, etc. e integrando todo esto identificar zonas dulces ( zonas ricas en gas) pueden ser mapeadas. Los registros de multi-atributs para propiedades en la predicción del registro sónico usando la Red Neural de probabilística (PNN) esta mostrada en la figura 7. Chequeos de Calidad estándar fueron monitoreadas durante,, la calibración , la preparación de la red y la estimación. El coeficiente de correlación entre la actual y la predicha por la DT es muy buen (94%) Figura 7a Una sección de la estimada por el volumen del mapeo del DT Figura 7b muestra valores medios de (320-440 μs/ft) de los TOC ricos en esquistos. (Flechas azules) asociadas con altos carbonos DT (flechas negras) El mapeo estimado del DT Figura 7c dentro de la ventana de 10 ms con respecto al reflector superior muestra una distribución espacial de TOC ricos en facies de esquistos, Otras propiedades de registros en volumen (impedancias, resistividad densidad y porosidad neutrón) fueron también computados (no están mostrados en este trabajo) y fueron corroborados muy bien con la predicción DT. Figura 6 Graficas transversales entre os registros de la impedancia y el gamma ray para un intervalo consistente de una roca de origen esquisto, carbón arena/limo y carbonatos en un pozo de una cuenca Western Offshore , Los intervalos fuente son identificados por un alto gamma ray y porosidad neutrón , relativamente alta resistividad y muy baja velocidad y densidad Mapeo de fracturas naturales El mapeo de la intensidad y la orientación de fracturas naturales son esenciales para la planeación de pozos y la estimulación por las fracturas hidráulicas. Los pozos son perforados de manera normal para esperar una propagación de dirección de la hidráulica que induce fracturas para maximizar la estimulación y la producción. Las fracturas inducidas frecuentemente siguen a las fracturas naturales. La intensidad y la orientación de las fracturas naturales pueden ser estimadas atraves de atributos sísmicos 3D computados por P-wave o por datos sísmicos multi componentes. Atributos sísmicos AVO e impedancia puede ser integrado para encontrar parámetros de rocas físicas. Como es el módulo de Young, Poisson, relación de rigidez y P-impedancia. Los esfuerzos de tensión puede también ser estimados a partir de una análisis aniso trópico del desplazamiento con respecto al azimut y/o a partir de componentes sísmicos. El mapeo de las fracturas atravez de varios atributos sísmicos 3D esta demostrado en la figura 8. Como se ilustra. Figura 8
En la figura 8 se ilustra la intensidad y orientación de las fallas y fracturas dentro del yacimiento de lutitas que pueden ser trazadas debido a un evento parecido, la curvatura, buzamiento y azimuth. El mapa de buzamiento y azimuth pueden ser interpretados con un índice de colores dado en la figura. Conclusiones Los yacimientos de lutitas gasíferas son de grano fino y ricos en materia orgánica, las lutitas con alta porosidad y muy baja permeabilidad tienen suficiente saturación de gas para poder producirlo comercialmente por adelantos tecnológicos. El gas de lutitas juega un descubrimiento y desarrollo necesarios para trazar modelos estructurales, espesores, fuente de potencia, fracturas naturales y propiedades geomecánicas de las rocas. La identificación del intervalo bruto de lutitas, y el mapa estructural que puede ser realizado mediante la interpretación sísmica. La identificación de lutitas en el yacimiento es principalmente con el concepto de que las lutitas tienen buen potencial y también el yacimiento tiene buen potencial. Las propiedades de los yacimientos en los registros sísmicos, y por lo tanto trazan el mapa guiados por la sísmica, y por los métodos de predicción de los registros.
