Aumento de la producción en formación de arenisca con StrataStar™

Descripción general

El diseño de producción de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) permite la recuperación del petróleo pesado atrapado en formaciones de arenisca. Requiere un par de pozos horizontales con una ligera separación vertical (como se muestra a continuación). El vapor inyectado desde el pozo inyector reduce la viscosidad del bitumen, por lo que fluye hacia el pozo productor que se encuentra debajo.

Desafío

La permeabilidad vertical es un parámetro critico que impacta la efectividad del proceso de recuperación SAGD. Dentro de la formación de arenisca canadiense se encuentran lentes de lutita en capas y brechas de lodolita de riberas de ríos antiguos. Sin embargo, su ubicación no se la conoce hasta que se perfora el pozo, e incluso entonces, los geólogos tienen dificultades para estimar su extensión vertical. Para el vapor, estas barreras naturales tienen un efecto perjudicial en la recuperación del petróleo, porque evitan que la cámara se desarrolle alrededor de los pozos, lo que genera un menor retorno sobre la inversión.

Solución

El servicio de StrataStar™ de Halliburton Sperry Drilling, la nueva generación de resistividad azimutal profunda se recomendó para esta aplicación como una prueba de campo de este nuevo servicio. Esta tecnología innovadora usa una señal de propagación electromagnética orientada para medir la resistividad hasta 30 pies (±9 metros) alrededor del pozo, mientras se perfora. En combinación con el procesamiento avanzado de inversión, ofrece un mapa de resistividad de alta resolución que revela las características estructurales y la distribución de fluidos a lo largo del pozo para entregar un posicionamiento optimo del mismo.

El servicio StrataStar se implementó en un par de pozos horizontales, inyector-productor, para verificar la precisión del mapeo de resistividad. Primero se perforo el pozo productor de 2,300 pies de largo (701 metros), seguido por el inyector tres semanas después. El servicio de mapeo de alta resolución se ejecutó mientras se perforaban los dos pozos, con su tasa de muestreo más rápida de 16 segundos para adaptarse a los 500 pies/hora (152 metros/hora) de tasa de penetración promedio (ROP). Las dos bases de datos de StrataStar fueron procesados independientemente, revelando las zonas de alta y baja resistividad a 16.5 hasta 19.7 pies (5 a 6 metros) por encima y debajo de cada pozo.

Resultado

Cuando se combinaron los dos resultados de la inversión, los mapas independientes complementaron perfectamente los datos del otro (como se muestra a continuación). El operador obtuvo una imagen clara del yacimiento, mostrando el hidrocarburo en su lugar, las barreras de vapor y una zona de canal invadida de agua cerca de la punta del pozo.

Esta información permitió un diseño de completamiento personalizado basado en la geología que rodea a los pozos. El desperdicio de vapor se minimizó al obturar secciones adyacentes a brechas de lodolita, lutitas e incluso canales invadidos con agua. El servicio StrataStar ayudó a reducir el costo total de producción al impulsar una recuperación más eficiente de petróleo con el vapor, mejorar la economía del proyecto y maximizar el valor de los activos.