Detección de gas en lutitas de la formación bowdoin al norte de montana
Páginas: 6 (1475 palabras)
Publicado: 24 de febrero de 2012
Detección de Gas en Lutitas de la Formación Bowdoin al Norte de Montana
Por K.C. Henry
Schlumberger Well Services, Midland, Texas.
Las mejoras en la perforación, terminación y técnicas de estimulación han incrementado la productividad de muchos yacimientos someros de lutitas-arenas. La formación BOWDOIN en el norte de Montana es un buen ejemplo de este tipo de yacimientos. Elambiente de depósito de este tipo de formación es puesto en la zona marina del cretácico superior. Dentro de este intervalo productor la formación consiste de una serie de laminaciones de arenas, lutitas bentoniticas y arcillas. El intervalo puede tener cerca de 61 mts. de espesor, los núcleos y registros indican como el contenido de arcilla es cerca del 50% en el intervalo productor. Desde que elcontenido de lutita es alto y la permeabilidad baja, llega a ser difícil evaluar esta formación con los métodos convencionales.
Existen métodos empíricos sugeridos, este documento utiliza métodos satisfactorios de porosidad que permiten predecir una producción de gas comercial, cerca de 50 pozos en Bowdoin producen en este horizonte. Se utilizan las comparaciones de densidad-neutrón paradetectar el gas. Y el sónico-densidad para detectar el contenido de lutita. La información de estos registros se utiliza para planear las terminaciones, un factor crítico, una estimulación óptima es esencial para este tipo de formaciones.
Uno de los mayores descubrimientos es en el norte de Montana en los últimos años ha tenido un incremento en su expansión, como se muestra en la figura1. Esta área tiene una producción de gas de las formaciones Bowdoin y Greenhorn del Cretácico superior. La figura 2 muestra un registro típico de resistividad en las formaciones llamadas Canadian (izquierda) y americanas (derecha).
Fig. 3 muestra un ejemplo típico de una superficie lateral obtenido de un pozo que produce cerca de 500 mcf después de la fractura. Este fue tomado en unintervalo de la formación Bowdoin y muestra el alto contenido de lutita.
Este lado muestra que las laminaciones de arena son menores a una pulgada, esto hace que la permeabilidad natural sea mucho menor a 0.5 mD
La sensibilidad de las lutitas a un daño hace que la perforación con vapor no sea un método confiable. Generalmente el DST recupera algo de gas (cantidades no medibles) convarias cantidades de fluido de perforación. Algunos de los pozos más recientes fueron perforados con aire pero no fueron satisfactorios debido al bajo flujo de gasto…
Es necesario que sean fracturados bajo estas condiciones, es importante que solo sean fracturados los intervalos potencialmente productores, por ello el énfasis que se hace en la necesidad de que los registros sean evaluados conmayor credibilidad.
Técnica de Interpretación
Se han utilizado varios métodos de evaluación para este campo, en pozo entubado y agujero abierto. El contenido de lutita es tan alto que tiene un efecto en el registro de inducción, como se muestra en la fig4 es un registro de inducción de un pozo que tuvo una producción de 2.5 MMPCD después de la fractura, debido a la respuesta similar en todoslos registros de inducción un cálculo de sw puede dar valores arriba de 80 % lo cual hace su uso limitado.
El cálculo más satisfactorio ha sido una evaluación empírica basada en tres mediciones de porosidad, sónico, neutrón y densidad. Los dos problemas críticos en el campo son 1) localización del gas y 2) la identificación de zonas que tengan suficiente contenido de lutita que pueda serdetectado. La detección de gas se hace más efectiva cuando se comparan la densidad sónica y neutrón, la evaluación de la lutita utiliza la porosidad sónica y la densidad.
La técnica más común para detección de gas es densidad-neutrón no es práctica para este tipo de formaciones donde se tiene alto contenido de lutita. La lutita afecta ambos registros Neutrón y densidad de la misma forma da...
Por K.C. Henry
Schlumberger Well Services, Midland, Texas.
Las mejoras en la perforación, terminación y técnicas de estimulación han incrementado la productividad de muchos yacimientos someros de lutitas-arenas. La formación BOWDOIN en el norte de Montana es un buen ejemplo de este tipo de yacimientos. Elambiente de depósito de este tipo de formación es puesto en la zona marina del cretácico superior. Dentro de este intervalo productor la formación consiste de una serie de laminaciones de arenas, lutitas bentoniticas y arcillas. El intervalo puede tener cerca de 61 mts. de espesor, los núcleos y registros indican como el contenido de arcilla es cerca del 50% en el intervalo productor. Desde que elcontenido de lutita es alto y la permeabilidad baja, llega a ser difícil evaluar esta formación con los métodos convencionales.
Existen métodos empíricos sugeridos, este documento utiliza métodos satisfactorios de porosidad que permiten predecir una producción de gas comercial, cerca de 50 pozos en Bowdoin producen en este horizonte. Se utilizan las comparaciones de densidad-neutrón paradetectar el gas. Y el sónico-densidad para detectar el contenido de lutita. La información de estos registros se utiliza para planear las terminaciones, un factor crítico, una estimulación óptima es esencial para este tipo de formaciones.
Uno de los mayores descubrimientos es en el norte de Montana en los últimos años ha tenido un incremento en su expansión, como se muestra en la figura1. Esta área tiene una producción de gas de las formaciones Bowdoin y Greenhorn del Cretácico superior. La figura 2 muestra un registro típico de resistividad en las formaciones llamadas Canadian (izquierda) y americanas (derecha).
Fig. 3 muestra un ejemplo típico de una superficie lateral obtenido de un pozo que produce cerca de 500 mcf después de la fractura. Este fue tomado en unintervalo de la formación Bowdoin y muestra el alto contenido de lutita.
Este lado muestra que las laminaciones de arena son menores a una pulgada, esto hace que la permeabilidad natural sea mucho menor a 0.5 mD
La sensibilidad de las lutitas a un daño hace que la perforación con vapor no sea un método confiable. Generalmente el DST recupera algo de gas (cantidades no medibles) convarias cantidades de fluido de perforación. Algunos de los pozos más recientes fueron perforados con aire pero no fueron satisfactorios debido al bajo flujo de gasto…
Es necesario que sean fracturados bajo estas condiciones, es importante que solo sean fracturados los intervalos potencialmente productores, por ello el énfasis que se hace en la necesidad de que los registros sean evaluados conmayor credibilidad.
Técnica de Interpretación
Se han utilizado varios métodos de evaluación para este campo, en pozo entubado y agujero abierto. El contenido de lutita es tan alto que tiene un efecto en el registro de inducción, como se muestra en la fig4 es un registro de inducción de un pozo que tuvo una producción de 2.5 MMPCD después de la fractura, debido a la respuesta similar en todoslos registros de inducción un cálculo de sw puede dar valores arriba de 80 % lo cual hace su uso limitado.
El cálculo más satisfactorio ha sido una evaluación empírica basada en tres mediciones de porosidad, sónico, neutrón y densidad. Los dos problemas críticos en el campo son 1) localización del gas y 2) la identificación de zonas que tengan suficiente contenido de lutita que pueda serdetectado. La detección de gas se hace más efectiva cuando se comparan la densidad sónica y neutrón, la evaluación de la lutita utiliza la porosidad sónica y la densidad.
La técnica más común para detección de gas es densidad-neutrón no es práctica para este tipo de formaciones donde se tiene alto contenido de lutita. La lutita afecta ambos registros Neutrón y densidad de la misma forma da...
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