Reservorios No Convencionales

Tema de tapa

La experiencia en el país

Foto: gentileza de Apache

Dos de las empresas que trabajan con recursos no
convencionales en la Argentina explican sus procedimientos

La tecnología de punta
como factor clave
Por el Centro de Excelencia de Shale Gas/Oil,
de Schlumberger

A través de su centro de investigación
multidisciplinario, la empresa analiza
todo el proceso, desdela exploración hasta
la producción

E

n vista de la compleja tecnología que precisa la
extracción de hidrocarburos no convencionales,
Schlumberger optó por crear en Buenos Aires un
centro de investigación como ya tiene en otras partes del
mundo, y que aquí se llama Centro de Excelencia de Shale Gas/Oil, el primero en la región.
Según sus responsables, se trata de “un centro deconocimiento en vivo” o un “espacio de colaboración donde
los expertos trabajan con sus clientes para enfrentar los
desafíos inherentes a la extracción de hidrocarburos de
las formaciones de shale gas en el país”.
En todo caso, el propósito es dar soluciones técnicas
a las necesidades que se van presentando, con el fin de
“maximizar la producción de los yacimientos y reducir el

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tiempo de comercialización”. El centro integra el análisis
de perforación direccional, petrofísica, geoquímica, geomecánica, análisis de coronas y testigos laterales; terminación, estimulación y testeo de producción.
Según Schlumberger, “las reservas no convencionales
requieren de soluciones no convencionales”. Por ello, se
ejecutan evaluaciones técnicas para determinarintervalos
útiles, su productividad, el diseño de la estimulación, las
prácticas de puesta en producción, el diseño de las instalaciones, el distanciamiento entre pozos y la evaluación
de reservas.
Esto incluye la prospección sísmica a escala 3D y análisis de los atributos sísmicos de superficie, mediciones a
escala de pozo de propiedades mecánicas de la roca, análisis de muestras en laboratorio paraevaluar las propiedades mecánicas, geoquímicas y petrológicas del reservorio,
un sistema de clasificación para dividir los reservorios de
shale basado en el análisis de fracturas y la composición
mineralógica (N-dimentional cluster analysis), para el muestreo adecuado de formaciones heterogéneas. Se involucra,
además, la integración de registros de coronas, testigos
laterales y modelosgeomecánicos; tecnologías de perforación direccional para una ubicación precisa del país y en
la mejor sección del reservorio y servicios de monitoreo
de fracturas hidráulicas con microsísmica (StimMAP).
Además, modelos a escala del yacimiento utilizando el
software Petrel (y sus aplicaciones específicas como Mangrove) para representar rápidamente la información de las
propiedades del yacimiento,tales como la geometría y la
densidad de las fracturas naturales e hidráulicas, la estruc-

Figura 1. Indicador de shale gas

tura, las fallas y la estratigrafía para simular las características de los flujos dinámicos y pronosticar producción; el
agotamiento y la recuperación total del gas.
Según los expertos del Centro, a la hora de evaluar un
yacimiento de shale existe un enorme númerode parámetros que deben tenerse en cuenta a diferencia de un
yacimiento convencional: madurez termal; mineralogía,
descripción de fallas y fracturas; riqueza orgánica (TOC),
matriz de permeabilidad, cantidad de gas in situ y la
identificación de las formaciones adyacentes de agua. La
empresa aplica allí un flujo de trabajo llamado Shale Gas
Advisor, cuyo resultado final se ve en la figura 1.De esta manera se integran al flujo de trabajo interpretaciones sísmicas y atributos; imágenes de pozo interpretadas; datos de coronas y testigos laterales; datos
microsísmicos para construir modelos de yacimientos y
redes discretas de fractura que luego serán convertidos a
modelos de yacimientos de doble porosidad para su simulación numérica. La aplicación de estos flujos de trabajo
en...