Fracturamiento

Monitoreo y divergencia de los
tratamientos de fracturamiento hidráulico

Victor Ariel Exler
Poza Rica, Veracruz, México

de receptores sensibles correctamente posicionados, detecta estos eventos microsísmicos y en consecuencia localiza una fracción de la fractura. Utilizando nuevos
algoritmos y procedimientos, el software de análisis logra todo esto en medio minuto.
Por consiguiente, lascompañías operadoras pueden modificar las operaciones de
fracturamiento hidráulico en forma remota y obtener respuesta inmediata sobre el
efecto del cambio.

Luciano Favoretti
Pluspetrol
Neuquén, Argentina

300

Joël Le Calvez
Dallas, Texas

200

Bruno Lecerf
Dmitry Potapenko
Novosibirsk, Rusia

100

25

Leonardo Maschio
Jorge Adrián Morales
Pluspetrol
Buenos Aires,Argentina

07:43
08:29
09:15
10:01

Hora, hh:mm

John Daniels
Matt Gillard
William Underhill
Sugar Land, Texas, EUA

Durante su propagación, una fractura hidráulica genera ruido acústico. Una red

Rayos gamma, ºAPI

Donald N. Burch
Aspect Abundant Shale, LP
Denver, Colorado, EUA

10:46
11:32

Michael Samuelson
Oklahoma City, Oklahoma, EUA
Mauro Ivan Weimann
Buenos Aires,Argentina
Traducción del artículo publicado en inglés en
Oilfield Review Otoño de 2009: 21, no. 3.
Copyright © 2009 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Nellyana Charmelo Silva, Buenos Aires;
Mario Galaguza, Río de Janeiro; Rick Klem y John Lassek,
Sugar Land; Shawn Maxwell, Calgary, Alberta, Canadá; y
Ed Ratchford, Servicio Geológico deArkansas, Little Rock,
Arkansas, EUA.
ECLIPSE, FracCADE, InterACT, NetMod, Ocean, Petrel,
StimMAP, StimMORE y VSI son marcas de Schlumberger.

18

40

100
160
220
Ondas de corte del
registro acústico, µs/pies

Oilfield Review

Volumen 21, no. 3

4,000

Número de permisos

Durante las operaciones de fracturamiento hidráulico, los operadores no pueden visualizar
hacia dónde sedirigen las fracturas; sin embargo,
si prestan atención, pueden oír cómo se propagan. A medida que el fluido de fracturamiento
penetra las formaciones sepultadas a gran profundidad, la Tierra cruje generando una sinfonía
percusiva cuyos movimientos siguen el trayecto
de la fractura. Las nuevas tecnologías permiten
identificar rápidamente las posiciones de estos
eventos sísmicos minúsculos y, através del empleo
de agentes divergentes, es posible dirigir la fractura para que penetre las áreas preferidas.
La capacidad para localizar una zona de fracturas e incidir en su desarrollo posee una enorme
importancia económica, particularmente en los
plays de gas no convencionales, tales como las
lutitas y las areniscas gasíferas compactas. Existen
grandes volúmenes de reservas de gas noconvencional entrampados en formaciones que exhiben
niveles extremadamente bajos de permeabilidad y
que por lo general no producen con adecuada rentabilidad sin tratamientos de estimulación por
fracturamiento hidráulico. La mayor parte de la
actividad de fracturamiento de las lutitas gasíferas se ha centrado en la Formación Barnett Shale
del norte de Texas, en EUA, pero otras formaciones
de EUAhan sido explotadas de un modo similar,
incluidas las formaciones Fayetteville, Haynesville
y, recientemente, la Formación Marcellus Shales.
La aplicación de esta técnica también se está
expandiendo a otros países.
Para el monitoreo de los tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico se han
aplicado numerosos métodos, incluyendo la utilización del análisis de curvas depresión, los registros de temperatura y producción, los trazadores
radioactivos, las imágenes de la pared del pozo,
los videos de fondo de pozo, el mapeo con inclinómetro y el monitoreo acústico; también denominado microsísmico.1 Por otro lado, las pruebas de
pozos y el análisis de curvas de producción aportan indicaciones indirectas de las características
de la fractura. La mayor parte de estos...