Producción de gas natural a partir del carbón

8 Oilfield Review

Producción de gas natural a partir del carbón

John AndersonMike SimpsonNexen de Canadá Ltda.Calgary, Alberta, Canadá

Paul BasinskiEl Paso ProductionHouston, Texas, EUA

Andrew BeatonAlberta Geological SurveyEdmonton, Alberta

Charles BoyerPittsburgh, Pennsylvania, EUA

Daren BulatSatyaki RayDon ReinheimerGreg SchlachterCalgary, Alberta

Leif ColsonTom OlsenDenver, Colorado, EUA

Zachariah JohnPerth, Western Australia, Australia

Riaz KhanHouston, Texas

Nick LowClamart, Francia

Barry RyanMinisterio de Energía y Minas de la Columbia BritánicaVictoria, Columbia Británica, Canadá

David SchoderbekBurlington ResourcesCalgary, Alberta

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Valerie Biran y Tommy Miller, Abingdon,Inglaterra; Ian Bryant, Leo Burdylo, Mo Cordes y MartinIsaacs, Sugar Land, Texas, EUA; Matthew Chadwick,Worland, Wyoming, EUA; Ned Clayton, Sacramento,California, EUA; Andrew Carnegie, Abu Dhabi, EmiratosÁrabes Unidos; Steve Holditch, College Station, Texas;Lance Fielder, Cambridge, Inglaterra; Stephen Lambert yMike Zuber, Pittsburgh, Pennsylvania, EUA; Harjinder Rai,Nueva Delhi, India; John Seidle, Sproule Associates Inc.,Denver, Colorado, EUA; y Dick Zinno, Houston, Texas. Seagradece también a Willem Langenberg, Alberta GeologicalSurvey, y Ken Childress, fotógrafo, por proveer las fotogra-fías de los afloramientos y del equipo de perforación, res-pectivamente (próxima página).AIT (herramienta de generación de Imágenes de Inducciónde Arreglo), APS (Sonda de Porosidad de Acelerador deNeutrones), CemNET, ClearFRAC, CoilFRAC, DSI (herra-

mienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar),ECLIPSE Office, ECS (Espectroscopía de CapturaElemental), ELANPlus, FMI (herramienta de generación deImágenes Microeléctricas de Cobertura Total), LiteCRETE,MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación),OFA (Analizador Óptico de Fluidos), Platform Express, RST(herramienta de Control de Saturación del Yacimiento), SFL(herramienta de Resistividad de Enfoque Esférico),SpectroLith y StimMAP son marcas de Schlumberger.

El gas natural contenido en formaciones de carbón constituye un importante recurso

que está ayudando a responder a las crecientes necesidades energéticas del mundo.

En muchas áreas, las condiciones del mercado y los avances tecnológicos han

convertido a la explotación de este recurso en una opción viable. Las características

singulares de los yacimientos de metano en capas de carbón demandan enfoques

novedosos en lo que respecta a construcción de pozos, evaluación de formaciones,

fluidos de terminación y estimulación de pozos, modelado y desarrollo de yacimientos.

Con el desplazamiento de la curva de producciónde petróleo global desde zona de meseta a la dedeclinación, las reservas mundiales de gas natu-ral han cobrado mayor relevancia. El gas es cadavez más visto como una fuente de energía alter-nativa vital porque es abundante y más limpiocuando se quema que otros combustibles fósiles(véase “Un dinámico mercado global del gas,”página 4). En mercados maduros, con grandemanda, la industria está en busca de fuentesde gas no convencionales, tales como el gas con-tenido en las lutitas y en las areniscas de bajapermeabilidad, y el metano contenido en lascapas de carbón. Estas acumulaciones de gas noconvencionales no pueden ser explotadas de lamisma forma que los yacimientos convenciona-les, lo que plantea desafíos tanto para los opera-dores como para las compañías de servicios.

El gas natural contenido en las capas de car-bón representa una porción importante de losrecursos de gas natural del mundo. Actualmentese dispone de métodos mejorados de evaluaciónde capas de carbón mediante mediciones de regis-tros geofísicos y modernos dispositivos de mues-treo. Los cementos más livianos, con la utilizaciónefectiva de aditivos, minimizan el daño de los sen-sibles yacimientos de metano en capas de carbón(CBM, por sus siglas en inglés). Además, se estánutilizando fluidos de estimulación que no produ-cen daños y diseños de fracturamientos hidráuli-cos innovadores para mejorar el flujo de gas y aguadesde la formación hacia el pozo. Se logran técni-cas de levantamiento artificial optimizadas a tra-vés de la utilización de programas de computacióninteligentes que contribuyen a una rápida y eficazdeshidratación de las capas de carbón. Las tecno-

1. Para obtener más información sobre la historia de laexplotación del carbón (1° de julio de 2003), consulte:http://www.bydesign.com/fossilfuels/links/html/coal/coal_history.html and http://www.pitwork.net/history1.htm

Invierno de 2003/2004 9

logías avanzadas y la experiencia de la industriaaplicada en todo el mundo están produciendo unimpacto positivo sobre el desarrollo de reservas demetano contenido en las capas de carbón.

Este artículo analiza los yacimientos de CBM,también conocidos como yacimientos de gasnatural contenido en capas de carbón (CBNG,por sus siglas en inglés) o yacimientos de metanocontenido en filones de carbón (CSM, por sussiglas en inglés). En primer lugar, se examina lahistoria de la explotación del carbón. Luego, seanalizan los procesos geológicos que condujerona la formación del carbón; cómo las capas de car-bón generan y almacenan gas natural: y qué hacea los yacimientos de CBM tan diferentes de losyacimientos de gas clásticos y carbonatados tra-dicionales. Finalmente, a través de ejemplos dediferentes partes del mundo, se demuestra la uti-lización por parte de la industria de diversas tec-nologías destinadas a evaluar y desarrollar losyacimientos de CBM.

Mentes, minas y pozosLos seres humanos han apreciado el valor energé-tico del carbón durante miles de años. Los prime-ros usos del carbón para encender el fuego, que seremontan al año 200 a.C., han sido confirmados enantiguos registros chinos. Existen pruebas inclusode que los hombres de la Edad de Piedra en GranBretaña recolectaban carbón; y los arqueólogoshan hallado hachas de piedra implantadas en filo-nes de carbón. Los primeros descubrimientos decarbón explotados por los seres humanos fueronutilizados para sustituir provisiones de leña y esprobable que se hallaran en la superficie, en losafloramientos rocosos cercanos a las orillas de losríos. Las primeras evidencias de que los sereshumanos realizaron excavaciones en busca de car-bón aparecieron en regiones donde la provisión deleña era escasa. Las técnicas mineras evoluciona-ron a partir del método primitivo que consistía enhallar un filón de carbón expuesto en una laderapara luego excavarlo todo lo posible para extraer el

carbón. Cuando la operación se hacía demasiadopeligrosa, estos primeros excavadores se traslada-ban a otra localización en el mismo afloramiento.1

Sobre la base de las excavaciones descubiertas enGran Bretaña, se ha determinado que ya en el año50 de la Era Cristiana, los romanos extraían car-bón para alimentar los sistemas de calefacción ylas operaciones de fundición. Con el tiempo, seexcavaron fosas para acceder al carbón.

La modernización de los métodos de explota-ción minera, incluyendo el método de cámaras ypilares, y las técnicas de explotación por tajolargo, posibilitaron la ejecución de operacionesmás grandes y a mayor profundidad, exponiendo alos mineros a una diversidad de peligros. Uno delos riesgos más importantes de la explotaciónminera del carbón es el gas metano; un subpro-ducto del proceso de maduración termal del car-bón que se convierte en un problema serio en lasminas más profundas. Los operadores de minaslograron mitigar estas condiciones peligrosas en

10 Oilfield Review

1000 10,000

8000

6000

4000

2000

0

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

0

2000

1200

1400

1600

1800

800

600

400

200

1981Año

1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001

Prod

ucci

ón a

nual

de

CBM

, 100

0 M

Mpc

Pozo

s pr

oduc

tore

s de

CBM

> Producción del metano contenido en capas de carbón (CBM) en EUA (azul) y cantidad de pozosproductores (rojo).

el subsuelo mediante la utilización de técnicas deventilación de minas. El aire bombeado en unamina a través de pozos y tuberías de ventilaciónaportaba oxígeno a los trabajadores y disipaba elmetano venenoso y explosivo. Las compañíasmineras también perforan pozos de desgasifica-ción de carbón en las capas de carbón para libe-rar el gas metano antes de proceder a laexplotación del carbón. Las técnicas modernas de

ventilación y desgasificación prepararon elterreno para el desarrollo de una industria mineramás segura y productiva. En muchas zonas, laexplotación minera del carbón no es totalmentesegura, de modo que la desgasificación de lasminas mediante pozos de avanzada en las opera-ciones mineras constituye una técnica de sumaimportancia, que ayuda a reducir la cantidad deaccidentes asociados con estas actividades.

El carbón se convirtió en la energía que sus-tentó la revolución industrial en EuropaOccidental y el resto del mundo y hoy continúasiendo un importante recurso. No obstante, elvalor del carbón no sólo radica en quemarlo paragenerar calor y electricidad; el gas natural conte-nido en el carbón que alguna vez fue tan sólo unpeligro, ahora puede ser explotado y distribuidocomo el gas natural convencional, constituyendoun combustible de combustión limpia.

Perforación para la obtención del gas natural contenido en capas de carbónLos primeros intentos de desgasificación del car-bón en las minas tuvieron lugar en Inglaterradurante la década de 1800, y se sabe que el gasderivado del carbón se utilizaba para iluminar lascalles de Londres. El primer pozo de CBM paradesarrollar gas como recurso fue perforado en1931 en Virginia Occidental, EUA. Durante másde 50 años, el nivel de la actividad de perforaciónde pozos de CBM se mantuvo bajo. En 1978, elgobierno de los Estados Unidos promulgó la Leyde Política del Gas Natural. Esta legislación per-mitió a las compañías percibir precios más altospor el gas natural producido de yacimientos gasí-feros de baja permeabilidad, lutitas gasíferas yfilones de carbón. En 1984, el gobierno de losEstados Unidos ofreció créditos fiscales para el

Terciario

Terciario-Cretácico

Cretácico

Jurásico

Triásico

Pensilvánico y Pérmico

Mississípico

0

0 200 400

100 200 300

600 800 km

400 500 millas

ApalachesSeptentrionales

Richmond

ApalachesCentrales

Regióncarboníferadel Oeste deWashington

Región carboníferanorte-central

Cahaba/Coose

BlackWarrior

Costa del Golfo

Illinois

Forest City

Bighorn

GreaterGreen River

Wind River

Uinta

Altiplaniciede Kaiparowits

San Juan

PowderRiver

HannaCarbon

Denver

Arkoma

Cherokee

Piceance

Ratón

> Cuencas de EUA que contienen metano en capas de carbón. Se muestran las principales cuencas carboníferas, con los perío-dos asociados de sedimentación de carbón.


desarrollo y la explotación de yacimientos no con-vencionales. Originalmente concebidos para ven-cer en el año 1990, los créditos fiscales fueronprorrogados dos años más dado su impacto posi-tivo sobre la actividad de perforación. Al caducarlos créditos fiscales en el año 1992, los bajos pre-cios del gas generaron preocupación acerca de laeconomía del desarrollo del CBM.

El precio del gas no es el único factor queafecta la viabilidad de la producción de CBM. Laaccesibilidad a la infraestructura de transportedel gas y los asuntos técnicos relacionados con laproducción de CBM, por ejemplo, los bajos gastos(tasas, regímenes) de producción de gas iniciales,las altas tasas de producción de agua y todo lo rela-cionado con el método de eliminación, tambiéndeben tenerse en cuenta. El impacto positivo de laaccesibilidad a una capacidad de transporte porlíneas de conducción adecuada puede observarseen ciertas partes de las Montañas Rocallosas, EUA,donde la ampliación del Oleoducto Kern River enmayo de 2003 permitió mejorar considerable-mente la economía de la producción de gas.

En la actualidad, el desarrollo de los yaci-mientos de CBM está impactando el mercado delgas norteamericano. La producción anual prove-niente de 11 cuencas de carbón en EUA es supe-rior a 42,900 millones de m3 [1.5 Tpc], o un 10%de la producción de gas anual de EUA (páginaanterior, arriba).2 Las reservas comprobadas de

CBM—501,000 millones de m3 [17.5 Tpc]—ahora conforman un 9.5% del volumen total dereservas de gas de EUA y el CBM total que seencuentra en sitio en EUA se estima en 21.4 tri-llones de m3 [749 Tpc]. Aproximadamente 2.9 tri-llones de m3 [100 Tpc] se consideranrecuperables (página anterior, abajo).3 El incre-mento de los precios del gas, la expansión conti-nua del sistema de transporte del gas natural ylos avances acontecidos recientemente en térmi-nos de tecnologías de campos petroleros han con-tribuido a aumentar la rentabilidad de los pozosde CBM. Con el correr de los años, los operadoresy las compañías de servicios han adquirido valio-sos conocimientos de la investigación minera yexperiencia práctica de la actividad de perfora-ción inducida por el otorgamiento de los créditosfiscales en EUA.

A medida que los operadores perforaban yexplotaban más yacimientos de CBM, se puso demanifiesto el hecho de que el comportamiento delos yacimientos de carbón difiere entre unacuenca y otra, e incluso dentro de una mismacuenca. Este comportamiento guía en granmedida la aplicación de diferentes tecnologíasdentro de una cuenca o campo petrolero. Enmuchas áreas de CBM, los operadores han redu-cido los costos totales de explotación aumentandoal mismo tiempo la recuperación de gas mediantela aplicación prudente de nueva tecnología.

Canadá recién ha comenzado a producir gasde yacimientos de CBM y estima que el volumende reservas en sitio asciende a 36.8 trillones dem3 [1287 Tpc]. Australia empezó a producir gasde yacimientos de CBM en 1998 y el cálculo desus reservas totales oscila entre 8.6 y 14.3 trillo-nes de m3 [300 y 500 Tpc]. En todo el mundo, eltotal de reservas de CBM en sitio se estima enaproximadamente 100 a 272 trillones de m3

[3500 a 9500 Tpc].4 Para el año 2001, 35 de los 69países con reservas de carbón habían investigadoel desarrollo de los yacimientos de CBM pero, aligual que en América del Norte, el ritmo del desa-rrollo futuro dependerá de la rentabilidad de lasoperaciones (arriba).

> Actividad relacionada con el metano contenido en capas de carbón en todo el mundo. Para el año 2001, 35 (puntos rojos) de los 69 países carboníferoshabían investigado el desarrollo de yacimientos de CBM.

2. Leach WH Jr: “New Technology for CBMProduction,“Opportunities in Coalbed Methane: ASupplement to Oil and Gas Investor, diciembre de 2002, Oiland Gas Investor/Hart Publications, Houston, Texas, EUA.Schwochow SD: “CBM: Coming to a Basin Near You,”Opportunities in Coalbed Methane: A Supplement to Oiland Gas Investor, diciembre de 2002, Oil and GasInvestor/Hart Publications, Houston, Texas, EUA.

3. Nuccio V: “Coal-Bed Methane: Potential and Concerns,“Servicio Geológico de EUA, USGS Fact Sheet FS–123–00,octubre de 2000, http://pubs.usgs.gov/fs/fs123-00/fs123-00.pdf

4. Olsen TN, Brenize G y Frenzel T: “ImprovementProcesses for Coalbed Natural Gas Completion andStimulation,“ artículo de la SPE 84122, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de 2003.

De la turba al carbónLa formación del carbón comienza con la sedi-mentación de materia orgánica vegetal, lo que dalugar a la turba. La turba se forma por la sedi-mentación subacuática continua de materiaorgánica proveniente de las plantas en ambien-tes donde las aguas intersticiales son pobres encontenido de oxígeno. Los ambientes caracterís-ticos permiten la acumulación, el sepultamientoy la preservación de la turba, incluyendo panta-nos y áreas de desborde que pueden tenerinfluencia marina o no (arriba). En el pasadogeológico, se consideraba que la mayor parte dela turba se formaba en ambientes marinos del-taicos o marginales.

La carbonización, o la transformación de laturba en carbón, se produce a diferentes regíme-nes en diferentes ambientes. La degradación bio-química pone en marcha el proceso decarbonización, pero con el sepultamiento, elaumento de las presiones de los estratos de sobre-carga y las temperaturas del subsuelo genera pro-

cesos fisicoquímicos que continúan con la carbo-nización. Al liberarse el agua, el dióxido de car-bono y el metano, el carbón aumenta de rango,que es una medida de la madurez. Las capas decarbón se dividen en rangos e incluyen, en ordende rango creciente: carbones sub-bituminosos,bituminosos alto volátil, bituminosos medio volá-til, bituminosos bajo volátil, semi-antracita yantracitas. Si bien las capas de carbón contienenciertos minerales inorgánicos, se componen engran parte de macerales, o compuestos vegetales,que van desde plantas leñosas a resinas.

Las tres categorías generales de maceralesson la vitrinita, la liptinita y la inertinita. La vitri-nita se refiere a material de plantas leñosas, talescomo troncos, raíces, ramas y brotes. Los mace-rales liptiníticos corresponden a las partes másresistentes de la planta, tales como esporas,polen, ceras y resinas. Los macerales inertiníticosrepresentan material vegetal alterado y seencuentran menos estructurados. Estos macera-les tienen un mayor contenido de carbono como

consecuencia de los procesos de oxidación pro-ducidos durante la sedimentación; por ejemplo,la combustión de leña o turba en el fuego. Losdatos de los macerales reflejan la composiciónbásica de las capas de carbón y, por lo tanto, ayu-dan a los geólogos a determinar el potencial delos yacimientos de CBM.

Un yacimiento no convencionalDesde el momento de la sedimentación, el car-bón es diferente de otros tipos de roca yaci-miento. Se compone de material vegetalalterado—macerales—que funciona a la vezcomo fuente generadora y como yacimiento dehidrocarburos. Se encuentra inherentementefracturado como consecuencia del proceso decarbonización, que forma fracturas verticales odiaclasas. Las diaclasas en carbón se clasificangeométricamente, denominándose las diaclasasprimarias, más continuas, diaclasas frontales ylas secundarias, menos continuas, diaclasasinterpuestas.

12 Oilfield Review

> Ambientes generadores de turba. La turba se forma por la sedimentación subacuática continua de materia orgánica, enambientes donde las aguas se encuentran pobremente oxigenadas. La acumulación, el sepultamiento y la preservación de laturba tienen lugar en una amplia gama de ambientes que incluyen pantanos y áreas de desborde con o sin influencia marina.(Estas fotos del Río Loxahatchee, Florida, EUA, fueron tomadas del sitio del Distrito de Manejo del Agua de Florida en la Red:http://www.sfwmd.gov/org/oee/vcd/photos/hires/hilist.html).


La clasificación genética de las fracturas delcarbón también es común. Las fracturas endóge-nas, o diaclasas clásicas, son creadas bajo tensiónal comprimirse la matriz del carbón debido a ladeshidratación y la desvolatilización producidasdurante la maduración del carbón. Estos conjun-tos de diaclasas son ortogonales y casi siempreperpendiculares a la estratificación. Por el con-trario, las fracturas exógenas formadas debido altectonismo, y en consecuencia el campo de losesfuerzos regionales, determinan su orientación.También se observan fracturas por esfuerzo decorte a 45° con respecto de los planos de estrati-ficación.

Virtualmente en todos los yacimientos demetano en capas de carbón, las diaclasas consti-tuyen el mecanismo de permeabilidad primario.Al igual que los yacimientos convencionales, lascapas de carbón también pueden ser natural-mente fracturadas. En capas de carbón más pro-fundas, los mayores esfuerzos de los estratos desobrecarga pueden triturar la estructura del car-bón y cerrar las diaclasas. En tales localizaciones,el fracturamiento natural subsiguiente tiende aser el principal sustento de la permeabilidad. Lacomprensión de los sistemas de diaclasas y frac-turas naturales en capas de carbón es esencialdurante todas las facetas del desarrollo de yaci-mientos de CBM.

La generación del metano es una función deltipo de maceral y del proceso de madurez termal.Al aumentar la temperatura y la presión, cambiael rango del carbón junto con su capacidad de

generar y almacenar metano (abajo).5 Además,cada tipo de maceral almacena, o adsorbe, dife-rentes volúmenes de metano. Por otra parte, elcarbón puede almacenar más gas al aumentar surango.

Los yacimientos de areniscas y carbonatosconvencionales almacenan gas comprimido ensus sistemas de porosidad. El metano es almace-nado en el carbón por adsorción, proceso por elcual las moléculas de gas individuales se ligan alas moléculas orgánicas sólidas que conforman elcarbón mediante fuerzas eléctricas débiles. Paraevaluar la producción de los pozos de CBM con eltranscurso del tiempo, se comprueba la capaci-dad de absorción y adsorción (sorptive capacity)de las muestras de carbón trituradas y se cons-truyen isotermas de desorción (desorption)(arriba). Las isotermas de desorción describen larelación entre la presión y el contenido de gasadsorbido en el carbón, en condiciones de tem-

peratura y humedad estáticas. La capacidad delcarbón de almacenar metano reduce sustancial-mente la necesidad de contar con mecanismosde entrampamiento de yacimientos convenciona-les, haciendo que su contenido de gas—que estárelacionado con el rango del carbón—y el gradode desarrollo de diaclasas o fracturas naturalessean las consideraciones primordiales cuando seevalúa un área para determinar el potencial deproducción de CBM.

Esta capacidad de almacenamiento confiere alas capas de carbón un comportamiento inicialúnico en términos de producción, que está rela-cionado con la desorción, no con la caída de lapresión. Las capas de carbón pueden conteneragua o gas, o ambos elementos, en los sistemas dediaclasas y fracturas naturales, y gas adsorbido enla superficie interna de la matriz del carbón. Todaagua presente en el sistema de diaclasas debe serproducida para reducir la presión del yacimiento

Metano biogénicoNitrógeno

Dióxido de carbono

Lignito Sub-bituminoso Bituminoso Antracita Grafito

Metano derivadotermalmente Materia volátil

eliminada

Aum

ento

del

vol

umen

de

gas

Generación del gas en función del rango del carbón

Aumento del rango del carbón

> Generación de gas en carbón. Al aumentar la temperatura y la presión,cambia el rango del carbón junto con su capacidad de generar y almace-nar metano. Con el tiempo, se produce la deshidratación y la desvolatiliza-ción provocando la contracción de la matriz del carbón y la formación dediaclasas endógenas.

5. Zuber M y Boyer C: “Evaluation of Coalbed MethaneReservoirs,“ preparado para la Universidad de Oviedo,España. Holditch-Reservoir Technologies ConsultingServices, Pittsburgh, Pennsylvania, EUA, 24 al 25 demayo de 2001.

Carbón versus arenisca—Contenido de gas versus presión

Carbón

Areniscas

Cont

enid

o de

gas

, pc/

ton

(car

bón

equi

vale

nte)

200

100

0

300

400

500

600

5000 1000 1500 2000 2500 3500 45003000 4000Presión de poro, lpca

4% de porosidad al gas6% de porosidad al gas8% de porosidad al gasIsoterma correspondiente al carbón

1000

Cont

enid

o de

gas

abs

orbi

do, p

c/to

n (s

eco,

libr

e de

cen

iza) 1200

800

600

400

200

00 200 400 600 800 1000

Presión, lpca

AntracitaBituminoso medio volátilBituminoso alto volátil ABituminoso alto volátil B

Capacidad de absorción y adsorción de metano versus rango del carbón

> Capacidad de absorción y adsorción del carbón. Al aumentar la madurez del carbón de bituminoso a antracita, aumenta su capacidad de absorción yadsorción. Las pruebas realizadas a muestras de carbón para relacionar el gas adsorbido con la presión—bajo condiciones isotérmicas—evalúan cómosería la producción de los pozos de CBM con el tiempo. La gráfica muestra respuestas típicas en carbones bituminosos y carbones de antracita(izquierda). La capacidad de almacenamiento de gas del carbón puede ser considerablemente superior a la de las areniscas (derecha).

en dicho sistema a fin de generar volúmenes degas significativos. La deshidratación aumenta lapermeabilidad al gas dentro de las diaclasas y lasfracturas y hace que el gas presente en la matrizse desorba, se difunda a través de la matriz y sedesplace hacia el sistema de diaclasas, lo que setraduce en perfiles de producción de CBM abso-lutamente singulares (arriba).

La producción inicial es dominada por elagua. Al desplazarse el agua fuera de las diaclasasy las fracturas, la saturación y la producción degas aumentan y la producción de agua cae.

Algunos pozos de CBM producen gas secodesde el principio. Por ejemplo, ciertos pozos deAlberta y la Columbia Británica, Canadá, y la por-ción subpresionada de la Cuenca San Juan soncomparables con los yacimientos convencionalesy producen en condiciones de saturación de aguairreducible; esto es, gas seco. La producción degas seco de capas de carbón típicamente declinadesde el principio, exhibiendo un comporta-miento correspondiente a la Etapa III.

Como sucede con todos los yacimientos degas, la permeabilidad controla la producción ydetermina en gran medida el volumen de reser-vas recuperables del gas presente en las capas decarbón. Las variaciones locales de la conductivi-dad y la densidad de las diaclasas y de las fractu-ras naturales—cuán estrechamente espaciadasse encuentran las diaclasas o las fracturas—pro-ducen variaciones considerables en el rendi-miento de los pozos dentro de ciertas áreas dedesarrollo (abajo, a la izquierda). Por ejemplo, 23pozos de un campo petrolero situado en laCuenca Black Warrior, EUA, con espesores de car-bón y contenidos originales de gas similares fue-ron perforados y terminados en forma idéntica,con iguales espaciamientos entre sí; sin embargo,muestran diferencias en cuanto al comporta-miento de la producción debido a las variacioneslocales en la permeabilidad o conductividad delas diaclasas. Por otra parte, en esta cuenca, laconductividad de las diaclasas y de las fracturasnaturales se ve considerablemente afectada porlos esfuerzos ejercidos sobre el yacimiento. Losdatos de pruebas de campo confirman la relacióninversa entre esfuerzo de cierre y permeabilidaddel carbón; el aumento del esfuerzo de cierre de1000 a 5000 lpc [6.9 a 34.4 MPa] redujo la per-meabilidad de 10 a 1 mD.

Las propiedades y el desempeño de la pro-ducción no convencionales de los yacimientos demetano en capas de carbón, incluyendo la altaproducción de agua inicial y la baja producciónde gas inicial, son responsables en gran medidadel relativamente escaso interés por desarrollaryacimientos de CBM en todo el mundo. No obs-tante, el conocimiento y las experiencias colecti-vas de la industria en lo que respecta a laexplotación de este recurso están mejorando laproducción de los yacimientos de CBM.

14 Oilfield Review

Prod

ucci

ón a

cum

ulad

a de

gas

, Mpc

175,000

150,000

125,000

100,000

75,000

50,000

25,000

00 10 20 30 40 50 60 70 80

Tiempo, meses

Producción de 23 pozos de CBM

> Variaciones locales del desempeño de pozos en un grupo de 23 pozos similares de un campo petro-lero situado en la Cuenca Black Warrior, EUA. En esta área, las diferencias son atribuidas a cambioslocales en la permeabilidad de las diaclasas y las fracturas naturales. La gráfica muestra la produc-ción acumulada de gas a través del tiempo, para cada uno de los 23 pozos.

Cuando la permeabilidad al gas finalmente seestabiliza, el carbón se considera deshidratado yla producción de gas alcanza su punto máximo. Apartir de este momento, tanto la producción deagua como la producción de gas comienzan adeclinar lentamente, siendo el gas el fluido pro-ducido dominante. La velocidad a la cual se eli-mina agua del yacimiento depende de diversosfactores, incluyendo las saturaciones originalesde gas y agua, la porosidad de las diaclasas, la per-meabilidad relativa y absoluta del carbón y elespaciamiento entre los pozos.

6. Análisis “preliminar“ es el término utilizado para la iden-tificación de las principales fracciones del carbón, toma-das como humedad, volátiles, carbono fijo y ceniza.Estas fracciones se determinan comúnmente calentandoen forma gradual y quemando luego las muestras tritura-das y observando el volumen de las diferentes fraccio-nes eliminadas en cada etapa hasta que sólo quedancenizas. El análisis preliminar es diferente del análisisfinal en el que se determina el porcentaje en peso de losdiferentes elementos.

7. Ceniza es el componente inorgánico, derivado de la mate-ria mineral, que queda después del análisis preliminar.

Tiempo de producción

Régi

men

de

prod

ucci

ón, M

pc/D

ó B

/D

Etapa IEtapa II Etapa III

Gas

Agua

Pozo “deshidratado”

> Características de la producción de capas de carbón. Durante la Etapa I,la producción es dominada por el agua. La producción de gas aumentadurante la Etapa II, al producirse agua en el carbón y aumentar la permea-bilidad relativa al gas. Durante la Etapa III, declinan tanto la producción deagua como la producción de gas.


Investigación de un nuevo recurso en la IndiaLuego de revisar las principales cuencas carboní-feras de la India, la compañía Oil and Natural GasCorporation (ONGC) llegó a la conclusión de quela Cuenca Jharia, situada a 250 km [155 millas] alnoroeste de Calcuta, albergaba el mejor potencialpara la producción de gas natural de capas de car-bón. Se perforaron tres pozos piloto a través de laFormación Barakar de edad Pérmica, que con-tiene hasta 18 capas de carbón claramente identi-ficables, cada una de las cuales tiene un espesorque oscila entre 1 y 20 m [3 y 66 pies]. En elsegundo pozo piloto se extrajeron núcleos y seadquirieron registros de litodensidad, neutrón yresistividad de alta resolución vertical, obtenidoscon la herramienta integrada Platform Express, laherramienta de generación de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total FMI, la herra-mienta de generación de Imágenes SónicaDipolar DSI, y la herramienta de Espectroscopíade Captura Elemental ECS. Se obtuvieron núcleosde diámetro completo en muchas de las capas decarbón, que fueron enviados para el análisis preli-minar de las principales fracciones, la determina-ción del rango y la determinación del contenidode gas adsorbido.6 Los registros fueron analizadospara determinar los mismos parámetros y la poro-sidad de las diaclasas.

El primer paso consistió en el análisis preli-minar de las principales fracciones derivado delos registros de litodensidad, neutrón y rayosgamma. Estos registros tienen respuestas muydiferentes a los diversos componentes del carbóny los pueden diferenciar perfectamente bien. Laprincipal incertidumbre radica en los parámetrosde respuesta de la ceniza, ya que puede contenercantidades variables de cuarzo, arcilla, calcita,pirita y otros minerales.7 Los parámetros de lamateria volátil—fundamentalmente la materiaorgánica, la cera, el dióxido de carbono [CO2] y elanhídrido sulfuroso [SO2]—y del carbono fijo sonrazonablemente similares para las capas de car-bón bituminosas y antracitas de interés. En elPozo Jharia, los resultados del análisis de regis-tros coincidieron con los datos de núcleos (dere-cha). Los datos ECS agregaron informacióndetallada sobre la composición de la ceniza y per-mitieron mejorar la estimación del contenidototal de ceniza en las capas de carbón, donde losregistros de densidad y de otro tipo fueron másafectados por el agrandamiento del agujero(véase “Los elementos del análisis del carbón,“página 18).

El paso siguiente consistió en calcular el volu-men de gas adsorbido en cada capa. Lo ideal seríaderivar este valor directamente de los registros.No obstante el efecto del gas adsorbido sobre los

parámetros del carbón que responden a los regis-tros es pequeño y no existen suficientes medicio-nes independientes para resolver el contenido degas en forma confiable. Las técnicas tradiciona-les de la industria del carbón determinan el con-tenido de gas en núcleos y, en su ausencia,calculando el rango del carbón mediante el aná-lisis preliminar de las principales fracciones y elcontenido del gas sobre la base del rango, la pre-

sión, la temperatura y una isoterma de adsorciónadecuada. La Sociedad Americana de Ensayo deMateriales (ASTM, por sus siglas en inglés) clasi-fica a las capas de carbón por el porcentaje dematerial volátil después de la normalización acarbón seco, libre de ceniza. En Jharia se utiliza-ron criterios de clasificación levemente diferen-tes, que se aplicaron tanto a los datos de núcleoscomo a los datos de registros.

API

Rayos gamma

Rango del carbónderivado de registros

Prof

undi

dad,

m

Rango del carbónderivado de núcleos

Volúmenes ELAN

% de materia volátilVolátiles + carbono fijo

X060

X070

Sem

i-ant

raci

ta

Bitu

min

oso

deba

jo v

olum

en

Bitu

min

oso

devo

lum

en m

edio

Bitu

min

oso

deal

to v

olum

en

Sub-

bitu

min

oso

17 24 36 40

10 500 1vol/vol0 API

Rayos gamma

6 16pulgadasTamaño del pozo

Ceniza

Carbono fijo

Materia volátil

Arcilla

Cuarzo

Agua

HumedadCalibrador > Tamaño de la barrena

150

Alta resolución

Densidad Neutrón

g/cm3

2.75

1.35

0.90

1.00

0.05

0.45

1.00

1.00

vol/vol

Efecto fotoeléctricoSección de captura efectiva

barn/cm3

12

0.2

0.5

0.5

400

20

0

0

Ceniza

Carbono fijo

Materia volátil

Humedad

> Ejemplo de análisis preliminar de las principales fracciones y determinación del rango del carbón apartir de registros adquiridos en la India. En el Carril 1, el calibrador indica que el pozo presentaderrumbes moderados pero sigue nivelado. El Carril 2 muestra buena concordancia entre el análisispreliminar derivado de los registros, utilizando los parámetros dados en la tabla, y los análisis deriva-dos de los núcleos. El Carril 3 compara el rango del carbón derivado de los registros, luego de aplicarun promedio vertical, con el rango del carbón obtenido de los núcleos. El rango del carbón se deter-mina por la proporción de material volátil presente en el carbón seco, libre de cenizas, utilizando losvalores de corte mostrados (extremo inferior).

Al proveer los registros información sobre losintervalos donde faltaban datos de núcleos,ONGC pudo estudiar la calidad de las diferentescapas de carbón. El rango promedio del carbónaumentaba con la profundidad, pero con un pro-bable cambio de tendencia a mitad de caminohacia la parte inferior de la sección (arriba). Esmuy probable que el cambio de tendencia serelacione con una falla principal, que se observaen los datos FMI a esta profundidad. El rango delcarbón y el análisis preliminar de las principalesfracciones también pueden ingresarse en unatransformada de la capacidad de absorción yadsorción adecuada para determinar el gas ensitio, dentro de cada capa de carbón.8

La porosidad de las diaclasas fue calculadautilizando cuatro métodos diferentes: a partir dela porosidad observada por las mediciones demicroresistividad, por la separación de las curvasde los lateroperfiles profundo y somero, por lacantidad y tipo de mineralización observados porla herramienta ECS, y a partir de la anisotropía delas ondas de corte medida por los datos DSI. En elpozo en el que se corrieron los registros, las medi-

ciones de microresistividad arrojan los resultadosmás exactos y se utilizan para calibrar los datosECS y DSI. En las capas de carbón que presentanderrumbes, el registro ECS es el menos afectadopor la rugosidad del pozo, mientras que los regis-tros DSI y de microresistividad pueden ser afecta-dos más seriamente. El cálculo de la porosidad delas diaclasas agrega información sobre la capaci-dad de flujo a la ya obtenida sobre el volumen degas. Estos datos ayudaron a ONGC a decidir quécapas probar, si habría que desarrollar esterecurso y cuál era la mejor manera de lograrlo.

Enormes reservas y avances en CanadáLos 1287 Tpc de reservas probables de CBM esti-madas en sitio con que cuenta Canadá yacen fun-damentalmente en las provincias de ColumbiaBritánica y Alberta, y pueden dividirse en tresáreas principales: los pies de monte de Alberta,las planicies de Alberta y los pies de monte de laColumbia Británica. Las capas de carbón de estasáreas varían en lo que respecta a rango, conte-nido de gas y accesibilidad. Los especialistas encarbón canadienses sostienen que la permeabili-

dad del carbón constituye el principal sustentodel potencial de los yacimientos de CBM. Poreste motivo, cuando se evalúan los yacimientosde CBM de Canadá, gran parte del enfoque secentra en el conocimiento de las diaclasas y delas fracturas naturales, tanto en los afloramien-tos como en los pozos.

Alberta contiene vastas cantidades de carbóndistribuidas por todas las planicies, los pies demonte y las montañas del sur. Originalmentedepositada en turberas relativamente horizonta-les, la materia orgánica fue enterrada por sedi-mentos provenientes del oeste y se carbonizógradualmente, con el aumento del calor y la pre-sión después del sepultamiento. Las capas decarbón fueron posteriormente plegadas, falladas,levantadas y parcialmente erosionadas, dandocomo resultado la distribución actual del carbóna través de las planicies. Los estratos carbonífe-ros se inclinan suavemente hacia el oeste, endirección a las montañas, donde las capas de car-bón están plegadas y se dirigen abruptamentehacia la superficie para volver a estar expuestasen los pies de monte.

16 Oilfield Review

Mat

eria

vol

átil,

% e

n pe

so (s

eca,

libr

e de

cen

izas)

25

20

15

10

30

40

45

50

35

Profundidad creciente del registro, m100 m

Localizaciónde la falla

X50

X55

Prof

undi

dad,

m

grados0 90

EstratificaciónEchado verdadero

0 120 240 360

Imagen FMIestática

Res. Cond.

Orientación Norte

Falla

> Porcentaje de material volátil—seco y libre de cenizas—y rango del carbón en función de la profundidad para el Pozo Jharia. Los datos derivados de los registros (curvas rojas) y los datos derivados de los núcleos (puntos azules) se muestransólo en las capas de carbón. Los datos derivados de núcleos, en particular, sugieren un cambio de tendencia (línea azul) probablemente asociado con una falla observada en la imagen FMI (recuadro) y en otros datos, a esa profundidad.


Las capas de carbón se desarrollan dentro delos horizontes característicos de las formacionesScollard, Horseshoe Canyon y Belly River delCretácico Superior y dentro de los estratos delgrupo Mannville del Cretácico Inferior, en las pla-nicies de Alberta. También hay carbón presenteen la Formación Coalspur del Paleoceno y en laFormación Mist Mountain de los gruposLuscar/Kootenay del Jurásico-Cretácico, en lospies de monte de Alberta (arriba). El espesor delas capas de carbón individuales varía entremenos de 1 metro [3 pies] y más de 6 metros [20pies]. Los grupos de capas de carbón están sepa-rados por 10 a 50 m [30 a 160 pies] de roca. Lamayoría de las capas de carbón que se encuen-tran a profundidades someras—menos de 1000 m[3300 pies]—en las planicies son de rango sub-bituminoso a bituminoso alto volátil. Las capas decarbón de los pies de monte de Alberta son en

general más maduras, con rangos que oscilanentre bituminosos alto volátil y bituminosos bajovolátil. Las capas de carbón de las planicies deAlberta tienen características de diaclasas máspredecibles que las de los pies de monte deAlberta y la Columbia Británica debido a su defor-mación limitada.

La permeabilidad, la presión de formación yla saturación del fluido de yacimiento son crucia-les para la identificación de áreas adecuadaspara el desarrollo de yacimientos de CBM. Losmétodos comunes utilizados para medir la per-meabilidad en las capas de carbón, tales comolas pruebas de inyectividad y de cierre luego de lainyección, a menudo arrojan resultados inconsis-tentes porque la permeabilidad de las diaclasaspuede ser una función de la presión de inyección.Los intervalos de prueba pueden ser perturbadospor los fluidos de perforación y dañados por la

cementación y los fluidos de fracturamiento yestimulación, causando efectos adversos sobrelos resultados de las pruebas. Las ambigüedadesse producen por una diversidad de razones,incluyendo el hinchamiento de las diaclasas yfracturas del carbón, la permeabilidad bifásica ylos efectos de almacenamiento del pozo.

(continúa en la página 22)

0

0 200 400 km

100 200 300 millas

Grupo Mannville

Grupo HorseshoeCanyon

Formación Scollard

Grupo Belly River

Grupo Kootenay

Grupo Luscar

Zonas de carbón conpotencial de CBM

Carbones bituminososbajo volátil y medio volátil

Carbones bituminososalto volátil

Carbón sub-bituminoso

Lignito

Distribución delcarbón por rangoAlberta

Edmonton

CalgaryCalgary

Edmonton

> Carbones de Alberta. Los mapas muestran la distribución de las capas de carbón principales (izquierda) y el rango delcarbón (derecha) en Alberta.

8. La teoría de Langmuir relaciona el volumen de gasadsorbido en el carbón sin cenizas con la presión a unatemperatura dada y con dos factores que dependen dela temperatura y el rango del carbón. Varios investigado-res han correlacionado estos factores con los resultadosdel análisis preliminar, de manera que el volumen de gasadsorbido puede calcularse a partir de registros. Véase,Hawkins JM, Schraufnagel RA y Olszewski AJ:“Estimating Coalbed Gas Content and Sorption IsothermUsing Well Log Data,“ artículo de la SPE 24905, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, Washington, DC, EUA, 4 al 7 de octubre de 1992.

18 Oilfield Review

En la técnica más simple de análisis prelimi-nar de registros, se interpreta la densidadvolumétrica para determinar el contenido deceniza, que luego se correlaciona con losotros componentes para cada rango del car-bón. El agregado de los registros de neutrón,rayos gamma y factor fotoeléctrico hace alanálisis más general y menos dependiente delas correlaciones locales. Lamentablemente,algunas capas de carbón presentan derrum-bes durante la perforación, lo que se traduceen agrandamiento del agujero y en efectosadversos sobre los registros. Por otra parte, lacomposición de las fracciones, en particularla ceniza, puede variar, generando ciertaincertidumbre en cuanto a los parámetros autilizar en la interpretación.

Una técnica alternativa se basa en el análisiselemental a partir de la espectroscopía derayos gamma inducidos por neutrones. Tanto lasonda de Espectroscopía de Captura ElementalECS como la herramienta de Control deSaturación del Yacimiento RST calculan la can-tidad de minerales presentes en las capas decarbón. La ventaja de la espectroscopía derayos gamma inducidos por neutrones es que lamayoría de las señales de interés surgen de loselementos de la formación y por ende no sonafectadas por el pozo. Por otra parte, los com-

ponentes de la ceniza pueden ser definidos conmayor precisión a partir de la mineralogía.

Las herramientas de espectroscopía de rayosgamma inducidos por neutrones emiten neutro-nes de alta energía que luego pierden velocidady son capturados por los elementos del pozo yde la formación. Durante la captura, se emiteun rayo gamma con una energía que es carac-terística del elemento. Un detector mide elespectro de rayos gamma, o la cantidad derayos gamma recibidos en el detector, en cadanivel de energía. Esta energía puede ser degra-dada al dispersarse en la formación, pero existesuficiente carácter en el espectro final parareconocer los picos causados por los diferenteselementos. El primer paso del procesamientoconsiste en calcular la proporción, o rendi-miento relativo, de los rayos gamma de cadaelemento mediante la comparación del espec-tro medido con el espectro teórico de cada ele-mento individual (próxima página). Un procesode inversión matemática proporciona el por-centaje de los componentes principales, talescomo silicio, calcio, hierro, azufre e hidrógeno.

Los rendimientos son sólo medidas relativasporque la señal total depende del ambiente,que puede variar a través de todo el intervalode adquisición de registros. Para obtener lasconcentraciones elementales absolutas, se

necesita información adicional. El principiodel modelo de cierre de óxidos establece queuna roca seca consiste en un conjunto de óxi-dos y que la suma de sus concentracionesdebe equivaler a la unidad.1 La medición delrendimiento relativo de todos los óxidos per-mite calcular el rendimiento total y el factornecesario para convertir el total en la unidad.Este factor de normalización convertirá luegocada rendimiento relativo en una concentra-ción elemental de peso seco.

Finalmente, la técnica de procesamientolitológico SpectroLith transforma las concen-traciones de elementos en concentracionesminerales utilizando una serie de correlacio-nes basadas en el estudio de más de 400muestras de núcleos de diferentes ambientesclásticos.2 Los resultados se expresan como elporcentaje de peso seco de la arcilla, el car-bón, los minerales accesorios, tales como lapirita y la siderita, y el conjunto formado porcuarzos, feldespatos y micas. Si bien puedehaber variaciones locales en estas correlacio-nes, la ventaja principal de esta técnica radicaen que es automática y no requiere la inter-vención del usuario. Esto la diferencia de losmétodos estándar de determinación de la arci-lla que dependen en gran medida de paráme-tros seleccionados por el usuario.

Los elementos del análisis del carbón

Cuenca San Juan, EUA

y = -0.834x + 75.471R2 = 0.997

y = -0.171x + 24.034R2 = 0.944

0 10 20 30 40 50 60Ceniza, % en peso húmedo

70

y = 0.005x + 0.495

Com

pone

nte

segú

n an

ális

is p

relim

inar

, % e

n pe

so h

úmed

o

HumedadVolátilesCarbono fijo

40

30

20

10

0

50

60

70

80India

HumedadVolátilesCarbono fijo

Com

pone

nte

segú

n an

ális

is p

relim

inar

, % e

n pe

so h

úmed

o

y = -0.7762x + 75.575R2 = 0.8662

y = -0.2245x + 24.286R2 = 0.3507

Ceniza, % en peso húmedo

y = 0.0014x + 0.1816

40

30

20

10

0

50

60

70

80

0 10 20 30 40 50 60

> Análisis preliminar de las principales fracciones basado en el contenido de ceniza. Se han observado excelentes correlaciones con datos de trespozos perforados en el intervalo carbonífero Fruitland, Cuenca San Juan (izquierda). Las correlaciones del Pozo Jharia son satisfactorias para elcarbono fijo pero resultan pobres para la materia volátil (derecha).


Las capas de carbón son fáciles de identifi-car por su alta concentración de hidrógeno.La cuantificación del volumen de carbono fijo,material volátil y humedad en el carbón esmás difícil y requiere dos supuestos. Primero,hay otras fuentes de hidrógeno que deben serconsideradas, incluyendo el agua presente enlas diaclasas, el agua de las arcillas y lahumedad de la formación y del pozo, a menosque haya sido perforado con aire. Como estoselementos forman una base consistente, pue-den ser sustraídos para dar la concentraciónde hidrógeno en el carbón. En segundo lugar,los diferentes tipos de carbón tienen diferen-tes contenidos de hidrógeno. No obstante, en

un área o formación dada, esto puede ser sufi-cientemente consistente como para permitiruna conversión de concentración de hidró-geno a porcentaje de carbón.

Los datos obtenidos con la herramienta ECSpermiten efectuar un análisis preliminar de lasprincipales fracciones rápido y automático en

la localización del pozo. El contenido total deceniza se obtiene simplemente a partir de suscomponentes; a saber, cuarzo, arcilla, carbona-tos y pirita, mientras que la cantidad de car-bono fijo y material volátil pueden estimarse apartir de correlaciones con el contenido deceniza (página anterior).

1. En la práctica, el proceso no es tan directo. En primerlugar, se miden los elementos, no los óxidos, pero lanaturaleza contribuye ya que los elementos más abun-dantes existen solamente en un óxido común, porejemplo el cuarzo [SiO2] para el sílice [Si]. Por lo tanto,para la mayoría de los elementos existe un factor deasociación exacto que convierte la concentración delelemento en la concentración del óxido. En segundolugar, si bien la herramienta ECS mide la mayoría delos elementos más comunes, existen excepciones,

siendo las del potasio y el aluminio las más importan-tes. Afortunadamente, la concentración de estos ele-mentos se correlaciona estrechamente con la delhierro, de manera que pueden incluirse en el factor deasociación del óxido para el hierro.

2. Herron S y Herron M: “Quantitative Lithology: AnApplication for Open and Cased Hole Spectroscopy,“Transcripciones del XXXVII Simposio Anual de laSPWLA, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 16 al 19 de juniode 1996, artículo E.

Inelástico

H

Si

Cl

Fe

Gd

Espectro de rayos gamma inducidos

X00

X50

X00

X50

HClGdTiSFeCaSi

Inversión (análisis espectral)

Carbón

GdTiFeSCaSi

Cierre de óxidos

Pirita (% en peso)

Carbonato (% en peso)

Arena (% en peso)

Carbón (% en peso)

Arcilla (% en peso)

Modelo SpectroLith

m

Energía

Cont

eos

> Pasos de la interpretación para obtener la mineralogía a partir de los rayosgamma. El detector recibe un espectro de rayos gamma que se compara conlos estándares para cada elemento a fin de obtener los rendimientos relati-vos. Los rendimientos son convertidos en concentraciones elementalesmediante la aplicación de un factor de normalización computado en base almodelo de cierre de óxidos. Por último, el modelo SpectroLith estima los por-centajes de minerales a partir de los elementos.

20 Oilfield Review

Muchas de esas correlaciones ya han sidoestablecidas en base a datos de núcleos paraáreas o formaciones específicas.3 Como alter-nativa, la mineralogía ECS puede combinarsecon otros datos de registros en un cómputo dela herramienta ELANPlus. El análisis prelimi-nar resultante es mejorado mediante la des-cripción detallada del contenido de cenizabasado en la sonda ECS, y por la capacidad delos datos de los registros de litodensidad yneutrón para distinguir entre carbono fijo ymateria volátil.

La mineralogía ECS más detallada tambiénayuda a identificar el grado de desarrollo dediaclasas. La presencia de calcita y pirita

indica un sistema de diaclasas bien desarro-llado en el que el flujo de agua ha provocadomineralización secundaria. No obstante, laexistencia de grandes cantidades de calcita ypirita sugiere que las diaclasas han sido relle-nadas o que el carbón es de bajo grado.También se han observado cuarzo y arcilla enlas diaclasas pero los grandes volúmenes deestos minerales y un gran volumen total deceniza indican un carbón de menor rango.Estos carbones habrán perdido menos agua ymateria volátil durante la carbonización ytendrán, por lo tanto, menos diaclasas.4 Estasobservaciones pueden ser utilizadas paraidentificar capas de carbón bien diaclasadas;

por ejemplo, con porcentajes de calcita queoscilan entre el 2 y el 7% y porcentajes depirita que varían entre 0.5 y 5%. Las capas decarbón pobremente diaclasadas tienen por-centajes totales de ceniza superiores al 45%,porcentajes de arcilla que exceden el 25% yporcentajes de cuarzo que superan el 10%.Los porcentajes de minerales comprendidosentre los de las capas de carbón bien diacla-sadas y las capas de carbón pobremente dia-clasadas indican carbones parcialmentediaclasados.5 Las reglas y los valores de cortepueden variar según el área y deberían esta-blecerse localmente a partir de los datos deproducción.

Ceniza mineral de núcleos

0 0.4% en peso

0 0.4% en peso

Ceniza mineral

Ceniza mineral

0 1% en peso

Carbono fijo de núcleos

0 1% en peso

Carbono fijo de núcleos0 1% en peso

Humedad de núcleos

Volátiles

Carbono fijo

Ceniza mineral

Humedad

0 500

Contenido de gasdesorbido, de núcleos

0 50

Máximo gas en capas

0 50

Mínimo gas en capas

MMpc/acre

MMpc/acre

0 500pc/ton

Contenido de gas máximo

0 500pc/ton

Contenido de gas mínimo

0 500pc/ton

Contenido de gas(Estudio de Hawkins)

Rango de contenido de gas

Rango de contenidode gas en capas

0.2 2000ohm-m

Resistividad SFL

0 0.1pie3/pie3

Resistividad deagujero descubierto

0 0.1pie3/pie3

Porosidad de diaclasas RST

Bien diaclasado

Parcialmente diaclasado

Pobremente diaclasado

pc/ton

> Típica evaluación del carbón utilizando espectroscopía de rayos gamma inducidos por neutronescon la herramienta de Control de Saturación del Yacimiento RST. Los Carriles 1 y 2 muestran los análi-sis preliminares de las principales fracciones a partir de registros y núcleos. El Carril 3 muestra elcontenido de gas y el contenido de gas acumulado, en base a registros y núcleos, utilizando dostransformadas diferentes. Una es la ecuación de rango de Langmuir desarrollada por Hawkins y otros,referencia 8, texto principal. La otra es una ecuación local basada en el contenido de ceniza, la tem-peratura y la presión. El Carril 4 indica la intensidad de las diaclasas.


3. Hawkins y otros, referencia 8, texto principal.4. Law BE: “The Relationship Between Coal Rank and

Spacing; The Implications for the Prediction ofPermeability in Coal,“ Actas del Simposio Internacionalsobre Metano en Capas de Carbón, Vol. 2, Birmingham,Alabama, EUA, (17 al 21 de mayo de 1993): 435–442.

5. Ahmed U, Johnston D y Colson L: “An Advanced andIntegrated Approach to Coal Formation Evaluation,“artículo de la SPE 22736, presentado en la 66a

Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 de octubre de 1991.

R2 = 0.9025

2.0

1.8

1.6

1.4

1.81.2

2.0 2.2 2.4 2.6 2.8Relación carbono/oxígeno

Dens

idad

vol

umét

rica

med

ida

en a

guje

ro d

escu

bier

to

Prof

undi

dad,

pie

s

X450

X500

6 16 1 3g/cm3

0 10

Densidad derivada de la relación carbono/oxígeno

Factor fotoeléctrico

Densidad de la formación medida en agujero descubierto

1 3g/cm3

Indicación de carbón de la densidad de agujero descubierto

Calibrador

pulgadas

0 200API

Rayos gamma

> Comparación de la densidad derivada de un registro adquirido en agujero descubierto (rojo) con laderivada de la relación carbono/oxígeno RST (negro), luego de efectuar la correlación de mejor ajusteque se muestra en la gráfica (recuadro). La densidad obtenida en agujero descubierto sugiere la pre-sencia de carbón a X447, pero los datos de la relación carbono/oxígeno indican que esto es inco-rrecto y ha sido causado por el agrandamiento del agujero observado en el calibrador.

El rango del carbón y el contenido de gaspueden calcularse en base al análisis prelimi-nar de las principales fracciones. La intensi-dad de las diaclasas indica la permeabilidady, en consecuencia, la productividad. Por lotanto, la espectrometría de rayos gammainducidos por neutrones, en combinación conotros registros, proporciona un registro conti-nuo de los principales factores necesariospara evaluar una capa de carbón y cualquierarena adyacente, inmediatamente después deperforado el pozo (página anterior).

El análisis elemental tiene una función adi-cional en los pozos entubados, donde la rela-ción carbono/oxígeno provista por la

herramienta RST constituye el método másexacto para la identificación de carbones a tra-vés de registros. Esta técnica resulta particu-larmente útil en los pozos perforados paraalcanzar objetivos más profundos, que han sidoentubados en las zonas carboníferas sin obte-ner registros de densidad a agujero descu-bierto. La relación carbono/oxígeno escalibrada con la densidad del carbón, utili-zando datos de otros pozos del área (arriba).Los otros rendimientos relativos pueden serinterpretados como ya descriptos, después deconsiderar los efectos de la tubería de revesti-miento y del cemento sobre las concentracio-nes de sílice y calcio.

Nexen de Canadá Ltda. ha realizado pruebasexitosas en capas de carbón localizadas en plani-cies someras, utilizando el Probador Modular dela Dinámica de la Formación MDT (próximapágina). Luego de sacar por bombeo todo elfluido de perforación, el módulo del empacadorMDT permite extraer el fluido de yacimiento delas capas de carbón aisladas en condiciones casivírgenes. La herramienta proporciona informa-ción precisa sobre la velocidad de flujo y la pre-sión y mide las propiedades de los fluidosrecuperados en tiempo real. El análisis de presio-

nes transitorias puede ser aplicado a la respuestade la presión para determinar la permeabilidaddel carbón. La presión de cierre de fondo reduceel problema de almacenamiento del pozo quepuede enmascarar la respuesta de la formaciónen el análisis de presiones transitorias. Nexen deCanadá Ltda. ha descubierto que el dispositivoMDT es eficaz en materia de costos y minimiza lasincertidumbres propias de otros métodos deprueba de la permeabilidad del carbón.

Algunos carbones del grupo Mannville, en lasplanicies de Alberta, son carbones finamenteestratificados como se observa en una imagen FMIde un pozo de Burlington Resources de Canadá(arriba). Aquí, el registro de densidad volumé-trica parece responder a minerales pesados comola pirita, que se encuentran en la matriz del car-bón. Estos minerales aparecen como manchasconductivas en las imágenes FMI, arrojando picosde densidad anormalmente altos que causan cier-tos errores potenciales en los cálculos del carbón

neto. La resolución superior de la herramientaFMI permite obtener mediciones más confiablesdel espesor de carbón neto.9

La abundancia de pliegues y fallas de cabal-gamiento relacionadas con la deformaciónLaramide caracteriza la compleja geologíaestructural de los pies de monte de la ColumbiaBritánica y Alberta. Actualmente, el esfuerzohorizontal mínimo tiene dirección noroeste-sureste en gran parte del área de los pies demonte, aproximadamente paralela a los aflora-mientos, si bien estudios de ovalización por rup-tura de la pared del pozo indican variaciones enlos esfuerzos locales. En las planicies de Alberta,estudios realizados recientemente por laComisión de Energía y Servicios Públicos deAlberta (AEUB), utilizando datos geológicosregionales y registros de perforación y termina-ción de pozos, indican variaciones en los esfuer-zos entre las secuencias de rocas del CretácicoSuperior-Terciario y las del Cretácico Inferior.10

22 Oilfield Review

API0 150

Rayos gammamm125 375

Tamaño dela barrena

mm125 375

Calibrador

0 120 240 360 0 120 240 360

grados0 90

1000 2650


kg/m3

X49.6

X49.8

X50.0

X50.2

X50.4

X50.6

X50.8

X51.0

X51.2

Imagen FMI estáticaResistiva Conductiva

Imagen FMI dinámicaResistiva ConductivaPr

ofun

dida

d, mOrientación Norte Orientación Norte

Densidad

Carbón no resuelto porel registro de densidad

Las inclusiones de piritaafectan las medicionesde densidad

Capa de carbón de 5 cm

Probables diaclasassubverticales

> Mediciones de alta resolución en carbones finamente estratificados. Muchos carbones se encuen-tran finamente estratificados y no pueden ser identificados con mediciones estándar. La herramientade generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI tiene una resolución de 0.5 cm[0.2 pulgadas], lo que permite a los analistas generar imágenes de las capas de carbón delgadas. ElCarril 1 contiene datos de registros de rayos gamma, calibrador, y de orientación del pozo. En el Carril2 se muestra una comparación entre el registro de densidad y la imagen FMI estática. La herramientaFMI identifica claramente el carbón delgado a X50.0 m, donde el registro de densidad no lo hace. Lasinclusiones de pirita que afectan claramente la densidad a X51.0 m aparecen como puntos oscuros enla imagen FMI. El Carril 3 contiene la imagen FMI dinámica y el Carril 4 exhibe información del echado.

9. Schoderbek D y Ray S: “Applications of FormationMicroImage Interpretation to Canadian CoalbedMethane Exploration,“ presentado en la ConvenciónAnual de la CSPG–CSEG, Calgary, Alberta, Canadá, 2 al 6de junio de 2003.

10. Bell JS y Bachu S: “In Situ Stress Magnitude andOrientation Estimates for Cretaceous Coal BearingStrata Beneath the Plains Area of Central and SouthernAlberta,“ Bulletin of Canadian Petroleum Geology 51, no.1 (2003): 1–28.


15157

15017

14877

14737

14597

14457

14317

14177

14037

13897

13757

13617

13477

13337

13197

13057

12917

12777

12637

12497

12357

12217

12077

11937

11797

11657

Tiempo, s

Eventos

500

13.00

0.00

0

Presión/Temperatura/Resistividad

Presión (kPa) - PASG

Temperatura (°C) - PAQT

Resistividad (ohm-m) -

Volumen bombeado (C3) - POPV

Detecciónde gas

Fracciónde fluido

Densidad delfluido OFA

Eventos

Alta

Media

Baja

Agua

Petróleo

Posición de laprueba N° 2

1500

15.00

0.00

80,000Lodo

Colordel fluido

Tamaño de la barrena

mm125 375

mm125 375

API

Calibrador

0 150

Rayos gamma

0.2 2000ohm-m

Resistividad AIT de 90 pulgadas0.2 2000ohm-m

0.2 2000ohm-m

Resistividad AIT de 30 pulgadas


0.2 2000mD1000 1500

0

0.75

0.6

500

10

0.15

1000kPa

Permeabilidad esféricaPresión hidrostática Presión de formación

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m

kPa

Efecto fotoeléctrico

Porosidad neutrónica

0

XX25

XX15Gradientehidrostático

Posición dela prueba N° 1


Porosidad de la densidad

m3/m3

m3/m3

925

915

905

895

885

875

865

855

845

835

825

Pres

ión,

kPa

0 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25Función de tiempo esférico

Posición de la prueba N° 2Gráfica de análisis especializadoAumento del flujo esférico

k sph = 1.289 mDp int = 916.9 kPa

Delta

P y

gru

pos

de d

eriv

adas

, kPa

1e+03

1e+02

1e+01

1e+00

1e-011e-01 1e+00 1e+01 1e+02 1e+03

Delta T, s

PresiónDerivada

Posición de la prueba N° 2Gráfica de identificación delrégimen de flujoIncremento de presión CBM


mm125 375

mm125 375

API

Calibrador

0 150

Rayos gamma

0.2 2000ohm-m

Resistividad AIT de 90 pulgadas0.2 2000ohm-m

0.2 2000ohm-m



0.2 2000mD1000 1500

0

0.75

0.6

500

10

0.15

1000kPa

Permeabilidad esféricaPresión hidrostática Presión de formación

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m

kPa

Efecto fotoeléctrico


0

XX25

XX15Gradientehidrostático



Porosidad de la densidad

m3/m3

m3/m3

> Presión y permeabilidad obtenidas mediante el Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT. Nexen de Canadá Ltda.corrió la herramienta MDT en un pozo para comprobar las capas de carbón localizadas en las planicies de Alberta. La posición dela prueba 2 con MDT puede ubicarse en el registro (extremo superior). Las presiones hidrostáticas se grafican en el Carril 1, juntocon los datos de los registros de rayos gamma y de calibrador. La permeabilidad obtenida del análisis del incremento de presióndurante el flujo esférico (centro, a la izquierda) se muestran en el Carril 2, junto con los datos de resistividad. Los datos del incre-mento de presión también se utilizaron para identificar un régimen de flujo esférico (extremo inferior izquierdo). La presión de for-mación, determinada a partir del análisis de incremento de presión, se representa gráficamente en el Carril 3, junto con la informa-ción de porosidad y litología. La gráfica del Analizador Óptico de Fluido OFA (derecha) muestra la presión, la temperatura y elvolumen bombeado durante el muestreo y los cambios en la recuperación del fluido durante la prueba. El lodo de perforación fuerecuperado inicialmente, luego el agua (pardo) con posibles indicios escasos de gas (blanco).

24 Oilfield Review

0 20grados

API0 150

Rayos gamma

125 375mm

Calibrador 2

125 375mm

Calibrador 1


125 375mm

0 10


1 0m3/m3


1000 2650kg/m3

Densidad

2e-05 cm

Apertura de fractura

0.2 2000ohm-m

0.2 2000ohm-m

grados0 90

Límite de capadiscordante

Echado verdadero

grados0 90

Fractura inducidapor la perforaciónEchado verdadero

grados0 90

Fractura resistivaEchado verdadero

grados0 90

Fractura abierta parcialEchado verdadero

grados0 90

Estratificación entrecruzadaEchado verdadero

grados0 90

Límite de capaEchado verdadero

Levantamiento posterior al fracturamiento

120 240 3600 Coal

Fondo

CoalEscandio

Antimonio

Iridio

XX70

Prof

undi

dad

med

ida,

m

XX75

XX80

XX85

Rayos gamma45 a 75° API

Rayos gamma< 45° API

Desviación del pozo

Carbón 0.2



Arrastre de falla

Fracturas en carbón

Disparos

Fondo

Escandio

Antimonio

Iridio

Imagen FMI dinámica

Resistiva Conductiva

Orientación Norte

Disparos

> Análisis de capas de carbón de las planicies de Alberta. Se identificó una falla durante la interpretación de las imágenes FMI de este pozo Burlington a una profundidad de XX79.5 m (Carril 4). Las fallas y la presencia de fracturas asociadas con las mismas tienen un impacto directosobre la permeabilidad de las capas de carbón. En el Carril 1 se muestran datos de los registros de rayos gamma y de calibrador con la orienta-ción del pozo. El Carril 2 contiene información de porosidad y litología. Se calcularon aperturas de fracturas que exceden 0.01 cm [0.004 pulgadas]a partir de los datos FMI, que se muestran, junto con los datos de resistividad, en el Carril 3. El Carril 4 contiene la imagen FMI dinámica a partir dela cual se picaron los planos de estratificación y fractura. El Carril 5 muestra las gráficas de echados derivados de la interpretación del Carril 4. Ala derecha se incluye un levantamiento posterior al fracturamiento para demostrar el crecimiento vertical de las fracturas hidráulicas en las capasde carbón disparadas. La presencia de trazadores radiactivos debajo de los disparos indica el crecimiento de las fracturas en sentido descendente.


Por otra parte, los datos de imágenes de la pareddel pozo obtenidos con la herramienta FMI mos-traron la presencia de fallas en estas áreas(página anterior). Se realizaron levantamientosposteriores al fracturamiento para evaluar cómose propagan las fracturas hidráulicas a través delas capas de carbón y la roca adyacente.

En los pies de monte del noreste de laColumbia Británica, las Formaciones Gates yGething del Cretácico contienen los estratos decarbón de mayor espesor. Las capas de carbón deestas formaciones están expuestas en el campocarbonífero Peace River, a lo largo de los aflora-mientos de orientación noroeste, donde sonexplotados. En el extremo sureste de la ColumbiaBritánica, el carbón está contenido en laFormación Mist Mountain del Jurásico-Cretácico, que aflora en la cadena frontal de lasMontañas Rocallosas, en el Valle de Elk, en loscampos carboníferos Crowsnest y Flathead.

La Formación Gething contiene más de 20 m[65 pies] de carbón acumulado en el área de PineRiver. La formación disminuye de espesor regio-nalmente, en dirección al sureste, pero mantieneespesores de carbón acumulados de aproximada-mente 6 m. Un informe del año 1980 sobre explo-ración del carbón en la porción norte de latendencia de la Formación Gething proporcionainformación sobre el contenido de gas de lospozos. Los datos indican alto contenido de gas—hasta 19.5 m3/tonelada [620 pc/ton]—a una pro-fundidad de 459 m [1506 pies] en un pozo comomínimo. El rango del carbón de la FormaciónGething generalmente disminuye hacia el este yabarca el rango bituminoso.11 Las diaclasas fron-tales en las capas de carbón de la FormaciónGething al norte tienen orientación noroeste-sureste y, bajo el régimen actual de los esfuerzos,pueden estar cerradas.12

La Formación Gates disminuye de espesorhacia el noroeste y sus reservas de carbón noestán tan esparcidas como las de la FormaciónGething. El carbón presente en la FormaciónGates normalmente contiene cuatro capas conun espesor medio total que oscila entre 15 y 20 m[49 y 66 pies]. En 1996, Phillips Petroleum per-foró cuatro pozos para comprobar las capas decarbón de la Formación Gates, a una profundidadde entre 1300 y 1500 m [4270 y 4920 pies]. El con-

tenido de gas medido en estos pozos resultó pro-misorio, oscilando entre 6.3 y 29.2 m3/tonelada[202 y 935 pc/ton], si bien la permeabilidadmedida era baja. Las diaclasas frontales en lascapas de carbón de la Formación Gates tienenorientación noreste-suroeste y pueden ser per-pendiculares a la dirección actual del esfuerzomínimo. En consecuencia, es razonable suponerque las diaclasas frontales de la Formación Gatespuedan estar abiertas.

Los afloramientos del campo carboníferoPeace River han permitido a los geólogos conocerlas interrelaciones entre deformación, desarrollode diaclasas y campos actuales de esfuerzos y surelación con la permeabilidad del carbón. La

combinación de profundidad y deformaciónpuede haber reducido considerablemente la per-meabilidad en las capas de carbón presentes enlas formaciones Gething y Gates. Se cree que lacizalladura entre capas de estos carbones hareducido la permeabilidad del carbón.

Los afloramientos de carbón proporcionanabundante información sobre esfuerzos y siste-mas de fracturas del carbón. En el subsuelo,muchos operadores recurren a la generación deimágenes de la pared del pozo para determinar elgrado de desarrollo de diaclasas y fracturas natu-rales en las capas de carbón; en algunos pozos, sepueden observar fracturas por esfuerzo de corteutilizando imágenes de la pared del pozo (arriba).

Carbón de los pies de monte de la Columbia Británica

API0 150

Rayosgamma

mm125 375


Calibrador

mm125 375

0 90

0 120 240 360

grados


Diaclasas frontales

grados0 90

Imagen FMI dinámicaResistiva Conductiva

Orientación Norte

Prof

undi

dad

med

ida,

m

XX20

XX21

XX22

Carbón de los pies de monte

Carbón de las planicies de Alberta

API0 150

Rayosgamma

mm 375


Calibrador

mm 375

grados0 90


Diaclasas frontales

0 120 240 360 grados0 90

Prof

undi

dad

med

ida,

m

Orientación Norte


XX59

XX60

125

125

Carbón de las planicies

Diaclasas frontalesDiaclasas interpuestas

Fractura por esfuerzo de corteEstratificación

Diaclasas interpuestas

Diaclasas frontales

Diaclasasfrontales

Fracturaspor esfuerzode corte

> Comparación de imágenes FMI del carbón de las planicies de Alberta y el carbón de los pies de montede la Columbia Británica. La imagen de un carbón de las planicies muestra un claro desarrollo de diacla-sas frontales e interpuestas (extremo superior izquierdo). Las imágenes del carbón de los pies de monteayudan a los geólogos a identificar un importante desarrollo de fracturas por esfuerzo de corte (extremosuperior derecho). Las exposiciones en afloramientos de las capas de carbón de las planicies de Albertay de los pies de monte de la Columbia Británica muestran planos de estratificación, diaclasas frontales einterpuestas, y fracturas por esfuerzo de corte. Los rasgos se indican en las fotografías de los aflora-mientos. El carbón de los pies de monte (extremo inferior derecho) muestra un intenso desarrollo defracturas por esfuerzo de corte, mientras que el carbón de las planicies no (extremo inferior izquierdo).El desarrollo de fracturas por esfuerzo de corte degrada la permeabilidad del carbón.

11. Marchioni D y Kalkreuth WD: “Vitrinite Reflectance andThermal Maturity in Cretaceous Strata of the PeaceRiver Arch Region, West-Central Alberta and AdjacentBritish Columbia,“ Servicio Geológico de Canadá,Informe de Archivo Abierto 2576, 1992.

12. Bachu S: “In Situ Stress Regime in the Coal-BearingStrata of the Northeastern Plains Area of BritishColumbia,“ Sigma H. Consultants Ltd. Invarmere BC,Informe para el Ministerio de Energía y Minas, ColumbiaBritánica, 2002.

Burlington Resources de Canadá y sus socios hanadquirido datos FMI para determinar las direc-ciones de las diaclasas y las fracturas, así comotambién la orientación actual de los esfuerzos.Esta información es utilizada para las tareas deplaneación de pozos y sirve de ayuda en la eva-luación del comportamiento y la eficacia de laestimulación de fracturas hidráulicas (arriba).Las fracturas inducidas por la perforación y las

ovalizaciones por ruptura de la pared del pozoindican la orientación de los esfuerzos locales.Las imágenes de la pared del pozo de alta calidad,que muestran las fracturas naturales, facilitan lainterpretación de las orientaciones de los paleo-esfuerzos y las aperturas de las fracturas. Lospozos desviados son perforados en sentido per-pendicular al grupo de fracturas dominante utili-zando la información de la herramienta FMI de

los pozos adyacentes o de los registros de laszonas superiores de los mismos pozos. Las imáge-nes de la pared del pozo también se utilizan paraorientar y correlacionar en profundidad los inter-valos en donde se extrajeron núcleos, particular-mente en las zonas de pobre recuperación denúcleos (abajo, a la izquierda).

Además de la generación de imágenes de lapared del pozo, los datos de velocidad acústica deondas compresivas y ondas de corte han sido uti-lizados durante mucho tiempo con otras medi-ciones petrofísicas tales como la densidadvolumétrica, la porosidad y el volumen de lutitas,para derivar las propiedades elásticas de lasrocas y determinar los perfiles de esfuerzos decierre a fin de ser utilizados como datos deentrada en los diseños de las fracturas hidráuli-cas.13 Si bien estos métodos han sido empleadosen el oeste de Canadá en forma rutinaria ydurante muchos años, su aplicación en las capasde carbón constituye un fenómeno reciente.

26 Oilfield Review

grados0 90


0 120 240 360

XX92

XX93

Dirección del esfuerzohorizontal máximo Dirección del esfuerzo

horizontal mínimo

Fracturainducida

Ovalización porruptura de la

pared del pozo

Prof

undi

dad,

m


Orientación Norte

Ovalización porruptura de la pareddel pozo N45E

Fracturas inducidaspor la perforaciónS45E

< Determinación de los esfuerzos locales a partirde imágenes de la pared del pozo. Durante lasoperaciones de perforación, la eliminación deesfuerzos alrededor del pozo produce fracturasinducidas y ovalización por ruptura de la pareddel pozo (izquierda). Estos fenómenos indican ladirección de los esfuerzos locales. Las orienta-ciones de estos rasgos, interpretadas a partir delos datos FMI (derecha), se utilizan en el trata-miento de fracturamiento hidráulico y en losdiseños de pozos desviados.

API0 150

Rayos gamma

125 375mm

Calibrador 2

125 375mm

Calibrador 1


125 375mm

0 10


1 0m3/m3


1000 2650kg/m3

Densidad

2e-05 cm 0.2

Apertura de fractura

0.2 2000ohm-m

0.2 2000ohm-m

120 240 3600

grados0 90

Fractura resistivaEchado verdadero

grados0 90

Fractura inducidapor la perforaciónEchado verdadero

grados0 90

Fractura conductivaEchado verdadero

grados0 90

Límite de capaEchado verdadero

XX20

XX22

XX24

XX18

XX16

Prof

undi

dad

med

ida,

m



Núcleo faltante

Carbón

Resistividad AITde 10 pulgadas



Orientación Norte

< Análisis de un intervalo de carbón de los piesde monte de la Columbia Británica. El alto gradode fracturamiento presente en las capas de car-bón de los pies de monte puede dificultar larecuperación de núcleos de diámetro completo.Se extrajeron núcleos del intervalo mostrado,sin embargo, faltó una sección de núcleo cortapero crucial, entre XX19 m y XX20 m. La imagenFMI, obtenida a través del intervalo de interés,demostró que el intervalo de núcleo faltante seencontraba intensamente fracturado. En el Carril1 se muestran datos de registros de rayosgamma y de calibrador con la orientación delpozo. El Carril 2 contiene información de porosi-dad y litología. Las aperturas de las fracturascalculadas a partir de los datos FMI son gene-ralmente más bajas que en las capas de carbónde las planicies y se muestran, junto con losdatos de resistividad, en el Carril 3. El Carril 4contiene la imagen FMI dinámica a partir de lacual se picaron los planos de estratificación yfractura. El Carril 5 muestra las gráficas de echa-dos derivados de la interpretación del Carril 4.


Los registros de inducción de arreglos múlti-ples proveen perfiles de invasión y comparacio-nes cualitativas del desarrollo de diaclasas encarbones. En Canadá, los geólogos y petrofísicosde Burlington y Schlumberger están investigando

un método para evaluar la permeabilidad del car-bón mediante el examen de la invasión del fluidode perforación, utilizando datos de la herra-mienta de generación de Imágenes de Inducciónde Arreglo AIT. El dispositivo AIT proporciona

mediciones de resistividad en cinco profundida-des de investigación, que oscilan entre 10 y 90pulgadas y con resoluciones verticales de 1, 2 y 4pies. El perfil de invasión se calcula utilizando unmodelo con una zona completamente lavada dediámetro Di, seguida por una zona de transiciónhacia la formación no invadida a un diámetro Do.El modelo ha sido utilizado para computar el per-fil de invasión en dos pozos contrastantes; unpozo de prueba CBM en los pies de monte de bajapermeabilidad y un pozo de prueba CBM en lasplanicies de mayor permeabilidad. Ambos pozosfueron perforados con lodo a base de agua dulce,proporcionando un buen contraste de resistivi-dad entre el filtrado de lodo y la resistividad delagua de formación.

En las capas de carbón de las planicies, elanálisis AIT indicó mayor invasión donde laherramienta de generación de ImágenesMicroeléctricas de Cobertura Total FMI mostrabala presencia de fracturas por esfuerzo de tracción(izquierda). La medición de 0.3 m [1 pie] de reso-lución logró resolver los efectos de la invasión enlas proximidades de una falla observada en laimagen FMI a XX79.5 m. Se necesita mayor inves-tigación para establecer correlaciones con la pro-ducibilidad. Por el contrario, las fracturas poresfuerzo de corte observadas en las imágenes

API0 150

Rayos gamma


mm125 375

Calibrador

mm125 375

900 -100

Correcciónpor densidad

kg/m3

0 20

Factorfotoeléctrico

1 0m3/m3

Porosidadneutrónica

1000 2650kg/m3

Densidad

Relaciónde Poisson

ohm-m0.2 2000

Prof

undi

dad

med

ida,

m

Análisisvolumétrico

1 0vol/vol

Hidrocarburodesplazado

Agua

Gas

Cuarzo

Carbón

Agua ligada

Ilita

Calcita

06000 6000






ohm-m0.2 2000

Resistividad dela zona lavada

ohm-m0.2 2000

ohm-m0.2 2000

ohm-m0.2 2000

ohm-m0.2 2000

0 0.5

0 100GPa

Módulo deYoung estático

Diámetro deinvasión externo

Diámetro deinvasión interno

CarbónRayos gamma

< 45° API


mm

XX70

XX75

XX80

XX85

Aguadesplazada

< Análisis de invasión en las capas de carbón delas planicies de Alberta. Mediante la utilizaciónde un modelo de invasión, del tipo de rampa, yde los datos de la herramienta de generación deImágenes de Inducción de Arreglo AIT, lascapas de carbón de las planicies muestran inva-sión hasta 3.5 m [11.5 pies] en el Carril 4. La pre-sencia de mayor invasión se asocia con interva-los que exhiben fracturas por esfuerzo detracción en las imágenes FMI. La medición AITde 1 pie de resolución logró resolver los efectosde la invasión en las proximidades de una fallaobservada en las imágenes FMI a XX79.5 m. Losanalistas de registros utilizan esta informaciónpara medir el grado de invasión, que puede rela-cionarse con la permeabilidad del yacimiento. ElCarril 1 muestra los datos de registros de rayosgamma y de calibrador. El Carril 2 contiene infor-mación de porosidad y litología y el Carril 3 con-tiene datos de resistividad. El Carril 4 muestra elcálculo de la invasión y el Carril 5 contiene datosde propiedades mecánicas, que exhiben unarelación de Poisson más alta y un módulo deYoung más bajo en las capas de carbón. El Carril6 muestra los resultados litológicos obtenidoscon la herramienta de Análisis Elemental deRegistros ELANPlus.

13. Ali AHA, Brown T, Delgado R, Lee D, Plumb D, SmirnovN, Marsden R, Prado-Velarde E, Ramsey L, Spooner D,Stone T y Stouffer T: “Observación del cambio de lasrocas: modelado mecánico del subsuelo,” OilfieldReview 15, no. 2 (Otoño de 2003): 22-41.

FMI, en las capas de carbón de los pies de monte,se asociaban con zonas que mostraban menosinvasión en el análisis de invasión AIT (abajo).Los analistas de registros consideran que esteanálisis constituye una forma confiable de medirel grado de invasión, que puede correlacionarsecon la permeabilidad a escala de yacimiento.

La información obtenida de los registros,núcleos y afloramientos puede ser utilizada en laconstrucción de pozos. La correcta cementaciónde los pozos en los yacimientos de CBM cana-dienses constituye un verdadero desafío debidoal estado fracturado de las capas de carbón. Confrecuencia, la cementación primaria no lograobtener o mantener los retornos de cemento a lasuperficie, lo que se traduce en topes de cementobajos y en un mayor riesgo de migración del gas.

Históricamente, los operadores han recurrido aaumentar el volumen de cemento excedentebombeado para combatir el problema de lostopes de cemento bajos, pero una novedosa solu-ción conocida como cemento en fibras avanzadoCemNET ha arrojado resultados excelentes.

La lechada CemNET contiene fibras de síliceque puentean y taponan las zonas de pérdida decirculación permitiendo que la lechada vuelva alespacio anular. Los operadores se benefician conesta singular tecnología porque bombean menoscemento, y reducen significativamente los costosde eliminación final del cemento y el daño poten-cial de las capas de carbón. El beneficio a largoplazo está representado por pozos mejor cemen-tados sin costos de cementación correctiva. Enzonas de pérdida de circulación extremadamente

problemáticas, las fibras CemNET, sumadas alsistema de lechada LiteCRETE, han resultadoexitosas en yacimientos de CBM de Canadá yWyoming, EUA.14 La combinación de estas tecno-logías en el cemento CBM LiteCRETE minimizalos problemas de pérdida de circulación propor-cionado mejor cobertura de cementación, lo queha ayudado a reducir los arenamientos durantelos tratamientos de estimulación de fracturasrealizados en ciertas áreas de las MontañasRocallosas. Por otra parte, los operadores pue-den cementar un pozo hasta la superficie con unúnico cemento de calidad de producción, lo queya no impone ninguna restricción sobre la estra-tegia de terminación.

Los pozos correctamente cementados prepa-ran el camino para los posteriores desafíos queplantea la terminación. En todas las áreas deexplotación de yacimientos de CBM del mundo,es típico que las capas de carbón primero necesi-ten ser deshidratadas para lograr máximos nive-les de producción de gas. Esto también es válidoen Canadá, si bien se han encontrado muchascapas de carbón sin agua. Cuando se estimulancapas de carbón con mínimo contenido de aguaen sus sistemas de diaclasas, o capas de carbónde baja presión, un sistema de fluido de fractura-miento compatible minimiza el daño de la red depermeabilidad. En Canadá, las selecciones defluidos de fracturamiento hidráulico han incluidonitrógeno puro solamente, sistemas base guar oel fluido de fracturamiento sin polímerosClearFRAC.15 Estos fluidos han sido energizadosutilizando nitrógeno o dióxido de carbono. Elcambio a sistemas sin polímeros y energizadoayuda a asegurar un mejor flujo de fluido al pozosin dañar la permeabilidad del carbón.

Otra característica común de los yacimientosde CBM de Canadá es que consisten en múltiplescapas de carbón delgadas; no es inusual tener másde 20 capas presentes. La tecnología de estimula-ción mediante tubería flexible CoilFRAC deSchlumberger ha permitido a los operadores dis-parar y fracturar en forma económica todas estaszonas individualmente, en una operación de undía de duración.16 En algunas áreas, Schlumbergerestá fracturando más de 30 zonas por pozo y, enciertas circunstancias, puede estimular dos pozospor día. Los operadores se benefician con losmenores costos de instalación, la disminución delas operaciones de quemado del gas y la reducciónsignificativa del tiempo que media entre la termi-nación y las ventas del gas. Las operacionesCoilFRAC resultan adecuadas para áreas sensi-bles desde el punto de vista ambiental porque elequipo deja menos huellas que las unidades deservicio y la mayor parte del equipo se traslada alcampo una sola vez.

28 Oilfield Review

API0 150

Rayos gamma


mm125 375

Calibrador

mm125 375

900 -100

Correcciónpor densidad

kg/m3

0 20


1 0m3/m3


1000 2650kg/m3

Densidad

XX00

Relación de Poissonohm-m0.2 2000

Prof

undi

dad

med

ida,

m

Análisisvolumétrico

1 0vol/vol

Agua desplazada


Agua

Gas

Cuarzo

Carbón

Agua ligada

Ilita

Calcita

06000 6000






ohm-m0.2 2000


ohm-m0.2 2000

ohm-m0.2 2000

ohm-m0.2 2000

ohm-m0.2 2000

0 0.5

0 100GPa


Diámetro deinvasión externo

Diámetro deinvasión interno

CarbónRayos gamma

< 45° API


mm

XX05

> Análisis de invasión en las capas de carbón de los pies de monte de la Columbia Británica. Lascapas de carbón de los pies de monte muestran un nivel de invasión relativamente bajo entre 1 y 2 m[3 y 6 pies]. Se observan perfiles de invasión somera en zonas donde la imagen FMI muestra un altogrado de desarrollo de fracturas por esfuerzo de corte. El Carril 1 presenta los datos de registros derayos gamma y de calibrador. El Carril 2 contiene información de porosidad y litología y el Carril 3 con-tiene datos de resistividad. El Carril 4 muestra el cálculo de la invasión y el Carril 5 contiene datos depropiedades mecánicas, que exhiben una relación de Poisson más alta y un módulo de Young másbajo en las capas de carbón. El Carril 6 muestra los resultados litológicos obtenidos con la herra-mienta de Análisis Elemental de Registros ELANPlus.


Recientemente, se han iniciado gestionespara explotar los vastos recursos de CBM deCanadá. Provistos del conocimiento histórico dela industria minera del carbón, los operadores deyacimientos de CBM de Canadá continúan inten-tando descubrir métodos óptimos de perforación,evaluación, terminación y producción de yaci-mientos de capas de carbón.

Desarrollo en la Cuenca RatónLa Cuenca Ratón se encuentra ubicada en el surde las Montañas Rocallosas, en el límite entreNuevo México y Colorado, EUA. Se formó durantefines del Cretácico y principios del Terciario. Ellevantamiento Laramide produjo la erosión de lasancestrales Montañas Rocallosas y la creación deuna cuña de sedimentación fluviodeltaica que pro-grada hacia el este, incluyendo la sedimentaciónde numerosas capas de carbón. La cuenca con-tiene sistemas de yacimientos de carbón: el obje-tivo de producción primario, las capas de carbónde la Formación Vermejo a una profundidad pro-medio de aproximadamente 610 m [2000 pies], ylas capas de carbón de la Formación Ratón sobre-yacente; es decir, el objetivo secundario.

Las capas de carbón Vermejo son moderada-mente continuas porque fueron depositadas enpantanos y en planicies de inundación, dentro deuna planicie deltaica dominada por un ambientefluvial. Las capas de carbón Vermejo alcanzan unespesor combinado de hasta 12 m [40 pies] y pro-median los 6 m [20 pies] de espesor combinado,con un espesor de capa individual medio de 0.8 m

CuencaRatón

Material aluvial, de lavadode pendiente y de derrumbeFlujos basálticosFormación HuérfanoIntrusivos del Terciario MedioFormación CucharaFormación Poison CanyonFormación RatónFormación VermejoArenisca Trinidad ylutita Pierre sin dividirLutita Pierre/Niobrara sin dividirRoca Precámbrica sin dividirLímite de la Cuenca Ratón

Holoceno yCuaternario

Terciario

Cretácico

Walsenburg

Ratón

ColoradoNuevo México

Arco

deSi

erra

Gra

nde

Eje dela Cuenca

15 millas0

0 20 km

Arco de Apishapa

Mon

taña

sSa

ngre

deCr

isto

Arco

deLa

s Ánim

as

> Geología de superficie de la Cuenca Ratón. La cuenca de 5700 km2 [2200 millas cuadradas] contienedos sistemas de yacimientos de carbón: el objetivo de producción primario, las capas de carbón de laFormación Vermejo (amarillo claro) a una profundidad promedio de aproximadamente 610 m [2000pies], y las capas de carbón de la Formación Ratón sobreyacente (pardo claro), que es un objetivosecundario en el carbón. Los filones y diques ígneos del Terciario de la intrusión Spanish Peaks(rosado) han alterado las capas de carbón localmente. (Adaptado de Flores y Bader, referencia 18).

14. El cemento LiteCRETE es un sistema único basado en elprincipio de los tamaños de partículas trimodales. Condensidades de cemento bajas, tiene una resistencia a lacompresión similar a los cementos de densidad normal ymantiene permeabilidades significativamente más bajas.Para más información sobre la lechada LiteCRETE, con-sulte: Low N, Daccord G y Bedel J-P: “Designing FiberedCement Slurries for Lost Circulation Applications: CaseHistories,“ artículo de la SPE 84617, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de 2003.Junaidi E, Junaidi H, Abbas R y Malik BZ: “Fibers InCement Form Network to Cure Lost Circulation,“ WorldOil (Junio de 2003): 48–50.Walton D, Ward E, Frenzel T y Dearing H: “Drilling Fluidand Cementing Improvements Reduced Per-Ft DrillingCosts by 10%,“ World Oil (Abril de 2003): 39–47.Al-Suwaidi A, Hun C, Bustillos J, Guillot D, Rondeau J,Vigneaux P, Helou H, Martínez Ramírez JA y ReséndizRobles JL: “Ligero como una pluma, duro como unaroca,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 2–15.

15. Chase B, Chmilowski W, Marcinew R, Mitchell C, Dang Y,Krauss K, Nelson E, Lantz T, Parham C y Plummer J:“Clear Fracturing Fluids for Increased Well Productivity,”Oilfield Review 9, no. 3 (Otoño de 1997): 20–33.

[2.6 pies] en un intervalo total de 84 m [275 pies].Por el contrario, las capas de carbón Ratón sonmás delgadas y menos continuas porque su sedi-mentación correspondió a depósitos de desbordeen los ambientes de pantanos fluviales asociadoscon sistemas de ríos meandrosos. Las capas decarbón Ratón pueden superar los 23 m [75 pies]de espesor total, pero las capas individualesposeen un espesor medio de 0.5 m [1.5 pies].

Durante el Mioceno, la cuenca fue intrusionadapor un complejo ígneo conocido con el nombre deSpanish Peaks.17 La actividad ígnea formó unacompleja red de diques, filones y fracturas que hanincidido en las características del yacimiento tantode las capas de carbón como de las areniscas

(izquierda).18 El sepultamiento producido a media-dos del Terciario y el levantamiento y la erosión defines del Terciario, acaecidos en la porción sur dela cuenca, sumados a las intrusiones de fines delTerciario y el calentamiento asociado, hicieronque cayera la presión de fluido total en la cuenca.19

Esta complicada historia geológica ha dificultadoel conocimiento y el desarrollo de la cuenca.

Con operaciones de yacimientos de CBM envarias cuencas de EUA y más de 54,400 millonesde m3 [1.9 Tpc] de reservas de CBM, El PasoProduction Corporation ha estudiado intensa-mente la Cuenca Ratón desde 1989. El Paso per-foró más de 350 pozos y recuperó más de 12,800 m[42,000 pies] de núcleos de diámetro completo enla cuenca, lo que convierte a estos carbones enalgunos de los yacimientos de CBM más estudia-dos de la industria. Vastas cantidades de datoslitológicos, de contenido de gas e isotérmicos,obtenidos de núcleos extraídos de las áreas de ElPaso, han sido examinadas y utilizadas para mode-lar los yacimientos de CBM. Estos datos tambiénfueron esenciales para la calibración de las técni-cas de interpretación de registros, incluyendo loscómputos de Análisis Elemental de RegistrosELANPlus. Desde el año 2001, El Paso ha obtenidodatos Platform Express y ECS en 290 pozos y datosDSI y FMI en pozos con ubicaciones estratégicasen el Rancho del Parque Vermejo. Se han utilizadoimágenes de la pared del pozo, junto con datos deafloramientos y núcleos, en un esfuerzo general demodelado de los sistemas de fracturas de lacuenca.20

A pesar de contar con una amplia base dedatos, la Cuenca Ratón sigue siendo un área deoperación desafiante debido a numerosos facto-res que complican la situación. En primer lugar,los valores de contenido de gas en las capas decarbón de las Formaciones Vermejo y Ratónvarían en toda la cuenca oscilando entre 1.56 y

16. Degenhardt KF, Stevenson J, Gale B, González D, Hall S,Marsh J y Zemlak W: “Aislamiento y estimulación selec-tivos,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002):60–80.

17. Rose PR, Everett JR y Merin IS: “Potential Basin-Centered Gas Accumulation in CretaceousTrinidad Sandstone, Ratón Basin, Colorado,” en Geologyof Tight Gas Reservoirs, Publicación Especial de laAAPG. Tulsa, Oklahoma, EUA: AAPG (1986): 111–128.

18. Flores RM y Bader LR: “A Summary of Tertiary CoalResources of the Ratón Basin, Colorado and NewMexico,“ en 1999 Resource Assessment of SelectedTertiary Coal Beds and Zones in the Northern RockyMountains and Great Plains Region, Servicio Geológicode EUA, Artículo Profesional 1625-A.

19. Stevens SH, Lombardi TE, Kelso BS y Coats JM: “AGeologic Assessment of Natural Gas from Coal Seams inthe Raton and Vermejo Formations, Raton Basin,“ GasResearch Institute Topical Report, GRI 92/0345, ContratoNo. 5091-214-2316, 1992.

20. Rautman CA, Cooper SP, Arnold BW, Basinski PM, MrozTH y Lorenz JC: “Advantages and Limitations of DifferentMethods for Assessing Natural Fractures in the RatonBasin of Colorado and New Mexico,“ en AssessingNatural Fractures in the Raton Basin, junio de 2002.

12.48 m3/tonelada [50 y más de 400 pc/ton], segúnel análisis en sitio. Las capas de carbón más pro-fundas de la Formación Vermejo se encuentrantípicamente saturadas de gas y se prestan a téc-nicas de interpretación basadas en registros. Noobstante, las capas de carbón más someras selec-cionadas de la Formación Vermejo y muchos car-bones de la Formación Ratón se encuentransubsaturados en diverso grado porque han sidoafectados por la compleja historia de sepulta-

miento, termal, de presión e hidrológica de lacuenca. En consecuencia, las variaciones de lasaturación del gas respecto de la isoterma com-plican los esfuerzos de modelado del potencialproductivo de las capas de carbón y dificultan aúnmás el cálculo de los perfiles de contenido y satu-ración de gas, basado en registros.

Otro factor que contribuye a esta complejidades que las intrusiones calientes alteraron local-mente el rango y la permeabilidad de las diacla-

sas y fracturas en las capas de carbón. La altera-ción del carbón a un mayor rango afecta directa-mente su productividad. Los cuerpos intrusivosmodificaron el carbón bituminoso convirtiéndoloen carbón de mayor rango, de manera que elimpacto sobre el contenido de gas es inconsis-tente y aún impredecible.

El conocimiento que tiene El Paso de los yaci-mientos y la cuenca en su totalidad han permi-tido a la compañía mejorar sus modelos y adoptarestrategias de perforación, terminación, estimu-lación y producción que maximicen la explotaciónsegura desde el punto de vista ambiental. Por ejem-plo, El Paso perfora los pozos de CBM de la CuencaRatón utilizando aire como fluido de perforación,minimizando así el daño de los sistemas de diacla-sas y fracturas naturales en las capas de carbón. Laadquisición de registros con herramientas operadasa cable se realiza con aire en el pozo, adqui-riendo datos de neutrones epitermales en combi-nación con la herramienta Platform Express.21

La herramienta Platform Express ha sido dise-ñada para minimizar los efectos adversos de larugosidad del pozo sobre las mediciones de den-sidad, comúnmente observados en las capas decarbón y en los pozos llenos de aire. La litologíadetallada tanto de las capas de carbón como de laarenisca gasífera adyacente, de baja permeabili-dad, se computa utilizando la herramienta ECS yel procesamiento SpectroLith y ELANPlus.También se realiza en las capas de carbón el aná-lisis preliminar de las principales fraccionesbasado en registros para determinar los porcen-tajes de materia volátil, carbono fijo, humedad yceniza, a partir del referenciamiento con datos denúcleos voluminosos. En base a estos porcentajes,se puede calcular el rango del carbón y el volu-men de gas adsorbido (izquierda). Por otra parte,los registros proporcionan una estimación cuali-tativa del grado de desarrollo de diaclasas.

La herramienta DSI también proporciona a ElPaso valiosa información sobre fracturas y cam-pos de esfuerzos locales, a través de la mediciónde la anisotropía de las ondas de corte. La aniso-tropía hace que las ondas de corte se dividan endos componentes; uno polarizado a lo largo de ladirección de la velocidad máxima y el otro, a lolargo de la dirección de la velocidad mínima. Condos transmisores y dos juegos de receptoresorientados en sentido perpendicular entre sí, laherramienta DSI puede medir las formas de ondade las líneas paralelas a la dirección de adquisi-ción (in-lines) provenientes de los receptoresorientados en el mismo azimut que el transmisory las formas de onda de las líneas perpendicularesa la dirección de adquisición (cross-lines) prove-nientes de los receptores orientados a 90° conrespecto al transmisor.22

30 Oilfield Review

21. La medición de neutrones epitermales se basa en la dis-minución de la velocidad de los neutrones entre unafuente y uno o más detectores que miden los neutronesa nivel epitermal, donde su energía es superior a la de lamateria adyacente. En pozos llenos de aire, la falta dehidrógeno modifica sustancialmente la población deneutrones termales cerca de los detectores, invalidandola respuesta de un registro neutrón térmico estándar. La medición epitermal es menos afectada por el pozo y,utilizando un arreglo de detectores de protección poste-rior, como en el caso de la Sonda de Porosidad deAcelerador APS, puede ser calibrada para dar el valorde la porosidad. Además, midiendo los neutrones a nivelepitermal, se evitan los efectos de los absorbedores deneutrones térmicos.

XX00

XX50

Prof

undi

dad,

pie

s

0 200API

Rayos gamma


1 0

Hidrógeno decaptura ECS

Calibrador

6 16pulgadas

Calibrador > Tamañode la barrena

Gas

ohm-m 20002






Resistividad delagua de formación


ohm-m 20002

ohm-m 20002

ohm-m 20002

ohm-m 20002

ohm-m 20002

1 1.7g/cm3

Densidad de1 pulgada

1 1.7g/cm3

Densidad de2 pulgadas

0.3 0.05pie3/pie3

Porosidadneutrónicaepitermal

Porosidad efectiva

1 8


0.3 0.05pie3/pie3

Porosidad-Densidad

Cruzamiento

Ilita

Agua ligada

Carbón

Cuarzo

Pirita

Calcita

Dolomita

Carbonato

Gas

Agua

Agua irreducible


Agua desplazada

Agua irreducible

0.25 0

Agua irreducibleZona lavada

pie3/pie3

0.25 0pie3/pie3

Porosidad efectiva

0.25 0pie3/pie3

Agua volumétrica

1 0pie3/pie3

Saturación de agua

Agua

Ceniza

Carbono fijo

Volátiles

Humedad

Hidrocarburo

pie3/pie3

Saturaciónde agua

Parc

ialm

ente

diac

lasa

doPo

brem

ente

diac

lasa

doBi

endi

acla

sado

Pies de carbónperforadosintegrados

Hidrocarburo

Agua

0.01 10mD

Permeabilidadal gas

0.01 10mD

Permeabilidadal agua

0.01 10mD

Permeabilidadintrínseca

Volumen degas estimado

Mpc/día

Mpc/día 3000

Volumen degas estimado

0.14

0.06

0.130.08

0.07

0.06

0.100.110.11

0.12

0.35

0.35

0.350.35

0.350.35

0.350.35

0.35

0.35 0.440.48

0.57

0.65

0.640.41

1.001.00

0.44

0.94

33.50

27.50 143.49

161.07

> Caracterización de recursos carboníferos y no carboníferos. Con datos de las herramientas deEspectroscopía de Captura Elemental ECS y Platform Express, se computa un análisis ELANPlus. Lalitología se presenta en el Carril 4. El análisis preliminar de las principales fracciones (Carril 5) y el análisisde diaclasas (Carril 6) proporcionan información sobre la calidad del carbón. Las permeabilidades computa-das aparecen en el Carril 7 y la producción de gas calculada se muestra en el Carril 8. El Paso también uti-liza el procesamiento ELANPlus para el cálculo de las reservas en las areniscas y limolitas adyacentes.

22. Armstrong P, Ireson D, Chmela B, Dodds K, Esmersoy C,Miller D, Hornby B, Sayers C, Schoenberg M, Leaney S yLynn H: “The Promise of Elastic Anisotropy,“ OilfieldReview 6, no. 4 (Octubre de 1994): 36–47.

23. Olsen y otros, referencia 4.24. Almaguer J, Manrique J, Wickramasuriya S, Habbtar A,

López-de-Cárdenas J, May D, McNally AC y Sulbarán A:“Orientación de los disparos en la dirección correcta,”Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 18–33.Manrique JF, Poe BD Jr y England K: ProductionOptimization and Practical Reservoir Management ofCoal Bed Methane Reservoirs,” artículo de la SPE 67315,presentado en el Simposio de Operaciones deProducción de la SPE, Oklahoma City, Oklahoma, EUA, 26al 29 de marzo de 2001.


Durante la medición con la herramienta DSI,no hay forma de conocer cómo están orientadaslas señales con respecto a la anisotropía. Sinembargo, con las formas de onda de las in-lines ycross-lines, es posible realizar una rotaciónmatemática para hallar el azimut de la onda decorte rápida y determinar las velocidades tantode las ondas de corte rápidas como de las ondasde corte lentas. Esta rotación se basa en el hechode que las formas de onda de las cross-linesdeberían desaparecer cuando el eje de mediciónestá alineado con el eje de anisotropía. El proce-samiento también computa la energía de las for-mas de onda de las cross-lines, como porcentajede la energía de formas de onda total. Cuando losdos ejes están alineados, el resultado se conocecomo energía mínima y equivale a cero si elmodelo de rotación es correcto. La energíamáxima es la energía a 90°. La diferencia entre laenergía mínima y la energía máxima se conocecomo anisotropía de energía y es la medida prin-cipal de la anisotropía derivada de los datos DSI.

La historia politectónica de la Cuenca Ratónha introducido otras complicaciones. Por ejemplo,los cambios de compresión a tensión producidosen los esfuerzos regionales durante fines delTerciario, cuya causa podría ser la rotura (rifting)de Río Grande al oeste, tienen importantes impli-cancias para el desarrollo de campos petroleros,especialmente en términos de emplazamiento de

pozos y prácticas de estimulación. Antes de que lacompañía El Paso adquiriera datos de registrosclave, la dirección del esfuerzo principal máximode la Cuenca Ratón se consideraba este-oeste, loque resultaba compatible con un modelo decuenca compresiva. Las imágenes FMI y los datosde anisotropía DSI demostraron que la direccióndel esfuerzo principal máximo es en realidadnorte-sur (abajo). Este cambio tiene importantesimplicancias para la planeación del desarrollo decampos petroleros y los tratamientos de estimula-ción de pozos (véase “Operaciones de refractura-miento hidráulico,“ página 42). La estimulaciónde las fracturas tenderá a propagarse en estadirección norte-sur y, dado un sistema de fractu-ras naturales abiertas en dirección este-oeste dela edad Laramide, se anticipan geometrías de for-mas de drenaje óptimas. En consecuencia, donderesulta posible, los pozos de desarrollo no seemplazan exactamente en sentido norte-sur oeste-oeste entre sí; esto maximiza las áreas de dre-naje y la recuperación de gas finales.

Actualmente, la compañía El Paso está eva-luando dos tratamientos de estimulación por frac-turamiento hidráulico diferentes en la CuencaRatón. El primero es utilizando un fluido de frac-turamiento en base a borato con bajo contenidode polímeros y mayores concentraciones de apun-talante, que se aplica utilizando tubería flexible yempacadores de intervalo. Esta técnica ha resul-

tado de utilidad en pozos donde se identificaronentre seis y ocho niveles de capas de carbón dife-rentes para la estimulación. Estos fluidos a basede polímeros resultaron más exitosos en áreas queinicialmente producen grandes cantidades deagua y donde el daño de los sistemas de diaclasasy fracturas no tiene gran importancia. No obs-tante, en las áreas donde las capas de carbón pro-ducen inicialmente bajos volúmenes de agua, esprobable que se deteriore la permeabilidad al gasdentro de las diaclasas y las fracturas utilizandolíquidos a base de polímeros. En estas áreas, ElPaso está evaluando una segunda técnica de bom-beo de nitrógeno energizado por la tubería derevestimiento para fracturar hidráulicamente lascapas de carbón y colocar menores concentracio-nes de apuntalante.

La complejidad y variabilidad de la CuencaRatón dificultan terriblemente la medición deléxito de los tratamientos de estimulación porfracturamiento hidráulico en términos de desem-peño del pozo. La búsqueda del tratamiento idealcontinúa pero existe consenso general en cuantoa la necesidad de obtener mayor informaciónsobre propagación de fracturas hidráulicas en lascapas de carbón y en sus alrededores.

Estrategias de terminación en capas de carbónLas capas de carbón a menudo se encuentran enzonas adyacentes a las areniscas productivas quetienen propiedades mecánicas sustancialmentediferentes. El carbón tiene una relación dePoisson más alta y un módulo de Young más bajoque la arenisca, de modo que tiende a transferirel esfuerzo de los estratos de sobrecarga lateral-mente y a mantener gradientes de fracturas másaltos. La presencia de diaclasas y fracturas natu-rales en las capas de carbón genera escenariosde fracturamiento hidráulico complejos, que sonextremadamente difíciles de modelar.23

Los dispositivos tales como la herramienta DSIayudan a determinar con precisión las magnitudes ydirecciones de los esfuerzos locales para mejorar losdiseños de fracturamiento hidráulico. Por otra parte,las imágenes de la pared del pozo permiten la deter-minación del plano preferencial de fracturamientohidráulico, que refleja las condiciones de esfuerzoactuales presentes en el pozo. Esta información seutiliza para idear estrategias de disparo que maximi-cen la eficiencia de las operaciones de fractura-miento hidráulico mediante la reducción de losefectos de la tortuosidad en la zona vecina al pozo,las cuales conducen a un arenamiento prematuro.24

La relación entre diaclasas en carbones y esfuerzoshorizontales es igualmente importante y puede ayu-dar a explicar las variaciones en la producción deyacimientos de CBM entre los distintos pozos y entrelas distintas áreas de producción.

Rayos gamma<75° API

Azimut del pozo

Azimut de ondasde corte rápidas

Lentitud (inversa de lavelocidad) de ondas

sónicas de corte rápidas

Lentitud (inversa de lavelocidad) de ondas

sónicas de corte lentas

Azimut de ondasde corte rápidas

Rayos gamma

Prof

., pi

es

X050

X100

0 grados 360

0 grados 360

Azimut dela herramienta

Calidad deldiámetro del pozo

5 pulgadas 20

0 API 150

-90 grados 90

NE 15NE 4NE 11NE 13NE 0

NE 18NE 11NE 23NE 21NE 20NE 11NE 32

NW 8NW 2NW 5NW 6NW 7NW 41NW 61

NW 17

Incertidumbre asociadacon el azimut

950 50µs/pie

950 50µs/pie

0 100

Energíacruzadamáxima

Diferenciade

energía

Energíacruzadamínima

0 100

Anisotropía100 0

0 100

Anisotropía-Lentitud

Anisotropía-Tiempo

Lentitud Tiempo0-22-44-88-16>16

< Comprensión de loscampos de esfuerzos.Los datos de anisotro-pía de la herramientaDSI se utilizan paracomputar la direcciónde las ondas sónicasde corte rápidas quese corresponde con ladirección del esfuerzohorizontal localmáximo. Aquí, la direc-ción de las ondas sóni-cas de corte rápidasse orienta en sentidoNNE a NNO (Carril 2).El cambio abrupto delazimut de las ondassónicas de corte rápi-das en el carbón, auna profundidad deX060 pies, no seentiende totalmente.

La efectividad del fracturamiento hidráulicode las capas de carbón individuales ha sido cues-tionada debido a estas complejidades inherentes.Los volúmenes de apuntalante utilizados en lostratamientos de estimulación de las capas de car-bón pueden alcanzar valores de hasta 17,700 kg/m[12,000 lbm/pie] de carbón, pero las longitudesefectivas de las fracturas hidráulicas lamentable-mente son bajas; raramente se han documentadovalores de más de 60 m [200 pies]. Las fracturashidráulicas pueden crecer desplazándose fuera dela zona o convertirse en redes de fracturas com-plejas dentro del carbón, deteriorando a menudola permeabilidad del carbón cuando se utilizanfluidos de tratamiento a base de polímeros.25

Algunos especialistas consideran que lasreservas de CBM se triplicarían si el fractura-miento hidráulico de las capas de carbón fueratan efectivo como el fracturamiento de las arenis-cas. Las propiedades mecánicas obtenidas de losdatos DSI muestran el contraste de esfuerzosentre las capas de carbón y las capas adyacentes,permitiendo a los ingenieros predecir el creci-miento vertical de la fractura y mejorar los trata-mientos de estimulación (derecha). En aquellasáreas donde las areniscas adyacentes tienenpotencial productivo, los operadores están reexa-minando sus estrategias de disparo y estimulaciónen capas de carbón y areniscas. Una técnica deno-minada fracturamiento vertical indirecto (IVF,por sus siglas en inglés) inicia la fractura en lasareniscas sometidas a menores esfuerzos, que seencuentran por encima y por debajo de la capa decarbón, para garantizar su adecuada propagación.26

En las capas de carbón, esta técnica resulta exi-tosa porque la permeabilidad vertical del carbónsuele ser mayor que su permeabilidad horizontal,lo que reduce la necesidad de que una fracturahidráulica atraviese completamente el carbónpara su drenaje efectivo. Otra razón de la aplica-ción exitosa de esta técnica en capas de carbón esel contraste del gradiente de fractura entre lasrocas clásticas adyacentes y el carbón. Esta dife-rencia ayuda a asegurar la conexión de la fracturacon la capa de carbón a través de todo el largo dela fractura hidráulica. Esta técnica fue demos-trada por primera vez en el carbón Fruitland y enlas areniscas Picture Cliff de la Cuenca San Juan,en Nuevo México, y actualmente se está aplicandocon éxito en las Montañas Rocallosas centrales.

Métodos de deshidrataciónEn la mayoría de los pozos de CBM, la producciónde agua es crucial para el proceso de producciónde gas. El éxito de la deshidratación exige opera-ciones de bombeo ininterrumpidas para reducirla presión de fondo, de manera que el gas seadesorbido de la matriz y se difunda en los siste-mas de diaclasas lo más rápido posible. Los méto-dos de bombeo varían según los requerimientosde extracción y la economía de cada área. Lasbombas deben manejar grandes volúmenes deagua y ser resistentes a los finos de carbón, eldaño de los apuntalantes y la obturación por gas.27

Estas necesidades han hecho que el desplieguede bombas de cavidad progresiva se convierta enuno de los métodos de extracción más atractivos

32 Oilfield Review

25. Palmer ID, Puri R y King GE: “Damage to CoalPermeability During Hydraulic Fracturing,” artículo de laSPE 21813, presentado en el Encuentro Regional y elSimposio de Yacimientos de Baja Permeabilidad de lasMontañas Rocallosas celebrado por la SPE, Denver,Colorado, EUA, 15 al 17 de abril de 1991.

26. Olsen y otros, referencia 4.27. La obturación por gas es una situación que tiene lugar a

veces en los pozos en bombeo cuando el gas disuelto,liberado de la solución durante la carrera ascendentedel pistón, aparece como gas libre entre las válvulas. Enla carrera descendente, la presión existente en el inte-rior de un barril completamente lleno de gas, quizásnunca alcance los valores necesarios para abrir la vál-vula móvil. En la carrera ascendente, la presión del inte-rior del barril nunca disminuye lo suficiente para que laválvula de aspiración se abra y deje que el líquidoingrese en la bomba. Por lo tanto, como no entra ni salefluido de la bomba, la bomba se bloquea. Esto no pro-voca la falla del equipo pero, con una bomba que no fun-ciona, el sistema de bombeo no sirve. Una reducción dela velocidad de bombeo es acompañada por un aumentode la presión de fondo (o nivel de fluido en el espacioanular). En muchos casos de obturación por gas, esteaumento de la presión de fondo puede superar a la pre-sión del barril, ingresando líquido a través de la válvulade aspiración. Al cabo de algunas carreras, ingresa sufi-ciente líquido en la bomba como para romper la obtura-ción por gas y la bomba funciona normalmente.

28. Schwochow, referencia 2.29. Albright J, Cassell B, Dangerfield J, Deflandre J-P,

Johnstad S y Withers R: “Seismic Surveillance forMonitoring Reservoir Changes,” Oilfield Review 6, no. 1(Enero de 1994): 4–14.

0 API 200

Rayos gamma

-80 mV 20

Potencialespontáneo

6 pulgadas 16

Calibrador

2 2000ohm-m

2 2000ohm-m

2 2000ohm-m

2 2000ohm-m

2 2000ohm-m

Esfuerzo de cierre promediado

Esfuerzo de cierre

Presión de fractura

Gradiente de fractura

0 10

0 10

Módulo deYoung dinámico

0 10

980 2380lpc

980 2380lpc

lpc

lpc/pie

0 0.5

0 0.5

lpc/pie

106 lpc

106 lpc

106 lpc

X400

X350

Prof

undi

dad,

pie

s

El esfuerzo en elcarbón es mayorque en las capasadyacentes

Lutita

Agua ligada

Carbón

Arena

Hidrocarburo

Agua







Módulo deYoung dinámico

Gradiente depresión de poro

Relaciónde Poisson

estática

Relaciónde Poissondinámica

Relaciónde Poisson

estática

> Contraste de esfuerzos. Los esfuerzos en las capas de carbón son típicamente mayores que en lasrocas adyacentes (flechas azules). Este contraste inhibe el crecimiento vertical de las fracturas den-tro de las capas de carbón y lo fomenta en las areniscas y limolitas adyacentes. También puedengenerarse fracturas múltiples de longitud limitada en las capas de carbón, provocando daños en lapermeabilidad del carbón, deshidratación más lenta y reducción de la producción de gas. En laszonas donde las areniscas adyacentes poseen potencial productivo, una técnica denominada fractu-ramiento vertical indirecto (IVF, por sus siglas en inglés) inicia la fractura en las areniscas sometidasa menores esfuerzos que se encuentran por encima o por debajo del carbón. Esto genera fracturasde mayor longitud, que contactan y drenan el carbón en forma más efectiva. El Carril 1 muestra losdatos de registros de rayos gamma y de calibrador, mientras que los datos de resistividad se exhibenen el Carril 2. La información litológica y volumétrica aparece en el Carril 3. El Carril 4 contiene datosdel módulo de Young y del gradiente de presión de poro, y el Carril 5 exhibe datos de esfuerzo de cie-rre y presión de fractura por zonas a fin de ser utilizados como datos de entrada de los programas dediseño de fracturas hidráulicas. Los datos de la relación de Poisson se presentan en el Carril 6.


para aplicaciones CBM. La selección y el diseñode un método de levantamiento adecuado no sue-len ser directos y deberían concentrarse en lacapacidad, la eficiencia y la confiabilidad.

Los ingenieros y científicos de Schlumbergerque trabajan en el centro de Tecnología deAbingdon y en el Centro de Investigaciones deCambridge, Inglaterra, están desarrollando pro-gramas de computación para ayudar a seleccio-nar métodos de levantamiento artificialespecíficos para la deshidratación de pozos degas. El programa de Selección de Métodos deDeshidratación de Pozos de Gas (GDST, por sussiglas en inglés) aporta consistencia a este pro-ceso de selección crítico, mediante la utilizaciónde la información de pozos disponible para selec-cionar el método de levantamiento artificial másadecuado. Este programa de computación ayudaa los ingenieros de campo de Schlumberger, queinteractúan con los clientes, a utilizar un procesode selección basado en prácticas de ingenieríaprudentes. Esta herramienta proporciona unmotor de razonamiento basado en casos y un aná-lisis de sensibilidad para obtener recomendacio-nes con niveles de confianza definidos.

Los impulsores económicos de los pozos deCBM difieren de los de los pozos de gas conven-cionales por cuanto en su mayor parte no requie-ren deshidratación indefinida o aumento de ladeshidratación con el transcurso del tiempo. Elprograma GDST permite al ingeniero efectuarvarias iteraciones para determinar el mejormétodo de levantamiento artificial. El programano ofrece valores económicos comparativos de losmétodos de levantamiento artificial, si bien en elproceso de selección se consideran las limitacio-nes económicas de los métodos de levantamientoartificial propuestos. La herramienta ha sido dise-ñada para ayudar a seleccionar métodos de levan-tamiento artificial, incluyendo aquellos enfoquesque quizás no hayan sido considerados anterior-mente (arriba, a la derecha). Una estrategia dedeshidratación óptima, sumada a la aplicación detécnicas de cementación y estimulación que noproducen daños, ayuda a acelerar la eliminacióndel agua fuera de la red de permeabilidad de lasfracturas del carbón, aumentando en consecuen-cia la productividad del pozo.

Gas para el futuroLa explotación de los recursos de CBM está pro-gresando a pasos firmes. En los EUA, los preciosdel gas natural han hecho más atractivas muchasáreas—por ejemplo la región de Green River, laCuenca Piceance, la Cuenca Arkoma y la CuencaCherokee—en lo que respecta a la explotacióndel CBM, si bien algunas de ellas todavía no pro-ducen volúmenes significativos de gas natural.

Aún quedan por explotar enormes volúmenes dereservas de CBM en la región de la Costa delGolfo de México de EUA, pero se han iniciadoactividades relacionadas con el CBM en laEnsenada Cook, Alaska, EUA.28 A nivel mundial,varios países recién han comenzado a investigarsus recursos de CBM. La actividad local crecerápor necesidad y gracias al conocimiento del com-portamiento de estos yacimientos.

Los métodos de evaluación de formaciones,junto con los datos de núcleos de diámetro com-pleto, están ayudando a la industria a conocer losyacimientos de carbón. Las técnicas de procesa-miento de registros aportan datos detallados delitología, análisis preliminar de las principalesfracciones y permeabilidad. A través de la utiliza-ción de técnicas de generación de imágenes de lapared del pozo, se estudian los sistemas de dia-clasas y fracturas, junto con importante informa-ción de los esfuerzos locales, para apreciar enforma más exhaustiva la permeabilidad en lascapas de carbón.

La permeabilidad en las capas de carbón, con-trolada por los eventos acaecidos durante la sedi-mentación, la madurez y el tectonismo aparececomo el factor más importante en la producciónde CBM. Los sistemas de fracturas del carbóndeben ser conectados con éxito al pozo a travésde métodos de estimulación que no produzcandaños. Sin embargo, los complejos perfiles deesfuerzos y los sistemas de fracturas de las capasde carbón dificultan la simulación del conoci-miento de la propagación de las fracturas hidráu-licas en las capas de carbón y en sus alrededores.

La nueva tecnología de vigilancia rutinaria defracturas promete la generación de imágenes dela creación de fracturas hidráulicas en tiemporeal. Las primeras tecnologías de sísmica pasivarealizaban una vigilancia primitiva de las fractu-

ras hidráulicas, pero el procesamiento de estosdatos era tedioso y lento y no proporcionabainformación en tiempo real durante las operacio-nes de fracturamiento hidráulico.29 El programade computación de diagnóstico de la estimula-ción de fracturas hidráulicas StimMAP permitela generación en sitio, en tiempo real, de imáge-nes de los eventos sísmicos relacionados con lasfracturas hidráulicas, lo que se traduce en laoptimización del emplazamiento del trata-miento, el mejoramiento de la producción y unmayor conocimiento de la geometría de las frac-turas para las futuras decisiones de desarrollo decampos petroleros.

Si bien el conocimiento que tiene la industriaacerca del carbón es vasto y cada vez másexhaustivo, el modelado del comportamiento delos yacimientos de CBM plantea verdaderos desa-fíos. Schlumberger ha mejorado sus capacidadesde modelado de yacimientos de capas de carbónen el programa de manejo de la simulación yconstrucción de casos integrado ECLIPSE Office.Este nuevo programa de computación, que incor-pora datos de isotermas y permite abordar lasincertidumbres, tendrá la capacidad de manejarmúltiples tipos de gas.

La naturaleza del desarrollo de los yacimien-tos de CBM demanda una cuidadosa considera-ción económica. Las soluciones de bajo costopueden ser de utilidad pero los avances tecnoló-gicos en materia de perforación, evaluación deformaciones, terminación, estimulación, produc-ción y modelado de yacimientos, tendrán unimpacto mucho mayor. Con el enorme volumende reservas mundiales y una infraestructura cre-ciente para explotarlas en forma económica, elcarbón ocupa un lugar destacado en la breve listade combustibles no convencionales que esperanser desarrollados en el futuro. —MG, JS

Reservoir Information

Production Information

Bottom Hole Flowing Pressure

Bottom Hole Static Pressure

Reservoir Temperature

Liquid Composition

Current Liquid Rate

Current Gas Rate (MMscfd)

Production Tubing Size (OD in inches)

SandProduction

Well Head Pressure

Sales Line Pressure

Well Depth

Casing Size (OD in inches)

Well Deviation

Requires Packer

Electricity Available

Injection/compressed Gas Available

Site Information

Comments

270 psi

psi1,000

F275

>30% Condensates

>600

Up to 2-7/8”

No

250 bbl/D

150

140

2,500

psi

psi

ft

>4-1/2”

High

Yes

No

No

Plunger Lift

Wellhead Compression

Velocity Strings

Siphon Strings

Foaming

Continuous Gas Lift

Intermittent GL Plunger

Intermittent Chamber Lift

Rod Pump

Hydraulic Jet Pump

ESP

PCP

Sufficient Information enteredConfidence

< Programa de compu-tación de Selección deMétodos de Deshidra-tación de Pozos de Gas(GDST, por sus siglas eninglés). Este programaayuda a los ingenierosde campo y clientes deSchlumberger a selec-cionar el método delevantamiento artificialmás apropiado utilizan-do un proceso de se-lección consistente. Lalongitud de las barrasde color azul oscuro ala derecha indica losmétodos de deshidrata-ción preferidos.

Producción de gas natural a partir del carbón

Documents

Transcript of Producción de gas natural a partir del carbón