Una formación heterogénea requería un diseño de terminación optimizado en el tramo lateral

Entre las características de la formación Wolfcamp de la cuenca de Delaware se encuentran las propiedades heterogéneas de las rocas, la alta presión y el alto contenido de arcilla. Debido a estos desafíos, muchos de los pozos horizontales terminados por Clayton Williams Energy no fueron ejecutados según lo planificado. Para incrementar la efectividad de los tratamientos de estimulación, el operador se puso en contacto con Schlumberger para la adquisición de registros (perfilaje) en el tramo lateral y la personalización del diseño de la terminación del pozo.

Los datos de un pozo vecino cercano revelaron las respuestas

Schlumberger recomendó la plataforma de barrido acústico Sonic Scanner para medir la formación axial, azimutal y radialmente; y proporcionar una caracterización de la formación completamente en 3D. Sin embargo, debido al tamaño pequeño de la tubería de revestimiento, la herramienta no resultó aplicable en este pozo. Con habilidad, los ingenieros reconstruyeron la geometría estructural del tramo lateral con las mediciones del registro triple-combo disponibles de cinco pozos vecinos cercanos. El análisis posterior al pozo horizontal con la plataforma Petrel ayudó a los equipos de trabajo a interpretar el echado (buzamiento) de la formación a lo largo del tramo lateral objetivo y a caracterizar las propiedades petrofísicas y mecánicas de las rocas.

El diseño optimizado de la terminación del pozo aseguró la estimulación exitosa del tramo lateral

En lugar de emplazar los conjuntos de disparos geométricamente, Clayton Williams Energy y Schlumberger utilizaron el software de diseño de tratamientos de estimulación Mangrove para seleccionar las etapas de fracturamiento sobre la base de las propiedades geomecánicas de las rocas, tales como gradiente de fracturamiento, esfuerzos locales, módulo de Young y relación de Poisson. Esto ayudó a garantizar la distribución uniforme del tratamiento de estimulación a lo largo del tramo lateral, produciendo un mayor contacto con el yacimiento y un incremento de la productividad del pozo. Después del tratamiento de estimulación, Clayton Williams confirmó que se había emplazado un 67% más de arena por etapa respecto de un pozo vecino perforado en la misma zona objetivo.

Sobre la base de los resultados de este proyecto, Clayton Williams Energy decidió utilizar el software de diseño de tratamientos de estimulación Mangrove para optimizar los diseños de las operaciones de terminación de los pozos futuros.