Tarea 1-Resumen Geologic

“GEOLOGIC AND ENGINEERING ASPECTS OF NATURALLY FRACTURED RESERVOIR”

Si bien casi todos los yacimientos de hidrocarburos son afectados de alguna manera por las fracturas naturales, los efectos de las fracturas a menudo se conocen en forma imprecisa y en gran medida se subestiman.

En este artículo se presenta la definición, clasificación y principales características de los yacimientos naturalmente fracturados.

Aspectos Geológicos. Stearns define una fractura natural como una discontinuidad plana macroscópica que resulta de los esfuerzos que exceden la fuerza de ruptura de la roca. Estas fracturas pueden tener un efecto positivo, neutro o negativo en el flujo de fluidos. Si el efecto de estas fracturas se considera insignificante, se puede tratar al yacimiento desde una perspectiva geológica y una ingenieril, como un yacimiento “convencional”

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Para yacimientos donde las fracturas tienen un efecto positivo o negativo sobre el flujo de fluidos, resulta de gran importancia tener conocimiento de la magnitud y dirección de los principales esfuerzos; azimut, echado, espaciamiento y apertura de las fracturas, porosidad, permeabilidad y saturación de agua, tanto en la matriz como en la fractura. Esta información ayuda en el cálculo de la distribución de hidrocarburos entre la matriz y las fracturas, y la capacidad de flujo de los pozos.

En adición a las propiedades, tanto de la matriz como de la fractura mencionadas, el Dr. Roberto Aguilera recomienda: (1) Clasificar el yacimiento desde un punto de vista geológico teniendo en mente que las fracturas pueden ser tectónicas, regionales o de contracción, (2) Evaluar el sistema de porosidad, (3) Cuantificar la capacidad de almacenamiento relativa de hidrocarburos de la matriz y de las fracturas, y (4) Tener una idea clara con respecto a la interacción existente entre la matriz y las fracturas.

Clasificación geológica. Desde un punto de vista geológico las fracturas pueden ser clasificadas como tectónicas (convergentes, divergentes y transformantes), regionales, de contracción (diagenéticas) y las encontradas en superficie. Históricamente la mayoría de la producción ha sido obtenida de fracturas tectónicas. A la hora de desarrollar y modelar los yacimientos fracturados, la capacidad de comprender y predecir las características de los sistemas de fracturas es esencial. La complejidad de los sistemas de fracturas naturales se capta en los métodos descriptivos, genéticos y geométricos que los geocientíficos emplean para clasificar las fracturas naturales. El conocimiento de los tipos de fracturas mejora la simulación del flujo de fluidos a través de las fracturas, porque los diversos tipos de fracturas conducen el fluido en forma diferente. Para apreciar los esquemas de clasificación comunes, se necesita un conocimiento básico de cómo se desarrollan las fracturas naturales. No obstante, para adquirir ese conocimiento se requiere algo más que la amplia observación de las fracturas naturales; es necesario vincular esas observaciones con datos de experimentos de laboratorio controlados.

En el laboratorio, los tipos de fracturas se dividen en dos grupos relacionados con su modo de formación: las fracturas por esfuerzo de corte (cizalla) que se forman con la cizalla paralela a la fractura creada y las fracturas por esfuerzos de tracción que se forman con una tracción perpendicular a la fractura creada.

Clasificación de porosidad. Es posible realizar estimaciones preliminares de las características productivas de los tipos de porosidad en yacimientos comunes siguiendo una clasificación propuesta por Coalson y otros autores. En esta clasificación, las clases de porosidad son definidas primero por la geometría de los poros, y en segundo lugar por el tamaño de los mismos. Incluidas en la geometría están las siguientes categorías generales de poros: íntergranular, íntercristalina, vúgulos y fracturas. La combinación de cualquiera de ellos puede dar origen a un comportamiento de doble porosidad, o incluso, a una multi porosidad.

• Porosidad íntergranular. Esta sucede durante el proceso de sedimentación y se rellena con cemento o con matriz micrítica (o vacía). Es un tipo de porosidad primaria, típica de areniscas y carbonatos, caracterizada por presentar buena conectividad y permeabilidad (Figura 1). En este tipo de arreglos la porosidad efectiva (Φefe) es casi equivalente a la porosidad absoluta (Φabs).

Figura 1 Porosidad Íntergranular

• Porosidad íntercristalina. Tipo de porosidad secundaria, es la más general en muchos depósitos. Se da sobre todo en dolomitas, es asociada al proceso de dolomitización (Figura 2).

Figura 2 Porosidad Íntercristalina

• Porosidad de vúgulos. Este tipo de porosidad se da principalmente en rocas carbonatadas y es resultado de los procesos de depositación y/o por la disolución de material calcáreo (Figura 3).

Figura 3 Porosidad de vúgulos

• Porosidad de fractura. Porosidad resultante como consecuencia de las aperturas ocasionadas por el rompimiento o resquebrajamiento de una roca que aunque porosa no permite el paso de fluidos a través de sus poros. Se da en cualquier roca que sea frágil a los esfuerzos, o bien por reducción de volúmenes debido a enfriamiento. Esta se presenta en etapas diagenéticas avanzadas.

Figura 4 Porosidad de Fractura

Como ya se mencionó, la geometría de los patrones de porosidad determina, por un lado, la intensidad de los flujos sub – superficiales de las substancias a través de los yacimientos naturalmente fracturados (YNF) y, por el otro, su capacidad de almacenamiento de hidrocarburos. La apertura, distribución y conectividad de los patrones de fracturas y cavidades, conjuntamente con la permeabilidad de las rocas, son de importancia primordial para la intensidad de flujo, mientras que la morfología, el diámetro efectivo y la continuidad de los poros, son rasgos decisivos para la capacidad de almacenamiento.

Figura 5 Tipos de Porosidad

Clasificación por almacenamiento. Desde un punto de vista de almacenamiento, Aguilera R. (1998) establece que los yacimientos fracturados pueden ser clasificados como Tipo A, B o C.

Muchos

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