Fracturas de los yacimientos

Actualmente, el estudio de los yacimientos naturalmente fracturados representa un desafío para la industria del petróleo y el gas, lo que se plantea en términos de detección, caracterización y modelado de fracturas, y simulación de yacimientos. Para explotarlos de manera adecuada es preciso identificar y modelar los sistemas de fracturas (superficies planas de discontinuidad,en donde la roca ha perdido cohesión y los procesos de deformación y alteración de la misma pueden ser ocupadas por fluidos), cavidades de disolución y bloques de matriz. Esto requiere aplicar, de manera consistente, diversas fuentes de información de tipo estático y dinámico.

Los yacimientos naturalmente fracturados plantean una paradoja relacionada con la producción. Incluyen yacimientos con baja recuperación de hidrocarburos: estos yacimientos pueden parecer altamente productivos al comienzo pero su producción declina rápidamente. Además, se caracterizan por la irrupción temprana de gas o agua. Las fracturas naturales pueden ayudar a transformar las rocas con una permeabilidad de matriz baja, en un yacimiento productivo, pero también pueden complicar la recuperación de los hidrocarburos en los yacimientos de alta permeabilidad.

Las zonas naturalmente fracturadas son importantes y se le busca con atención en las rocas de yacimiento debido al drenaje y al aumento considerable de la permeabilidad que se preven en dichas zonas. Aunque las fracturas pueden tener un efecto significativo en la permeabilidad total de una roca, generalmente tienen poco efecto sobre la porosidad, las saturaciones u otras características petrofísicas de la roca. En los yacimientos carbonatados, las fracturas naturales ayudan a generar porosidad secundaria y estimulan la comunicación entre los compartimientos del yacimiento. No obstante, estos conductos de alta permeabilidad a veces entorpecen el flujo de fluidos dentro de un yacimiento, conduciendo a la producción prematura de agua o gas y haciendo que los esfuerzos de recuperación secundaria resulten ineficaces.

Fig. 1 Fractura

Las fracturas naturales generalmente presentan ciertas características constantes:

-Son aproximadamente perpendiculares a el echado; sin embargo, esto no excluye la posibilidad de fracturas horizontales, aunque éstas son mucho menos frecuentes y menos grandes que las subverticales.

-Están orientadas de acuerdo con uno o varios rumbos prevalecientes. Ya que las fracturas a menudo son el resultado de tensiones tectónicas, el rumbo prevaleciente de las fracturas coinciden con la orientación de la fallas en la región.

-Se producen en rocas compactas en las que el agujero generalmente sería cilíndrico y calibrado si no hubiera fracturas.

-Solamente las fracturas que están al menos parcialmente abiertas son útiles desde el punto de vista de la producción.

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. Ignorar la presencia de las fracturas no es una práctica óptima de manejo de yacimientos; tarde o temprano, es imposible ignorar las fracturas porque el desempeño técnico y económico del yacimiento se degrada. El mayor riesgo que implica la falta de una caracterización temprana de las facturas naturales es que tal omisión puede limitar severamente las opciones de desarrollo de campos petroleros.

Detección de fracturas: las herramientas de registros para detectar la presencia de fractura están diseñadas para responder a diferentes características del pozo. Algunas herramientas responden principalmente a la litología, unas a la porosidad y otras a las saturaciones de lodos. Desafortunademente, ninguna responde principalmente a las fracturas aunque éstas, en particular abiertas, pueden afectar la respuesta en algunas herramientas de registro. Las mediciones que más se efectúan con estas herramientas son, mediciones sónicas, mediciones de densidad, mediciones de calibración de pozos, entre otras.

En la búsqueda de fracturas con mediciones de registros, es necesario comprender la geometría de todas las mediciones involucradas. La búsqueda se concentra generalmente en áreas donde se sospeche su presencia por las siguientes razones:

-Extrapolación de observaciones de afloramientos.

-Aumento de la velocidad de penetración de la broca.

-Presencia de cristales en los cortes de perforación.

Mediciones sónicas: Las mediciones basadas en la propagación de ondas sónicas responden a las propiedades mecánicas de la roca y el medio no las afecta. En zonas fracturadas, la apariencia del tren de ondas, muestra cambios repentinos, zonas barrosas, formas en V invertida, etc. Tales anomalías de propagación pueden ser provocadas por fracturas.

Mediciones de calibrador de pozos: para perforar una zona fracturada, los bordes rocosos de las fracturas a menudo se despostillan, lo que agranda el agujero en el plano del sistema de fractura. Agrandamiento del agujero y en particular su alargamiento en una formación que debería tener un agujero circular y calibrado, puede indicar fracturas. Perforación direccional, agujero desviado, perforación a través de capas inclinadas, estructura porosa orientada y otros factores pueden provocar el alargamiento de la sección transversal del agujero.

Fig. 2 Detección de fracturas.

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

Las fracturas por esfuerzo de corte y las fracturas de tracción descriptas a partir de experimentos de laboratorio poseen contrapartes netas que existen naturalmente; las fracturas por esfuerzo de corte corresponden a fallas, mientras que las fracturas de tracción corresponden a grietas.

Clasificación de los yacimientos fracturados: Los yacimientos fracturados se clasifican en base a la interacción existente entre las contribuciones de porosidad y permeabilidad relativas tanto del sistema de fracturas como del sistema de matriz.

En los yacimientos de Tipo 1, las fracturas proveen tanto los elementos de porosidad como los elementos de permeabilidad. Los yacimientos de Tipo 2 poseen baja porosidad y baja permeabilidad en la matriz y las fracturas proveen la permeabilidad esencial para la productividad. Los yacimientos de Tipo 3 poseen alta porosidad y pueden producir sin fracturas, de manera que las fracturas en estos yacimientos proveen permeabilidad adicional. Los yacimientos de tipo M poseen alta porosidad y permeabilidad matricial, de manera que las fracturas abiertas pueden mejorar la permeabilidad, pero las fracturas naturales a menudo complican el flujo de fluidos en estos yacimientos a través de la formación de barreras. Otra clase de yacimientos, los de Tipo G, ha sido creada para los yacimientos de gas fracturados no convencionales, tales como los yacimientos CBM, y para los yacimientos de gas condensado fracturados.

Fuente: Principios/Aplicaciones de la Interpretación de Registros, http://petrotecnologia.blogspot.com/2008/02/la-naturaleza-de-los-yacimientos.html