Source: https://www.scribd.com/document/39027443/Naturally-Fract-Reservoirs
Timestamp: 2016-08-26 00:42:12+00:00

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BrowseUploadSign inJoinBooksAudiobooksComicsSheet MusicWelcome to Scribd! Start your free trial and access books, documents and more.Find out moreLa naturaleza de los yacimientos naturalmente fracturadosTom Bratton Denver, Colorado, EUA Dao Viet Canh Nguyen Van Que Cuu Long Joint Operating Company (JOC) Saigón, Vietnam Nguyen V. Duc VietSovPetro Vung Tau City, Vietnam Paul Gillespie David Hunt Hydro Bergen, Noruega Bingjian Li Ahmadi, Kuwait Richard Marcinew Satyaki Ray Calgary, Alberta, Canadá Bernard Montaron Dubai, Emiratos Árabes Unidos Ron Nelson Broken N Consulting, Incorporated Cat Spring, Texas, EUA David Schoderbek ConocoPhillips Calgary Lars Sonneland Stavanger, Noruega
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Lee Conn, MI LLC, Houston; Phil Christie, John Cook y Michael Williams, Cambridge, Inglaterra; Adam Donald y Omer Gurpinar, Denver, Colorado; Peter Kaufman, Pittsburgh, Pensilvania, EUA; y John Lassek, Sugar Land, Texas. BorTex, ClearFRAC, CMR (herramienta Combinable de Resonancia Magnética), ECLIPSE, FMI (generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), Formation MicroScanner, GeoFrame, geoVISION, MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), Petrel, RAB (Resistividad frente a la Barrena), Sonic Scanner, Variable Density y VDA (Ácido Divergente Viscoelástico) son marcas de Schlumberger.
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. Por otra parte, forman parte de algunos de los yacimientos más grandes y productivos de la Tierra. La naturaleza paradójica de esta clase de yacimientos está dada por los grandes esfuerzos que hace la industria por comprenderlos mejor y modelarlos con suficiente certeza.
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 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. Las fracturas naturales también están presentes en todo tipo de yacimiento siliciclástico, lo que complica el aparentemente simple comportamiento de la producción dominado por la matriz. Además, las fracturas naturales constituyen el factor de producibilidad principal en una amplia gama de yacimientos menos convencionales, incluyendo los yacimientos de metano en capas de carbón (CBM), los yacimientos de gas de lutitas y los yacimientos de roca basamento y roca volcánica. Si bien las fracturas naturales desempeñan un rol menos importante en los yacimientos de alta permeabilidad y alta porosidad, tales como las turbiditas, comúnmente forman barreras para el flujo, frustrando los intentos para calcular las reservas recuperables y predecir la producción con el tiempo en forma precisa.
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. 1 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. Por ejemplo, una compañía que no aprovecha las oportunidades para evaluar las fracturas naturales durante la primera etapa de desarrollo puede desperdiciar recursos en operaciones de perforación de pozos de relleno innecesarias. Es probable que los equipos a cargo de los activos de las compañías nunca lleguen a extraer los hidrocarburos originalmente considerados recuperables porque, sin comprender el impacto de las fracturas naturales sobre el comportamiento de la producción, no habrán preparado adecuadamente el campo para la aplicación de técnicas de recuperación secundaria. Este artículo examina el impacto de las fracturas naturales sobre los yacimientos de hidrocarburos, en las diferentes etapas de su desarrollo. Se analiza la clasiﬁcación de las fracturas naturales y los yacimientos naturalmente fracturados (NFR), junto con los factores que afectan el comportamiento de éstos últimos. Además, se describen los métodos utilizados en una variedad de escalas, para identiﬁcar y caracterizar las fracturas naturales y modelar la
Mecanismos focales Ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo Fracturas inducidas por la perforación Muestras de pared de pozo Restitución de tensiones (overcoring) Fracturas hidráulicas Indicadores geológicos
Falla directa Desplazamiento de rumbo Falla de cabalgamiento Desconocido
> Mapa mundial de esfuerzos que muestra datos de esfuerzos compilados provenientes de diversas fuentes. En las regiones de petróleo y gas, las mediciones de pozos constituyen una fuente importante de información de esfuerzos locales actuales. Esta información básica se utiliza en el modelado para ayudar a comprender las redes de fracturas presentes en los campos de todo el mundo. (Tomado del Proyecto de Mapa Mundial de Esfuerzos, http://www-wsm.physik.uni-karlsruhe.de/pub/casmo/content_frames/stress_maps_frame.html, utilizado con autorización).
inﬂuencia de los sistemas de fracturas sobre la producción. Ejemplos de todo el mundo ilustran diferentes enfoques. Fracturas naturales en el desarrollo de campos petroleros La investigación de las fracturas naturales debería iniciarse durante la etapa de exploración. Los aﬂoramientos en superﬁcie correspondientes a la sección prospectiva o los análogos de yacimientos pueden constituir la base de un cimiento litológico, estructural y estratigráﬁco sobre el que los geólogos podrán construir modelos conceptuales. Estos modelos a menudo comienzan con el conocimiento de los esfuerzos regionales (arriba).2 El estado de los esfuerzos es importante en los yaci-
mientos NFR porque determina en gran medida si las fracturas están abiertas para conducir los ﬂuidos de yacimiento. Además, la magnitud y dirección de los esfuerzos horizontales desempeñan roles cruciales en el diseño de los fracturamientos hidráulicos; tratamientos que constituyen el método de estimulación primaria para los yacimientos NFR. Los levantamientos sísmicos de componentes múltiples (3C), adquiridos en las primeras etapas del desarrollo de los campos petroleros, arrojan datos importantes para la determinación de la anisotropía azimutal, lo que es esencial para caracterizar las fracturas naturales y colocar los pozos en forma efectiva.3 Por ejemplo, el conocimiento de la orientación general de los sistemas
de fracturas durante la planeación de los pozos aumenta signiﬁcativamente la posibilidad de que un pozo intercepte fracturas.
1. Nelson RA: “Evaluating Fractured Reservoirs: Introduction,” Geologic Analysis of Naturally Fractured Reservoirs, 2a ed Woburn, Massachusetts, EUA: Gulf Professional Publishing (2001): 1–2. 2. Para obtener más información sobre datos de esfuerzos de todo el mundo, consulte: http://www-wsm.physik. uni-karlsruhe.de/pub/introduction/introduction_frame.html (Se accedió el 18 de mayo de 2006). 3. Kristiansen P, Gaiser J y Horne S: “How Multicomponent Seismic Can Be Used to Manage Fractured Carbonate Reservoirs,” artículo de la SPE 93762, presentado en la 14a Muestra y Conferencia del Petróleo y del Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 12 al 15 de marzo de 2005.
lo que impulsó a las compañías de servicios a desarrollar nuevos ﬂuidos a base de surfactantes. las herramientas MWD pueden monitorear los parámetros de perforación críticos en tiempo real. el daño a la conductividad dentro de la fractura hidráulica
. tal como el servicio de generación de imágenes durante la perforación geoVISION y la herramienta de Resistividad frente a la Barrena RAB.000 barriles [12. Otras fuentes de información valiosas que pueden obtenerse durante las primeras etapas del desarrollo de campos petroleros incluyen las pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación. Entre éstas se encuentran la reducción de la presión neta de la fractura mediante el control de la tasa de inyección del ﬂuido de tratamiento o el uso de ﬂuidos de baja viscosidad y la incorporación de partículas adecuadamente clasiﬁcadas para puentear dinámicamente las ﬁsuras dilatadas. las zonas con permeabilidades más altas comúnmente admiten la mayor parte del ﬂuido de tratamiento y las zonas con permeabilidades más bajas quedan sin tratar. Las claves para encarar problemas de pérdida de circulación serios y recurrentes son la planeación por pérdidas potenciales. Alternativamente. Estos métodos de divergencia utilizan sólidos para puentear y restringir el ﬂujo hacia zonas altamente permeables o fracturadas.6 Para la mitigación de los inconvenientes. utilizando habitualmente una combinación de HCl y ácido ﬂuorhídrico [HF]. la atención se traslada al diseño de un programa de terminación y estimulación de pozos para anular el daño causado por las operaciones de perforación y cementación. En consecuencia. Por ejemplo. que se produce cuando los ﬂuidos de perforación y el cemento sellan las fracturas que alguna vez estuvieron abiertas y fueron potencialmente productivas. y se emplean bolillas de obturación para la divergencia mecánica desde el interior de los tubulares hacia los disparos. Hoy en día. en muchos casos.9 Los procedimientos convencionales incluyen métodos de divergencia que se basan en el uso
partículas de ciertos materiales o en la viscosidad de los ﬂuidos de tratamiento. La divergencia basada en la viscosidad utiliza ﬂuidos energizados y ácidos o ﬂuidos geliﬁcados con surfactantes viscoelásticos o polímeros para desviar el tratamiento y proveer control de pérdida de ﬂuido dentro de la formación. Para la mayoría de los yacimientos NFR con matrices de baja permeabilidad. Además. La correcta evaluación del rol de las fracturas naturales puede traducirse en éxitos anticipados de desarrollo de campos.7 La incorporación de información sobre fracturas naturales y propiedades mecánicas de las rocas en los diseños de las operaciones de cementación reduce el riesgo de abrir las fracturas naturales o de fracturar accidentalmente la formación. el costo y el daño causados por los problemas de pérdida de circulación. Las fracturas naturales de los yacimientos siliciclásticos también se acidiﬁcan en ocasiones.5
En algunos casos. las pruebas de ﬂujo inicial. Éstas incluyen el calentamiento del ﬂuido de perforación para alterar el estado de los esfuerzos alrededor del pozo. la deﬁnición del objetivo y la disponibilidad de los equipos y materiales necesarios cuando suceden los problemas.10 Además.712 m3] en intervalos largos de roca altamente fracturada y porosa. se bombea sal de roca o escamas de ácido benzoico en la zona de pérdida para provocar la divergencia dentro de la formación. estableciendo las bases para las etapas de desarrollo posteriores. rodeados de lutitas de baja permeabilidad o zonas sobrepresionadas. las fracturas naturales son tan grandes que se requieren medidas drásticas. incluyendo Kuwait. las opciones de los perforadores son más limitadas. incluyendo la información obtenida con los registros de pozos. los dispositivos de muestreo y los núcleos (coronas) de diámetro completo. resultan críticos para el logro de operaciones de estimulación y producción óptimas. pérdida de costosos ﬂuidos de perforación. son formas posibles de reducir los problemas de pérdida de circulación y su daño asociado. en ciertos yacimientos carbonatados NFR de Asia central. la clave del éxito a la hora de acidiﬁcar los carbonatos radica en controlar la divergencia. ayudan a identiﬁcar las fracturas naturales de inmediato después de perforar más allá de las mismas. El control de la tasa de pérdida de ﬂuido y la colocación efectiva del apuntalante. Por ejemplo. Durante las operaciones de disparos en condiciones de sobrebalance y de cementación. los polímeros han producido daños en ciertos yacimientos. por ejemplo. No obstante. Un costo menos obvio es el asociado con la reducción de la productividad. Además. 8 Durante la estimulación de las rocas carbonatadas utilizando ﬂuidos reactivos. No obstante. el tratamiento de estimulación por fractu ramiento hidráulico de los yacimientos NFR requiere que la trayectoria de la fractura principal se mantenga abierta con apuntalante y conductiva. incluyendo los proyectos de recuperación secundaria. y la pérdida potencial de pozos. la pérdida de ﬂuido y la velocidad de reacción. Arabia Saudita . México y Kazajstán.Los pozos nuevos plantean oportunidades para recolectar datos geológicos. los perforadores deben mantener una cierta densidad del lodo para soportar la lutita o impedir que se produzca un reventón desde la zona sobrepresionada. Las fracturas naturales pueden limitar signiﬁcativamente la capacidad para colocar grandes volúmenes de apuntalante dentro de una fractura creada hidráulicamente.4 El empleo de técnicas de perforación en condiciones de bajo balance y la utilización de ﬂuidos de perforación o de cementación que producen menos daño. es esencial contar con un conocimiento detallado del sistema de fracturas. y las pruebas de incremento y caída de presión. Por ejemplo. situaciones ambas que podrían causar pérdidas de circulación. el tratamiento previo del ﬂuido de perforación con partículas de ciertos materiales. A través de los años. minimizando al mismo tiempo el daño producido a la red de fracturas naturales. los levantamientos sísmicos de pozos. la tecnología LWD. se requiere alguna forma de estimulación. se ha desarrollado una nueva técnica que utiliza ambas tecnologías—divergencia basada en partículas ﬁbrosas y divergencia basada en la viscosidad de los ﬂuidos—para acidiﬁcar los yacimientos NFR. El bombeo de ﬂuidos reactivos—acidiﬁcación. las pérdidas de ﬂuido de perforación alcanzaron 80. reduciendo así el volumen total de pérdida de ﬂuido. geofísicos y mecánicos adecuados a partir de diversas fuentes. las fracturas naturales abiertas pueden producir problemas de pérdida de circulación. La información sobre las fracturas naturales también es importante en la etapa de construcción de pozos. y el cambio estratégico de los esfuerzos presentes alrededor del pozo. Cuando perforan yacimientos NFR debilitados y agotados. Se utilizan diversas técnicas para limitar la dilatación de las fracturas naturales y las correspondientes pérdidas de ﬂuido durante el tratamiento por fracturamiento hidráulico. el sistema de Ácido Divergente Viscoelástico VDA ha sido utilizado para estimular con éxito yacimientos carbonatados fracturados de todo el mundo. se han desarrollado técnicas innovadoras para limitar el riesgo. mediante la creación de fracturas. permitiendo que los ingenieros de perforación reduzcan los problemas de pérdida de circulación. utilizando diversas formulaciones de ácido clorhídrico [HCl] o agentes quelantes—en las fracturas naturales es más común en los yacimientos carbonatados para remover el daño producido en la región vecina al pozo y mejorar la conectividad y conductividad del sistema. el tratamiento del lodo con materiales de pérdida de circulación especial—tales como las ﬁbras—cuando comienzan a producirse pérdidas. Una vez ﬁnalizada la etapa de construcción y evaluación de pozos.
Parham C y Plummer J: “Clear Fracturing Fluids for Increased Well Productivity. la capacidad de comprender y predecir las características de los sistemas de fracturas y fallas es esencial. 5 al 8 de octubre de 1997. Qu Q y Fu DK: “Polymer-Free Fluid for Hydraulic Fracturing.
. Samuel M. En esta etapa del desarrollo del campo. 9. Para resultar efectivo. lo que puede conducir posiblemente a que las áreas menos permeables reciban un tratamiento inadecuado. tales como el ﬂuido de fracturamiento libre de polímeros ClearFRAC. 12 al 15 de marzo de 2000. Plumb R. Bargach S. Fredd C. Dallas. Goetz P. Mitchell C. Li B. Huidobro E. Maeso C. Graham D. presentado en el Simposio y Exhibición Regional de Yacimientos de Baja Permeabilidad de la Sección de las Montañas Rocallosas de la SPE. determinado por el proceso de simulación. o reemplazando el ﬂuido de fracturamiento polimérico por sistemas de ﬂuidos surfactantes viscoelásticos que no producen daño. Albuquerque MAP. Rasmus J. Krauss K. Luisiana. Lafayette. Chmilowski W. Lamb M. no. Brady M. Los ﬂuidos inyectados tienden a seguir la trayectoria de menor resistencia. la producción prematura de gas puede privar de su energía a un yacimiento. Inaba M. Vinod PS. Waite T.” en King RE (ed): Stratigraphic Oil and Gas Fields—Classiﬁcation. Cheung P. La estrategia que utiliza una compañía para obtener el potencial de recuperación y producción de un campo petrolero se entrelaza con un modelo y un proceso de simulación NFR en constante evolución y se orienta cada vez más según los mismos. 15 al 17 de febrero de 2006. por ejemplo. Taha M. Lantz T. Smith CL y Saxon A: “Use of Novel Acid System Improves Zonal Coverage of Stimulation Treatments in Tengiz Field. Stearns DW y Friedman M: “Reservoirs in Fractured Rock. presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE. Card RJ.” Oilﬁeld Review 9. Burton J y Bloys B: “How Can We Best Manage Lost Circulation?” artículo AADE-03-NTCE-38. 6. Alvarado O. 23 al 26 de septiembre de 1990. EUA. Idealmente. Grether B y Rohler H: “LWD en tiempo real: Registros para la perforación. 1 (Verano de 2003): 24–39. Vinod PS.” Oilﬁeld Review 15. la producción de agua de alta movilidad deja atrás volúmenes sustanciales de petróleo de baja movilidad.” artículo de la SPE 50977. Aston MS. Marshall M. http://www.” Oilﬁeld Review 13. Rohler H y Tribe I: “El auge de las imágenes de la pared del pozo. Kordziel W. Ehlig-Economides CA. el efecto de la divergencia debe ser temporario para permitir la restauración completa de la productividad del pozo cuando el tratamiento está completo. Davies S. Orgren M y Redden J: “Imágenes claras en lodos base aceite. el tratamiento puede enfocarse en las áreas que más lo requieran. La divergencia es una técnica utilizada en los tratamientos de estimulación para asegurar la distribución uniforme del ﬂuido de tratamiento a lo largo del intervalo de tratamiento. Además de sumar costos de producción y eliminación de agua. Al-Anzi E. Fu D. 14. es necesario vincular esas observaciones con datos de experimentos de laboratorio controlados.
como una fractura natural abierta. Laronga R. presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE. Hayman A. No es sorprendente que uno de los principales desafíos con que se enfrentan los especialistas en yacimientos es cómo simular correctamente los efectos de las fracturas sobre el comportamiento de los yacimientos. 12. Journal of Petroleum Technology 51. en consecuencia el esfuerzo efectivo. 10. 2 al 4 de marzo de 2004. presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo de la SPE. Por otra parte. Lungwitz B. Nishi M. Larsen M. Ivan C. 1 al 3 de febrero de 2000. Ford G. Brown JE. McLean MR. Hansen S. Waters G. Hodenﬁeld K. Al-Anzi et al. Tulsa: AAPG (1972): 82–106. dañar las bombas de fondo de pozo y complicar el tratamiento en superﬁcie de los ﬂuidos de yacimiento producidos. Nelson E. Chang F. American Association of Petroleum Geologists. Clasiﬁcación de las fracturas A la hora de desarrollar y modelar los yacimientos fracturados.” artículo de las IADC/SPE 87130. presentado en el Simposio y Exhibición Internacional de la SPE sobre Control de Daño de Formación. Lo que debe comprenderse es la interacción entre estos dos sistemas mientras cambian las propiedades del yacimiento con el desarrollo de las operaciones de producción o inyección. 3 (Invierno de 2001): 64–84. Fu D y Downey R: “Viscoelastic Surfactant Fracturing Fluids: Applications in Low-Permeability Reservoirs. Falconer I.creada y el sistema de fracturas naturales puede reducirse mediante la reducción del volumen total de polímero utilizado. Dang Y. Villahermosa. 3 (Otoño de 1997): 20–33. Jemmali M. presentado en la Conferencia Nacional de Tecnología de la AADE “Practical Solutions for Drilling Challenges. Mikalsen T. los cambios producidos en la presión de yacimiento y. utilizando geles de fracturamiento reticulados con bajo contenido de polímeros. Alberty MW. Morita N. 1° al 3 de abril de 2003. comienza con una caracterización detallada. Bornemann T. La comprensión de estos yacimientos requiere la adquisición y el análisis de un vasto volumen de datos y. referencia 8.
Las técnicas de recuperación secundaria que utilizan métodos de inyección de ﬂuidos también modiﬁcan la presión del campo y su dinámica de esfuerzos efectivos y. Nelson EB. incrementando las relaciones rompedor-polímero a través del empleo de rompedores encapsulados. Nueva Orleáns. Cook G. se necesita un conocimiento básico de cómo se desarrollan las fracturas naturales. de Jong HJ y Armagost K: “Drilling Fluids for Wellbore Strengthening. porque los diversos tipos de fracturas conducen el ﬂuido en forma diferente. Durante la etapa de producción primaria.13 La complejidad de
4. Samuel M y Sandhu D: “Reacciones positivas en la estimulación de yacimientos carbonatados. Nasr-El-Din H.” artículo de la SPE 38622. Al-Mutawa A. Marcinew R. no. 4 (Primavera de 2002): 2–27. presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE. alteran el ﬂujo de ﬂuidos dentro de las redes de fracturas. alteran la conductividad de las fracturas con respecto al ﬂujo de ﬂuidos.” artículo de la SPE 59057. 1 (Enero de 1999): 61–63. Denver. 5. Novoa E y Sánchez O: “Drilling and Completion Strategies in Naturally Fractured Reservoirs.” Houston. Mediante la utilización de algún medio de divergencia. Texas. normalmente. México. Black AD y Guh G-F: “Theory of Lost Circulation Pressure. Para apreciar los esquemas de clasiﬁcación comunes. por lo tanto. Codazzi D.12 La irrupción de agua o gas es la implicancia negativa más común de las fracturas conductivas en la etapa de producción primaria.14 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.” artículo de la SPE 60322. los equipos a cargo de los activos de las compañías deberían estar familiarizados con el rol que desempeñan las fracturas naturales en el movimiento de los ﬂuidos en gran escala. otros datos—por ejemplo. no. tal
los sistemas de fracturas naturales se capta en los métodos descriptivos. No obstante.naturalfractures. de los sistemas de fracturas y matriz. Memoria 16. genéticos y geométricos que los geocientíﬁcos emplean para clasiﬁcar las fracturas naturales. 7. Ledergerber AG. Samuel M. la capacidad de las fracturas para incidir signiﬁcativamente en el comportamiento del ﬂujo de ﬂuidos en los yacimientos de hidrocarburos es enorme. datos de pruebas de pozos.” Oilﬁeld Review 12. San Antonio. 13. datos de producción y datos sísmicos pasivos y adquiridos con la técnica de repetición—ayudan a validar y mejorar los modelos de yacimientos. pie por pie. Polson D.com/ (Se accedió el 20 de abril de 2006). 4 (Primavera de 2004): 30–47. Hartner J. las estrategias de producción y recuperación secundaria—esquemas y espaciamientos de pozos y selección de zonas de inyección y producción—deberían reﬂejar el nivel de inﬂuencia que poseen las fracturas naturales sobre el barrido de hidrocarburos. no. Conforme continúa el desarrollo del campo. no. Temple HL.” artículo de la SPE 98221. El conocimiento de los tipos de fracturas mejora la simulación del ﬂujo de ﬂuidos a través de las fracturas.” Oilﬁeld Review 15. Rasmus J.11 Si bien el volumen ocupado por las fracturas típicas—abiertas o rellenas de minerales—dentro de una matriz vasta suele ser relativamente minúsculo. Marin HD. Lorenz JC: “Stress-Sensitive Reservoirs. Exploration Methods and Case Histories. McCormick D. no. 8. Flournoy G.” artículo de la SPE 20409. para adquirir ese conocimiento se requiere algo más que la amplia observación de las fracturas naturales. Chase B. 11.
El Carril 1 muestra los datos del calibrador. 16 Esta distinción de índole mecánica constituye una forma útil de clasiﬁcar las fracturas. σ2. σ3.15
X70. después del ajuste por la presión de poro—el esfuerzo efectivo local—resulta de tracción. Las grietas. Las fallas tectónicas típicamente atraviesan la estratigrafía sin impedimentos y.8
X72. con desplazamientos que varían desde milíme-
tros hasta kilómetros. y el esfuerzo intermedio.0
X71.8
X71. El ángulo que se forma entre la fractura por esfuerzo de corte y σ1 se denomina ángulo diedro. Las ﬂechas correspondientes al echado se presentan en el Carril 4. es común observar la creación de fracturas de tracción durante los experimentos de compresión. El diagrama muestra las direcciones de los tres esfuerzos principales—el esfuerzo de compresión principal máximo. Las grietas limitadas por estratos terminan en las superﬁcies de estratiﬁcación y a menudo desarrollan un espa-
Diámetro interno del pozo
0 Grados 90
> Los esfuerzos principales y la creación de las fracturas.6
X71. término que a veces se utiliza en forma indistinta con el término fracturas de extensión. respectivamente.4
En el laboratorio. El ángulo agudo que se forma entre dos fracturas por esfuerzo de corte (rojo) se denomina ángulo conjugado. cuando el esfuerzo diferencial es alto. Las imágenes sísmicas generalmente permiten la detección de las fallas más grandes. el esfuerzo de compresión principal mínimo. Las fallas se forman en su mayor parte durante la ocurrencia de episodios tectónicos signiﬁcativos. σ2 (arriba). el esfuerzo de compresión principal mínimo. Entre la fractura por esfuerzo de corte y σ3.0
> Ejemplo de fracturas no sistemáticas de bajo ángulo en lutitas. σ3. de orientación del pozo y de rayos gamma. formando un ángulo agudo con σ1.6
X70. En el laboratorio. cuando el valor de σ3.2
X70. Las fallas tectónicas se forman habitualmente a lo largo de una amplia gama de escalas. se forman en sentido perpendicular a la estratiﬁcación y pueden ser o no limitadas por estratos. las fracturas por esfuerzo de corte y las fracturas de tracción se forman con una orientación que se relaciona con las tres direcciones de esfuerzos principales. Las fracturas de tracción. mientras que las fracturas por esfuerzo de corte son paralelas a σ2. También se indica el fracturamiento resultante. las fracturas por esfuerzo de corte corresponden a fallas. Las fracturas por esfuerzo de tracción (verde) se forman paralelas a σ1 y σ2.
Calibrador 2 Tamaño de la barrena
Profundidad. mientras que se requieren datos de pozos para identiﬁcar y caracterizar las fallas más pequeñas. en consecuencia.2
X71. y el esfuerzo intermedio. se conocen como fallas no limitadas por estratos.
. σ1.4
X71. Los Carriles 2 y 3 muestran las imágenes FMI estáticas y dinámicas. Las imágenes obtenidas con la herramienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI muestran claramente tanto el fracturamiento (sinusoides azules en el Carril 3 y ﬂechas en el Carril 4) como la estratiﬁcación de la formación (sinusoides verdes y ﬂechas). el esfuerzo de compresión principal máximo. se forman perpendiculares a σ3 y bajo esfuerzos diferenciales relativamente bajos. o fracturas que no exhiben un desplazamiento visible. a saber. σ1.Las fracturas por esfuerzo de corte y las fracturas de tracción descriptas a partir de experimentos de laboratorio poseen contrapartes netas que existen naturalmente. pies
Echado verdadero de la fractura Orientación Norte
0 120 240 360 0 Grados 90
Imagen FMI estática Rayos gamma Resistiva Conductiva
ºAPI 200
Imagen FMI dinámica Resistiva Conductiva
Echado verdadero de la estratificación
X70. mientras que las fracturas de tracción corresponden a grietas. Las fracturas por esfuerzo de corte se crean bajo un alto esfuerzo diferencial y en pares conjugados. se forma un ángulo obtuso. a presiones de conﬁnamiento bajas y en asociación con el desarrollo de fracturas por esfuerzo de corte.
fracturas por contracción termal y fracturas por cambios de fases minerales. en esos casos. Fillion E. no. Olsen C. 16. y las fracturas por cambios de fases minerales en los carbonatos. Chilés J-P. Es probable. que se encuentran más comúnmente en rocas carbonatadas y ricas en cuarzo.
conjunto dado corresponden a fallas o a grietas. Una vez que los sistemas de fracturas naturales han sido clasiﬁcados tanto desde el punto de vista geológico como de ingeniería. onduladas o dentadas. bajo un estado de esfuerzo diferencial. Gross MR: “The Origin and Spacing of Cross Joints: Examples from the Monterrey Formation. Las fracturas exógenas se forman después de la sedimentación y la litiﬁcación. Un sistema de clasiﬁcación genético examina cómo las fracturas se relacionan con la formación y la estructura en la que se encuentran localizadas. Princeton. no. no.17 Las grietas no limitadas por estratos tienen lugar en una amplia gama de escalas y se agrupan espacialmente. abajo). Comúnmente. las grietas probablemente se forman sólo bajo condiciones de presión de ﬂuido elevada. o el fracturamiento asociado con las estilolitas. 17. proceso similar al del fracturamiento hidráulico durante la estimulación de pozos. su impacto subterráneo sobre la producibilidad del yacimiento se considera mínimo. Éstas incluyen grietas de disecación. unidas por un arreglo perpendicular de grietas transversales que rematan las grietas sistemáticas. 6 (Junio de 1993): 737–751. o alternativamente. por ejemplo la formación de diaclasas en carbones. California. Las estilolitas son rasgos diagenéticos que se encuentran comúnmente en rocas carbonatadas de baja permeabilidad.
0 cm 1 0 pulgadas 1
> Sección transversal de una estilolita. Otros tipos de fracturas son creados por mecanismos de reducción de volumen que tienen lugar en la roca. 8 (1988): 1181–1204. 19. Aarseth E. 18. La creación de fracturas endógenas está relacionada con los esfuerzos presentes durante la sedimentación. pero se sabe a partir de la mecánica de las rocas que se forman con un valor efectivo de σ3 bajo. Dado que las grietas no involucran un desplazamiento que desplace la estratiﬁcación.19 Si bien las grietas de tracción pueden contribuir a la permeabilidad medida en el núcleo. esta distinción es a menudo menos clara si se utilizan datos del subsuelo. La porosidad resultante se denomina cárstica y es importante en muchos yacimientos carbonatados fracturados. El esfuerzo de tracción verdadero se produce a profundidades someras. referencia 1: 163–185. pueden facilitar el incremento subsiguiente de la disolución y de la permeabilidad. en las profundidades de los yacimientos. para determinar si las fracturas de un
15. por lo que el esclarecimiento del sistema de fracturas subyacente a menudo puede ayudar a comprender los sistemas cársticos.ciamiento regular y forman redes conectadas bien organizadas en una vista en planta. Las estilolitas normalmente inhiben el ﬂujo de ﬂuidos en el subsuelo. Trice R. que contienen residuos insolubles concentrados tales como los minerales de arcilla y los óxidos de hierro. consulte: Nelson. el próximo paso consiste en investigar su impacto sobre el yacimiento. usualmente a partir de los esfuerzos tectónicos generados por el desarrollo de pliegues y fallas. Se forman como superﬁcies irregulares entre dos capas y en general se consideran el resultado de un proceso de disolución bajo presión. pero a menudo se asocian con fracturas pequeñas denominadas grietas de tracción. Pollard DD y Aydin AA: “Progress in Understanding Jointing over the Past Century. Se cree que las estilolitas se forman por disolución bajo presión. Castaing C. Engelder T: Stress Regimes in the Lithosphere. Bourgnie B. y no a partir de fuerzas externas. ya que probablemente no puedan resolverse los desplazamientos estratigráﬁcos. Thrane L. basado en las propiedades observadas de las fracturas. Las fracturas por sinéresis se forman a través de un proceso químico que provoca deshidratación y. que los geólogos tengan que basarse en una diversidad de criterios. Las rocas carbonatadas se disuelven fácilmente en agua dulce o en ﬂuidos agresivos y la disolución se concentra a menudo para formar cavernas o vacuolas. No obstante. Si bien para un geólogo es relativamente simple distinguir las fallas de las grietas en un aﬂoramiento. Las estilolitas son superﬁcies entrelazadas serradas. Gillespie P. Las estilolitas pueden producir la reducción de la permeabilidad local. un proceso de disolución que reduce el espacio entre los poros bajo presión durante la diagénesis. De éstas. Las grietas de tracción. Los mapas de porosidad cárstica a menudo muestran que la porosidad se encuentra más intensamente mejorada a lo largo de los planos de fracturas preexistentes. no pueden ser observadas en forma directa en las imágenes sísmicas pero pueden ser localizadas y caracterizadas mediante datos de registros de pozos e imágenes de la pared del pozo (página anterior. que se conocen como grietas sistemáticas. su orientación y distribución espacial. fracturas formadas por sinéresis. una reducción del volumen.” Petroleum Geoscientist 5. Genter A. Odling NE. existe una serie larga y continua de grietas. tienden a formar estilolitas—superﬁcies irregulares de residuos insolubles—que se desarrollan en sentido perpendicular a σ1.18 El origen de las grietas es a menudo difícil de determinar. son las de mayor importancia en la producción de petróleo y gas. Santa Barbara Coastline.
Dado que los carbonatos se disuelven en forma relativamente fácil bajo presión. Walsh JJ y Watterson J: “Variations in Fracture System Geometry and Their Implications for Fluid Flow in Fractured Hydrocarbon Reservoirs. EUA: Princeton University Press (1993): 24–25. Puede ser necesario. las fracturas por sinéresis o fracturas tipo tela de gallinero. Para obtener más información sobre las estilolitas.” Geological Society of America Bulletin 100. tales como el relleno de las fracturas. en consecuencia. son comunes (arriba). que a veces parecen permeables en las pruebas de núcleos. Nueva Jersey. 4 (Noviembre de 1999): 373–384. Journal of Structural Geology 15.
. entonces. desarrollar un sistema de clasiﬁcación pragmático. de manera que algunas grietas se desarrollan cerca de la superﬁcie. Christensen NP.
Estos yacimientos muestran regímenes de producción iniciales altos pero también están sujetos a rápida declinación de la producción. Los métodos geométricos miden los atributos especíﬁcos para identiﬁcar y caracterizar las fracturas naturales y evaluar su impacto potencial sobre la producción o la inyección. tales como los yacimientos CBM. generando diﬁcultades durante la fase de recuperación secundaria. Los yacimientos de tipo M poseen alta porosidad y permeabilidad matricial. pero pueden presentar diﬁcultades durante la recuperación secundaria si la comunicación existente entre la fractura y la matriz es pobre. se debe conocer tanto el sistema de fracturas naturales como el sistema de matriz de un yaci-
. Por lo tanto. Los yacimientos de Tipo M poseen cualidades impresionantes en lo que respecta a la matriz pero a veces se encuentran compartimentalizados. Evaluación de fracturas y campos Existen muchas formas de caracterizar las fracturas naturales y evaluar su rol en la explotación de yacimientos. en general no son cuantitativas. Otro método dinámico de escala intermedia a grande utiliza trazadores inyectados y análisis de la composición del agua para determinar la comunicación directa atribuida a las fracturas. Los métodos dinámicos buscan caracterizar los efectos de las fracturas por medio de la medición o la descripción directa del movimiento de los ﬂuidos a través de las fracturas y la matriz. y la historia de producción e inyección del campo. a menudo constituyen barreras para el ﬂuido. existen varias tecnologías para encarar los yacimientos NFR. Muchos son los factores que afectan el ﬂujo de ﬂuidos en un yacimiento NFR. 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 efectos de las fracturas pueden cambiar a lo largo de la vida productiva del yacimiento como las presiones y los tipos de ﬂuidos cambian durante las etapas de recuperación primaria y secundaria. además de la compleja interacción de ﬂujo entre esos sistemas. si las fracturas están rellenas de minerales o son abiertas. caracterizar y modelar las fracturas. (Adaptado a partir de Nelson. por el contrario. las fracturas proveen tanto los elementos de porosidad como los elementos de permeabilidad. de manera que las fracturas abiertas pueden mejorar la permeabilidad. Las técnicas más comunes de evaluación de fracturas de pequeña escala. Los yacimientos de Tipo 2 pueden tener regímenes de producción iniciales sorprendentemente buenos. que proveen información sobre las fracturas y el ﬂujo relacionado con las mismas. basadas en registros. % Porosidad de fractura 100%
Permeabilidad de matriz 100%
> Sistema de clasiﬁcación de yacimientos naturalmente fracturados. sino que. pero las fracturas naturales a menudo complican el ﬂujo de ﬂuidos en estos yacimientos a través de la formación de barreras.Permeabilidad de fractura 100%
Tipo G Tipo 2 Tipo 3 Tipo 1
Influencia creciente de las fracturas naturales (influencia decreciente de la matriz) Tipo M (sólo matriz) Tipo 4 Porosidad de matriz 100% Porosidad total. que pueden ser desplegadas mediante métodos con cable o LWD. 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 (arriba). Si bien muchos de estos factores no pueden ser controlados. Los yacimientos de Tipo 1. habitualmente poseen áreas de drenaje grandes por pozo y requieren menos pozos para su desarrollo. Hoy en día. La mayoría de los yacimientos de Tipo G corresponden o se aproximan a la clasiﬁcación de Tipo 2. algunos problemas pueden mitigarse. %
Clasiﬁcación de los yacimientos fracturados La mayoría de los yacimientos. Las fracturas no suman porosidad y permeabilidad adicional signiﬁcativa a los yacimientos de Tipo 4. las direcciones de las fracturas naturales. Para que la clasiﬁcación NFR resulte válida. Cuanto antes se adquiera este conocimiento. y para los yacimientos de gascondensado fracturados. Por otra parte. utilizan tecnologías de generación de imágenes de la pared del pozo ultrasónicas y de resistividad.21 Estas pruebas pueden obtenerse con el Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT. ha sido creada para los yacimientos de gas fracturados no convencionales. pero pueden exhibir relaciones complejas de permeabilidad direccional. y estimaciones de la conductividad de las fracturas. El grado en que las fracturas inciden en el ﬂujo de ﬂuidos a través de un yacimiento es lo que debería dictar el nivel de recursos necesarios para identiﬁcar. Si bien las mediciones tradicionales obtenidas de los registros—tales como el calibrador y el registro de micro-resistividad—pueden aludir a la presencia de las fracturas naturales. las estrategias de desarrollo de campos petroleros pueden ajustarse a los sistemas de fracturas naturales para optimizar la producción y la recuperación. referencia 1:102). Los yacimientos de Tipo 3 poseen alta porosidad y pueden producir sin fracturas. si no todos. Los yacimientos de Tipo 3 son habitualmente más continuos y poseen regímenes de producción sostenidos buenos. las propiedades y fases de los ﬂuidos de yacimientos. de manera que las fracturas en estos yacimientos proveen permeabilidad adicional. las fracturas no siempre conducen ﬂuido. incluyendo la orientación de los esfuerzos. los de Tipo G. contienen fracturas. entre zonas y entre pozos.
Permeabilidad total. en los que las fracturas proveen tanto la porosidad primaria como la permeabilidad primaria. irrupción temprana de agua y diﬁcultades en la determinación de las reservas. más preparados estarán los equipos a cargo de los activos de las compañías para tomar decisiones importantes relacionadas con el manejo de campos petroleros en las primeras etapas de su desarrollo. para una matriz de baja permeabilidad. En los yacimientos de Tipo 4 la permeabilidad se graﬁcaría próxima al origen porque la contribución de las fracturas a la permeabilidad en dichos yacimientos es negativa.
miento. suelen constituir barreras para el ﬂujo.20 En los yacimientos de Tipo 1. lo que hace que su desempeño sea inferior a las estimaciones de producibilidad iniciales y que la efectividad de la fase de recuperación secundaria sea variable dentro del mismo campo. Estos métodos dinámicos incluyen las pruebas de presión transitoria en el intervalo de escala intermedia. Otra clase de yacimientos.
Coalson EB y Brown CA (eds): Geophysical Studies Relevant to Horizontal Drilling: Examples from North America. los métodos comunes de medición de la permeabilidad—la propiedad que más intimida indagar en estos yacimientos de basamento fracturado—incluían la ejecución de pruebas de pozos o la adquisición y las pruebas de núcleos. que creó la cuenca.physik. Lorenz JC. por ejemplo. México. situada en el área marina de Vietnam. 8 (Agosto de 1996): 909–911. 23 A pesar de las diﬁcultades. presentado en la Conferencia Internacional del Petróleo de la SPE.uni-karlsruhe. constituyen un análogo marino del campo (fotografía). El análisis de pruebas de pozos de los yacimientos fracturados requiere numerosos supuestos que pueden conducir a errores. El resultado es un yacimiento NFR híbrido de Tipo 2/Tipo1.180 m3/d] de petróleo.de/pub/casmo/content_frames/ stress_maps_frame. Las rocas fracturadas del basamento granítico de la Cuenca de Cuu Long.” artículo de la SPE 92208. en el área marina de Vietnam. Warpinski NR y Teufel LW: “Natural Fracture Characteristics and Effects.” artículo de la SPE 88478. corresponden en su mayor parte a yacimientos de Tipo 1. Hoi TV y Duc NV: “Characterizing Permeability for the Fractured Basement Reservoirs. tanto la porosidad como la permeabilidad de las rocas del basamento son provistas por las fracturas naturales (izquierda). en las zonas fracturadas que rodean a las fallas. en Vietnam. Las aglomeraciones de fracturas se disponen en sentido paralelo de la playa.
Si bien la resolución de las herramientas eléctricas de generación de imágenes de la pared del pozo operadas con cable es excepcional. http://www-wsm. Puebla. Carnegie A. Nelson.” en Schmoker JW. no. No obstante. la forma más detallada de evaluar los yacimientos NFR es mediante la adquisición de núcleos de diámetro completo en los intervalos de interés. se ha documentado la presencia de porosidad secundaria porque los ﬂuidos hidrotermales disuelven los feldespatos en la matriz.
las fracturas naturales no mineralizadas. referencia 1: 101–124. Denver: Asociación de Geólogos de la Región de las Montañas Rocallosas (1994): 47–57. condujeron a la formación de una compleja pero prolíﬁca red de fracturas naturales que puede dividirse en tres clases de fracturas. la presencia de materiales de relleno.000 bbl/d [3. actualmente existen formas innovadoras de caracterizar los yacimientos NFR.
.312 pies]. utilizando tecnologías y técnicas de procesamiento de avanzada. Además.24 No obstante. Li B. la extracción de núcleos de diáme-
tro completo puede ser onerosa y la recuperación de núcleos pobres puede constituir un problema en las rocas intensamente fracturadas.” The Leading Edge 15. 24. Guttormsen J. Jackson RR. 7 al 9 de noviembre de 2004. a lo largo de unos 300 a 400 m [984 a 1. mientras que el análisis de núcleos es habitualmente pesimista porque los intervalos prospectivos más intensamente fracturados no se recuperan ni analizan. Gauthier P y Brooks AD: “Application of Interval Pressure Transient Testing with Downhole Fluid Analysis for Characterising Permeability Distributions. Una serie de episodios geológicos. seguidos de dos fases de compresión importantes.22 El acceso a núcleos de diámetro completo permite a los geólogos y petrofísicos examinar las propiedades especíﬁcas que inciden en la capacidad de conducción de ﬂuidos de una fractura.Hanoi
> Localización de la Cuenca de Cuu Long. Xian C. presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y del Gas de la Región del Pacíﬁco Asiático de la SPE.html. fracturas marginales mejoradas por disolución y no mejo23. utilizado con autorización). In-Situ Flow Fractions and Water Cut. incluyendo una fase extensiva durante la etapa de rifting. su productividad puede ser sorprendente—algunos pozos individuales pueden producir más de 20. (El inserto del mapa de esfuerzos proviene del Proyecto de Mapa Mundial de Esfuerzos. 21. Perth. Otra aplicación extremadamente valiosa de los datos de núcleos es que proveen una “verdad en tierra ﬁrme” a partir de la cual se pueden calibrar otros métodos de análisis de fracturas. La relativa falta de datos de esfuerzos publicados hace que sea aún más importante adquirir datos de esfuerzos útiles cuando resulta posible (extremo inferior derecho). Australia. 22. las fracturas inducidas por la extracción de núcleos pueden resultar difíciles de distinguir de
20. Desde la primera producción a comienzos de la década de 1990. Las aglomeraciones de fracturas presentes en un aﬂoramiento granítico a lo largo de la Playa Long Hai. Si bien los yacimientos de Cuu Long dependen exclusivamente de las fracturas para producir. Lorenz JC y Hill R: “Measurement and Analysis of Fractures in Core. 18 al 20 de octubre de 2004.
el valor de kf debería ser igual a la permeabilidad del yacimiento (kr) para el mismo volumen investigado. la permeabilidad es el factor que controla la productividad de los pozos.
Permeabilidad de fractura
0. y mantienen aperturas que oscilan en su mayor parte entre 0. la red de fracturas marginales forma los conductos principales para la transmisión de ﬂuidos y provee un importante volumen de almacenamiento para los yacimientos de basamento fracturado.
La permeabilidad promedio estimada para las zonas de contribución es de 69mD
Sistema mejorado por disolución (primario) •Tectónica modificada por procesos hidrotermales y meteóricos •Alta permeabilidad •Longitud larga •Altura considerable •Gran apertura •Trayectorias de flujo lineales a radiales •Conductos para producción primaria
Permeabilidad Permeabilidad de núcleo
. en un pozo. la mayoría de las fracturas discretas son relativamente cortas.Y86
0.1 mD 1. La imagen FMI (izquierda) muestra los dos tipos de fracturas principales.
Cuu Long Joint Operating Company (JOC) y VietSovPetro desarrollaron un método para calcular en forma consistente la permeabilidad de los yacimientos y calibrarla con el análisis de núcleos.0004 y 0.8 pies] de núcleo de diámetro completo. Esta técnica de interpretación basada en imágenes ha demostrado ser exitosa en numerosos pozos de la Cuenca de Cuu Long.26 Algunas de las fracturas marginales son enormes y llegan a medir más de 1. La sección del registro de permeabilidad computada de la derecha muestra las zonas de alta permeabilidad (amarillo) que contribuyeron al ﬂujo durante la adquisición de registros de producción y las pruebas de pozos.000
X.9 pies] de ancho. Se describen las relaciones de los sistemas de ﬂujo de las fracturas correspondiente a cada tipo. El valor de kr computado continuo. terminan en las fracturas marginales. Este procesamiento básicamente mapea las anomalías conductivas presentes en la matriz de granito resistivo en la imagen de la pared del pozo y computa un indicador de permeabilidad relativa (RPI). Estas zonas exhibían una permeabilidad promedio de 69 mD en base a las pruebas de pozos.01 y 0.Y88
> Sistema de clasiﬁcación de fracturas utilizado en la Cuenca de Cuu Long. los resultados de las pruebas de pozos y los datos de los registros de producción. promedió 92 mD. se evalúa la interconectividad de las fracturas utilizando los datos de las imágenes y la herramienta de clasiﬁcación de texturas BorTex en la plataforma integrada del sistema de caracterización de yacimientos GeoFrame de Schlumberger. para el sistema de fracturas discretas (extremo superior derecho) y para el sistema mejorado por disolución (extremo inferior derecho).Profundidad.
radas. En otro paso de procesamiento. Se utilizó la cantidad limitada de núcleo extraído en una zona de permeabilidad relativamente baja para calibrar kr (abajo). los geocientíﬁcos de Schlumberger. se utilizan para calcular la permeabilidad de las fracturas (kf). Por ejemplo. Se adquirieron registros en agujero descubierto junto con las imágenes FMI y sólo 3 m [9. Por otra parte.000
0.25 Cuando no está rellena con arcillas.Y84
X. junto con una
> Calibración y validación de la permeabilidad del yacimiento (kr) utilizando 3 m de datos de núcleos (izquierda).000
X.5 m [4. aportan la mayor parte de la capacidad de almacenamiento a las redes marginales. En primer lugar. fracturas con paredes rectas y fracturas discretas (arriba). El RPI luego puede escalarse para obtener kr con el ﬁn de proveer una evaluación continua de la permeabilidad. m
Imagen FMI Resistiva Conductiva Orientación Norte
Relaciones de los sistemas de flujo de fracturas
X. En los yacimientos de Tipo 1.900 m [12. 300 m [984 pies] de la roca del basamento granítico fueron penetrados a una profundidad superior de aproximadamente 3.1 mD 1.004 pulgadas]. en los mismos intervalos.27 Estas salidas. se calculan las aperturas y la densidad de las fracturas para las fracturas picadas manualmente en las imágenes de resistividad FMI. Utilizando datos de imágenes FMI.800 pies]. calcita y zeolitas.Y87
0. En los campos de la Cuenca de Cuu Long.1 mm [0.1 mD 1.1 mD 1.Y85
Sistema de fracturas discretas (secundario) •Tectónica solamente •Baja permeabilidad •Longitud corta •Altura corta •Apertura fina—sujeta al esfuerzo principal •Trayectorias de flujo altamente tortuosas •Conductos para producción secundaria (se comportan como un sistema de porosidad matricial)
constante de calibración.
pero hubo varias zonas de alta permeabilidad que no aportaron produc-
ción alguna.Calibrador
6 pulg 16
0 ºAPI 200
Profundidad. las aperturas de las fracturas calculadas a partir de los datos FMI se presentan en el Carril 4. Inicialmente ﬂuyó petróleo de tres zonas como lo demuestra el registro de producción. otras zonas comenzaron a contribuir a la producción. bbl/d bbl/d
Tasa de petróleo.org/zeolites. realizada después de que el pozo estuviera en producción durante 17 meses. 7 (1992): 821–833. Tomado en http://www.000
mD 1. Los datos estándar de registros adquiridos en agujero descubierto se muestran en los Carriles 1 y 2. y cationes.
Apertura de fractura
Lateroperfil profundo
ohm. donde se muestran las zonas de contribución de agua (azul) y petróleo (rojo) a partir de la segunda operación de pruebas de pozos. después de 17 meses de producción. 27.000
0.000 860
X. Por fortuna.009
bbl/d 4. contienen silicio.m 20. se necesitan datos de resistividad somera para calibrar. caudal. el corte de agua se había incrementado desde el inicio de la producción.090 y X.
. o escalar. bbl/d
1.1 0. no. se emplearon métodos dinámicos de caracterización de fracturas en dos ocasiones—inmediatamente después de terminado el pozo y. en el Carril 6.000
0. por ejemplo entre X. Cond. rata) de los registros de producción interpretados.html (Se accedió el 30 de abril de 2006).000
Imagen FMI dinámica Res. indica la localización de las pérdidas de circulación signiﬁcativas durante la perforación.100 m. Para obtener más información sobre esta técnica. Las fracturas marginales se deﬁnen como fracturas en las cuales terminan otras fracturas. y kr con los puntos de calibración de los núcleos. Tasa de agua.1
Tasa de petróleo. en el carril de la profundidad. Con el tiempo.058 169 X.bza. Las zeolitas son sólidos cristalinos microporosos con estructuras bien deﬁnidas. nuevamente. kf y RPI se muestran en el Carril 5. Para computar las aperturas de las fracturas.000
Permeabilidad de fractura Orientación Norte
0 120 240 360 1 mD 10.95 g/cm3 2.00001 cm
Indicador de permeabilidad relativa
0. inmediatamente después de perforar el pozo.45 m3/m3 -0.” Geophysics 55. Los especialistas de Cuu Long JOC y VietSovPetro sospechaban que la falta de contribución era causada por la presencia de daño de formación parcial ya que se registraron pérdidas de circulación durante la perforación. Los Carriles 7 y 8 incluyen los resultados de los registros de producción interpretados en la primera operación de pruebas de pozos. aluminio y oxígeno en su esqueleto.
Después de la producción inicial.m 20. agua y otras moléculas en sus poros. El Carril 9 presenta la tasa (gasto. m
Lateroperfil somero
2 ohm. las imágenes FMI en el Carril 3.5 0. La correlación entre las permeabilidades calculadas y el desempeño real del yacimiento resultó muy buena (arriba). Por lo general. consulte: Luthi SM y Souhaite P: “Fracture Aperture from Electrical Borehole Scans.100
> Análisis integrado de permeabilidad de fracturas que muestra una comparación de la permeabilidad computada con los resultados de la adquisición de registros de producción y de las pruebas de pozos. Además. El recuadro amarillo. 26.1 mD 1. la respuesta de la herramienta FMI. las zonas dañadas se limpiaron con la caída de presión producida en el pozo.000 0
Porosidad-Neutrón
0. al cabo de 17 meses de producción—que incluyeron pruebas de pozos y adquisición de registros de producción.
oscilando entre más del 16% (rojo) y menos del 2% (azul). Por lo tanto. la magnitud y dirección de la anisotropía varían con la profundidad.1 mD 1010 0
Porosidad de fractura
pie3/pie 3
X. El Carril 6 muestra el registro de Densidad Variable de Stoneley. cuando la dirección de la anisotropía relacionada con los esfuerzos diﬁere sólo levemente de la dirección de la anisotropía inducida por las fracturas. es posible diferenciar las fracturas naturales de las fracturas inducidas por la perforación.000 0. que pueden ayudar a los equipos a cargo de los activos de las compañías con los diseños individuales de las operaciones de estimulación y terminación de pozos produc-
tores e inyectores y pueden ser reescalados para obtener modelos de yacimientos de un campo entero. agrega elementos dinámicos al análisis detallado de fracturas realizado con herramientas operadas con cable. de baja permeabilidad y baja porosidad. aunque estén orientadas en la misma dirección—normalmente paralela a la dirección actual del esfuerzo horizontal máximo. Dado que la calidad de la matriz es en general baja. En el Carril 2. terminación y estimulación. registros de pérdida de circulación. En los intervalos naturalmente fracturados. EUA. No obstante. obtenidas con la plataforma de barrido acústico Sonic Scanner.440 0 120 240 360 µs/pie 0 0 100 -90 Grados 90 300 Ondas de Stoneley 100 modeladas Ancho de fractura Longitud de la traza de la fractura
X. Las zonas de alta anisotropía corresponden a zonas con fracturas visibles en la imagen FMI del Carril 7. utilizan datos de ondas de Stoneley y de ondas ﬂexurales dipolares obtenidos con la herramienta Sonic Scanner y datos de imágenes FMI para identiﬁcar claramente la estratiﬁcación de las formaciones. siguen constituyendo un dilema porque los generadores de imágenes de la pared del pozo basados en la resistividad no pueden distinguir entre minerales conductivos y ﬂuido de perforación conductivo.200
X. Una combinación poderosa de imágenes de la pared del pozo de alta resolución y mediciones acústicas innovadoras. Los cálculos de apertura de las fracturas derivadas del análisis de reﬂexión y atenuación Sonic Scanner del Carril 4 se comparan con las aperturas de las fracturas calculadas sobre las fracturas picadas a mano del Carril 5. 2% ahora.29 La respuesta mejorada de las ondas de Stoneley de baja frecuencia—hasta 300 Hz—de la herramienta Sonic Scanner posibilita la detección de fracturas de alto ángulo a verticales. Además. los minerales conductivos de las fracturas. se presta especial atención a los datos corroborativos. Las diferencias grandes entre la lentitud de las ondas de Stoneley medidas y la lentitud modelada para una formación impermeable elástica se observan en el Carril 3.300
X. Fracturas en las Montañas Rocallosas La producción de hidrocarburos a partir de yacimientos de rocas duras. que se encuentran fundamentalmente en las zonas meteorizadas del tope del granito.5 10 µs/pie 0 variable Stoneley corte rápidas basada en ∆T mínima Orientación Norte S-Se Apertura Stoneley Permeabilidad Stoneley 0 µs 20.400
> Caracterización de fracturas utilizando datos Sonic Scanner y FMI. Las diferencias de energía fuera de línea mínima y máxima se muestran el carril de la profundidad y surgen del análisis de anisotropía de ondas de corte. detallados y continuos en función de la profundidad. ft
.Esta técnica ha ayudado a minimizar los efectos perturbadores producidos por los minerales resistivos que rellenan las fracturas sobre la caracterización de las fracturas en los campos de la Cuenca de Cuu Long. se
∆T compresional
300 µs/pie 0
Anisotropía basada en el tiempo
200 % 0
Anisotropía basada en ∆T
∆T Stoneley
250 µs/pie 150
∆T de las ondas de Stoneley
4 4 Pulgadas 14
Imagen FMI Resistiva Conductiva Registro µs/pie 0 0 Azimut de 300 de densidad ondas de Onda de corte rápida Energía 250 µs/pie 150 0 Pulgadas 0. Un punto importante es que esta técnica de caracterización de fracturas provee datos de salida de la permeabilidad. depende de la conexión exitosa entre las redes de fracturas abiertas y el pozo. los rasgos sedimentarios y las fracturas. El análisis de anisotropía del pozo incluye el análisis de lentitud-frecuencia (SFA) y las proyecciones de coherencia-tiempo-lentitud (STC) para las formas de onda rápida y lenta en línea. es esencial identiﬁcar los intervalos fracturados para establecer las consideraciones relacionadas con las etapas de cementación y estimulación. 28 Los geocientíﬁcos y petrofísicos de Schlumberger en la región de las Montañas Rocallosas. %
En estas zonas. cementación. Esto se realiza mediante tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico.
Depth. versus 5% con la tecnología previa.
Indicación de anisotropía. utilizando una técnica de atenuación denominada energías diferenciales normalizadas (NDE). a partir de la imagen FMI del Carril 7. rastros de gas y datos de registros obtenidos con el probador MDT o la herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR. el área de superﬁcie expuesta al pozo a lo largo de los planos de fractura a menudo debe incrementarse para lograr los volúmenes de producción requeridos.100
Incertidumbre asociada con Onda de corte lenta Energía basada en ∆T el azimut máxima
Energía fuera Diferencia de corte de línea
µs/pie
100. Las fracturas naturales abiertas contribuyen a la producción pero también pueden ocasionar problemas durante las operaciones de perforación. No obstante. la nueva herramienta es capaz de diferenciarlas gracias a la capacidad mejorada de resolver pequeños grados de anisotropía.
Carbón de las planicies
Carbón de los pies de monte
Diaclasa frontal Diaclasa interpuesta
Fracturas por esfuerzo de corte Estratificación
> Ejemplos de carbones canadienses en imágenes FMI y aﬂoramientos. denominándose diaclasas frontales al conjunto de fracturas primarias. medidos desde el pozo. Grifﬁths C y Worthington P (eds): Geological Applications of Wireline Logs II (Aplicaciones geológicas de registros adquiridos mediante herramientas operadas con cable II). 4 al 7 de junio de 2006. 1 (Verano de 2006): 16–35. Toda esta información se capta en el modelo mecánico del subsuelo. Otra técnica de procesamiento. Los especialistas de la región de las Montañas Rocallosas han desarrollado una solución de terminación de pozos en rocas duras que combina los datos Sonic Scanner con los datos FMI para optimizar el diseño de las fracturas hidráulicas.X60
X. Geological Society Special Publication 65. Veracruz. m
Carbón de los pies de monte de Alberta Calibrador
Diaclasa frontal Orientación Norte
120 240 360 0 Grados 90
125 mm 375 0
Rayos Imagen FMI dinámica gamma Resistiva Conductiva 0 °API150 0
Estratificación Echado verdadero
Estratificación Rayos Imagen FMI dinámica Echado verdadero gamma Resistiva Conductiva 0 °API150 0 Grados 90
X.” Transcripciones del 47o. artículo QQ. a partir del análisis de dispersión de las ondas ﬂexurales hasta varios
pies la formación. Provisto de esta caracterización de las fracturas basada en registros. su porosidad. Londres: The Geological Society (1992): 185–198.X21
Diaclasa interpuesta
X. Las fracturas naturales verticales presentes en el carbón se denominan diaclasas y se forman durante el proceso de hulliﬁcación. m
Profundidad medida. De GS. En los yacimientos de Tipo 2 de las Montañas Rocallosas. Las diaclasas sistemáticas del carbón se clasiﬁcan geométricamente. Las fracturas por esfuerzo de corte. Renlie L y Williams S: “Imágenes de la pared del pozo y sus inmediaciones. denominada análisis de lentitud-frecuencia (SFA). el carbón es una roca yacimiento única. densidad y longitud de traza en el pozo. terminar y estimular este intervalo potencialmente productivo. 29. y diaclasas interpuestas al conjunto de fracturas secundarias menos continuas (izquierda). Comenzando con su depositación como turba. 30. las porosidades oscilan entre 3 y 7% y las permeabilidades de la matriz se expresan en microdarcies.” en Hurst A.X20
Fracturas por esfuerzo de corte
X. La herramienta FMI posibilita el cálculo de la apertura de las fracturas. México. La imagen FMI (extremo superior izquierdo) y una fotografía de un aﬂoramiento representativo (extremo inferior izquierdo) del carbón de las planicies de Alberta muestran tanto las diaclasas frontales como las diaclasas interpuestas. Hornby B y Luthi S: “An Integrated Interpretation of Fracture Apertures Computed from Electrical Borehole Scans and Reﬂected Stoneley Waves.X22
ondas de Stoneley y ondas de corte Sonic Scanner con la interpretación de las imágenes FMI muestra una evaluación inequívoca de las fracturas desarrolladas en el intervalo (página anterior). Donald A y Bratton T: “Advancements in Acoustic Technique for Evaluating Open Natural Fractures.30 La combinación de métodos de caracterización de fracturas independientes a partir del análisis de
producen variaciones en el contenido de frecuencias y en la resistencia de la señal. Simposio Anual sobre Adquisición de Registros de la SPWLA. no.” Oilﬁeld Review 18. una fuente de metano no convencional pero cada vez más importante. más continuas.X59 X. Arroyo Franco JL. Mercado Ortiz MA. La solución incorpora la caracterización de fracturas naturales—incluyendo la determinación de la apertura. Las fracturas presentes en el carbón también
28. el equipo a cargo de los activos de la compañía puede juzgar mejor la forma óptima de cementar. permite la interpretación de los datos de frecuencia y amplitud de las ondas ﬂexurales dipolares y muestra la calidad de la estimación de la lentitud (inversa de la velocidad) de las ondas de corte. los yacimientos de metano en capas de carbón requieren fracturas naturales. Es interesante observar que las fracturas por esfuerzo de corte normalmente degradan la permeabilidad del carbón. Yacimientos de metano en capas de carbón Es probable que no exista otro yacimiento NFR más difícil de estimular que un yacimiento CBM. la permeabilidad y el alcance de las fracturas—y el análisis de los esfuerzos horizontales máximo y mínimo. utilizado por los diseñadores de las operaciones de estimulación para optimizar el diseño de la fractura hidráulica. las diaclasas frontales y las diaclasas interpuestas se muestran tanto en la imagen FMI (extremo superior derecho) como en la fotografía del aﬂoramiento (extremo inferior derecho) del carbón de las Planicies de Alberta. Para ser productivos.Carbón de las planicies de Alberta Profundidad medida.
Alberta: Borehole Image Interpretation.uni-karlsruhe. 19 al 22 de mayo de 1996. se observan además fracturas por esfuerzo de corte.” Oil and Gas Journal 83.physik.” presentado en la Reunión Anual de la AAPG. 34. Schoderbek D y Ray S: “Reservoir Characterization of Ardley Coals. utilizado con autorización). Olsen T. el carbón se considera deshidratado y la producción de gas alcanza su pico. antes de poder producir volúmenes signiﬁcativos de gas. Las fracturas endógenas. Bleakly DC. El mapa de la izquierda muestra el área del play carbonífero Ardley (rojo).31 Esta capacidad de almacenamiento conﬁere a los carbones un comportamiento único con respecto a la producción inicial. Calgary. además del gas absorbido en la superﬁcie interna de la matriz del carbón. Ryan B y Schoderbek D: “Producción de gas natural a partir del carbón. o ambos elementos. siendo el gas el ﬂuido producido predominante. Bell JS. and FMI. Van Alstine DR y Packer DR: “Core Orientation 2: How to Evaluate Orientation Data. donde el espesor del carbón Ardley supera los 12 m [39. la porosidad de las diaclasas. lo que hace que el contenido de gas del carbón— que se acrecienta a medida que aumenta la calidad del carbón—y el grado de desarrollo de diaclasas o fracturas naturales sean las consideraciones fundamentales a la hora de evaluar un área para determinar el potencial de producción de los yacimientos CBM.
pueden clasiﬁcarse genéticamente. la producción de agua es inicialmente alta. Los carbones pueden contener agua o gas. no. La capacidad del carbón para almacenar metano reduce en gran medida la necesidad de contar con mecanismos convencionales de entrampamiento en yacimientos.de/pub/casmo/content_frames/ stress_maps_frame. Basinski P. Por el contrario. John Z. no. que se relaciona con la desorción (desorption). Low N.50 millones de m3/d [300 millones de pies3/d]. Van Alstine DR y Butterworth JE: “A Fracture-Orientation Comparison Between Core-Based and Borehole-Imaging Techniques: Paleomagnetic. En unos pocos años de desarrollo. Las diaclasas constituyen el mecanismo de permeabilidad primario virtualmente en todos los yacimientos CBM.4 pies]. Reinheimer D. Calgary: Canadian Society of Petroleum Geologists and Alberta Research Council (1994): 439–446. Cualquier volumen de agua presente en el sistema de diaclasas debe ser producido para reducir la presión de yacimiento en
. Anderson J. Estos conjuntos de diaclasas son ortogonales y casi siempre perpendiculares a la estratiﬁcación. no con el agotamiento de la presión. San Diego. Cuando la permeabilidad al gas con el tiempo se estabiliza. la permeabilidad relativa y absoluta del carbón. A partir de este punto. La velocidad a la que se deshidrata el yacimiento depende de diversos factores. y los campos de esfuerzos regionales dictaminan su orientación. 48 (2 de diciembre de 1985): 103–109. 49 (9 de diciembre de 1985): 46–54.”Oilﬁeld Review 15. Bulat D. Simpson M. y un pequeño porcentaje— menos del 1%—proviene de los carbones Ardley presentes en la Formación Scollard del Cretácico Superior (página anterior). el espesor del carbón Ardley (extremo superior derecho) y los datos de esfuerzos publicados (extremo inferior derecho). En la mayoría de los yacimientos CBM. Van Alstine DR y Packer DR: “Core Orientation 1: Controlling Errors Minimizes Risk and Cost in Core Orientation. Bleakly DC. no. Ray S. ha sobrepasado los 8. Quality Control. se difunda a través de la matriz y se desplace hacia el sistema de diaclasas. se crean bajo tracción conforme la matriz de carbón se contrae debido a los procesos de deshidratación y desvolatilización que tienen lugar durante la hulliﬁcación. 3 (Invierno de 2003/2004): 8–33. Hamilton WD. la producción de gas CBM de Alberta. de manera que la comprensión del desarrollo de las diaclasas y las fracturas naturales en los carbones es crucial durante todas las facetas del desarrollo de los yacimientos CBM. http://www-wsm. Khan R. California. Conforme el agua se desplaza fuera de las diaclasas y las fracturas.” Oil and Gas Journal 83. y el espaciamiento entre pozos. En algunos carbones. incluyendo las saturaciones originales de gas y agua. Boyer C. No obstante. lo que se traduce en perﬁles de producción CBM que son únicos en comparación con otros yacimientos fracturados. Colson L. (El inserto del mapa de esfuerzos ha sido tomado del Proyecto de Mapa Mundial de Esfuerzos. 16 al 19 de junio de 2005. Schlachter G.html. o diaclasas clásicas. Electronic Multishot.Alberta
Espesor del carbón Ardley
0 0 km 200 miles 200 0a6m 6 a 12 m
12 a 18 m >18 m
0 0 km 100 millas 100
> Mapas que muestran la distribución de los carbones de Alberta (izquierda). Price PR y McLellan PJ: “In-Situ Stress in the Western Canada Sedimentary Basin. los car31. 32.
ese sistema. en Canadá. El proceso de deshidratación aumenta la permeabilidad al gas en las diaclasas y en las fracturas. las fracturas exógenas se forman debido al tectonismo. El metano se almacena en el carbón por adsorción. Beaton A. tanto la producción de agua como la producción de gas declinan lentamente. la saturación y la producción de gas aumentan y la producción de agua disminuye. 33. La mayor parte de esta producción proviene de las zonas carboníferas de Horseshoe Canyon y Mannville.” presentado en la Convención Anual de la AAPG.” en Mossop GD y Shetson I (compiladores): Geological Atlas of the Western Canada Sedimentary Basin (Atlas geológico de la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá). proceso por el cual las moléculas individuales de gas son ligadas por fuerzas eléctricas débiles a las moléculas orgánicas sólidas que
conforman el carbón. en los sistemas de diaclasas y fracturas naturales. y hace que el gas de la matriz se desorba. Scollard Formation.
ConocoPhillips integró la información pública y privada disponible sobre la orientación de las diaclasas. con rumbo predominantemente noreste a sudoeste. Arbour. La herramienta FMI identiﬁca con éxito el desarrollo. La imagen del carbón Arbour (extremo superior derecho) no indica la presencia de diaclasas grandes. Además. que requiere que se vuelvan a juntar los núcleos enteros y que se desmagneticen selectivamente los tapones cortados de los núcleos.
Imagen FMI dinámica Res.
bones Ardley menos explotados constituyen un recurso CBM con potencial signiﬁcativo.32 En dos pozos. denominada orientación de núcleos paleomagnéticos.5
Desarrollo de diaclasas de pequeña escala Arbour
X52.34 Los núcleos se orientan utilizando la magnetiza-
X53. pies Fractura Echado verdadero Orientación Norte
0 120 240 360 0 Grados 90 125 mm 375
Tamaño de Orientación Norte la barrena
Fractura Echado verdadero Orientación Norte
Imagen FMI dinámica Res.5
Y14. pies Profundidad. años después de su adquisición. Con ese ﬁn.
Carbón Val D’Or mineralizado
X52. La interpretación de las imágenes FMI indicó que en la Formación Scollard. que supera el 1.33 Las
imágenes FMI permitieron además conocer la naturaleza y dirección del desarrollo de diaclasas en los carbones Ardley. estos núcleos debieron orientarse según la realidad.13 trillón de m3/d [40 trillones de pies3]. que se orientan de noreste a sudoeste. Silkstone y Mynheer (arriba). Burlington Resources. Para complementar el estudio regional del desarrollo de diaclasas en el carbón Ardley.0
X87.5
Y32. los geocientíﬁcos realizaron un examen detallado de seis núcleos convencionales no
orientados. las zonas de Val D’Or. El carbón Mynheer muestra un predominio de interestratiﬁcaciones de lutita (extremo inferior derecho). La imagen FMI estática del carbón Val D’Or aparece muy brillante (extremo superior izquierdo). mientras que la imagen del carbón Silkstone (extremo inferior izquierdo) muestra abundantes diaclasas frontales.Diámetro interno del pozo
Calibrador 2 Profundidad.0
Y32. Cond. en la dirección del esfuerzo horizontal máximo. proveniente de minas y aﬂoramientos. ahora ConocoPhillips.0
> Imágenes de los carbones Ardley. el carbón Silkstone poseía el potencial productivo más importante y el carbón Arbour exhibía cierto potencial. o la falta de desarrollo. ha investigado los carbones Ardley utilizando la herramienta FMI.5
Carbón arcilloso Mynheer
Y13. las imágenes de la pared del pozo permitieron a los geocientíﬁcos de ConocoPhillips y Schlumberger determinar el régimen actual de los esfuerzos a partir de las fracturas inducidas por la perforación.5
Y12. Cond.0 X86.0
Carbón Silkstone con buen desarrollo de diaclasas
Y31. ConocoPhillips utilizó una técnica desarrollada por Applied Paleomagnetics. extraídos de los carbones Ardley entre cinco y diez años antes. lo que indica un alto grado de mineralización. Esta dirección es consistente con las evaluaciones previas. de diaclasas en las cuatro zonas carboníferas de Ardley.
000 años. En general. junto con la dirección de polarización de la onda de corte rápida. 36 Los métodos sísmicos de caracterización de fracturas comprenden la determinación de la anisotropía de la velocidad. ayudan a inferir la intensidad de las fracturas y su orientación. tales como las amplitudes de las reﬂexiones. El sistema de diaclasas interpuestas de los carbones Ardley es mucho menos persistente y se alinea en forma menos favorable con respecto a los esfuerzos actuales. Las técnicas VSP con desplazamiento sucesivo de la fuente y con desplazamiento de fuente y herramienta. en los carbones Ardley de la Formación Scollard. Los pozos horizontales perforados en sentido perpendicular al sistema de diaclasas frontales pueden requerir el fracturamiento hidráulico de intervalos múltiples dentro de la sección horizontal. Red sísmica para caracterizar las fracturas La capacidad para caracterizar los sistemas de fracturas en la primera etapa del desarrollo de un campo reduce el riesgo económico porque permite que los equipos a cargo de los activos de las compañías determinen las direcciones óptimas de los pozos horizontales para maximizar la producción y la recuperación. posibilitan los análisis de anisotropía de la velocidad y variación de la amplitud con el desplazamiento y el
azimut (AVOA). la variación de la amplitud azimutal con el desplazamiento y la variación del retardo normal (normal move out—NMO) con el azimut (próxima página). Esta magnetización señala el norte geográﬁco actual y representa el campo geomagnético promedio de los últimos 780. debido a su alineación favorable con el esfuerzo horizontal máximo actual. Una vez determinada la dirección norte en el núcleo vuelto a juntar. Esta información puede ser utilizada luego para diseñar levantamientos sísmicos de superﬁcie 3D con el ﬁn de cubrir áreas alejadas del control de pozos. ConocoPhillips planea integrar los resultados de este estudio de diaclasas con las interpretaciones hidrogeológicas y estructurales para desarrollar su estrategia de exploración futura. Por otro lado. respectivamente. paralela a las fracturas naturales originadas por el esfuerzo. derivados del análisis de núcleos rotados.38 La dirección de las ondas P rápidas se alinea con la dirección del esfuerzo compresional máximo. mientras que los diagramas de rosetas a partir de la interpretación FMI se exhiben a la derecha del mapa. La integración de todos los datos disponibles para optimizar la conﬁguración del VSP ayuda a extraer información de anisotropía de alta calidad. La ventaja de examinar las variaciones de
. y los análisis de imágenes FMI (derecha). La exploración del metano en capas de carbón. para determinar el azimut de las fracturas. Todas las fuentes de datos indicaron que podría haber un sistema abierto de diaclasas frontales dominante de dirección noreste-sudoeste. se observaron y explotaron las variaciones azimutales de otros atributos sísmicos. En este escenario simple. tales como el hecho de perforar echado (buzamiento) arriba para maximizar el drenaje. que emplean longitudes de ondas de hasta 100 m [328 pies] para detectar la presencia de fracturas naturales utilizando el análisis de anisotropía azimutal. es todavía incipiente. la dirección de las ondas P lentas se alinearía en sentido perpendicular al rumbo de las fracturas y el ﬂuido que rellena las fracturas afectaría la velocidad. con resoluciones más altas que con los métodos sísmicos de superﬁcie y pueden ser utilizadas para calibrar los resultados sísmicos de superﬁcie.37 A través de los años. que es el tiempo transcurrido desde la última inversión de la polaridad geomagnética. se pueden orientar los resultados del análisis detallado. La falta de diaclasas interpuestas en los carbones Ardley contrasta con los carbones Horseshoe Canyon y Mannville. gran parte del debate acerca de la caracterización de las fracturas se ha centrado en la investigación de las fracturas utilizando técnicas de resolución relativamente alta si se comparan
6 a 12 m 12 a 18 m >18 m
10% 5% 5% 10% 15%
diaclasas FMI
120 0 330
Pozo 4 Pozo 6 2 4 3 6 1
Símbolos del diagrama de roseta
Diaclasas del carbón Fractura de extensión natural Fractura natural por esfuerzo de corte Fractura inducida de alto ángulo Fractura inducida de bajo ángulo Diaclasas a partir de la herramienta FMI
> Determinación de las direcciones de las diaclasas principales en los carbones Ardley. los datos soportan un rumbo noreste a sudoeste para las diaclasas frontales. los geofísicos observaron que las velocidades de las ondas compresionales (P) exhibían variaciones azimutales durante el procesamiento de algunos levantamientos sísmicos 3D. Por ejemplo. lo que arroja datos de orientación comparables con los estudios de aﬂoramientos y minas. El escenario de permeabilidad desaﬁante también incidirá en las consideraciones asociadas con el diseño de pozos. se muestran a la izquierda del mapa. la medición de las diferencias de tiempo de tránsito entre la onda de corte rápida y la onda de corte lenta.35 Estas técnicas no detectan fallas o fracturas individuales sino que explotan la respuesta promedio. Las investigaciones sísmicas de los yacimientos NFR incluyen aquellas investigaciones realizadas mediante perﬁles sísmicos verticales (VSP). para estimular los carbones en forma efectiva y optimizar el potencial de producción. Una operación de estimulación más efectiva favorece la deshidratación de los sistemas de diaclasas y acelera la desorción del gas.ción secundaria de la magnetita que se encuentra en casi todas las rocas. Hasta este momento. especialmente los realizados en áreas de gran esfuerzo tectónico. con desplazamientos múltiples de la fuente y azimuts múltiples.
con los métodos sísmicos. Los diagramas de rosetas que muestran los datos de rumbo de las diaclasas. La orientación paleomagnética del núcleo se utilizó para complementar la base de datos de carbones Ardley de ConocoPhillips. a lo largo de un gran volumen de roca.
1 (Enero de 2001): 101–106. a través de dos rayos: un rayo rápido que se dirige hacia el sur. El diagrama sísmico del fondo marino (extremo inferior derecho) demuestra los efectos de la anisotropía sísmica. No obstante. Christie P. Si bien la mayoría de los métodos sísmicos de análisis de fracturas asumen una geometría simple—capas horizontales y fracturas verticales—la técnica NMO permite cierta evaluación adicional donde las capas buzan y donde las fracturas naturales pueden no ser verticales. Según el estudio de Venezuela. 40. or Azimuthal Anisotropy in the Presence of the Seismic Interpretation. las direcciones múltiples de las fracturas—por ejemplo cerca de las fallas—y las fuentes de anisotropía adicionales pueden complicar signiﬁcativamente el análisis.” Oilﬁeld Review 16. Si bien el procesamiento y la interpretación del análisis AVOA son relativamente simples cuando existe un solo alineamiento. el análisis AVOA es una representación de un yacimiento NFR de resolución vertical más alta que la obtenida con los métodos basados en la velocidad. de ondas convertidas. existían
Williams M y Jenner E: “Interpreting Seismic Data in the Presence of Azimuthal Anisotropy. 36. Corrigan D. incluyendo su azimut. que normalmente proviene de los atributos de tiempo de tránsito sísmico. Gaiser J.” Oilﬁeld Review 11. Sayers CM: “Misalignment of the Orientation of Fractures and the Principal Axes for P and S Waves in Rocks Containing Non-Orthogonal Fracture Sets. Perez MA. El diagrama sísmico terrestre (extremo inferior izquierdo) muestra los rayos para las colecciones de trazas de punto medio común. El diagrama de fracturas (extremo superior izquierdo) muestra las fracturas verticales con rumbo norte-sur en el ejemplo. y datos de ondas P 3D. artículo SS. McHugo S.” Geophysics 63. desde dos direcciones fuente-receptor. de tres componentes (3C). 3 (Mayo a junio de 1998): 1079–1092. 4 al 7 de junio de 2006. con las orientaciones de las fracturas derivadas de imá35.searchanddiscovery. no. no. desde una posición de fuente situada al norte del cable receptor de fondo marino. Probert T y Thompson M: “Las diversas facetas de los datos sísmicos de componentes múltiples.” The Leading Edge 21.41 Se necesita un mínimo de tres mediciones azimutales para construir una elipse en el plano horizontal. 37. NS
Este Azimut
e ort ec a d . Özdemir H.42 En el estudio se utilizaron diferentes tipos de datos sísmicos. o reﬂectividad. esta técnica también padece de la degradación de la resolución vertical asociada con la velocidad. Exposición Internacional y 66a.40 Otro enfoque examina la variación azimutal de la velocidad corregida por el retardo normal (NMO) de las ondas P. No obstante. Barrientos C y Arroyo JL: “The Specialized Use of the VSP to Deﬁne Fracture Orientation and to Help in a Multicomponent Survey Design. consulte: http://www.” en Ikelle L y Gangi A (eds): Anisotropy 2000: Fractures. a diferencia de las técnicas basadas en la velocidad que responden a los efectos acumulados de los estratos sobreyacentes.” Geophysical Journal International 133. Withers R. 42. La amplitud de las reﬂexiones.” Geophysics 64.” Geophysical Prospecting 49. Darnall J y Skopinski T: “Fracture Mapping from Azimuthal Velocity Analysis Using 3D Surface Seismic Data. 2 (Otoño de 2004): 46–61. Se observó que la mayoría de los resultados del análisis de rotación de los datos 3C-2D. 1 (Primavera de 1999): 2–15. Dado que tanto la velocidad compresional (P) como la velocidad de corte (S) cambian con el azimut en un medio fracturado. Kristiansen P y MacLeod M: “Shear Waves Shine Brightly. Grechka V y Michelena RJ: “Fracture Detection in a Carbonate Reservoir Using a Variety of Seismic Methods. Peralta S. la respuesta AVO será afectada por las propiedades de las fracturas. Reunión Anual de la SEG. 8 (Agosto de 2002): 771–774. no. utilizados para detectar la anisotropía inducida por las fracturas. Sayers CM y Miller DE: “Analysis of Multiazimuthal VSP Data for Anisotropy and AVO. Los diagramas muestran los métodos de adquisición sísmica terrestre y marina.
Ond a rápi de corte da. Barkved O.
. Para obtener más información sobre la aplicación de la corrección de retardo normal (normal move out—NMO).” Resúmenes Expandidos. Sayers CM y Dean S: “Azimuth-Dependent AVO in Reservoirs Containing Non-Orthogonal Fracture Sets. OE d On enta l
Ráp Cable receptor de fondo marino E S
ida N O
Ráp S
> Métodos sísmicos de anisotropía azimutal. 4 (Julio-Agosto de 1999): 1172–1180. los resultados variaron entre los diferentes métodos debido a variaciones estructurales locales. no. Hall SA y Kendall JM: “Constraining the Interpretation of AVOA for Fracture Characterization. la técnica AVOA pareció más robusta que el análisis NMO.
ondas P 2D y 3D determinaron la dirección general del esfuerzo horizontal máximo regional. depende de las propiedades elásticas efectivas de la roca fracturada en la escala sísmica. Engelmark F. Van Dok R. que producen la separación de las ondas de corte que ayuda a determinar la dirección de las ondas de corte rápidas (vectores de polarización rojos de dirección norte-sur) y la dirección de las ondas de corte lentas (vectores de polarización azules de dirección este-oeste). no. Bartman B. se interrogan todas las direcciones azimutales. 41. Compani B. En los levantamientos 3D. La sinusoide muestra cómo puede determinarse la anisotropía a partir de las variaciones de la velocidad compresional y de la velocidad de corte con el azimut (extremo superior derecho). Leaney WS.” Transcripciones del 47o Simposio Anual sobre Adquisición de Registros de la SPWLA. incluyendo datos de ondas P y S 2D. En un estudio de un yacimiento carbonatado de un campo del sudoeste de Venezuela se compararon los resultados de la orientación de las fracturas. no. 2 (Mayo de 1998):459–466. 39.com/ documents/geophysical/liner/images/liner. basados en métodos sísmicos.
genes FMI. y los resultados de los análisis AVOA y NMO de los datos de
38. Veracruz. Tulsa: The Society of Exploration Geophysicists (2000): 107–144. por encima del cable receptor de fondo marino. Denver (10 al 15 de noviembre de 1996): 1834–1837. y un rayo lento que se dirige hacia el oeste. que muestre las velocidades NMO en todas las direcciones azimutales. Kristiansen P. no. desde una posición de fuente situada al este. La intensidad de fractura es una descripción cualitativa del grado de fracturamiento natural.amplitud consiste en que se detectan las variaciones azimutales locales. México.pdf (Se accedió el 7 de mayor de 2006). 4 (Julio a agosto de 1999): 1266–1276. Con los datos de ondas P 3D. en un medio de lo contrario homogéneo.” Geophysics 64.39 En consecuencia. no. Converted Waves and Case Studies. Grechka V y Tsvankin I: “3-D Description of Normal Moveout in Anisotropic Inhomogeneous Media. Caldwell J.
en consecuencia.1 y 7. este proceso raramente capta una
ventajas cuantiﬁcables con respecto a la adquisición de datos 3C terrestres. produciendo un registro continuo en función del tiempo de la actividad inducida por las operaciones de producción o inyección. Independientemente de la técnica. Estas emisiones acústicas se localizan en el espacio 3D y ayudan a identiﬁcar las direcciones de las fracturas y de las fallas. incluyendo la capacidad para estimar la orientación de las fracturas y su densidad.6 m [20 y 25 pies]. los pozos de los que se puede extraer información detallada sobre las fracturas son demasiado pocos y están demasiado espaciados como para poblar el volumen del modelo. Los patrones de fracturamiento principales se ponen de maniﬁesto tanto a partir del análisis de imágenes (centro) como del análisis vectorial. la información cultivada a partir de los datos sísmicos contribuye al modelado de yacimientos que guía la planeación de los proyectos de recuperación primaria y secundaria. No obstante. luego de las operaciones de producción e inyección. La producción proveniente de las rocas del subsuelo o la inyección de ﬂuidos en esas rocas modiﬁca el esfuerzo neto presente en las fracturas y fallas. en muchos campos petroleros. No obstante. a través de la eliminación efectiva de la inﬂuencia de los estratos de sobrecarga en un método de eliminación de capas (layer-stripping). La componente Y del vector normal de superﬁcie (extremo inferior) muestra rasgos verticales que corresponden en su mayoría a fracturas. y especialmente durante las operaciones de estimulación por fracturamiento hidráulico. o su intensidad. Los geólogos recolectan datos de fracturas detallados—orientación y posiblemente espaciamiento—a partir de aﬂoramientos análogos.
. La altura del frente del aﬂoramiento vertical oscila entre 6. Las fracturas y fallas naturales emiten eventos microsísmicos—en su mayor parte debidos a reajustes por esfuerzos de corte—en respuesta a cambios producidos en el esfuerzo efectivo. en el horizonte objetivo especíﬁco. El procesamiento de localización especial crea un registro de los eventos en el espacio y el tiempo. que en este método sirven como fuente sísmica (izquierda).43 Los estudios sísmicos marinos han resultado exitosos en lo que respecta a la identiﬁcación de la dirección y magnitud de la anisotropía. La adquisición de datos sísmicos de componentes múltiples en un ambiente marino requiere equipos soﬁsticados de adquisición de datos sísmicos de fondo marino de cuatro componentes (4C). aproximadamente.44 Los métodos sísmicos pasivos que detectan la respuesta del yacimiento a las operaciones de producción o inyección pueden considerarse como técnicas dinámicas de caracterización de fracturas y fallas. Los métodos sísmicos representan métodos de detección y caracterización de fracturas de escala intermedia a grande y.Fracturas naturales Pozo de producción o inyección Pozo de observación Pozo de producción o inyección
> Rastreo de emisiones acústicas inducidas por la producción o la inyección de ﬂuidos. Estas emisiones pueden ser registradas en los pozos de observación cercanos que contienen equipos de registración sísmica sensibles de componentes múltiples. 45 Los sensores sísmicos sensibles posicionados en los pozos cercanos
> Utilización de datos 3D con tecnología de detección de luz y distancia (LIDAR) para mapear los conjuntos de fracturas principales. Los métodos especiales de procesamiento estiman las localizaciones de los eventos.
detectan estas mediciones acústicas. induciendo pequeños eventos de corte que emiten señales acústicas (estrellas rojas). poseen implicaciones con respecto a los esfuerzos para modelar el volumen de estos yacimientos complejos entre pozos. La fotografía digital se mapea en forma fotorrealista sobre una superﬁcie obtenida a partir de los datos LIDAR (extremo superior).
Primiero P. primero se analizan los datos LIDAR y los datos fotográﬁcos por separado. Las orientaciones de las superﬁcies objetivo se describen utilizando las tres componentes direccionales del vector normal.1 y 7. Durante varios años. Lynn H y Vetri L: “Birefringence Analysis at the Emilio Field for Fracture Characterization. Conferencia y Exhibición de la EAGE. Randen T. 4 (Invierno de 2005/2006): 46–61. porque comúnmente existen varios cientos de miles a millones de fracturas. EUA. Klem RC y Tezuka K: “La fuente para la caracterización de fracturas hidráulicas. inherente a los datos LIDAR. a la izquierda). y combinarla con la información detallada de los datos de imágenes 2D de alta resolución. 45. Hydro. Este método utiliza una combinación de fotografía óptica de alta resolución. El hidrófono mide las ondas compresionales. consulte: http://www. los conjuntos de fracturas principales y los límites de capas se captan mediante el análisis vectorial de los datos LIDAR (página anterior. http://www.aapg. Govenlock J. Sarver DR.> Utilización de los componentes de un modelo fotorrealista. que
43. Eisner L. 8 (Agosto de 2002):505–514. Dado que los aﬂoramientos naturalmente se meteorizan a lo largo de las fracturas. no.
descripción general de la red de fracturas con ﬁnes de modelado y a veces sobrestima la intensidad de las fracturas.46 Los especialistas de Hydro y Schlumberger comprobaron esta nueva técnica utilizando un aﬂoramiento análogo NFR bien estudiado. no. una fotografía y un programa de computación innovador para mapear la estratiﬁcación. 47. Jones R.” artículo Z-99. Loinger E.
ahora se emplea ampliamente para mapear fallas en conjuntos de datos sísmicos 3D. Los datos sísmicos marinos 4C se adquieren habitualmente utilizando tres geófonos orientados en sentido ortogonal y un hidrófono instalado en un sensor de fondo oceánico. abajo). La altura del frente del aﬂoramiento vertical oscila entre 6.
mapeo de fotografías 2D de alta resolución. junto con la Universidad de Texas en Dallas. Se mapean tanto la estratiﬁcación (verde) como los frentes de las fracturas (rojo) (extremo inferior). Bennet L. situado en las Montañas Guadalupe de Nuevo México. presentado en la 64a. para lograr una interpretación estructural auto46.
. El nuevo procedimiento automatizado de mapeo de aﬂoramientos está organizado para sacar provecho de la información direccional 3D. 48 El equipo LIDAR transmite luz láser—radiación electromagnética visible—a un objetivo y recibe la señal reﬂejada para el análisis destinado a determinar ciertas propiedades del objetivo. La intensidad de la radiación se corrige luego tanto por la distancia existente hasta el dispositivo LIDAR como por el ángulo de la superﬁcie del aﬂoramiento. La Calvez J. Los geocientíﬁcos de Hydro y Schlumberger en Noruega han desarrollado una forma de captar la información cuantitativa detallada necesaria para construir los modelos NFR a partir de aﬂoramientos análogos. El tipo más común de datos LIDAR se utiliza para telemetría precisa—con precisión de 2 mm [0. No obstante. La codiﬁcación en blanco indica un alto nivel de discontinuidad y la codiﬁcación en negro representa un bajo nivel de discontinuidad. Gaiser J. Si bien los datos LIDAR son bien detallados.pdf (Se accedió el 30 de junio de 2006). las fracturas y las fallas. Siempre que el sistema esté en contacto con el fondo marino. Leslie D Williams MJ. tecnologías de radares y una técnica automática de extracción de superﬁcie.” Oilﬁeld Review 17. Water G. Para ello.08 pulgadas]—y la intensidad de la radiación de retorno puede ayudar a deﬁnir otras características del objetivo.edu/ ~aiken/LASERCLASS/TSPSphotoFINAL. Sønneland L y Steen Ø: “Automatic 3D Fault Interpretation by Artiﬁcial Ants. utilizó modelos fotorrealistas 3D detallados para el mapeo de alta resolución de aﬂoramientos análogos. Michaud G. Drew J.47 Los modelos fotorrealistas se obtienen a partir del
44. que se puebla con los datos direccionales y los datos de intensidad. la digitalización manual y el análisis de las fracturas a partir de estos conjuntos de datos son procesos poco prácticos. No obstante. Birk WS. 48. Se crea una grilla de modelo LIDAR 3D. Pedersen SI. Para obtener más información sobre modelos fotorrealistas.utdallas. Se procesa una fotografía digital de alta resolución de un aﬂoramiento análogo en las Montañas Guadalupe (extremo superior). utilizando la tecnología de detección de luz y distancia (LIDAR). los planos de falla y la estratiﬁcación.cfm (Se accedió el 3 de julio de 2006). Florencia. Italia. 27 al 30 de mayo de 2002. El programa detecta y mejora las discontinuidades que aparecen en la fotografía (centro). los geófonos 3C miden las ondas de corte. La digitalización de suﬁciente detalle de la arquitectura sedimentaria a partir de modelos fotorrealistas para la construcción de modelos de yacimientos es un proceso directo.org/explorer/2004/06jun/lasers.” First Break 20. en barridos de aﬂoramientos 3D. Tanner K. las fotografías contienen un nivel de información aún más alto (arriba.6 m [20 y 25 pies]. Los datos de intensidad y de componentes direccionales LIDAR corregidos se pueden separar luego en rangos de valores para el mapeo y análisis.
adaptado a partir de lo que ahora se utiliza en el programa de computación Petrel. o presión capilar. y las permeabilidades relativas presentes en el yacimiento.
matizada de los datos fotográﬁcos. Al principio. Se selecciona uno o varios atributos para la generación del Cubo B a partir del Cubo sísmico A. conforme se proyectan en el modelo de aﬂoramiento fotorrealista. un modelo debe resol-
ver las trayectorias de los ﬂuidos mediante la determinación de la conectividad de las fracturas. En tercer lugar. es esencial el conocimiento de las permeabilidades de los sistemas de fracturas. a partir de la cual se obtiene y almacena una estimación de la orientación de la superﬁcie. La conectividad depende de la longitud. capa por capa.49 La complejidad de los yacimientos NFR representa un desafío real en las operaciones de simulación de yacimientos. Además. Las fracturas naturales diﬁcultan considerablemente la consecución de este objetivo. pero a medida que se mejoran las características de la relación señal-ruido a lo largo de las superﬁcies. y la interacción entre las fracturas y la matriz. para el control de calidad. con propiedades conexas. una falla o una fractura puede aparecer solamente como una tendencia dentro de los datos. y los efectos del ﬂujo matricial también pueden ser incorporados. los mapas 2D obtenidos de las fotos se transforman en datos 3D. cualquier evento en la imagen que no represente parte de la exposición de la roca. se selecciona un atributo o una combinación de atributos y el proceso de Interpretación Estructural Automatizada. en respuesta a los procesos de producción o inyección. utilizando métodos de elementos ﬁnitos. tomando decisiones basadas en el comportamiento precodiﬁcado. En esta etapa. En segundo lugar. el intérprete puede realizar el análisis cuantitativo del alcance. Las superﬁcies de las fallas se extraen luego como objetos separados. Los modelos DFN representan la complejidad geométrica de los yacimientos fracturados con un alto grado de detalle. datos
. como la construcción de modelos NFR válidos para simular el ﬂujo de ﬂuidos de yacimiento con un grado de certeza razonable. que se obtienen de los datos del subsuelo y de aﬂoramientos análogos. Al igual que las hormigas. mediante una división en tres categorías. Una vez realizado el innovador procesamiento en las fotografías digitales de alta resolución y en los datos LIDAR. En estos modelos. el análisis de ovalización por ruptura de la pared del pozo y las pruebas de pérdida de ﬂuido—y se utiliza en los modelos mecánicos del subsuelo. los agentes atraviesan las distintas superﬁcies emitiendo una “feromona electrónica” a lo largo del camino. Los desafíos cubren disciplinas y escalas múltiples y siempre deben ser encarados con información limitada. es necesaria una buena comprensión del régimen de esfuerzos locales para lograr una simulación NFR creíble. como se muestra en el Cubo D. El ﬂujo de ﬂuidos puede ser simulado a través de los modelos DFN. Primero. se deben captar la presión del ﬂuido. se debe ﬁltrar la imagen digital por la presencia de ruido. A continuación. El proceso utiliza una adaptación de la técnica desarrollada para la interpretación de fallas en los volúmenes sísmicos 3D. densidad y orientación de las fracturas. Los resultados del análisis fotográﬁco y LIDAR son desplegados como atributos en una ventana de edición y luego son comparados por el intérprete con el modelo fotorrealista. Los planos de rotura analizados y su relación con la estratiﬁcación y las fallas pueden ser utilizados luego como base para modelos de redes de fracturas discretas. La creación de un modelo verosímil. estableciendo así una estratigrafía mecánica. Se acondiciona el Cubo B mediante el módulo de Interpretación Estructural Automatizada del programa Petrel. utilizando la “inteligencia de aglomeraciones. Algunos especialistas simpliﬁcan los desafíos que plantea la simulación del ﬂujo de ﬂuidos de los yacimientos NFR. Tales modelos pueden ser analizados en términos de volúmenes de fracturas representativos y heterogeneidad del ﬂujo relacionada con los sistemas de fracturas. Dado que la estratiﬁcación se mapea automáticamente como parte del proceso.
como una serie de planos y atributos. impone grandes exigencias sobre los geocientíﬁcos y el sistema de fracturas debe ser parametrizado en todo su detalle. en los campos de petróleo y gas actuales. Modelado de los efectos de las fracturas Es probable que no existan otras tareas de simulación tan desaﬁantes. El objetivo fundamental de la simulación de yacimientos es estimar y pronosticar la distribución y el ﬂujo de ﬂuidos en el yacimiento. por ejemplo. se recombinan los resultados con el ﬁn de conformar el modelo fotorrealista 3D para la veriﬁcación manual y el análisis. Esta información proviene de una diversidad de fuentes—incluyendo las mediciones obtenidas de los registros. utilizando los principios de la “inteligencia de enjambres” (arriba). tal como vegetación o derrubio. Este modelo se construye habitualmente a partir de pozos cercanos con datos de alta calidad.A
> Delineación automática de fracturas y fallas. El resultado es un mapa 2D de rasgos de aﬂoramientos lineales—en su mayor parte fracturas y estratiﬁcación—pero con una resolución mayor que la extraída de los datos LIDAR. se pican las fracturas y la estratiﬁcación. el geólogo estructural puede iniciar el proceso de interpretación cuantitativa de las fracturas. los “agentes” mapean un plano más deﬁnido. sin embargo. Los modelos geológicamente más realistas son modelos de redes de fracturas discretas (DFN). orientación e intensidad de las fracturas. Estas superﬁcies se pueden incorporar posteriormente en los modelos geológicos. tales como apertura y permeabilidad. la variación de la permeabilidad a través del campo. Un gran número de agentes de proceso se despliegan en el volumen de datos. puede comenzar a mejorar las superﬁcies. cada fractura es representada como un plano en el yacimiento.” que mejora los rasgos de las fracturas y las fallas para producir el Cubo C resultante. Luego de la edición de los datos. en este caso.
0202 0. Smirnov N. No obstante.5
17. a partir de un aﬂoramiento en un área de 50 m por 50 m [164 pies por 164 pies] (extremo superior izquierdo). Por ejemplo. no.669 fractures
Y (N) Z X (E) 10 m Permeabilidad.
micos en general no son suﬁcientes como para proveer información sobre el alcance y conectividad de las fracturas.” Petroleum Geoscience 7.0210 0. 2 (Otoño de 2003): 22-41.5
7. los modelos DFN que se encuentran en el mercado sólo tratan el ﬂujo monofásico y. cap-
0. La permeabilidad reescalada en la dirección X.50 Los datos de pozos y los datos sís49.0190 0. 50.5
12. Si bien un modelo DFN podría utilizarse para un ajuste histórico individual de pruebas de pozos. por lo que los aﬂoramientos análogos se convierten en fuentes de información cruciales.0178 0. Archer R y Dershowitz B: “Integration of Seismic Anisotropy and Reservoir-Performance Data for Characterization of Naturally Fractured Reservoirs Using Discrete-Feature-Network Models. número de bloques
0. incorporado en un modelo de redes de fracturas discretas (DFN).” Oilﬁeld Review 15. presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE.0182
0.0194 0. 5 al 8 de octubre de 2003.5
22. Un método para encarar este problema consiste en crear modelos DFN en pequeña escala. mD
Porosidad de fractura. Delgado R. 1 (Febrero de 2001): 23–33. la física del ﬂujo entre las fracturas y la matriz en los modelos celulares puede representarse utilizando el método de diferencias ﬁnitas y empleando técnicas de porosidad dual y porosidad dual/permeabilidad dual. análisis de núcleos y datos de presiones transitorias.5
27. Rawnsley K y Wei L: “Evaluation of a New Method to Build Geological Models of Fractured Reservoirs Calibrated to Production Data. y luego se expande a la región que se extiende entre los pozos utilizando técnicas geoestadísticas.0174 0.0214
Permeabilidad (K x). Las grietas se picaron en la fotografía utilizando lo que es ahora la técnica de Interpretación Estructural Automatizada Petrel.669 fracturas. Los modelos DFN también pueden ser guiados por los resultados de la caracterización de fracturas en base a la anisotropía sísmica y los datos de producción. la generación de modelos DFN sigue presentando limitaciones.0206 0.0170 0. Plumb D. Los modelos DFN son intensivos desde el punto de vista computacional. por lo que de esta manera no es posible modelar todas las fracturas presentes en un yacimiento. Lee D. Brown T. que representen los detalles del fracturamiento.5
47. dirección X 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Porosidad de fractura
Frecuencia.8 pies]. mientras que las fracturas más pequeñas tienen que ser representadas como propiedades de célu-
las modiﬁcadas. Ali AHA. Los resultados se utilizaron para construir un modelo DFN.0198 0. se mapeó un sistema de grietas a partir de una fotografía de un aﬂoramiento de campo tomada con un helicóptero (arriba). Spooner D. Los histogramas (extremo inferior) muestran el Bloque Kxx y la porosidad de fractura para cada célula de 10 m por 10 m [32. El diagrama de roseta (extremo superior derecho) muestra la orientación de 1. no pueden modelar los mecanismos de recuperación secundaria. por ende. Bloque Kxx. 51.51 Es posible representar geométricamente sólo las fracturas más grandes en los modelos celulares.5
37. Marsden R.” artículo de la SPE 84412.0218
2. A las fracturas se les asignó una apertura constante. Denver.5
de imágenes de la pared del pozo. Stone T y Stouffer T: “Observación del cambio de las rocas: modelado mecánico del subsuelo.100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
Permeabilidad (Kx). interpretadas por lo que ahora es el proceso de Interpretación Estructural Automatizada Petrel.5
.0186 0. y reescalarlos en bloques de cuadrículas celulares utilizando métodos estáticos o bien dinámicos.8 pies por 32. mD
Length-weighted orientation of 1. no. Es difícil proveer un enlace entre la visualización de un yacimiento fracturado que posee un geólogo y una representación celular. número de bloques
Frecuencia. Hoy en día. Will R. %
> Ejemplo de un patrón de fracturamiento generado en forma automática. Prado-Velarde E. se escala de acuerdo con la barra de colores (izquierda). y la permeabilidad se reescaló utilizando un algoritmo de cálculo de la presión. Ramsey L.
G04 G03 G05 G02
0. Smithson T. Dutta D. tales como el programa ECLIPSE FrontSim. Netherwood R. lo que se suma a las complejidades del modelado. Chourasiya RD.
Algunos de los yacimientos de hidrocarburos más grandes del mundo corresponden a yacimientos carbonatados naturalmente fracturados de Medio Oriente. Kossack CA y Gurpinar O: “A Methodology for Simulation of Vuggy and Fractured Reservoirs. 4 (Primavera de 2001): 20–43. Fjerstad P.” artículo SPE 66366. Logan D. Kalbus J y List DF: “Numerical Modeling of a Large. Esto puede implicar el mejoramiento de los modelos estructurales y los modelos mecánicos del subsuelo. Holmes JA. Kuala Lumpur. las líneas de ﬂujo y las capas prospectivas se codiﬁcan en color. Sw. permiten a los ingenieros de yacimientos y a los geocientíﬁcos simular en forma rápida el ﬂujo de ﬂuidos en los yacimientos heterogéneos.” artículo de la SPE 57277. Murty CRK. Bowen G. se determinaron las permeabilidades reescaladas en tres direcciones diferentes utilizando un algoritmo de cálculo de la presión y luego se ingresaron en un modelo de simulación celular. presentado en la Conferencia sobre Recuperación Mejorada del Petróleo de la sección del Pacífico Asiático de la SPE. Zubari H y Ramamoorthy R: “Confrontando el intrincado tema de los carbonatos. La declinación de la productividad de hidrocarburos.” Oilfield Review 13. Stief D. Schlumberger. 11 al 14 de febrero de 2001. Bratvedt K. son mejores para acceder al comportamiento dinámico del yacimiento en modelos grandes con múltiples millones de células. Conforme se ingresan más datos en el modelo. Miller T. Russell SD y Saxena K: “Evaluación de yacimientos carbonatados. los simuladores por diferencias ﬁnitas han resultado más adecuados para simular el ﬂujo de ﬂuidos no dominado por las heterogeneidades del yacimiento en modelos con menos incertidumbres. el incremento de la producción de agua y los volúmenes signiﬁcativos de petróleo sin barrer son los motivos de preocupación más obvios. Gurpinar O. estos equipos ahora pueden examinar la conectividad a lo largo del yacimiento y considerar estrategias para maximizar la recuperación de hidrocarburos.tando toda la complejidad de la red. Gurpinar O. En este ejemplo. May E y Randall E: “Mejoramiento de los yacimientos virtuales.53 Los simuladores por diferencias ﬁnitas ofrecen habitualmente una amplia gama de funcionalidades y son preferibles en entornos de proyectos maduros de largo plazo. Con una apertura asumida. Jalali Y. de acuerdo con la saturación de agua. de los modelos de matrices y fracturas.” Oilfield Review 12. Villahermosa. Bahamaish J. Afilaka JO. Kalbus J y List DF: “Numerical Modeling of a Triple Porosity Reservoir. los modelos se prueban y se calibran utilizando datos históricos de presión y producción—ajuste histórico—y deben ser actualizados y ajustados con nueva información. Los simuladores de líneas de ﬂujo. Grinestaff G. estos yacimientos poseen tres sistemas de porosidad: porosidad de fractura. resultó útil desarrollar relaciones especiales para las permeabilidades relativas y la presión capilar. Akbar M. en
52. Boyd A. 1 (Verano de 2001): 26–47. Gzara KBM. no. Avances en términos de fracturas
1. Habitualmente. Houston. presentado en el Simposio sobre Simulación de Yacimientos de la SPE. Clerke EA. porosidad de matriz y porosidad vacuolar— tanto conectadas como aisladas—e implican un ﬂujo de ﬂuido multifásico. 55. 1° al 3 de febrero de 2000.” Oilfield Review 17. El examen más detallado ha revelado la presencia de diﬁcultades inherentes al modelado de yacimientos heterogéneos. Allen D. Provistos con simuladores de ﬂujo adecuados. Lolomari T. no. Un algoritmo de cálculo de la presión es una herramienta del software de modelado que posibilita el cálculo de la presión en todos los puntos de un modelo. es posible ajustar cada porción del mismo. que tienen en cuenta las complejidades.
. México. Allen D. de porosidad dual y triple. no. En estos casos. Los simuladores de líneas de ﬂujo. 1 (Verano de 2005): 20–33.52 La simulación de ﬂujo en los modelos celulares se realiza de dos maneras: simulación por diferencias ﬁnitas y simulación de líneas de ﬂujo. y continúa mejorando. Los simuladores de líneas de ﬂujo son más rápidos de correr y permiten a los equipos a cargo de los activos de las compañías validar rápidamente los modelos de yacimientos reescalados con datos dinámicos (derecha). Carnegie A.55 El 25 de marzo de 2006. Naturally Fractured Oil Complex. Además. Jiménez Z. y de los modelos de intercambio matriz-fractura (próxima página). Alghamdi AH. 54 En muchos casos. Lucas C. presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo de la SPE. México y Kazajstán. con la disponibilidad de mayor capacidad computacional. Bachman HN. Los desafíos que enfrentan los operadores de estos campos son intimidatorios. tales como el módulo ECLIPSE FrontSim trifásico. 25 al 26 de octubre de 1999.” artículo de la SPE 59061. Estos simuladores resultan particularmente útiles a la hora de simular los efectos de las fracturas u otros conductos de alta permeabilidad sobre los proyectos de inyección de agua para recuperación secundaria. Hassall JK. Olesen J-R. La capacidad de los equipos a cargo de los activos de las compañías para actualizar rápidamente los modelos de yacimientos y correr simulaciones múltiples ha sido mejorada.1
G11 G09
34-5 G07
> Simulación de líneas de ﬂujo. Vissapragada B. con ﬂujo de ﬂuido multifásico. Ahr WM. 54. Herron M. 53.
. incluyendo la investigación relacionada con tecnologías sísmicas terrestres. una mejor comprensión de las complejidades de los yacimientos NFR.
una alianza con la Universidad de Petróleo y Minerales King Fahd. el mejoramiento de las
mediciones y de las técnicas de interpretación en una gama de escalas más amplia. En el pasado. Pc. objetivos de predicción Marco estructural
Modelo de fallas
Intensidad/ Dirección de fractura Índice de fracturamiento
Modelo de fracturas discretas
Revisión de conectividad Sistema dual Simulador de líneas de flujo Modelo de fracturas
Verificación DFN
Propiedades derivadas de los registros Petrofísica total y matricial Influencia de la estratificación del modelo Influencia de la cuadrícula del modelo
Distribución de propiedades 3D
> Modelado de yacimientos naturalmente fracturados. base de datos de pruebas. verificación y validación de datos •Localización de pozos •Identificador único •Levantamiento direccional •Terminación de pozos •Producción •Instalaciones de pozos •Presión •Prueba de pozo •PVT •Análisis de núcleos •Permeabilidad relativa •Registros •Registros de imágenes •Registros de inclinación •Sedimentología •Datos sísmicos •Navegación sísmica •Control de velocidad •Registros de perforación •Informes •Estudios previos
Indicadores de fracturas •Ambiente estructural regional •Marco estructural •Curvatura •Litología •Episodios de perforación •Pruebas de pozos •Comportamiento de la producción •Registros de imágenes •Registros sónicos
Datos de yacimientos y datos dinámicos para el modelado de flujo PVT. Los cientíﬁcos de este centro de investigación de última generación se dedicarán fundamentalmente al desarrollo de tecnologías que puedan enfrentar los desafíos de explotar estos yaci-
mientos complejos. presión. y las nuevas e interesantes tareas de investigación harán que el avance de la industria en materia de yacimientos fracturados sea natural.Modelado NFR
Objetivos del proyecto Estado del campo Estado de los datos Tiempo/$$ del proyecto
Modelo de manejo de yacimientos Modelo de yacimiento predictivo Trifásico Multifásico Bifásico Kr . las capacidades de modelado más rápidas y sustancialmente mejoradas. producción. Hoy en día. modelado y simulación de los yacimientos NFR. creación del modelo (fondo amarillo) y ajuste del modelo (fondo azul). inyección. que en su mayoría son NFR. en orden de preferencia. terminación de pozos. geología. física de rocas y dinámica de ﬂuidos. kr. Los números del extremo inferior indican dónde debería tener lugar el ajuste del modelo. Un ejemplo de un ﬂujo de trabajo describe los elementos principales involucrados en el modelado NFR durante las fases de puesta en marcha del proyecto (fondo verde). los datos estáticos y dinámicos disponibles dictaminaron la tendencia de los equipos a cargo de los activos de las compañías con respecto a la caracterización. P c Cuadrícula de simulación de flujo Modelo de flujo Sí Reproducir comportamiento histórico No
Evaluación de ingeniería •Presión •Producción •Análisis de inyección •Resúmenes de pozos •Análisis de tratamiento de presión •Permeabilidad del yacimiento •Presión capilar (Pc) •Modelos de un solo pozo Evaluación geológica •Núcleos •Sedimentología •Modelo de facies •Estratigrafía •Correlaciones •Datos sintéticos •Interpretación sísmica •Fallas y horizontes •Modelado estructural •Interpretación del registro de inclinación •Evaluación petrofísica
Recolección. inauguró oﬁcialmente el Centro para la Investigación de Carbonatos (SDCR) de Dhahran para abocarse a proyectos de colaboración centrados en los yacimientos carbonatados.
Métodos Desripcion CompetenciasMétodos Desripcion Competencias SotoPractica de Laboratorio de NoLimite EconómicoaprendizajeSoluciones de Ejercicios de Estimacion(1)Soluciones de Ejercicios de Estimacion(1)CUESTIONARIO TITULACIONEjercicios VariableCUESTIONARIO TITULACIONdCUESTIONARIO TITULACIONCppEjercicios VariableEjercicios de EstimacionEstimacionLineas EquipotencialesTema7Ejercicios Parte II.pdfley 767PRÁCTICA IFLOPRÁCTICA POROSIDADPráctica UpscalingFormulario EstadisticaMat Milnueva-vida-para-el-aceite-15w40-ypfb-motor-mb-om-447-1228786448599076-9
Naturally Fract Reservoirs by Soto Edgar374 viewsEmbedDownloadRead on Scribd mobile: iPhone, iPad and Android.Copyright: Attribution Non-Commercial (BY-NC)List price: $0.00Download as PDF, TXT or read online from ScribdFlag for inappropriate contentMore informationShow less
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