La naturaleza de los yacimientos naturalmente fracturados
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.
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 defluidos 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.
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 fracturasnaturales 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 influencia de los sistemas de fracturas sobre la producción. Ejemplos de todo el mundo ilustran diferentes enfoques.
Los pozos nuevos plantean oportunidades para recolectar datos geológicos, geofísicos y mecánicos adecuados a partir de diversas fuentes, incluyendo la información obtenida con los registros de pozos, los levantamientos sísmicos de pozos, los dispositivos de muestreo y los núcleos (coronas) de diámetro completo. 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, las pruebas de flujo inicial, y las pruebas de incremento y caída de presión. La correcta evaluación del rol de las fracturas naturales puede traducirse en éxitos anticipados de desarrollo de campos, estableciendo las bases para las etapas de desarrollo posteriores, incluyendo los proyectos de recuperación secundaria.
La información sobre las fracturas naturales también es importante en la etapa de construcción de pozos. Durante las operaciones de disparos en condiciones de sobrebalance y de cementación, las fracturas naturales abiertas pueden producir problemas de pérdida de circulación , pérdida de costosos fluidos de perforación,y la pérdida potencial de pozos. Un costo menos obvio es el asociado con la reducción de la productividad, que se produce cuando los fluidos de perforación y el cemento sellan las fracturas que alguna vez estuvieron abiertas y fueron potencialmente productivas. 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, son formas posibles de reducir los problemas de pérdida de circulación y su daño asociado. No obstante, en muchos casos, las opciones de los perforadores son más limitadas.
Cuando perforan yacimientos NFR debilitados y agotados, rodeados de lutitas de baja permeabilidad o zonas sobrepresionadas, los perforadores deben mantener una cierta densidad del lodo para soportar la lutita o impedir que se produzca un reventón desde la zona sobrepresionada. A través de los años, se han desarrollado técnicas innovadoras para limitar el riesgo, el costo y el daño causados por los problemas de pérdida de circulación. Éstas incluyen el calentamiento del fluido de perforación para alterar el estado de los esfuerzos alrededor del pozo; el tratamiento del lodo con materiales de pérdida de circulación especial—tales como las fibras—cuando comienzan a producirse pérdidas; el tratamiento previo del fluido de perforación con partículas de ciertos materiales; y el cambio estratégico de los esfuerzos presentes alrededor del pozo; por ejemplo, mediante la creación de fracturas.
Las investigaciones sísmicas de los yacimientos NFR incluyen aquellas investigaciones realizadas mediante perfiles sísmicos verticales (VSP), con desplazamientos múltiples de la fuente y azimuts múltiples. Las técnicas VSP con desplazamiento sucesivo de la fuente y con desplazamiento de fuente y herramienta, posibilitan los análisis de anisotropía de la velocidad y variación de la amplitud con el desplazamiento y el azimut (AVOA), con resoluciones más altas que con los métodos sísmicos de superficie y pueden ser utilizadas para calibrar los resultados sísmicos de superficie. La integración de todos los datos disponibles para optimizar la configuración del VSP ayuda a extraer información de anisotropía de alta calidad. Esta información puede ser utilizada luego para diseñar levantamientos sísmicos de superficie 3D con el fin de cubrir áreas alejadas del control de pozos.
Los pozos nuevos plantean oportunidades para recolectar datos geológicos, geofísicos y mecánicos adecuados a partir de diversas fuentes, incluyendo la información obtenida con los registros de pozos, los levantamientos sísmicos de pozos, los dispositivos de muestreo y los núcleos (coronas) de diámetro completo. 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, las pruebas de flujo inicial, y las pruebas de incremento y caída de presión. La correcta evaluación del rol de las fracturas naturales puede traducirse en éxitos anticipados de desarrollo de campos, estableciendo las bases para las etapas de desarrollo posteriores, incluyendo los proyectos de recuperación secundaria.
La información sobre las fracturas naturales también es importante en la etapa de construcción de pozos. Durante las operaciones de disparos en condiciones de sobrebalance y de cementación, las fracturas naturales abiertas pueden producir problemas de pérdida de circulación , pérdida de costosos fluidos de perforación,y la pérdida potencial de pozos. Un costo menos obvio es el asociado con la reducción de la productividad, que se produce cuando los fluidos de perforación y el cemento sellan las fracturas que alguna vez estuvieron abiertas y fueron potencialmente productivas. 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, son formas posibles de reducir los problemas de pérdida de circulación y su daño asociado. No obstante, en muchos casos, las opciones de los perforadores son más limitadas.
Cuando perforan yacimientos NFR debilitados y agotados, rodeados de lutitas de baja permeabilidad o zonas sobrepresionadas, los perforadores deben mantener una cierta densidad del lodo para soportar la lutita o impedir que se produzca un reventón desde la zona sobrepresionada. A través de los años, se han desarrollado técnicas innovadoras para limitar el riesgo, el costo y el daño causados por los problemas de pérdida de circulación. Éstas incluyen el calentamiento del fluido de perforación para alterar el estado de los esfuerzos alrededor del pozo; el tratamiento del lodo con materiales de pérdida de circulación especial—tales como las fibras—cuando comienzan a producirse pérdidas; el tratamiento previo del fluido de perforación con partículas de ciertos materiales; y el cambio estratégico de los esfuerzos presentes alrededor del pozo; por ejemplo, mediante la creación de fracturas.
Las investigaciones sísmicas de los yacimientos NFR incluyen aquellas investigaciones realizadas mediante perfiles sísmicos verticales (VSP), con desplazamientos múltiples de la fuente y azimuts múltiples. Las técnicas VSP con desplazamiento sucesivo de la fuente y con desplazamiento de fuente y herramienta, posibilitan los análisis de anisotropía de la velocidad y variación de la amplitud con el desplazamiento y el azimut (AVOA), con resoluciones más altas que con los métodos sísmicos de superficie y pueden ser utilizadas para calibrar los resultados sísmicos de superficie. La integración de todos los datos disponibles para optimizar la configuración del VSP ayuda a extraer información de anisotropía de alta calidad. Esta información puede ser utilizada luego para diseñar levantamientos sísmicos de superficie 3D con el fin de cubrir áreas alejadas del control de pozos.
A través de los años, los geofísicos observaron que las velocidades de las ondas compresionales (P) exhibían variaciones azimutales durante el procesamiento de algunos levantamientos sísmicos 3D, especialmente los realizados en áreas de gran esfuerzo tectónico.38 La dirección de las ondas P rápidas se alinea con la dirección del esfuerzo compresional máximo, paralela a las fracturas naturales originadas por el esfuerzo. En este escenario simple, 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. Por otro lado, se observaron y explotaron las variaciones azimutales de otros atributos sísmicos, tales como las amplitudes de las reflexiones, para determinar el azimut de las fracturas.
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. 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, luego de las operaciones de producción e inyección, y especialmente durante las operaciones de estimulación por fracturamiento hidráulico. Los sensores sísmicos sensibles posicionados en los pozos cercanos mapeo de fotografías 2D de alta resolución, en barridos de afloramientos 3D, utilizando la tecnología de detección de luz y distancia (LIDAR).4El 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. El tipo más común de datos LIDAR se utiliza para telemetría precisa—con precisión de 2 mm [0.08 pulgadas]—y la intensidad de la radiación de retorno puede ayudar a definir otras características del objetivo.
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. No obstante, la digitalización manual y el análisis de las fracturas a partir de estos conjuntos de datos son procesos poco prácticos, porque comúnmente existen varios cientos de miles a millones de fracturas. El nuevo procedimiento automatizado de mapeo de afloramientos está organizado para
sacar provecho de la información direccional 3D, inherente a los datos LIDAR, y combinarla con la información detallada de los datos de imágenes 2D de alta resolución .
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. 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, luego de las operaciones de producción e inyección, y especialmente durante las operaciones de estimulación por fracturamiento hidráulico. Los sensores sísmicos sensibles posicionados en los pozos cercanos mapeo de fotografías 2D de alta resolución, en barridos de afloramientos 3D, utilizando la tecnología de detección de luz y distancia (LIDAR).4El 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. El tipo más común de datos LIDAR se utiliza para telemetría precisa—con precisión de 2 mm [0.08 pulgadas]—y la intensidad de la radiación de retorno puede ayudar a definir otras características del objetivo.
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. No obstante, la digitalización manual y el análisis de las fracturas a partir de estos conjuntos de datos son procesos poco prácticos, porque comúnmente existen varios cientos de miles a millones de fracturas. El nuevo procedimiento automatizado de mapeo de afloramientos está organizado para
sacar provecho de la información direccional 3D, inherente a los datos LIDAR, y combinarla con la información detallada de los datos de imágenes 2D de alta resolución .
Modelado de los efectos de las fracturas
Es probable que no existan otras tareas de simulación tan desafiantes, en los campos de petróleo y gas actuales, como la construcción de modelos NFR válidos para simular el flujo de fluidos de yacimiento con un grado de certeza razonable. Los desafíos cubren disciplinas y escalas múltiples y siempre deben ser encarados con información limitada. El objetivo fundamental de la simulación de yacimientos es estimar y pronosticar la distribución y el flujo de fluidos en el yacimiento, en respuesta a los procesos de producción o inyección. Las fracturas naturales dificultan considerablemente la consecución de este objetivo.
Algunos especialistas simplifican los desafíos que plantea la simulación del flujo de fluidos de los yacimientos NFR, mediante una división en tres categorías. Primero, un modelo debe resolver las trayectorias de los fluidos mediante la determinación de la conectividad de las fracturas. La conectividad depende de la longitud, orientación e intensidad de las fracturas, que se obtienen de los datos del subsuelo y de afloramientos análogos. En segundo lugar, es esencial el conocimiento de las permeabilidades de los sistemas de fracturas, la variación de la permeabilidad a través del campo, y la interacción entre las fracturas y la matriz. En tercer lugar, se deben captar la presión del fluido, o presión capilar, y las permeabilidades relativas presentes en el yacimiento. Además, es necesaria una buena comprensión del régimen de esfuerzos locales para lograr una simulación NFR creíble. Esta información proviene de una diversidad de fuentes—incluyendo las mediciones obtenidas de los registros, 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. La complejidad de los yacimientos NFR representa un desafío real en las operaciones de simulación de yacimientos. Los modelos geológicamente más realistas son modelos de redes de fracturas discretas (DFN). En estos modelos, cada fractura es representada como un plano en el yacimiento, con propiedades conexas, tales como apertura y permeabilidad. Los modelos DFN representan la complejidad geométrica de los yacimientos fracturados con un alto grado de detalle. El flujo de fluidos puede ser simulado a través de los modelos DFN, utilizando métodos de elementos finitos, y los efectos del flujo matricial también pueden ser incorporados. La creación de un modelo verosímil, sin embargo, impone grandes exigencias sobre los geocientíficos y el sistema de fracturas debe ser parametrizado en todo su detalle. Este modelo se construye habitualmente a partir de pozos cercanos con datos de alta calidad.
Es difícil proveer un enlace entre la visualización de un yacimiento fracturado que posee un geólogo y una representación celular. Un método para encarar este problema consiste en crear modelos DFN en pequeña escala, que representen los detalles del fracturamiento, y reescalarlos en bloques de cuadrículas celulares utilizando métodos estáticos o bien dinámicos. Por ejemplo, se mapeó un sistema de grietas a partir de una fotografía de un afloramiento de campo tomada con un helicóptero . Las grietas se picaron en la fotografía utilizando lo que es ahora la técnica de Interpretación Estructural Automatizada Petrel. Los resultados se utilizaron para construir un modelo DFN, captando toda la complejidad de la red. Con una apertura asumida, 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.
La simulación de flujo en los modelos celulares se realiza de dos maneras: simulación por diferencias finitas y simulación de líneas de flujo. Los simuladores por diferencias finitas ofrecen habitualmente una amplia gama de funcionalidades y son preferibles en entornos de proyectos maduros de largo plazo. Además, 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. Los simuladores de líneas de flujo, tales como el módulo ECLIPSE FrontSim trifásico, son mejores para acceder al comportamiento dinámico del yacimiento en modelos grandes con múltiples millones de células. 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.
Algunos especialistas simplifican los desafíos que plantea la simulación del flujo de fluidos de los yacimientos NFR, mediante una división en tres categorías. Primero, un modelo debe resolver las trayectorias de los fluidos mediante la determinación de la conectividad de las fracturas. La conectividad depende de la longitud, orientación e intensidad de las fracturas, que se obtienen de los datos del subsuelo y de afloramientos análogos. En segundo lugar, es esencial el conocimiento de las permeabilidades de los sistemas de fracturas, la variación de la permeabilidad a través del campo, y la interacción entre las fracturas y la matriz. En tercer lugar, se deben captar la presión del fluido, o presión capilar, y las permeabilidades relativas presentes en el yacimiento. Además, es necesaria una buena comprensión del régimen de esfuerzos locales para lograr una simulación NFR creíble. Esta información proviene de una diversidad de fuentes—incluyendo las mediciones obtenidas de los registros, 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. La complejidad de los yacimientos NFR representa un desafío real en las operaciones de simulación de yacimientos. Los modelos geológicamente más realistas son modelos de redes de fracturas discretas (DFN). En estos modelos, cada fractura es representada como un plano en el yacimiento, con propiedades conexas, tales como apertura y permeabilidad. Los modelos DFN representan la complejidad geométrica de los yacimientos fracturados con un alto grado de detalle. El flujo de fluidos puede ser simulado a través de los modelos DFN, utilizando métodos de elementos finitos, y los efectos del flujo matricial también pueden ser incorporados. La creación de un modelo verosímil, sin embargo, impone grandes exigencias sobre los geocientíficos y el sistema de fracturas debe ser parametrizado en todo su detalle. Este modelo se construye habitualmente a partir de pozos cercanos con datos de alta calidad.
Es difícil proveer un enlace entre la visualización de un yacimiento fracturado que posee un geólogo y una representación celular. Un método para encarar este problema consiste en crear modelos DFN en pequeña escala, que representen los detalles del fracturamiento, y reescalarlos en bloques de cuadrículas celulares utilizando métodos estáticos o bien dinámicos. Por ejemplo, se mapeó un sistema de grietas a partir de una fotografía de un afloramiento de campo tomada con un helicóptero . Las grietas se picaron en la fotografía utilizando lo que es ahora la técnica de Interpretación Estructural Automatizada Petrel. Los resultados se utilizaron para construir un modelo DFN, captando toda la complejidad de la red. Con una apertura asumida, 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.
La simulación de flujo en los modelos celulares se realiza de dos maneras: simulación por diferencias finitas y simulación de líneas de flujo. Los simuladores por diferencias finitas ofrecen habitualmente una amplia gama de funcionalidades y son preferibles en entornos de proyectos maduros de largo plazo. Además, 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. Los simuladores de líneas de flujo, tales como el módulo ECLIPSE FrontSim trifásico, son mejores para acceder al comportamiento dinámico del yacimiento en modelos grandes con múltiples millones de células. 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.
Simulación de líneas de flujo
Los simuladores de líneas de flujo, tales como el programa ECLIPSE FrontSim, permiten a los ingenieros de yacimientos y a los geocientíficos simular en forma rápida el flujo de fluidos en los yacimientos heterogéneos. 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. En este ejemplo, las líneas de flujo y las capas prospectivas se codifican en color, de acuerdo con la saturación de agua, Sw.
Provistos con simuladores de flujo adecuados, estos equipos ahora pueden examinar la conectividad a lo largo del yacimiento y considerar estrategias para maximizar la recuperación de hidrocarburos. Conforme se ingresan másdatos en el modelo, es posible ajustar cada porción del mismo. Esto puede implicar el mejoramiento de los modelos estructurales y los modelos mecánicos del subsuelo, de los modelos de matrices y fracturas, y de los modelos de intercambio matriz-fractura.
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), creación del modelo fondo amarillo) y ajuste del modelo (fondo azul). Los números del extremo inferior indican dónde debería tener lugar el ajuste del modelo, en orden de preferencia.
Conclusiones
En el pasado, 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, modelado y simulación de los yacimientos NFR. Hoy en día una mejor comprensión de las complejidades de los yacimientos NFR, el mejoramiento de las mediciones y de las técnicas de interpretación en una gama de escalas más amplia, las capacidades de modelado más rápidas y sustancialmente mejoradas, y las nuevas e interesantes tareas de investigación harán que el avance de la industria en materia de yacimientos fracturados sea natural.
Referencia Bibliografica
http:// www.slb.com/media/services/resources