Los yacimientos naturalmente fracturados (YNF) son formaciones geológicas que albergan hidrocarburos y se caracterizan por la presencia de fracturas naturales en la roca.
Estas fracturas, creadas por procesos geológicos como la tectónica o la diagénesis, actúan como conductos que permiten el flujo de petróleo, gas y agua.
En el mundo, los YNF se encuentran en diversos países y continentes. Algunos ejemplos notables son:
- Medio Oriente: La formación caliza de Khuff en Arabia Saudita y Emiratos Árabes Unidos.
- Norteamérica: La formación Bakken Shale en Estados Unidos y Canadá.
- Sudamérica: La formación Vaca Muerta en Argentina.
Los métodos de producción en YNF son más complejos que en yacimientos convencionales debido a la heterogeneidad que las fracturas naturales introducen en el sistema. Las técnicas más comunes incluyen:
- Pozos Verticales: Son la forma más simple de producción, pero pueden ser ineficientes en YNF con fracturas de baja permeabilidad.
- Pozos Horizontales: Permiten acceder a una mayor área del yacimiento y mejorar la recuperación de hidrocarburos.
- Fracturamiento Hidráulico: Se utiliza para crear nuevas fracturas o estimular las existentes, aumentando la permeabilidad del yacimiento.
La producción de YNF es un desafío técnico, pero también una oportunidad para aumentar las reservas de hidrocarburos y satisfacer la demanda energética mundial.
La investigación y el desarrollo de nuevas tecnologías para la caracterización y producción de YNF son fundamentales para aprovechar al máximo este importante recurso.
Teoría de Yacimientos Naturalmente Fracturados
Por muchos años se ha asumido que, para propósitos de estudios de ingeniería de yacimiento, dos parámetros fueron suficientes para describir las propiedades de flujo monofásico de una formación productora: la permeabilidad absoluta y la porosidad efectiva.
Posteriormente empezó a ser evidente que el concepto de permeabilidad direccional fue más que de interés académico, en consecuencia, el grado de anisotropía de la permeabilidad y la orientación del eje principal de la permeabilidad fueron aceptados como parámetros básicos que gobiernan el comportamiento del yacimiento.
Más recientemente, fue reconocido que al menos un parámetro adicional fue requerido para describir el comportamiento del sistema poroso que contiene regiones la cual contribuyen significativamente al volumen poroso pero que contribuyen despreciablemente a la capacidad de flujo.
Microscópicamente, estas regiones pueden llamarse “callejones sin salida” o poros de “almacenamiento” o, macroscópicamente, estos pueden ser volúmenes discretos de baja permeabilidad de la roca de la matriz combinados con fisuras naturales en un yacimiento.
Es obvio que se deben tomar algunas suposiciones para la inclusión de todos los parámetros indicados, así como sus variaciones espaciales, si se quiere desarrollar un modelo conceptual verdaderamente útil para un yacimiento.
Se ha sugerido una división de los tipos de vacíos internos de las rocas del yacimiento. Estas dos clases de porosidad se pueden describir de la siguiente manera:
- Porosidad Primaria: Es intergranular y es controlada por la deposición y la litificación. Esta altamente interconectada y generalmente puede ser correlacionada con la permeabilidad, ya que es enormemente dependiente de la geometría, tamaño y distribución espacial de los granos. Este sistema de poros en arenas, areniscas y calizas oolíticas son típicamente de este tipo.
- Porosidad Secundaria: Es foramenular (de pequeña apertura) y se controla mediante fracturación, unión y/o solución en agua circulante, aunque puede modificarse mediante relleno como resultado de las precipitaciones. No está muy interconectada y normalmente no puede correlacionarse con la permeabilidad.
Los canales o los espacios vugulares desarrollados durante la erosión o y el soterramiento en cuencas sedimentarias son propios de las rocas carbonáticas como las calizas o las dolomitas.
Las juntas o fisuras que ocurren en formaciones masivas y extensas compuestas de esquisto, limolita, esquisto, caliza o dolomita son generalmente verticales y se atribuyen a fallas por tensión durante la deformación mecánica (la permeabilidad asociada con este tipo de sistema de huecos es a menudo anistrópica).
El encogimiento de las fracturas son el resultado de procesos químicos (dolomitización) y generalmente no parece tener ninguna orientación preferencial.
En los casos más generales, ambos tipos de porosidad están presentes y el volumen vacío interno de la roca es de naturaleza intermedia, por ejemplo, un sistema independiente de porosidad secundaria es superpuesto a un sistema primario o intergranular.
Impacto de las Fracturas Naturales sobre el Yacimiento
De acuerdo a la respuesta dada por la información disponible y en la observación sobre núcleos, es posible determinar el impacto de las fracturas naturales sobre la producción del campo.
Basado en la caracterización de Yacimientos Naturalmente Fracturados (YNF) realizada por Nelson en el 2000, es posible agrupar los litotipos identificados en los núcleos, de acuerdo al impacto que las fracturas naturales tienen sobre la acumulación y producción de hidrocarburos de la siguiente forma:
- Yacimiento Tipo I: Las fracturas proveen la capacidad de flujo y almacenamiento de la roca.
- YNF Tipo II: Hay un aporte de la porosidad a través de la matriz, sin embargo, la permeabilidad de la roca se da únicamente por las fracturas naturales.
- YNF Tipo III: La matriz aporta la capacidad de almacenamiento de la roca, presenta buenas permeabilidades de matriz, pero hay fracturas que potencializan la capacidad del flujo del sistema.
- Yacimiento Tipo IV: Corresponde a un sistema donde la matriz provee porosidad y permeabilidad en el sistema, por tanto, su modelamiento es como un yacimiento convencional.
En la Figura 1, se puede observar la caracterización realizada por Nelson para clasificar los yacimientos de acuerdo al impacto de las fracturales naturales presentes.
Modelo Idealizado de Fracturas Naturales
La idealización obvia de un medio poroso intermedio es un complejo de elementos volumétricos discretos con una porosidad primaria la cual es anisotrópica acoplada por elementos vacíos secundarios como se muestra en la Figura 2.
Este modelo heterogéneo de doble porosidad es analizado en detalle, ya que una gran cantidad de yacimientos se encuentran caracterizados como yacimientos de porosidad intermedia.
Aunque la mayoría de los yacimientos con porosidad intermedia son calizas y dolomitas, otras rocas sedimentarias tales como la pizarra y la limolita, también exhiben esta característica.
Para desarrollar un modelo plausible para un yacimiento de porosidad intermedia, es importante que todas las variables de medición se encuentren disponibles; adicionalmente el modelo debe ser consistente con la inferencia física obtenida con el comportamiento de producción de este tipo de yacimiento.
El modelo empleado está basado de las siguientes asunciones generales:
- El material conteniendo la porosidad primaria es homogéneo e isotrópico y en un sistema de arreglos de paralelepípedos idénticos y rectangulares.
- Toda la porosidad secundaria es contenida dentro de un sistema ortogonal continuo y uniforme de fracturas, las cuales cada fractura se encuentra orientada paralelamente al eje principal de permeabilidad, las fracturas normales a cada uno de los ejes principales están espaciadas uniformemente y tienen ancho constante; puede existir un espaciamiento de fractura diferente o un ancho diferente a lo largo de cada eje para simular el grado adecuado de anisotropía.
- El complejo de la porosidad primaria y secundaria es homogénea, aunque anisotrópica, el flujo puede ocurrir entre la porosidad primaria y secundaria, pero no ocurre flujo entre los elementos de porosidad primaria.
Fuente:
- Warren, J.E. y Root, P.J. The Behavior of Naturally Fractured Reservoirs. Paper SPE 426, Fall Meeting Society of Petroleum Engineers (1962).
- Escobar, F. Análisis Moderno de Pruebas de Presión. Editorial Universidad Surcolombiana (s.f.).
- Cabrejo, I., Pineda, E., Gómez, R. y Castellanos, D. Metodología para la caracterización petrofísica de Yacimientos Naturalmente Fracturados. Revista El Reventón Energético Vol. 8 N° 1 (2010).
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