Curso Completo Yacimientos Naturalmente Fracturados-1.pdf

8/20/2019 Curso Completo Yacimientos Naturalmente Fracturados-1.pdf

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YACIMIENTOS NATURALMENTEFRACTURADOS

Ing. Azucena Chavira González


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OBJETIVOS DEL CURSO

OBJETIVO GENERAL: En este curso se estudiaran los conceptos básicos de la

Ingeniería de Yacimientos.

El participante, al término del curso, tendrá losconocimientos para poder cuantificar el volumenoriginal de hidrocarburos de los yacimientos pormétodos directos o indirectos con la finalidad de

determinar las reservas de hidrocarburos líquidostotales.


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SISTEMA DE EVALUACIÓN

Exámenes 80 %

Tareas y Participación: 20 %

Asistencia: Condición de Evaluación (≥ 80%)

Exentos: Mayor a 8.0 (No hay redondeo)

Final : Reprobados (


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BIBLIOGRAFÍA

1. Ali M. Saidi, Reservoir Engineering of Fractured Reservoir,( Fundamentals and Practical Aspects ), 1987, 865 paginas.*

2. Lorenz, John C., Conjugate Fracture Pairs In The Molina Member Of The Wasatch Formation, Piceance Basin,Colorado: Implications For Fracture origins And Hydrocarbon Production / Exploration. Natural Fracture Systems-1997. Four corners Geological Society.

3. Lorenz, John C. SPE Sandia National Laboratories. Conjugate Fracture Zones: Potential “Sweet Spot” ReservoirsWithin Regional Parallel-Fracture Systems.

4. Garrett, C.H. y Lorenz J.C. Fracturing Along The Grand Hogback, Garfield County, Colorado.

5. Hanks, Catherine L., Lorenz, John, Teufel, Lawrence, y Krumhardt, Andrea P. Lithologic and Structural Controls onNatural Fracture Distribution and Behavior Within the Lisburne Group, Northeastern Brooks Range and North SlopeSubsurface, Alaska.

6. Lorenz, John C., Farrel, Helen E., Hanks, Catherine L., Rizer, William D., Sonnenfeld, Mark D. Characteristics ofNatural Fractures in Carbonete Strata.

7. Neal, James T., Consultant, and Lorenz, John C., Sandia National Laboratories. Holbrook Anticline, Arizona: AnExposed Analog For Fractured Reservoirs Over Salt-Dissolution Fronts.

8. Lorenz, John C., Hill, Robin E. Measurement and Analysis of Fractures in Core. Geological Studies Relevant toHorizontal Drilling in Western North America. Rocky Mountain Association of Geologists- 1992.


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BIBLIOGRAFÍA

9. Lorenz, John C., Hill, Robin E. Susurface Fracture Spacing: Comparision of Inferences From Slant / Horizontal andVertical Cores. Copyright 1994 Society of Pretoleum Engineers. SPE Formation Evolution, March 1994.

10. Lorenz, John C. Lithology: The Missing Ingredient in Core Fracture Analysis.

11. Lorenz, John C., Finley, Sharon J., Warpinski, Norman R. Significance of Coring-Induced Fractures in Mesaverde Core,Northwestern Colorado.

12. Lorenz, John C. Recognition And Use Of Induced Fractures, And Other Fractures In Core Producer By The CoringProcess.

13. Hill, R. E., Peterson, R.E., CER Corp, Warpinski, N.R., Lorenz, J.C., Teufel, L.W. Techniques for DeterminingSubsurface Stress Direction and Assessing Hydraulic Fracture Azimuth.

14. Lorenz, J.C. Stresses and Fractures in the Frontier Formation, Green River Basin, Predicted from Basin-MarginTectonic Element Interactions. 1995 Field Conference Guidebook. Wyoming Geological Association.

15. Lorenz, J.C. Heartburn in Predicting Natural Fractures: The Effects of Differential Fracture Susceptibility inHeterogeneous Lithologies. Fractured Reservoirs: Characterization and Modeling Guidebook-1997. Rocky MountainAssociation of Geologists.

16. Lorenz, J.C., Cherney, Jenny L., Schechter, David S., Whigham, Chris L. Natural Fractures in the SpraberryFormation, Midland brasin, TX: The Effects of Mechanical Stratigraphy on Fracture Variability and Reservoir Behavior.


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BIBLIOGRAFÍA

17. Teufel, Lawrence W. Natural Fracture Characteristics and effects. August 1996. The Leading Edge.

18. Lorenz, J.C., Warpinski, Norman R., Teufel, Lawrence W., Branagan, Paul T., Sattler, Allan R., Northrop, David A.Results of the Multiwell Experiment. In situ stresses, natural fractures, and other geological controls on reservoirs.

19. Eos. Vol. 69, August 30, 1988, Pages 817, 825-826.

20. Lorenz, J.C., Billingsley, Randal L., Evans, Lesley W. Permeability Reduction by Pyrobitumen, Mineralization, andStress Along Large Natural Fractures in Sandstones at 18,300 ft. Depth: Destruction of a Reservoir.

21. Warpinski. N.R., Lorenz J.C. Examination of a Cored hydraulic Fracture in a Deep Gas Well.

22. Lorenz, J.C. Analysis of Fractures in Vertical and Deviated Core.

23. Lorenz, J.C., Teufel, Lawrence W., Warpinski, Norman R. Regional Fractures I: A Mechanism for the Formation ofRegional Fractures at Depth in Flat-Lying Reservoirs.

24. 25. Lorenz, J.C., Finley, Sharon J. Regional Fractures II: Fracturing of Mesaverde Reservoirs in the Piceance Basin,Colorado.

26. 4. Dr. Roberto Aguilera. Naturally fractured reservoirs. Segunda edición. Pennwell publishing company. Tulsa.Oklahoma; 1995, ISBN D-87814-499-8, 518 p.

*Libro clásico


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DESARROLLO DEL CURSO

TEMARIO:

1. Tipos y Características de las Fracturas.

2. Medición y Análisis de Fracturas en núcleos, registros y afloramientos.

3. Origen de las Fracturas: Mecánicas y Predicción.

4. Efectos de las Fracturas en los Yacimientos.

5. Yacimientos de Gas Entrampado.


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Introducción

Más del 90 por ciento de los yacimientos de hidrocarburos nacionales se ubican en la

clasificación de naturalmente fracturados, razón por la cual este tema resulta prioritario

para el IPN. Su objetivo es consolidar, mediante el trabajo teórico-experimental, el

conocimiento científico y tecnológico que permita definir las mejores alternativas de

explotación en este tipo de yacimientos, transfiriendo desarrollos tecnológicos a PemexExploración y Producción.

Actualmente, el estudio de los Yacimientos Naturalmente Fracturados (YNF) representa

una tecnología en crecimiento. Para explotarlos de manera adecuada es precisoidentificar y modelar los sistemas de fracturas, cavidades de disolución y bloques de

matriz. Esto requiere aplicar, de manera consistente, diversas fuentes de información de

tipo estático y dinámico; lo que hace necesario desarrollar tecnologías de vanguardia para

comprender los mecanismos de interacción de los fluidos con dichos sistemas.

Fuente: http://www.imp.mx/investigacion/ynf/ynf.htm


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Introducción

En esta asignatura se trataran algunos aspectos que han sido considerados convenientes

de analizar antes de abordar de lleno el estudio de la permeabilidad relativa en

Yacimientos Naturalmente Fracturados.

Es posible encontrar una gran cantidad de literatura en la que se aborde el estudio de los

YNF, es por esto, que los aspectos que se tocaran aquí pretenden dar una breve

ilustración sobre algunos conceptos importantes que son necesarios conocer previamente

al tema central del presente curso.

Fuente: http://www.imp.mx/investigacion/ynf/ynf.htm


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Introducción

Se revisarán conceptos generales sobre las fracturas y su clasificación; se discutirán los

conceptos de porosidad y permeabilidad secundaria, se evaluarán las teorías planteadas

para explicar la migración de los hidrocarburos para este tipo de yacimientos, luego se

expondrán dos de las más importantes clasificaciones que se han desarrollado para los

YNF, posteriormente se hablará de los mecanismos de producción que aplican en los YNFy finalmente se tratarán los procesos de flujo que tienen lugar en los YNF.


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DESARROLLO DEL CURSO

TEMARIO:

Introducción.

1. Tipos y Características de las Fracturas.

2. Medición y Análisis de Fracturas en núcleos, registros y afloramientos.

3. Origen de las Fracturas: Mecánicas y Predicción.

4. Efectos de las Fracturas en los Yacimientos.

5. Yacimientos de Gas Entrampado.


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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?

Un yacimiento carbonatado naturalmente fracturado es tal que su sistema multiporoso

está integrado por: microfracturas, fracturas, microvúgulos, vúgulos, macrovúgulos,

canales de disolución, cavernas, poros y varios tipos de redes de fracturas que

coexisten simultáneamente saturados de fluidos.

El yacimiento carbonatado naturalmente fracturado se conceptualiza como un modelo

de doble porosidad, debido a que los resultados de su caracterización petrofísica

deben ser incorporados dentro de un modelo de doble porosidad para el simulador

numérico.

Fuente: Caracterización Integral de Yacimientos: Obtención de la Información Requerida por los Simuladores Numéricos de Yacimientos NaturalmenteFracturados, Ulises Ortiz Galicia, UNAM, 2014


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Dicha conceptualización del modelo de doble porosidad consiste en separar y agrupar la

porosidad en: microfracturas, microvúgulos, cristalina, intercristalina, intergranular, en un

medio poroso denominado porosidad primaria; en tanto que la porosidad macro: asociada a

vúgulos y fracturas, se agrupa en otro medio poroso denominado porosidad secundaria. Lo

anterior requiere analizar y definir modelos petrofísicos para todas las propiedades de ambos

medios, así como para un tercer medio, es decir, el sistema de interacción de los medios

primario y secundario, el sistema de doble porosidad.

Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005


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La caracterización petrofísica de yacimientoscarbonatados naturalmente fracturados es la

metodología que se elaboró para obtener el

conjunto de parámetros petrofísicos del sistema

primario, secundario y de doble porosidad,

aplicando el conjunto de modelos petrofísicos de

mezclado y de transición alternante.

Un yacimiento es naturalmente fracturado,

cuando éste contiene fracturas que han sido

creadas por acción de la naturaleza y que tienen

un efecto significativo sobre las características

que definen el flujo de fluidos a través de éste.



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La condición antes expresada, es importante para considerar a un yacimiento como YNF ya

que, según Aguilera (1980), todos los yacimientos se encuentran fracturados en menor o

mayor escala, aunque solo deben ser considerados como YNF aquellos en los que el

fracturamiento contribuya al proceso de flujo en el mismo.

Los YNF pueden ser encontrados en una amplia variedad de litologías, tales como dolomitas,calizas, areniscas, lutitas, anhidritas, rocas ígneas, metamórficas y carbones.

Afloramiento de un carbonato fracturado en Medio OrienteFuente: www.slb.com/carbonates



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Los YNF se originaron a partir dedepósitos de sedimentos tal como

sucede con los yacimientos

convencionales, es decir, con

porosidad íntergranular, a diferencia de

éstos últimos, en los YNF se alteró la

continuidad de la roca como resultado

de algún tipo de actividad tectónica.


Estas discontinuidades ocasionan considerables dificultades en la descripción de laestructura interna y del flujo de fluidos dentro de este tipo de yacimientos. Además de los

parámetros que son necesarios para describir la matriz en un yacimiento homogéneo, en los

YNF se requiere de parámetros adicionales, debido a la presencia de fracturas, estilolitas

(residuos químicos formados durante la disolución de la matriz) y ‘vugs’.


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Los YNF pueden ser representados a través de dos subsistemas: la matriz y lasfracturas; cada uno de éstos posee propiedades petrofísicas diferentes, lo cual hace que

el comportamiento de este tipo de yacimientos sea distinto al comportamiento que

presentan los yacimientos homogéneos.

La correcta evaluación de las propiedades de cada subsistema y la integración

adecuada de éstas, para la formulación del modelo que mejor se adapte a las

condiciones reales de flujo en el yacimiento, es un factor crítico en la ingeniería de los

YNF.

La complejidad de los YNF radica en que estos pueden presentar variación tanto en la

clase, como en la morfología de las fracturas que lo constituyen, e incluso puede haber

variación en la relación de la capacidad de almacenamiento entre matriz y fracturas.



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Inclusive, la variación en la distribución de los patrones de fracturamiento de la roca conlleva

a que los YNF presenten una alta complejidad para la caracterización de los procesos deflujo que ocurren en el yacimiento.

Se han planteado (Aguilera, 1980; Van Golf-Racht, 1982; Osorio, 2003) varias

clasificaciones para los YNF, a continuación se presentarán dos de las más empleadas a

nivel mundial, según su capacidad de almacenamiento y la porosidad y permeabilidad del

sistema matriz-fractura.


Fuente: http://blog-petrolero.blogspot.mx/2008/12/los-desafios-

de-la-simulacion-numerica.html

Q é Y i i N l


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Clasificación Según su Capacidad de Almacenamiento

La capacidad de almacenamiento en un yacimiento está dada por el producto entre la

porosidad y la saturación de los fluidos presentes en la roca, representando que tanto fluido

puede acumular el yacimiento.


Según esta clasificación existen tres tipos de YNF:

Yacimientos Tipo A: En este tipo de yacimientos la capacidad

de almacenamiento de la matriz es mucho mayor en relación

con la de las fracturas.

Yacimientos Tipo B: Estos yacimientos poseen una capacidad

de almacenamiento prácticamente igual para la matriz y para las

fracturas.

Yacimientos Tipo C: En los yacimientos Tipo C, la capacidad de

almacenamiento es debida fundamentalmente a las fracturas,

ya que la porosidad de la matriz es despreciable.

http://www.portaldelpetroleo.com/2012/12/curvas-de-permeabilidad-relativa-parte.html

Q é Y i i t N t l t


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Clasificación de Acuerdo a la Porosidad y Permeabilidad del Sistema Matriz-

Fractura

De acuerdo a la porosidad y permeabilidad que presenten el subsistema matriz y fracturas,

se ha desarrollado una clasificación para los YNF dividiéndolos en cuatro categorías (Osorio,

2003):

Yacimientos Tipo I: En este tipo de YNF las fracturas proveen la porosidad y la permeabilidad del

yacimiento, mientras que en la matriz la magnitud de estas propiedades es despreciable.

Yacimientos Tipo II: Son aquellos yacimientos en los cuales las fracturas proveen la

permeabilidad del yacimiento y la matriz proporciona la capacidad de almacenamiento para losfluidos (porosidad).

Yacimientos Tipo III: En estos yacimientos las fracturas le proporcionan la permeabilidad, sin

embargo, la matriz, por si misma, posee buena porosidad y permeabilidad.




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Yacimientos Tipo IV: A los yacimientos de este tipo las fracturas no le aportan permeabilidad o

porosidad de manera significativa. Por el contrario, la matriz sí posee buena porosidad ypermeabilidad, con lo cual las fracturas se convierten en barreras al flujo, las cuales hacen al

yacimiento heterogéneo.

Fuente: La naturaleza de los yacimientos naturalmente fracturados, Tom Bratton, Denver, Colorado, EUA 2006




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Mecanismos de Producción en los YNF

En la mayoría de los YNF gran parte de la capacidad de flujo es debida a las fracturas, las

cuales conectan los bloques de matriz con la cara del pozo para que los fluidos se puedan

producir. En tales yacimientos, los mecanismos físicos que hacen posible que los fluidos

sean producidos son los siguientes (Schlumberger, 2001):


Evaluación de Funciones de Transferencia de Fluidos Matriz-fractura en un Yacimiento Naturalmente Fracturadocon Segregación Gravitacional Ubicado en el Área Norte de Monagas-Venezuela, Jesús Millán, 2011



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Expansión del Petróleo

Debido a la producción, la presión en el sistema de fracturas disminuye, el petróleo fluye

desde la matriz a la fractura para equilibrar la presión de ésta con la presión de los

alrededores en la fractura.

Este mecanismo de producción puede ser concebido como la expansión del petróleo dentro

de los bloques de matriz, cuando la presión del yacimiento está por encima de la presión de

burbuja, o por la expansión de la capa de gas, cuando éste se haya por debajo de tal

presión.




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Imbibición Capilar

La imbibición capilar espontánea se produce cuando la fractura contiene una fase mojante

y el petróleo en el interior de la matriz es la fase no mojante. Durante este fenómeno, el

agua imbibe en la matriz, y el petróleo es expulsado de la matriz a la fractura. La cantidad

de líquido transferido depende de: la mojabilidad de la roca matriz, la permeabilidad de la

matriz, y la intensidad de la fractura.

Cuando se introduce agua en las fracturas, el agua fluirá y se desplazará por acción de las

fuerzas capilares dentro de la matriz desplazando al petróleo que se halla allí almacenado.En yacimientos en los que haya presencia de gas, el petróleo será la fase mojante y el gas

la fase no mojante, presentándose también la imbibición.




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Si no hay drenaje gravitacional, entonces la producción de petróleo seguirá hasta alcanzar

la saturación residual de petróleo, es decir, la saturación a la cual se equilibraran las fuerzas

capilares entre las fases mojante y no mojante.


http://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/6142/1/CAPITULO%201.doc.



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Drenaje Gravitacional

Este tipo de mecanismo de producción se presenta cuando hay una diferencia de

densidades entre las fases agua-petróleo, a través de la matriz, lo cual origina el intercambio

de fluidos entre la matriz y las fracturas, ya que la fase más pesada forzará a la fase más

liviana para que fluya a través de las fracturas hacia los pozos y ésta se pueda producir.


Fuente: preview_html_m48e8b7a1.png

¿Qué es un Yacimiento Naturalmente


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Difusión Molecular:

La difusión molecular, consiste en la vaporización de los componentes del gas y del petróleo

dentro de ambas fases. Por ejemplo, en un modelo de gas condensado en el que no halla

petróleo presente, el gas se difundirá de una región de bajo radio de vaporización petróleo-

gas hacia una región de alto radio de vaporización petróleo-gas, por su parte, las moléculaspesadas que se hayan vaporizado, fluirán en la dirección opuesta, es decir, de la región de

alto radio de vaporización petróleo-gas, hacia la de más bajo radio.

La difusión molecular del gas y del petróleo entre el subsistema matriz y fracturas, puede

llegar a ser un mecanismo de producción significativo de la matriz, en especial en

yacimientos de gas condensado, como es el caso de los yacimientos del Piedemonte

Llanero colombiano.




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Desplazamiento Viscoso:

Consiste en el movimiento de los fluidos cuando un diferencial de presión es aplicado a

través del yacimiento. En un YNF con un gradiente de presión en el subsistema fracturas, el

fluido se moverá a través de estas hacia los pozos debido a que los fluidos intentarán

mantener el equilibrio hidrostático en el sistema.

En muchas ocasiones, el gradiente de presión es pequeño debido a que las facturas

presentan una alta permeabilidad efectiva, en esos casos, será razonable ignorar el

desplazamiento viscoso de los fluidos de la matriz por el gradiente de presión que se hallaen las fracturas. Sin embargo, si las fracturas tienen una permeabilidad moderada, en

relación con la de la matriz, entonces es de esperar que el flujo desde y hacia la matriz,

causado por el gradiente de presión a través de las fracturas, actué como un mecanismo

significativo de producción.




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Los dos primeros mecanismos de flujo tratados antes, son los que predominan en la mayoría

de los YNF, aunque en algunos casos el drenaje gravitacional puede ser un mecanismo

importante de producción.

Los últimos dos mecanismos pueden ser despreciados, ya que su aporte no es significativoal compararlo con el que presentan los demás.

Se debe recordar que en los yacimientos no fracturados, el principal mecanismo de

producción es el desplazamiento viscoso (Sarma, 2003).




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Modelos de Flujo en YNF

El estudio y definición de los procesos de flujo que tienen lugar en los YNF es un gran

desafío, ya que el modelamiento de la interacción que tiene lugar entre los fluidos y los dos

subsistemas que los componen no es una labor sencilla.

La interacción compleja de los mecanismos que hacen posible la transferencia de masaentre la matriz y las fracturas dificulta el desarrollo de un modelo matemático simple que se

ajuste a la realidad del fenómeno de flujo.

El modelo tradicional para describir el comportamiento de los YNF, fue desarrollado en 1960por Barenblatt (Aguilera, 1980), se denominó “Modelo de Doble Porosidad” y puede ser

resumido de la siguiente manera:




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• Existen dos regiones dentro del yacimiento, cada una con diferente porosidad y

permeabilidad.• Una de las regiones está constituida por las fracturas, las cuales presentan una alta

conductividad, siendo las responsables del transporte de los fluidos desde el yacimiento

hacia el pozo.

• La otra región se halla conformada por la matriz; ésta tiene baja conductividad y se

encarga de alimentar con fluido a las fracturas, actuando como una fuente o almacén, de

fluidos uniformemente distribuida.

La transferencia de fluidos entre los bloques de matriz y de fracturas se encuentra

gobernada por una función de transferencia, la cual controla la interacción entre los bloques

de matriz y las fracturas.




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La mayoría de formulaciones del modelo de doble porosidad difieren principalmente en la

manera que la función de transferencia es definida (Sarma, 2003).

Warrent and Root (1963), desarrollaron la ecuación de difusión para los YNF, considerando

un modelo físico de doble porosidad, como el descrito por Barenblatt.

El modelo de Warren and Root (1963), establece que las fracturas constituyen una red de

canales de flujo paralelo al eje principal de permeabilidad; por su parte el subsistema de

matriz se encuentra constituido por bloques homogéneos e isotrópicos, la representación del

modelo es mostrada en la Figura 2.




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El trabajo de Warren and Root (1963) constituyó la primera solución completa de línea

fuente para la ecuación de difusión aplicada a yacimientos de doble porosidad. Desde esemomento, y teniendo en cuenta las múltiples fallas que presentaban los modelos, se han

reformulado sus principios teóricos para tratar de establecer un modelo que refleje la

realidad del proceso de flujo que sucede en los YNF.

Figura 2: Idealización de un YNF para el Modelo de Warrent and Root (Tomado de Warrent

and Root, 1963)




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El trabajo de Warren and Root (1963) constituyó la primera solución completa de línea

fuente para la ecuación de difusión aplicada a yacimientos de doble porosidad. Desde esemomento, y teniendo en cuenta las múltiples fallas que presentaban los modelos, se han

reformulado sus principios teóricos para tratar de establecer un modelo que refleje la

realidad del proceso de flujo que sucede en los YNF.

Idealización del Modelo de un YNF (Tomado de Warrent and Root, 1963)




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El modelo de Warren and Root, aplica solo para flujo monofásico a través de YNF, es por

esto que autores posteriores (Kazemi et. al., 1976) desarrollaron la extensión de tal modelopara flujo multifásico. Sin embargo, el modelo multifásico, desarrollado por Kazemi et. al.

(1976), no tenía en cuenta los principios físicos que rigen tal flujo para los procesos de

imbibición, drenaje y segregación gravitacional, con lo cual el modelo perdía validez.

El flujo multifásico en yacimientos fracturados depende, entre otros factores, de los efectos

combinados no lineales entre la conectividad hidráulica y la mojabilidad de las fracturas y la

matriz, la permeabilidad y porosidad del subsistema matriz, el tamaño y forma de los bloques

de matriz, la presión capilar y la tensión interfacial entre las diferentes fases (Sarma, 2003).

Otra dificultad que se debe afrontar durante el modelamiento de los YNF es el alto grado de

heterogeneidad y anisotropía que se presenta en el sistema fracturado.




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Como se mencionó antes, la heterogeneidad tiene lugar en la variación espacial en ladistribución y dirección de las fracturas, al igual que en la variación de las propiedades de las

fracturas. Por su parte la anisotropía se origina como resultado de la excesiva diferencia que

se presenta en las propiedades del flujo a través del sistema matriz-fracturas, además, del

sentido direccional que presentan las propiedades del sistema fracturado.

Sarma (2003) afirma que las formulaciones existentes del modelo de doble porosidad tienen

muchas limitaciones, en el sentido que han sido derivadas bajo suposiciones simplificadas e

idealizadas, además, bajo un desarrollo matemático enfocado hacia el flujo monofásico a

través del yacimiento.


¿Qué es un fractura?


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Las fracturas son discontinuidades aproximadamente planas que separan bloques de roca

con desplazamiento perpendicular al plano de ruptura. La discontinuidad es ocasionada poresfuerzos que exceden el límite elástico de la roca. Cada una de las zonas o ámbitos que

resultan de una superficie de ruptura se denominan bloque. Si existe y es perceptible un

desplazamiento a lo largo del plano de fractura, esto es, donde la roca ha tenido un

movimiento relativo a lo largo del plano de la fractura, tiene lugar una falla. La inclinación del

plano de falla es llamado echado.

Desde una perspectiva general se manejan diversos modelos para representar los medios

fracturados. En el más simple se consideran bloques de roca, separados por planos de

ancho variable, representando fracturas. En este modelo se considera que las fracturas

tienen poca influencia sobre la porosidad de las formaciones y alta repercusión en la

permeabilidad del sistema, así la capacidad de desplazamiento de fluidos está controlada

por las fracturas, mientras los bloques de la matriz se relacionan con la capacidad de

almacenamiento.




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Las fracturas son definidas como una discontinuidad que resulta de esfuerzos que exceden

la resistencia a la ruptura de una roca. Estas pueden producirse por deformación de la rocao por algún proceso físico-químico.

Desde el punto de vista geomecánico, en la superficie de una fractura han tenido lugar

esfuerzos que han debilitado la fuerza de cohesión que tenía la roca a lo largo de ésta

superficie originando un rompimiento en la continuidad a nivel de la matriz de la roca.


Fuente: Estrategias para desarrollar yacimientos naturalmente fracturados de aceite

pesado, Sergio Berumen, Diavaz-Geociencias, 2013


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Clasificación de las Fracturas

De acuerdo con su origen:

Las fracturas pueden ser clasificadas dentro de cuatro grandes grupos:

Fracturas Tectónicas: Este tipo de fracturas tienen su origen en algún encuentro tectónico local;

se deben principalmente a fallamientos o plegamientos de la roca en tal punto. Este tipo de

fracturas ayudan al mejoramiento de la permeabilidad e incluso de la capacidad de

almacenamiento de la roca.


Evolución de relieves de fracturas tectónicas.http://educativa.catedu.es/44700165/aula/archivos/repositorio/3500/3660/h

tml/5_cadenas_de_fractura.html

Cl ifi ió d l F t


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Fracturas Regionales: Al igual que las fracturas tectónicas, éstas se originan por eventos

tectónicos, sin embargo, a diferencia de las anteriores éstas se caracterizan porque se desarrollan

a través de áreas de terreno muy grandes con un cambio relativamente pequeño en el sentido de

su orientación.


Fracturas regionales.Fuente: La Zona de fractura Boulder-Lefroy en Australia. Hodkiewicz,

P., 2003.



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Fracturas Diagenéticas: Estas fracturas se originan cuando en la roca tiene lugar una reducciónen su volumen, ya sea por secamiento de la roca, contracción térmica, dolomitización e incluso

por lixiviación. Se generan por esfuerzos de tensión sobre la roca que producen el fracturamiento

de la misma.


Fuente: Procesos diagenéticos en reservorios carbonatadosgasopetrolíferos cubanos, Yusdany William Garcia Lavin

W.Griem (1999, 2010)



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Fracturas Asociadas con la Superficie: Una roca que se halla en la corteza terrestre se encuentra

sometida a una carga litostática (overburden) que equilibra los otros esfuerzos a los que estásometida la roca, cuando hay variación en la carga litostática, por ejemplo, al llevar la roca a

superficie o tras una fuerte erosión en el terreno, el equilibrio inicial se verá alterado, con lo cual

los esfuerzos de compresión terminan por fracturar la roca originando las fracturas asociadas con

la superficie.


Fuente: Ciencias de la Tierra (geología - geografía), Faustto Guerrerociudad de La Plata Provincia de Buenos Aires - Argentina



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Según su Morfología

Se pueden agrupar las fracturas a partir de cinco categorías:

Fracturas Abiertas: Se caracterizan porque su superficie no ha sido alterada por procesos de

mineralización secundaria, estando “limpias” al ser halladas.


Fuente: www.idean.gl.fcen.uba.ar



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Fracturas Deformadas: En éstas ha tenido lugar una modificación en su estado luego de su

formación, debido a esfuerzos que han producido deslizamientos entre las superficies de lafractura.


http://geologiauapiv.blogspot.mx/2012_12_01_archive.html



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Fracturas Parcialmente Mineralizadas: En la superficie de este tipo de fracturas se presenta

mineralización secundaria parcial, por ejemplo, de cuarzo o calcita, que disminuye el área decontacto entre la matriz y la fractura. Sin embargo, estas mineralizaciones actúan como un

agente de sostén natural que impide el cierre de la fractura.


Modelo de mineralización Lo Aguirre, Chile



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Fracturas Completamente Mineralizadas: En este caso la mineralización es de tal magnitud

que la fractura queda totalmente taponada por los cristales que se han precipitado a lo largode su superficie.


Fuente: Fallas y Zonas de Cizalla (Parte 2): Aplicaciones al Estudio de Sistemas Mineralizados y laExploración, Roberto Oyarzun y Miguel Doblas




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Fracturas Vugulares: También conocidas como ‘vugs’, se caracterizan porque el espacio

libre que hay en ellas puede generar porosidades incluso del 100% en algunos intervalos,con lo cual su capacidad de almacenamiento es altísima. Son cavidades que se producen en

la roca por disolución de materiales calcáreos durante la intrusión de fluidos.





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Clasificación Según su Comportamiento

De acuerdo con el comportamiento que presentan en el tiempo, las fracturas pueden

clasificarse como estáticas o dinámicas.

• Fracturas Estáticas: Son las fracturas cuya conductividad permanece constantedurante toda la vida productiva del yacimiento.

• Fracturas Dinámicas: Aquellas fracturas cuya conductividad suele reducirse de manera

considerable a medida que la presión de poro disminuye debido a la deformación de lafractura.



PROPIEDADES DEL MEDIO


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PROPIEDADES DEL MEDIO

POROSIDAD

La porosidad es la característica física más conocida de un yacimiento depetróleo. La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento defluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen de la rocaque corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos.

= + Se concluye:

Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede sermayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximovalor teórico que puede alcanzar es 1.

Muchas veces la porosidad es expresada como un porcentaje, esta cantidad

resulta de multiplicar la ecuación por 100.

= Volumen Total de roca.= Volumen de poros. = Volumen de sólidos.

∅ =

=

0% ≤ ∅ ≤ 100%



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En muchas ocasiones, para el desarrollo de modelos que representen el comportamiento de

los YNF se asume que la porosidad de fractura es mínima y consecuentemente la capacidadde almacenamiento de éstas es muy pequeña en relación a la capacidad de

almacenamiento de la matriz, lo cual se traduce en que el volumen de fluido almacenado en

las fracturas puede ser despreciado.

La porosidad de la fractura es rara vez mayor al 1.5 o 2 %. Usualmente, esta es menor que

el 1 % (Aguilera, 1980). Esto hace que la capacidad de almacenamiento de las fracturas sea

muy pequeña, con lo cual la mayor parte de los fluidos se hallen almacenados en la matriz

de la roca.



CONCEPTOS FUNDAMENTALES


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CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD

Clasificación de la porosidad según en punto de vista morfológico (interconexión delos poros)

Catenary o Poros Interconectados:

Este tipo de porosidad tiene más de una garganta poralconectada con otros poros, la extracción de hidrocarburo esrelativamente fácil en este tipo de poros.

Cul-de-sac, conectados o sin salida

Este tipo de porosidad tiene una garganta poral conectada conotros poros; se puede producir hidrocarburo por la presiónnatural del yacimiento.

PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS ROCAS, ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, EVALUACIÓN DE FORMACIONES,



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Poro cerrado o aislado

El poro se encuentra completamente cerrado, no tieneninguna garganta poral conectada con otros poros; enun proceso normal no es capaz de producirhidrocarburo.

Porosidad efectiva (∅)

Se define como el volumen total de la roca querepresenta espacios que pueden contener fluidos y seencuentran comunicados entre sí; es la relación entre elvolumen de poros interconectados con el volumen totalde roca del yacimiento.




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Porosidad no efectiva o residual (∅)

Es aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que está conformadapor los espacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí; es larelación entre el volumen total de poro cerrado con el volumen a granel.

Porosidad absoluta o total (∅)

La sumatoria del volumen de los porosno interconectados más el volumen delos poros interconectados es igual alvolumen total de los poros de la roca,

entonces la porosidad absoluta es igual ala sumatoria de la porosidad efectivamás la porosidad no efectiva (residual).

= +

_ = ∅ + ∅ PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS ROCAS, ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, EVALUACIÓN DE FORMACIONES,



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Porosidad

La porosidad representa la fracción de espacio vacío que tiene una roca. Es definida como la

relación entre el volumen de la roca disponible para el almacenamiento de fluidos y el

volumen total de ésta.

La porosidad efectiva, es decir, el porcentaje de espacio vacío en la roca que se hallainterconectado, es la que interesa al ingeniero de yacimientos, ya que el volumen de fluido

que se encuentra almacenado allí es el que puede ser recuperado.

En los YNF puede haber dos tipos de porosidad, dependiendo del momento en que esta se

originó.

Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005http://www-ig.unil.ch/cours/geophyse/rese11.htm


CLASIFICACIÓN DE LA


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CLASIFICACIÓN DE LAPOROSIDAD

Según su tiempo de posicionamiento

Porosidad Primaria

La porosidad primaria es aquella que se origina en el momento en que los sedimentosfueron depositados para formar la roca.

Es la que posee la roca de la fase depositacional (inicio de enterramiento, los granosno han sido alterados, fracturados, disueltos)

Depende de:

Uniformidad del tamaño de granos

Arreglo y la distribución de los sedimentos

Régimen de depositación

Forma de los granos Redondez de los granos

Compactación

Cementación y el grado de interconectividad entre los espacios vacíos

La porosidad primaria se puede dividir en dos tipos.


http://www-ig.unil.ch/cours/geophyse/rese11.htm



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Porosidad intergranular o entre partículas

Ésta se produce entre los granos de un sedimento, es típica de las areniscas. Tambiénse encuentra generalmente en calizas recién depositado. Sin embargo, a menudo en lascalizas se pierde esta porosidad por la cementación.

En la porosidad intergranular las gargantas porales se encuentran interconectadas unascon otras. A menos que la cementación se amplíe con el tiempo, este tipo de porosidades muy buena y presenta también buena permeabilidad. En este tipo la porosidadefectiva es equivalente a la porosidad total.




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Porosidad intragranular o intrapartícula

Ésta ocurre dentro de los mismos granos del sedimento. Ésta porosidad es típica en elrecién posicionamiento de los esqueletos de la calizas. No es habitual que estos porosse conserven. Generalmente son rellenados durante el entierro a principios de lacementación, pero en algunos casos, el cemento puede ser lixiviado para dejar el poro

intragranular original.




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Porosidad Secundaria

También conocida como porosidad inducida, este tipo de porosidad es generada por la

acción de procesos geomecánicos que fueron desarrollados sobre la roca después de la

depositación de los sedimentos; este tipo de porosidad no tiene relación directa con la forma

o distribución de las partículas sedimentarias.

De manera general, se puede decir que la porosidad secundaria es debida a la solución,

recristalización, apertura y dolomitización de las fracturas.

En los YNF se presentan ambos tipo de porosidades. La porosidad primaria corresponde a

la porosidad del subsistema matriz y es llamada porosidad de matriz, fm, mientras que la

porosidad secundaria corresponderá a la porosidad de las fracturas, la cual es llamada

porosidad de fractura, ff.





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La porosidad total de un YNF es el resultado de la suma algebraica de las porosidades

primaria y secundaria, es decir:

Dónde:

ft: Porosidad total del yacimiento

fm: Porosidad del subsistema matrizff: Porosidad del subsistema Fracturas

La evaluación de la porosidad de la matriz se hace generalmente a partir de muestras de

núcleos, por otra parte, la evaluación de la porosidad de las fracturas es un proceso muchomás complejo, ya que los núcleos tienden a romperse a lo largo de los planos de las

fracturas naturales, o se inducen fracturas a través de estos, lo cual dificulta la medición de

tal propiedad.


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Porosidad secundariaLa porosidad secundaria es la porosidad formada dentro de un depósito después delposicionamiento primario. Es causada por la acción de fuerzas tectónicas o de fluidos enla roca madre después del posicionamiento primario. Los principales tipos de porosidadsecundaria son:

FenestralesSe desarrolla donde hay una laguna en el marco de la roca, más grande que el normalsoportado por los espacios porosos del grano.

Es característico de lagunares, es causado por la deshidratación, contracción ydeformación de las láminas. Esta tipo de porosidad es la menos frecuente.




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Intercristalina

Se produce entre los cristales y es el tipo de porosidad encontrado en importantesyacimientos de petróleo y gas. En calizas recristalizadas, porosidad intercristalina esinsignificante. Sin embargo, a menudo, las dolomitas cristalinas presentan altaintercristalinidad.




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Fractura

La fractura de las formaciones puede ocurrir por el rompimiento de cualquier roca frágil yno por deformación plástica. Así, hay yacimientos fracturados en las pizarras, cementadoduro de areniscas cuarcitas, calizas, dolomías y, por supuesto, rocas del basamento, comogranitos y metamórficas.

Las fracturas pueden desarrollarse a partir de las fuerzas tectónicas asociadas con elplegamiento y fallas.

La porosidad por fractura puede resultar en altas tasas de producción durante la pruebainicial de un pozo, seguido de un rápido descenso en la producción después. Cuando unaroca se ha fracturado, las fracturas no necesariamente permanecen abiertas. Pueden

cementarse más tarde por sílice, calcita o dolomita.PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS ROCAS, ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, EVALUACIÓN DE FORMACIONES,

FACTORES QUE INFLUYEN EN


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FACTORES QUE INFLUYEN ENLA POROSIDAD

CARACTERÍSTICAS DE LA POROSIDAD

Las porosidades de las formaciones subterráneas pueden variar en alto grado. Los carbonatos densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas (sal, anhidrita, yeso, silvita, etc.)

pueden tener una porosidad prácticamente de cero. Las areniscas bien consolidadas pueden tener una porosidad de 10 al 15%. Las arenas no consolidadas pueden llegar a 30% o más de porosidad.

Las lutitas o arcillas pueden tener una porosidad con contenido de agua de más de 40%, sinembargo los poros individuales so generalmente pequeños, lo que hace que la roca seaimpermeable al flujo de líquidos.

Calidad de la roca en función de la porosidad

Como la porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de la roca, lacalidad de la roca yacimiento puede ser determinada en función a la porosidad, como se

observa en la tabla mostrada a continuación.


FACTORES QUE INFLUYEN EN


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FACTORES QUE INFLUYEN ENLA POROSIDAD

Carbonatos

En los carbonatos, la porosidad secundaria en usualmente más importante que laporosidad primaria. Los factores que afectan son la fracturación, la disolución y lasustitución química.

Fracturas

Las fracturas son grietas en la roca, una fractura ideal es el espacio formado entre losladrillos. Aunque la porosidad es generalmente pequeña, a menudo de 1-2%, las fracturasson muy útiles para permitir el paso de fluidos de manera más fácil entre las rocas. Por lotanto mejoran en gran medida la capacidad de dejar fluir el fluido en la roca.


PERMEABILIDAD


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PERMEABILIDAD

Permeabilidad.

Es uno de los parámetros de las rocas que se determina, para saber la cantidad dehidrocarburos que contiene el yacimiento, así como también la facilidad con la quefluirán a través del sistema poroso al pozo. Así, el grado de permeabilidad de una rocaestará definido de acuerdo con la facilidad que presente para el paso de fluidos pormedio de ella.

La permeabilidad es una propiedad del medio poroso y es una medición de la capacidaddel medio para transmitir fluidos. Los yacimientos pueden tener permeabilidadprimaria y secundaria. La permeabilidad primaria también se conoce comopermeabilidad de la matriz, y la permeabilidad secundaria se conoce comopermeabilidad de la fractura.

CARACTERÍSTICAS


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CARACTERÍSTICASDE LA PERMEABILIDAD

Factores que influyen en la permeabilidad

Los factores que influyen en la porosidad efectiva también influyen en lapermeabilidad, es decir:- El tamaño de los granos.- El empaquetamiento.- La redondez y esfericidad de los granos- La distribución.- La litificación (cementación y consolidación).



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Factores que influyen en la permeabilidad

En forma general, se puede afirmar que la velocidad con la que el fluidoatraviesa el material depende de tres factores básicos:

- La porosidad del material.

- La densidad del fluido considerado, afectado por su temperatura.- La presión a que está sometido el fluido

PERMEABILIDAD


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PERMEABILIDAD

Ecuación de Darcy.

El primero en estudiar este concepto fue Henry Darcy (1856) al investigar el flujo deagua a través de filtros de arena para la purificación de agua. Estableció una relaciónpara el flujo de fluidos en un medio poroso y sus estudios fueron retomados,aplicándose en el desarrollo de varias industrias, como la petrolera.

La forma elemental de la ecuación de Darcy es:

L

k

q a )( gh P

A



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Permeabilidad.

La forma elemental de la ecuación de Darcy es:

= −

: /

:

: ó (/)

:

Pero; =

= −1,127

: é

: á ó

Escuela Politécnica Nacional, Ingeniería en Petróleos, Evaluación de Formaciones, Propiedades Petrofísicas De Las Rocas



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Permeabilidad.

Darcy experimentó con filtros de arena y encontró que el gasto a través del empaquede arena era proporcional a la carga hidrostática del fluido (ρ, g, h), más una presión(P) ejercida sobre la superficie libre del líquido, que causa el movimiento del fluido enuna longitud (L) dada, mediante una sección transversal de área (A) perpendicular a ladirección de flujo donde esta área es un área aparente ya que considera todo y solo se

fluye a través del espacio poroso. La constante de proporcionalidad (K) es lapermeabilidad.

L

kq a

)( gh P A



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Permeabilidad.

donde h es la altura medida sobre un nivel constante de referencia, ρ es ladensidad del fluido y g es la aceleración de la gravedad. Darcy sólo consideróagua, no pudiendo así aplicarse de forma general a otros campos relacionadoscon el flujo de fluidos. Investigaciones posteriores ya consideran otros fluidos

tomando en cuenta el efecto de la viscosidad (μ). Al introducir este término seobserva que es inversamente proporcional al gasto del fluido. Por lo que laecuación de Darcy adquiere una forma más general:



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Permeabilidad.

Ahora, si L se mide en una cierta dirección y el ángulo de buzamiento con lahorizontal es α, entonces h=L(senα) y la ecuación queda de la siguiente manera:

donde Δp/L es el gradiente de presión en la dirección de flujo por lo que a α sele considera positivo cuando el flujo es buzamiento arriba o negativo cuando esbuzamiento abajo. En esta ecuación de flujo, la velocidad que se obtiene al

dividir al gasto por el área, no es la velocidad real, es sólo aparente, ya que notoda la sección del área transversal está disponible para el flujo del fluido.Ahora si se quiere estimar la velocidad del flujo real en el medio poroso, setendrá que dividir entre la porosidad.



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Validez de la Ecuación de Darcy

A pesar de que la ecuación de Darcy ha sido aceptada por la industria petroleracomo válida, es conveniente definir mejor las condiciones bajo las cuales sepuede suponer válida. La determinación experimental de la ecuación de Darcyconsidera:

Flujo en estado estable.En las pruebas de laboratorio, debido al tamaño de los núcleos, lascondiciones de flujo transitorio duran usualmente pocos minutos, sin embargoen la práctica, debido a la naturaleza de los fluidos y las dimensiones delyacimiento, se pueden originar condiciones de flujo transitorio durante meseso incluso años.

Flujo Laminar

La ecuación de Darcy es inválida para números de Reynolds mayores de uno.Afortunadamente en aplicaciones prácticas, generalmente el flujo es laminar.Sin embargo, en las cercanías del pozo cuando las velocidades son elevadas,

por ejemplo en producción de gas, puede ocurrir flujo turbulento.Escuela Politécnica Nacional, Ingeniería en Petróleos, Evaluación de Formaciones, Propiedades Petrofísicas De Las Rocas



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La roca se encuentra saturada completamente por un solo fluido.Esto significa que la ecuación de Darcy no aplica en regiones donde fluya másde un fluido; sin embargo, existen modificaciones para hacerla aplicable aflujo multifásico.

El fluido no reacciona con la roca

Existen casos donde esto no se cumple, por ejemplo cuando un pozo esestimulado durante un trabajo de fracturamiento hidráulico. Los fluidosusados pueden reaccionar con los minerales de la roca y reducir lapermeabilidad.




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La roca es homogénea e isotrópicaEsto significa que la estructura porosa y sus propiedades deben ser igualesen cualquier dirección. En la práctica, la naturaleza de los procesos quedieron origen a la roca, y las grandes extensiones arenales del yacimientopueden producir variaciones en la permeabilidad en varias direcciones

CLASIFICACIÓN

Existen tres tipos de Permeabilidad

Permeabilidad absoluta o intrínseca Permeabilidad efectiva Permeabilidad relativa




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Permeabilidad absoluta.

Es aquella en la cual sólo se considera un fluido mojante presente en elmedio poroso saturándolo al 100%. Esto es, si se tiene un solo fluidohomogéneo en el medio poroso, entonces la permeabilidad que se tiene novariará considerando que el fluido no reaccione con el medio, esta propiedades propia del sistema y será la misma, no importando el fluido, no debe

reaccionar con la roca.

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Permeabilidad efectiva (Ke).

Se considera que en el medio poroso se tiene presente más de un fluido, esdecir, dos fases por lo menos en el sistema. La permeabilidad efectiva es lapermeabilidad a un fluido en particular, ya sea este aceite, gas o agua. Sedice también que la permeabilidad efectiva a un fluido es la conductividaddel medio poroso a éste, cuando existe una cierta saturación del medio,menor de 100%, de dicho fluido. Esta permeabilidad, no sólo depende de laroca, sino también de las cantidades y propiedades de los fluidos presentesen ella. Estas permeabilidades cambiarán en función de la variación de lassaturaciones que tengan. Se ha encontrado que: 0 ≤ Ke ≤ K.

Donde el subíndice f indica el tipo de fluido.



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Permeabilidad relativa (Kr).

Es la relación de la permeabilidad efectiva de cualquier fluido (aceite, gas oagua) con respecto a la permeabilidad absoluta (Kr =Kef/Ka). Se expresa enfracción ya que nunca es mayor a uno (0 ≤ Kr ≤ 1). Esta permeabilidad, enotras palabras, indica la facilidad de flujo de un fluido a través de la roca, enpresencia de otro u otros fluidos comparados con la facilidad de flujo que setendría si únicamente fluyera un fluido.

Krf= Permeabilidad relativa al fluido fKf= Permeabilidad al fluido fK= Permeabilidad absoluta

TIPOS DE PERMEABILIDAD


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• Permeabilidad de la matriz

Es la permeabilidad de la roca sin tomar en cuenta las fracturas. Tomando encuenta la ley de Darcy para fluidos incompresibles, la permeabilidad puedecalcularse con la siguiente ecuación:

k =

∆

=

∆

Reacomodando términos y expresada en unidades prácticas la ecuación deDarcy queda de la siguiente manera:

=0.001127∆

Dónde:

=

=

= á () Δ = ó (/2)

= () = ()



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• Permeabilidad de la fractura

La presencia de fracturas abiertas y no cementadas incrementa de maneraconsiderable la permeabilidad de la roca. Es posible estimar la permeabilidadde una fractura con un método similar al utilizado para la permeabilidadvugular.

La permeabilidad de la fractura con base en el ancho de la fractura es:

= 54106(darcys)

En dónde es el ancho de la fractura en pulgadas.



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La medición de la permeabilidad de la roca se hace con muestras de núcleos enequipos llamados permeámetros; en el momento de hacer estas mediciones se

debe tener especial cuidado con la orientación de los núcleos, ya que, como se

mencionó antes, cada dirección de flujo arrojará un valor diferente de

permeabilidad.

Normalmente, la permeabilidad de la matriz es menor que la permeabilidad de la

fractura. Si estas tienen el mismo valor, el sistema se comportará como

homogéneo y sin fracturas.




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Si la permeabilidad de la matriz es cero y las fracturas son distribuidasaleatoriamente, el sistema tendrá un comportamiento homogéneo. Sin embargo, si

la permeabilidad de la matriz es cero, pero las fracturas tienen una dirección

preferencial, entonces se tendrá flujo lineal a través del yacimiento.

Además, si la permeabilidad de la matriz es muy pequeña y el yacimiento es

ampliamente fracturado, el sistema se comportará como homogéneo y sin

fracturas.




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La gran mayoría de los YNF son heterogéneos, es decir, hay variaciones

macroscópicas en las propiedades de la formación. La idea que las fracturas son

canales de flujo homogéneos, es una concepción bastante ideal que no tiene

aplicación valida en la realidad.

No obstante, si bien la roca es fracturada homogéneamente, la percolación del

agua puede causar depositación mineral secundaria, la cual reducirá la

permeabilidad o taponará completamente los canales de flujo. Por lo tanto, es

posible que las fracturas de carácter homogéneo cambien con el tiempoconvirtiéndose en barreras para el flujo que harán que la roca se comporte como

heterogénea.


CARACTERÍSTICAS DE FRACTURAS


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Algunas de las características de las fracturas que intersectan al pozo son:

longitud, distancia al pozo, permeabilidad.

Comúnmente el rumbo y echado de las fracturas exhiben la misma dirección, su

productividad está relacionada con su densidad, apertura y conectividad, varían de

tamaño tanto horizontal como vertical.


Fuente: comet_rock_orientation.jpg

CARACTERÍSTICAS DE FRACTURAS


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Para conocer la distribución y

características de las fracturas se debe

llevar a cabo levantamientos geológico-

estructurales de detalle. Estos

levantamientos son convencionales y

consisten en documentar información

básica sobre las fracturas: su

orientación e inclinación,

desplazamiento relativo, longitud, ancho

de la zona de afectación, tipo dematerial geológico presente y colección

de muestras cuando es posible.


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FRACTURAS ESFUERZO DE CORTE VS.FRACTURA ESFUERZOS DE TRACCIÓN


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Los tipos de fracturas se dividen en dos grupos relacionados con su modo de

formación: las fracturas por esfuerzo de corte que se forman en la cizalladuraparalela a la fractura creada y la fractura por esfuerzos de tracción (fractura de

extensión) que se forman con una tracción perpendicular a la fractura creada.

FRACTURA ESFUERZOS DE TRACCIÓN

Geología Estructural 2012.




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Las fracturas por esfuerzo de corte y las fracturas de tracción descritas a partir de

experimentos de laboratorio poseen contrapartes netas que existen naturalmente;las fracturas por esfuerzo de corte corresponden a fallas, mientras que las

fracturas de tracción corresponden a grietas.





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El diagrama muestra las direcciones de los tres esfuerzos principales: el esfuerzo

de compresión principal máximo 1, el esfuerzo de compresión principal mínimo 3,y el esfuerzo intermedio 2.





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Considérense los esfuerzos principales en compresión, en un espacio tridimensional con

sigma 1 vertical, y sigma 2 y sigma 3 horizontales.

Si el máximo esfuerzo principal es vertical se tiene una falla normal.

Si el máximo esfuerzo principal es horizontal y el mínimo vertical, falla inversa.

Y la de rumbo para máximo y mínimo esfuerzos de compresión horizontales.

Los esfuerzos principales son los que se aplican sobre los planos ortogonales de un sistema,

planos en los cuales el cortante es nulo. Esos planos también Principales, son los

resultantes de rotar el sólido hasta obtener los esfuerzos normales máximos sobre elsistema. Aquí se admite que en el esfuerzo de la dirección vertical y por lo tanto en el plano

horizontal, existe esa condición.

Fuente: Manual de Geología para Ingenieros, Capítulo 11, Geología Estructural, Gonzalo Duque Escobar .


FRACTURAS REGIONALES VS.FRACTURAS SOBRE


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Fracturas Regionales:

Al igual que las fracturas tectónicas, éstas se originan por eventos tectónicos, sinembargo, a diferencia de las anteriores éstas se caracterizan porque se

desarrollan a través de áreas de terreno muy grandes con un cambio

relativamente pequeño en el sentido de su orientación.

Fracturas de orden regional que se asocian al fallamiento geológico delbasamento rocoso. Se pueden afectar secuencias de cientos o miles de metros de

profundidad.

Fuente: “ Fundamentos de geofísica “ ( 1986 ) Alhambra, S. A., Udias Vallina y J. Mezcua Rodríguez.

www.unalmed.edu.co



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Fracturas Sobre:

Los márgenes de subducción marcan aquellos en los que las placas convergen

unas contra otras. Este movimiento obliga a una de ellas a introducirse por debajo

de la otra, resultando que la litosfera se consume o destruye. Cuando una de las

dos placas es de naturaleza continental, la placa oceánica es la que se introducepor debajo de la continental debido a la baja densidad de esta última, que opone

una gran resistencia a penetrar en el manto de mayor densidad. De esta forma, la

litosfera continental se ha conservado prácticamente constante, mientras la

oceánica se crea y se destruye. En los márgenes en que se intenta destruir lalitosfera continental se produce un cambio en el sentido del movimiento y se

hunde la placa oceánica opuesta, o se produce un cambio en las características

del margen de las placas.




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Las anomalías gravimétricas a lo largo de un corte transversal al margen de

subducción muestran un mínimo muy pronunciado y abrupto sobre la sima

oceánica, seguido por una anomalía positiva suave. Esta parte positiva de la

anomalía se explica por el aumento en la densidad de la placa con la profundidad

por compactación del material en su interior. Esta anomalía positiva es la

característica gravimétrica más importante, mientras que la anomalía negativa, a

pesar de su valor alto, responde a fenómenos más superficiales, tales como la

formación de la sima oceánica y la fracturación del material de la litosfera

oceánica en la zona donde empieza a doblarse hacia el interior.




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Las anomalías magnéticas no ofrecen datos de especial interés en estas zonas.

Los valores de flujo térmico si reflejan la estructura profunda de las placasbuzantes, dando valores menores que la media. La disminución de flujo térmico es

aquí debida a la presencia de la placa litosférica, más fría que el material del

manto en el que se introduce.


globesuanzes.blogspot.com

CAPAS Y FALLAS


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El relieve terrestre, es el resultado de un balance dinámico queevoluciona en el tiempo entre procesos constructivos y destructivos,

a éste tipo de dinámica se le conoce de manera genérica como ciclo

geográfico.

Dicha dinámica produce cambios en el relieve de una determinada

región dando origen a distintas formas de relieve en la superficie

terrestre, formadas por el movimiento de las placas tectónicas que

se deslizan sobre el manto terrestre fluido.

CAPAS Y FALLAS


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Los movimientos que afectan a la corteza terrestre provienen de las

siguientes fuerzas:

• Movimientos Tectónicos

• Movimientos ascensionales del

magma.

• Presión litostática ejercida

sobre los fondos marinos,

debido a la acumulación de

enormes masas de sedimentos

• Acción de las corrientes de

convección del manto

terrestre.

FALLAS: INTRODUCCIÓN


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Cuando se supera la capacidad de deformación plástica de una roca,se fractura, generando bloques separados. Pueden ser de dos tipos:

fallas y diaclasas.

Falla: es cuando un bloque se desplaza respecto del otro, por el

plano de falla.

Diaclasa: es cuando los bloques no se desplazan uno con respecto del

otro y se forman grietas



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El plano de falla es el que rompe la continuidad de los estratos y separa

dos bloques. El que está sobre el plano de falla tiene la posibilidad deestar hundido o levantado, según el tipo de falla, pero siempre será el

techo. Por debajo del plano de falla estará el piso. En algunos casos el

plano de falla será vertical y no se hablará de techo ni piso. Si hay

desplazamientos verticales de los bloques, habrá uno levantado y otro

hundido.

El espejo de falla es la parte del plano de falla que queda expuesta a la

intemperie, donde las estrías anuncian el sentido y la dirección del

desplazamiento de los bloques.




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Salto de Falla

Bloque de Techo

Partes de una Falla



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Fallas fundamentales.

Hay tres tipos de fallas fundamentales, clasificadas desde el punto de vista de los

esfuerzos que la generan: normal, inversa y de rumbo.


Tipos de fallas. 1. Falla normal o de tensión aparente; 2. Falla inversa o decompresión aparente; 3. Falla de rumbo izquierdo; 4. Falla de rumbo derecho.



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100 Fuente: http://cienciasnaturalesdeartal13.blogspot.mx/p/tectonica-de-placas.html



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Salto de Falla

Bloque de Techo

Falla Normal o DirectaEs la falla formada por esfuerzos orogénicos de tracción o distensivos, aquí elespejo de falla queda expuesta a la acción del suelo y relativamente losbloques se separan o alejan. El plano de falla buza hacia el bloque hundido.



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Falla Inversa

Cuando la disposición de los bloques parece responder a esfuerzos de compresión. El

empuje de los dos bloques parecen aproximarse entre sí; en ella el espejo de falla, que

también se puede observar en el bloque levantado, que es el techo, queda a la sombra.

Los labios de falla, que son la porción de los bloques afectada por la propagación de las

fracturas, tienen una extensión a lado y lado del plano de falla, que depende del tipo de

roca y de la magnitud de los esfuerzos. Los dos bloques sufren más en las fallas inversas

porque las rocas resisten más a la compresión, y al acumular más energía de

deformación, estos se destrozan en mayor proporción.




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103

Bloque de Techo

Bloque de Piso

Falla Inversa



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Falla de Rumbo

Es de cizalladura o transcurrente; el desplazamiento puede ser derecho o izquierdo

dependiendo de lo que suceda con el bloque del frente, cuando un observador mira

desde el otro bloque. Si aquel se desplaza a la derecha, la falla será de rumbo dextrógiro

y si lo hace hacia la izquierda, la falla será de rumbo levógiro o sinextrógiro.

Pero en la corteza, donde la mayoría de los esfuerzos son de compresión, las fallas

normales, inversas o de rumbo tienen el mismo origen, pues el estado de esfuerzos que

las producen es el mismo y tan solo es la orientación la que cambia.




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Otras denominaciones para las fallas simples.

Las fallas simples suelen denominarse aludiendo no sólo a la naturaleza de los esfuerzosque les da origen, sino también a la disposición del plano de ruptura con relación a los

estratos (en rocas sedimentarias) o a su inclinación con respecto al horizonte, entre otras

características.

Otros tipos de fallas. 1. Falla conforme si el plano es paralelo a los estratos; 2. Falla contraria si el plano es perpendicular a los estratos; 3.

Falla vertical si el plano de falla es vertical; 4. Falla en tijera, charnela o de torsión.




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Sistemas compuestos de fallas

Se encuentran las fallas escalonadas, los horts o pilares y los graben o fosas. Dependiendo

de la dirección de los esfuerzos regionales, todo el sistema será un sistema de fallas

maestras con tendencia inversa o normal, según sea la correlación entre los esfuerzos

principales.


Fuente: docentes.educacion.navarra.es

ESPACIAMIENTO, LONGITUD YDISTRIBUCIÓN DE APERTURA


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Espaciamiento de las fracturas

El espaciamiento de las fracturas puede ser medido en términos, del promedio de lasdistancias medidas perpendicularmente a las fracturas, o bien del número promedio de

fracturas encontradas en una distancia dada (normal a la fractura). En el primer caso, el

espaciamiento queda representado por una distancia (20 cm); en el segu

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