Universidad Autónoma de Guadalajara Campus Tabasco

FACULTAD DE INGENIERÍA

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YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS (YNF)

Reporte Parcial de Experiencia de Aprendizaje I

PROFESOR: Juan Manuel Ibarra González

GRUPO: IP- 7511

INTEGRANTES DEL EQUIPO: Ascencio Trejo Hansel E Angulo Becker Estefany F Méndez García Lázaro Valencia Hernández Juan C. Vázquez morales Yazbeth S.

Evaluación Sección Ponderación A B C D

Objetivos 5 Introducción 5 Contenido 65 Conclusión Personal 10

Bibliografía y Anexos 5 Presentación 10

Total 100

Comentarios de la Revisión ________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

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OBJETIVO

Que el alumno tenga los conocimientos sobre los Yacimientos Naturalmente

Fracturados asi como la importancia de este, su distribución y los fluidos

contenidos en ella.

INTRODUCCION

Muchos de los yacimientos de petróleo y gas de gran importancia a nivel mundial se

han encontrado en formaciones naturalmente fracturadas. Los estudios que se han

realizado en su mayoría han supuesto que la permeabilidad permanece constante en

toda la vida productiva del yacimiento. Sin embargo, esto no siempre es cierto, y es

aún más evidente en los yacimientos naturalmente fracturados.

Para inferir las propiedades de una formación productora se analizan las respuestas

de los yacimientos a los cambios de producción que son monitoreados durante una

prueba de presión en el campo, en donde las variables medidas son la presión y el

tiempo. Una correcta interpretación de estos datos permite una evaluación adecuada

del yacimiento que finalmente se traduce en un manejo apropiado del mismo con

miras a incrementar la productividad.

Los yacimiento naturalmente fracturados son conocidos como de porosidad

dual debido a que consideran que la formación está compuesta de dos

medios, una roca matriz que constituye la porosidad primaria y por lo tanto

tiene la mayor capacidad de almacenaje y una red de fracturas que actúa

como un medio conductivo y posee una alta capacidad de flujo. Lo anterior

implica que los dos medios presentan permeabilidad y porosidad diferentes.

Más del 80% de Petróleos se extrae de reservorios naturalmente fracturados, y estos

reservorios son distintos a los demás ya que poseen una amplia gama de

propiedades estructurales, las cuales son muy importantes de hallar para lograr una

explotación sustentable y eficiente en la industria petrolera. Para representar los

medios fracturados se utilizan varios modelos geométricos el más usado por

simplicidad considera la separación de los bloques rocosos por planos de anchura

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variable que representan a las fracturas. En este modelo se reconoce que las

fracturas tienen una influencia un poco importante sobre la porosidad de

almacenamiento de las formaciones, siendo así decisivo su papel en la permeabilidad

del sistema. El desplazamiento de fluidos se modela como un proceso controlado por

la geometría de las fracturas, mientras que la capacidad de almacenamiento de la

capa productora se relaciona directamente con la porosidad interna de los bloques. El

patrón de distribución de los planos de fractura miento entre los bloques rocosos así

como la geometría de los espacios internos de estos últimos se derivan del arreglo

geométrico entre los conjuntos sólidos y los poros encontrados en la formación, cuya

naturaleza es distinta y particular para cada uno de los yacimientos naturalmente

fracturados. El conjunto de los rasgos mencionados se denomina “Estructura del

yacimiento”.

La importancia de la porosidad en el comportamiento físico y mecánico de las rocas

sedimentarias es ampliamente conocido, sobre todo cuando hablamos de

formaciones productoras de hidrocarburos, ya que esta es una propiedad vital para

que el hidrocarburo pueda producirse.

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YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS (YNF)

Una fractura natural es una discontinuidad plana microscópica que resulta de los

esfuerzos que exceden el esfuerzo de ruptura de una roca. Estas fracturas naturales

pueden tener un efecto positivo o negativo sobre el flujo de fluidos. Las fracturas

abiertas que no han sido cementadas o parcialmente mineralizadas pueden tener un

efecto positivo en el flujo de petróleo, pero un efecto negativo en el flujo de agua o

gas debido a los efectos de conificación. Las fracturas naturales totalmente

mineralizadas pueden crear barreras de permeabilidad a todos los tipos de flujo.

Todos los yacimientos contienen una cierta cantidad de fracturas naturales. Sin

embargo, desde un punto de vista geológico y de ingeniería de yacimientos, sólo se

toman como yacimientos "Naturalmente Fracturados" aquellos donde las fracturas

tienen un gran efecto, bien sea positivo o negativo, sobre la productividad. Los

yacimientos naturalmente fracturados difieren de los yacimientos homogéneos desde

el punto de vista geológico, petrofísico, económico y de producción. Se puede pensar

en un yacimiento fracturado como un sistema inicialmente homogéneo cuyas

propiedades físicas han sido deformadas o alteradas durante su depositación o

durante el proceso de diagénesis física.

El comportamiento de los sistemas naturalmente fracturados se puede detectar de

diversas formas. Son numerosos los casos en los cuales un pozo comienza a

producir a una tasa alta, pero al pasar uno o dos meses su producción declina sin una

explicación clara del problema. Esta es una de las pistas más comunes que revelan la

presencia de un sistema fracturado.

Durante la perforación de un pozo, algunos factores tales como perdidas de

circulación y cambio en la tasa de penetración, se utilizan como buenos indicadores

de fracturas además, por supuesto de la información que se obtiene del análisis de

núcleos. Una corrida de perfiles en el pozo puede revelar la existencia de fracturas,

dependiendo de la resolución de la herramienta y la litología existente. Sin embargo,

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estos métodos no permiten conocer si las fracturas están localizadas solo alrededor

del pozo o lejos del mismo, y tampoco si las fracturas están conectadas entre sí.

En general, las fracturas se encuentran en un medio poroso heterogéneo en el cual

las aberturas (fisuras y fracturas) varían en tamaño. Las fracturas y aberturas de gran

tamaño forman vugulos y canales interconectados, mientras que las hendiduras finas

forman un sistema de bloques, tal que estos últimos forman el cuerpo principal del

yacimiento, como se muestra en la Figura. Los bloques porosos almacenan la

mayoría de los fluidos del yacimiento y son normalmente de muy baja permeabilidad,

mientras que las fracturas tienen una baja capacidad de almacenamiento y una alta

permeabilidad.

Las rocas de los yacimientos Naturalmente Fracturados están constituidas por dos

sistemas de porosidad, los cuales se pueden definir de la siguiente manera: La

porosidad primaria es intergranular y está controlada por la depositación y litificación.

Está altamente interconectada y usualmente se puede correlacionar con la

permeabilidad, ya que depende en gran medida de la geometría, distribución del

tamaño y la distribución espacial de los granos. Los espacios vacíos en las arenas,

areniscas y lutitas presentan típicamente este tipo de porosidad. La porosidad

secundaria está controlada por el fracturamiento, además de la combinación y/o

solución de agua intersticial, aunque esto puede ser modificado por la infiltración

como resultado de la precipitación.

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IMPORTANCIA DE LOS YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS (YNF)

Un porcentaje significativo de las reservas de petróleo y gas se encuentra

entrampado en los yacimientos carbonatados fracturados más del 60% de las

reservas comprobadas de petróleo del mundo y el 40% de las reservas mundiales de

gas. Debido a su complejidad y heterogeneidad, los yacimientos carbonatados son

considerados extremadamente desafiantes cuando, entre otras cosas, se trata de

predecir en forma precisa su recuperación. En su mayoría son yacimientos

naturalmente fracturados y contienen fracturas que abarcan desde fisuras

microscópicas aisladas hasta agrupamientos de varios kilómetros de ancho, que se

denominan enjambres o corredores de fracturas. Estas fracturas crean trayectos

complejos para el movimiento de los fluidos que impactan la caracterización de

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yacimientos y, en última instancia, el desempeño de la producción y la recuperación

total. y en Mexico el 70 % de las reservas son YNF.

TIPOS DE PORO EN YNF

DISTRIBUCION DE LOS FLUIDOS EN YNF

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CLASIFICACION DE LAS FRACTURAS

De acuerdo con su origen, las fracturas pueden ser clasificadas dentro de cuatro

grandes grupos: Fracturas Tectónicas, Fracturas Regionales, Fracturas diagenéticas

y Fracturas asociadas con la superficie.

• 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.

• 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 Diagenéticas: Estas fracturas se originan cuando en la roca tiene

lugar una reducción en 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.

• 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 está sometida 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.

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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: La capacidad de almacenamiento es debida

fundamentalmente a las fracturas, ya que la porosidad de la matriz es

despreciable .

MECANISMOS DE PRODUCCION DE 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):

1.- Expansión del Petróleo: Cuando hay un diferencial de presión en el subsistema

fracturado, el petróleo fluirá de la matriz para equilibrar los gradientes de presión en

ambos componentes del sistema.

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

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debajo de tal presión.

2.- Imbibición: En un YNF que se halle mojado por agua, el subsistema matriz tendrá

una presión capilar agua-petróleo positiva.

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.

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.

3.- 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.

4.- 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 moléculas pesadas 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 los subsistemas matriz y fracturas,

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

en yacimientos de gas condensado.

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5.- 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

halla en 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.

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

significativo al 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.

MODELOS DE LOS YNF

La interacción compleja de los mecanismos que hacen posible la transferencia de

masa entre la matriz y las fracturas dificulta el desarrollo de un modelo matemático

simple que se ajuste a la realidad del fenómeno de flujo.

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El modelo tradicional para describir el comportamiento de los YNF, fue desarrollado

en 1960 por Barenblatt, se denominó “Modelo de Doble Porosidad” y puede ser

resumido de la siguiente manera:

• 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.

Warrent and Root, 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, 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. El modelo de Warren and Root, aplica solo para flujo

monofásico a través de YNF.

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.

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CONCLUSIONES

Angulo Becker Estefany

Los yacimientos naturalmente fracturados plantean una paradoja relacionada con la

producción. debido a que 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.

Ascencio Trejo Hansel

La problemática asociada a los YNF es inconmensurablemente compleja, por lo que

es necesario llevar a cabo estudios sobre una muy estricta y efectiva conjugación

dinámica y estática, que integre los resultados de diversas disciplinas; y es inminente

que un estudio aislado soportado en las metodologías más avanzadas y herramientas

más modernas refleje un alto grado de incertidumbre.

Mendez Garcia Lazaro

Como conclusión puedo decir que la problemática asociada a los Yacimientos natural

mente fracturados es inconmensurablemente y compleja, por lo que es necesario llev

ar a cabo estudios sobre una muy estricta y efectiva conjugación dinámica y estática,

que integre los resultados de diversas disciplinas; y es inminente que un estudio aisla

do soportado en las metodologías más avanzadas y herramientas más modernas refl

eje un alto grado de incertidumbre.

Valencia Hernandez Juan C

Los yacimientos naturalmente fracturados son de mucha importancia para la

producción de hidrocarburos ya que las fracturas actúan como canales por donde los

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fluidos migran y sobre todo que estas fracturas hacen que la roca sea muy

permeable. Aunque su estudio es muy complejo por los diferentes patrones de flujo.

Cabe mencionar que este tipo de yacimientos se esta acabando por lo cual debemos

buscar alternativas en los yacimientos no convencionales.

Vazquez Morales Yazbeth S

En cuestión a la primera experiencia de aprendizaje sobre los yacimientos

naturalmente fracturados, se les llaman así cuando éstos 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 a su vez. Creo en cierta

forma que La complejidad de estos yacimientos 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.

BIBLIOGRAFIA

http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish06/aut06/naturally_

fract_reservoirs.pdf

http://saber.ucv.ve/xmlui/bitstream/123456789/218/1/TRABAJO%20ESPECIAL%20D

E%20GRADO_JESUS%20REYES.pdf

http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/1197/Tesi

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