INTRODUCCIÓNDada la extrema complejidad y la importancia de los yacimientos naturalmente fracturados (YNF), y de la necesidad de conocer sus características estáticas y dinámicas que permitan diseñar escenarios de explotación viables; en este trabajo se muestra una síntesis condensada de resultados teórico-prácticos derivados de realizar e integrar estudios de ingeniería de yacimientos, caracterización integral, productividad y otros; se define un esquema conceptual para la evaluación de yacimientos; el efecto de las propiedades petrofísico-estructurales, fluidos y producción sobre las variaciones observadas en los patrones aparentes definidos por la respuesta dinámica del sistema pozo-yacimiento y sus implicaciones en la estimación y especulación de los parámetros característicos de los sistemas de fracturas, actualmente fuera de alcance; la influencia de las variables litológico-petrofísicas y afluencia de agua sobre las abruptas tendencias de declinación y su efecto dramático en la productividad de pozos en medios fracturados; asimismo, la problemática intrínseca en la construcción de modelos de simulación que representen con certidumbre el comportamiento volumétrico y que validen la influencia espacial de las propiedades petrofísico-estructurales y distribución de fluidos, como soporte para la evaluación de procesos de recuperación secundaria y mejorada, como alternativas para prolongar la vida productiva de yacimientos en estado avanzado de explotación; finalmente, los límites y retos tecnológicos por resolver. Se establece la necesidad de llevar a cabo estudios multidisciplinarios sustentados en procesos sistemáticos e integrales, derivados de la conjugación de resultados sustantivos y flujo efectivo de información, en donde el nivel de conocimientos y experiencia, procedimientos y técnicas de análisis son vitales.

Caracterización de reservorios naturalmente fracturados.La caracterización de yacimientos consiste en evaluar cualitativa y cuantitativamente una formación de acuerdo a modelos determinados. Para llevar a cabo esta evaluación, se requiere necesariamente de un trabajo multidisciplinario sustentado en un proceso sistemático e integral, en donde la integración y la conjugación de resultados y flujo de información son fundamentales. El nivel de conocimientos y la experiencia también representan un punto de impacto; sin dejar de mencionar los procedimientos técnicos y herramientas de análisis, y en donde la definición de objetivos y alcances, así como la base de información deben ser suficientes y confiables. Un problema inherente a la caracterización de yacimientos es la calidad y cantidad de información, esta puede ser incompleta u obtenida con herramientas inapropiadas, siendo susceptible a programas de toma de información mal diseñados y/o afectada por fenómenos naturales, sin dejar de considerar las posibles deficiencias durante el pre y post procesamiento.

Considerando las diferentes escalas en el volumen de roca, un estudio de caracterización puede ser realizado en las escalas micro a megascópicas, lo cual incluye el tratamiento de datos sísmicos (2D y 3D), pruebas de presión, registros geofísicos de pozo, análisis de muestras de núcleos, etc. La porosidad total puede ser discretizada en porosidad primaria (interpartícula) y porosidad secundaria (intercristalina, móldica, vugular y fracturas), cuya

conexión con microfracturas y redes de fracturas, crearán canales de alta conductividad que facilitarán el flujo no sólo de aceite y gas, sino también de agua; o durante el proceso de inyección de gas o agua en programas de recuperación secundaria. Desafortunadamente, la alta transmisibilidad es la principal causa de la invasión de los pozos por agua de formación, la cual viajará preferentemente por las fracturas y fallas, invadiendo incluso bloques estructuralmente altos. Los procesos de plegamiento y fallamiento, normalmente son acompañados por una alta intensidad de fracturamiento, originados principalmente por fallas laterales con desplazamiento, Figura 1. Las fracturas y su relación espacial deben ser identificadas con el propósito de definir los sistemas de fracturas, esfuerzos principales y su asociación con fallas y pliegues, lo cual permitirá justificar las variaciones observadas tanto en permeabilidades como en el comportamiento de producción. De estudios en NFR mesozoicos, se establece que el fracturamiento puede no ser continuo ni vertical ni lateralmente; y sin embargo, en el yacimiento será posible definir zonas intensamente fracturadas principalmente en los pozos terminados en la zona de influencia de las fallas, como se muestra en la Figura 2, y normalmente corresponderá a los pozos con las mejores condiciones de producción. Estas heterogeneidades se evidenciarán en la respuesta de presión observada entre pozo y pozo. Estas variaciones, tanto verticales como laterales, controlarán los cambios de permeabilidad y porosidad en el yacimiento, presentándose cambios extremos en la permeabilidad, la cual puede variar desde fracciones de milidarcy hasta permeabilidades del orden de la decena de darcies, lo cual afectará rotundamente la productividad de los pozos.

En términos de producción y capacidad de flujo, los pozos con las mayores producciones estarán localizados en zonas de fracturamiento. Estas características estructurales van a cobrar importancia en el fenómeno de flujo de fluidos del yacimiento hacia los pozos, o en pozos inyectores durante el proceso de recuperación secundaria y/o mejorada. Las descripciones litológicas, análisis de fracturamiento y microestructuras en núcleos, son parte medular para definir los sistemas de fracturas y su origen basados en esfuerzos. En este sentido, la correlación con la interpretación sísmica, secciones geológico-estructurales, análisis de pruebas de presión, datos de producción y registros geofísicos de pozos, permiten identificar los principales sistemas de fracturas que afectan los yacimientos. Sistemas de fracturas en planos verticales son originados por fallamiento lateral, y son la principal causa del incremento en la porosidad y permeabilidad. Las fracturas en planos inclinados generadas por fallas normales con desplazamiento lateral, contribuyen al fracturamiento en menor escala; y los sistemas en planos sub horizontales relacionados a fallamiento inverso, no contribuyen a la permeabilidad y representan barreras al flujo. El plegamiento contribuye alfracturamiento y también puede mejorar las propiedades petrofísicas. Altos gastos de producción y volúmenes acumulados estarán asociados a pozos localizados en zonas intensamente fracturadas y/o cercanos a zonas de falla. Zonas de fallamiento lateral presentarán un mayor número de fracturas en planos verticales de alta conductividad, aumentando tanto porosidad como permeabilidad, lo cual tendrá un gran impacto en la producción de hidrocarburos.

TIPOS DE MODELOS MODELO DE POROSIDAD SIMPLE

ConclusionesLa caracterización de yacimientos requiere necesariamente de un trabajo multidisciplinario sustentado en procesos sistemáticos e integrales, en donde la integración basada en la conjugación de resultados y flujo de información son fundamentales. El nivel de conocimientos y experiencia, así como procedimientos técnicos y herramientas de análisis son muy importantes.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 dei incertidumbre.Del análisis de presiones es posible detectar la presencia de heterogeneidades; sin embargo, definir los parámetros característicos de los sistemas de fracturas en la actualidad resulta una tarea difícil de resolver; esto y la existencia de periodos de flujo aparentes hacen una tarea vulnerable y susceptible de especulaciones. Asimismo, los patrones de flujo exhibidos en NFR´s raramente seguirán el comportamiento conceptual de doble porosidad (gasto o presión constante), sistemas altamente fracturados mostrarán comportamientos homogéneos, fácilmente analizables usando técnicas convencionales. Basados en datos de producción, detectar el flujo interporoso entre la matriz y sistemas de fracturas, y/o tipos porosos resulta algo incomprensible. El comportamiento de declinación abrupto observado en YNF es recurrente y es asociado principalmente a la velocidad del aumento del flujo fraccional de agua; asimismo, al abatimiento de presión o pozos produciendo de áreas limitadas, así como al posible efecto del proceso de estimulación de pozos que podría propiciar condiciones críticas de producción. Existen modelos avanzados que requieren como información básica el registro de presiones de fondo y gastos, información hoy en día no del todo disponible, y que difícilmente ajustarán este tipo de información.

CARACTERIZACION DE YNF MEDIANTE DATOS SISMICOS.-

DATA SISMICA:

OBJETIVOS

Identificar fallas y fallas sub sísmicas en el reservorio

Definir las propiedades geométricas (longitud, densidad, dimensión frontal) de los patrones de fallas, para extrapolarlos a menor escala

En general, la predicción de la distribución de las fracturas entre pozos

Comúnmente se utilizan Varias configuraciones de atributos para la interpretación de fallas:

Atributos instantáneos relacionados a la amplitud

Amplitudes instantáneas Fases instantáneas frecuencia instantánea

Atributos de inversión Secuencia acústica Parámetros de anisotropía

Atributos morfológicos Curvatura Buzamiento, bordes, azimuth

Coherencia de los atributos Coherencia de mapas y de volúmenes Similitud y variantes

1.- ATRIBUTOS INSTANTANEOSBasados en transformaciones matemáticas de los trazos sísmicosAlgunos de los atributos instantáneos son la amplitud, fases, frecuencia, derivada de fases, transformación de Hilbert, derivada de la amplitud, fase de aceleración entre otros… INTERPRETACION DE ATRIBUTOS INSTANTANEOS

- QUE PROPIEDADES SE UTILIZAN?Generalmente se utilizan la amplitud y la frecuencia, estos proporcionan los resultados mas interesantes con respecto a la interpretación de fracturas.

- QUE ES LO QUE CAUSA CAMBIOS EN EL COMPORTAMIENTO DE LAS PROPIEDADES INSTANTANEAS

Fallas y corredores de fracturas.- A menudo inducen distorcion de ondas de los campos los cuales son generalmente identificables en atributos instantáneos.Calidad de contraste en registro sísmico.- Debido a cambios litológicos y estratigráficosPobre calidad de Data.- por el ruido

- COHERENCIA Y DESIMILITUD.- Una vez procesadas se producen imágenes similares o mejores que las obtenidas mediante los atributs instantáneos y estos mismos son mas fácilmente interpretables debido a q son menos afectados por los contrastes de la matriz.

2.- COHERENCIA, SIMILITUD Y VARIANTES- La coherencia, varianza y similitud/desimilitud son atributos medidos mediante las variables locales de los atributos sísmicos.- Coherencia y desimilitud son basados en cálculos de distancia local entre tiempos cortos y a lo largo de horizontes.- para la detección de fallas subsismicas, se recomienda el calculo de desimilitudes a lo largo del horizonte del reservorio.INTERPRETACIÓN-Que causa la poca coherencia o similitud de valores? - Las fallas verticales cercanas, angulos cortos de las fallas- Fallamientos con lances verticales detectables o distorcion en los campos de onda, generalmente identifican zonas de estrecha o baja similitud

- Calidad de contraste en sísmica.- debido a cambios en la litología y estratigrafía se producen zonas estrecha con valores de baja similitud

- Altos buzamientos.- si la corrección de buzamiento no ha sido aplicado - Ausencia de reflectores Ej. Domos salinos- Baja calidad de los datos

3. ATRIBUTOS MORFOLOGICOSBUZAMIENTO.-Un mapa de buzamiento muestra la magnitud del gradiente de tiempo estratigráfico, éste se obtiene comparando cada ejemplo de horizonte con dos ejemplos en dirección ortogonalesEn la practica los colores mas eficientes para mostrar los buzamientos es realizar un degradado graduado a un solo color para el minimo y otro para el máximo.AZIMUTH

El mapa de azimuth es cercanamente asociado al mapa de buzamiento, muestra la dirección del buzamiento máximo.Un azimuth obtiene el valor de cero si esta alineado con el norteEn la practica hay dos modos de representación que pueden ser usados: usar una configuración de colores q cambian con el compas de la dirección, Iluminar los valores que representan buzamiento en un cuadrante y otros colores que representan valores en otro cuadranteBORDE La detección de los bordes refleja discontinuidades en la imagenLa detección de bordes involucra comparaciones matemáticas de puntos alrededor de un punto simple

4. ANALISIS DE CURVATURA.-Areas con altas curvaturas don generalmente asociados con áreas de fracturaLa intensidad de fractura es relacionada con los cortes en la superficie de valores de curvaturaLos lineamientos son interpretados en mapas de curvatura

-limitaciones de curvaturaEl análisis de curvatura no puede ser utilizado para la detección de fracturas cuando no están relacionados con la curvatura

El análisis de curvatura requiere el uso de cortes arbitrarios de valores de curvatura para delimitar la extension lateral de la fractura

PREAPILAMIENTO SISMICO Y DE FRACTURASA) METODO AZIMUTAL

OBJETIVO:

Cuantificar la anisotropía horizontal sísmica los cuales generalmente son causados por fracturas

Obtener estimaciones cuantitativas de las propiedades de la fractura

TECNICAS A UTILIZAR:

Analisis de velocidad de azimuth Azimuth AVO Inversion de azimuth LIMITACIONES En teoría aplicable solamente en una configuración de fractura

B) TECNICAS PARA CONVERSION DE ONDAS

CARACTERIZACION DINAMICA DE YNF.-

SIMULACION Y DESARROLLO:

Objetivos: simular el flujo de fluidos en rocas fracturadas.- Diferentes escalas: micro fracturas, fracturas difusa, fallas sub sísmicas,

fallas.- Diferentes propiedades: fracturas conductivas, barreras. - Diferentes problemas de simulación

Simulación de la totalidad del campo

- Interferencias en pruebas de pozos- Intercambios de estudios matriz-fractura

MODELOS:

Modelo Simple porosidad: sirve para simular campos en su totalidad con las siguientes características:

 Microfracturas o fracturas difusas desconectadas. Permeabilidad mejorada – anisotropía (Kx no es igual Ky)

Modelo de doble porosidad – doble permeabilidad; Para simular campos llenos

Grandes fallas y fallas subsismicas Intrusión temprana de agua

Reservorios con fallas atravesadas

Modelo de fallas de conductividad o doble porosidad – doble permeabilidad

Características: Gradas y/o largas fallas y fallas sub sísmicas Conductividad en las fallas y en las barreras No hay presencia de fracturas difusas Temprana intrusión de agua y gas

RED DE FRACTURAS ESTOCASTICAS 2D.-

Modelo de red de fracturas discretas Objetivo hacer un upscaling de las propiedades de flujo en escala

de grilla de bloques para una simulación de campo lleno.

CARACTERISTICAS 2 configuraciones de Fracturas difusas Fracturas conductivas Baja permeabilidad en la matriz

Modelo De simple porosidad (fase simple) o doble porosidad (multi fase)Objetivo: Para simular campos llenos

MODELO DE SIMPLE POROSIDAD (FASE SIMPLE) O DOBLE POROSIDAD (MULTI FASE)Objetivo: Para poder simular la totalidad del campo

SELECCIÓN DEL MODELOLa velocidad de transferencia de la matriz – fractura puede ser un factor importante en la selección del modelo

MODELOS EXPLICITOS.-

Fallas conductivas explicitas

Para la Discretizacion espacial para ambos medios:

- Matriz: triángulos polígonos

- Fracturas: Elementos rectángulos polígonos.

La simulación por simple porosidad mediante una grilla

Tiene dos aplicaciones1. Para pequeñas escalas (celdas) provee posibles soluciones de matriz-fractura pero:

- Las meshes son difíciles de construir

- Demasiados números de celdas consumen mucho tiempo en el procesamiento de la simulación,

2. A escala de campo representa con exactitud el largo de las fallas geológicasModelos explicitos requieren el comportamiento de flujo multifacico limitaciones numéricas de celdas de tamaño pequeña incluidas en el modelado de las fallas y sus cercanías.

MODELO DE DOBLE POROSIDAD.-

Dos medios Matriz-Fractura • Fractura (Medio Continuo), Matriz (Medio Discontinuo) • Fractura (Alta permeabilidad), Matriz (Baja permeabilidad)• Fractura (Baja Porosidad), Matriz (Alta Porosidad) • Función de Transferencia Matriz-Fractura.Modelo Matemático para Doble Porosidad, 1-K

SIMULACIÓN DE LAS TRANSFERENCIAS DE MATRIZ DE FRACTURA.-

A una cuadra de la matriz representativa en el centro de la célula Traslados formuladas entre el centro del bloque y caras laterales

HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN ANALISIS DE NFR.-

Herramientas que generan registros para la evaluación de doble porosidad: Registro Sónico Borehole Televiewer BHTV Formation Microscaner FMI Registro Neutrónico CNL - DNL Registro de Lito-densidad

REGISTRO SONICO O ACUSTICO.-

APLICACIONES: Registro de porosidad y pseudo-densidad. Impedancia sísmica. Porosidad del sistema de fracturas. Presiones anormales de formación.

LIMITACIONES:

Efectos del medio ambiente Profundidad de investigación y resolución vertical

FACTORES QUE AFECTAN EL REGISTRO SONICO:

Litologia Shale Tipo de fluido Agua Gas Compactación Porosidad secundaria

BOREHOLE TELEVIEWER BHTV.-

Es una sonda que usa las ondas de sonido para escanear y crear una imagen orientada de los 360 grados.El transductor produce pulsos de sonidos (500 por seg)Herramienta usada pàra el desarrollo estudio.

APLICACIONES DE BOREHOLE:

Principales ventajas

Alta resolucion y cubrimiento del sistema Investigacion de fracturas Localizacion Tamaño

LIMITACIONES Efectos del medio ambiente tales como densidad del lodo, diametros de

los agujeros Resolucion vertical que depende de la velocidad del registro Resolucion horizontal que depende de la señal de frecuencia

FORMACION MICROESCANER FMI

El registro microbarredor obtiene imágenes orientadas, bidimensionales, y de lata resolución de variaciones de microresistividad.La herramienta tiene 10 electrodos estándar y un cartucho direccional que contienen acerolorometros y magnetómetros los cuales nos permiten definir la posición y orientación espacial.

APLICACIONES DE FORMATION MICROSCANNER.-

Cartografía de planos estructurales, estratigráficos, fracturas, fallas y otras.

Correlación de profundidades de registros de núcleos. Localización de las fracturas.

LIMITACIONES: Efectos del medio ambiente Profundidad de investigación y resolución vertical

REGISTROS NEUTRONICOS CNL-DNL.-

Los registros neutrónicos se utilizan principalmente para delinear formaciones porosas y para determinar su porosidad.Responde principalmente a la cantidad de hidrogeno presentes en la formación.

APLICACIÓN: Determinación de la porosidad Identificación de la litología Análisis del contenido de arcillas Detección de gas

LIMITACIONES:

Efectos del medio ambiente Radios de investigación

Los factores que afectan son:

Litologia Shale Tipos de fluidos Porosidad secundaria

REGISTRO DE LITO DENSIDAD.-

Se los clasifica con los registros para determinar la porosidad y los que miden la densidad.

APLICACIONES:

Formaciones gasíferas Litologías completas Formación de baja porosidad