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4 Oilfield Review La naturaleza de los yacimientos naturalmente fracturados Tom Bratton Denver, Colorado, EUA Dao Viet Canh Nguyen Van Que Cuu Long Joint Operating Company (JOC) Saigón, Vietnam Nguyen V. Duc VietSovPetro Vung Tau City, Vietnam Paul Gillespie David Hunt Hydro Bergen, Noruega Bingjian Li Ahmadi, Kuwait Richard Marcinew Satyaki Ray Calgary, Alberta, Canadá Bernard Montaron Dubai, Emiratos Árabes Unidos Ron Nelson Broken N Consulting, Incorporated Cat Spring, Texas, EUA David Schoderbek ConocoPhillips Calgary Lars Sonneland Stavanger, Noruega Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Lee Conn, MI LLC, Houston; Phil Christie, John Cook y Michael Williams, Cambridge, Inglaterra; Adam Donald y Omer Gurpinar, Denver, Colorado; Peter Kaufman, Pittsburgh, Pensilvania, EUA; y John Lassek, Sugar Land, Texas. BorTex, ClearFRAC, CMR (herramienta Combinable de Resonancia Magnética), ECLIPSE, FMI (generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), Formation MicroScanner, GeoFrame, geoVISION, MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), Petrel, RAB (Resistividad frente a la Barrena), Sonic Scanner, Variable Density y VDA (Ácido Divergente Viscoelástico) son marcas de Schlumberger. Los yacimientos naturalmente fracturados plantean una paradoja relacionada con la producción. Incluyen yacimientos con baja recuperación de hidrocarburos: estos yacimientos pueden parecer altamente productivos al comienzo pero su producción declina rápidamente. Además, se caracterizan por la irrupción temprana de gas o agua. Por otra parte, forman parte de algunos de los yacimientos más grandes y productivos de la Tierra. La naturaleza paradójica de esta clase de yacimientos está dada por los grandes esfuerzos que hace la industria por comprenderlos mejor y modelarlos con suficiente certeza. Si bien casi todos los yacimientos de hidrocarbu- ros son afectados de alguna manera por las fracturas naturales, los efectos de las fracturas a menudo se conocen en forma imprecisa y en gran medida se subestiman. En los yacimientos carbonatados, las fracturas naturales ayudan a generar porosidad secundaria y estimulan la comunicación entre los compartimientos del yacimiento. No obstante, estos conductos de alta permeabilidad a veces entorpecen el flujo de fluidos dentro de un yacimiento, conduciendo a la producción prematura de agua o gas y haciendo que los esfuerzos de recuperación secundaria resulten ineficaces. Las fracturas naturales también están presentes en todo tipo de yacimiento siliciclástico, lo que complica el aparentemente simple comportamiento de la producción dominado por la matriz. Además, las fracturas naturales constituyen el factor de pro- ducibilidad principal en una amplia gama de yacimientos menos convencionales, incluyendo los yacimientos de metano en capas de carbón (CBM), los yacimientos de gas de lutitas y los yacimientos de roca basamento y roca volcánica. Si bien las fracturas naturales desempeñan un rol menos importante en los yacimientos de alta permeabilidad y alta porosidad, tales como las turbiditas, comúnmente forman barreras para el flujo, frustrando los intentos para calcular las reservas recuperables y predecir la producción con el tiempo en forma precisa. Ignorar la presencia de las fracturas no es una práctica óptima de manejo de yacimientos; tarde o temprano, es imposible ignorar las fracturas porque el desempeño técnico y económico del yacimiento se degrada. 1 El mayor riesgo que implica la falta de una caracterización temprana de las facturas naturales es que tal omisión puede limitar severamente las opciones de desarrollo de campos petroleros. Por ejemplo, una compañía que no aprovecha las oportunidades para evaluar las fracturas naturales durante la primera etapa de desarrollo puede desperdiciar recursos en ope- raciones de perforación de pozos de relleno innecesarias. Es probable que los equipos a cargo de los activos de las compañías nunca lleguen a extraer los hidrocarburos originalmente conside- rados recuperables porque, sin comprender el impacto de las fracturas naturales sobre el com- portamiento de la producción, no habrán preparado adecuadamente el campo para la apli- cación de técnicas de recuperación secundaria. Este artículo examina el impacto de las fracturas naturales sobre los yacimientos de hidrocarburos, en las diferentes etapas de su desarrollo. Se analiza la clasificación de las frac- turas naturales y los yacimientos naturalmente fracturados (NFR), junto con los factores que afectan el comportamiento de éstos últimos. Además, se describen los métodos utilizados en una variedad de escalas, para identificar y carac- terizar las fracturas naturales y modelar la

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4 Oilfield Review

La naturaleza de los yacimientos naturalmente fracturados

Tom BrattonDenver, Colorado, EUA

Dao Viet CanhNguyen Van QueCuu Long Joint Operating Company (JOC)Saigón, Vietnam

Nguyen V. DucVietSovPetroVung Tau City, Vietnam

Paul GillespieDavid HuntHydroBergen, Noruega

Bingjian LiAhmadi, Kuwait

Richard MarcinewSatyaki RayCalgary, Alberta, Canadá

Bernard MontaronDubai, Emiratos Árabes Unidos

Ron NelsonBroken N Consulting, IncorporatedCat Spring, Texas, EUA

David SchoderbekConocoPhillipsCalgary

Lars SonnelandStavanger, Noruega

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Lee Conn, MI LLC, Houston; Phil Christie, JohnCook y Michael Williams, Cambridge, Inglaterra; AdamDonald y Omer Gurpinar, Denver, Colorado; Peter Kaufman,Pittsburgh, Pensilvania, EUA; y John Lassek, Sugar Land,Texas.BorTex, ClearFRAC, CMR (herramienta Combinable de Resonancia Magnética), ECLIPSE, FMI (generador de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total), FormationMicroScanner, GeoFrame, geoVISION, MDT (ProbadorModular de la Dinámica de la Formación), Petrel, RAB (Resistividad frente a la Barrena), Sonic Scanner, VariableDensity y VDA (Ácido Divergente Viscoelástico) son marcasde Schlumberger.

Los yacimientos naturalmente fracturados plantean una paradoja relacionada con la

producción. Incluyen yacimientos con baja recuperación de hidrocarburos: estos

yacimientos pueden parecer altamente productivos al comienzo pero su producción

declina rápidamente. Además, se caracterizan por la irrupción temprana de gas o

agua. Por otra parte, forman parte de algunos de los yacimientos más grandes y

productivos de la Tierra. La naturaleza paradójica de esta clase de yacimientos está

dada por los grandes esfuerzos que hace la industria por comprenderlos mejor y

modelarlos con suficiente certeza.

Si bien casi todos los yacimientos de hidrocarbu-ros son afectados de alguna manera por lasfracturas naturales, los efectos de las fracturas amenudo se conocen en forma imprecisa y engran medida se subestiman. En los yacimientoscarbonatados, las fracturas naturales ayudan agenerar porosidad secundaria y estimulan lacomunicación entre los compartimientos delyacimiento. No obstante, estos conductos de altapermeabilidad a veces entorpecen el flujo defluidos dentro de un yacimiento, conduciendo ala producción prematura de agua o gas yhaciendo que los esfuerzos de recuperaciónsecundaria resulten ineficaces. Las fracturasnaturales también están presentes en todo tipode yacimiento siliciclástico, lo que complica elaparentemente simple comportamiento de laproducción dominado por la matriz. Además, lasfracturas naturales constituyen el factor de pro-ducibilidad principal en una amplia gama deyacimientos menos convencionales, incluyendolos yacimientos de metano en capas de carbón(CBM), los yacimientos de gas de lutitas y losyacimientos de roca basamento y roca volcánica.Si bien las fracturas naturales desempeñan unrol menos importante en los yacimientos de altapermeabilidad y alta porosidad, tales como lasturbiditas, comúnmente forman barreras para elflujo, frustrando los intentos para calcular lasreservas recuperables y predecir la produccióncon el tiempo en forma precisa.

Ignorar la presencia de las fracturas no es unapráctica óptima de manejo de yacimientos; tardeo temprano, es imposible ignorar las fracturasporque el desempeño técnico y económico delyacimiento se degrada.1 El mayor riesgo queimplica la falta de una caracterización tempranade las facturas naturales es que tal omisión puedelimitar severamente las opciones de desarrollo decampos petroleros. Por ejemplo, una compañíaque no aprovecha las oportunidades para evaluarlas fracturas naturales durante la primera etapade desarrollo puede desperdiciar recursos en ope-raciones de perforación de pozos de rellenoinnecesarias. Es probable que los equipos a cargode los activos de las compañías nunca lleguen aextraer los hidrocarburos originalmente conside-rados recuperables porque, sin comprender elimpacto de las fracturas naturales sobre el com-portamiento de la producción, no habránpreparado adecuadamente el campo para la apli-cación de técnicas de recuperación secundaria.

Este artículo examina el impacto de lasfracturas naturales sobre los yacimientos dehidrocarburos, en las diferentes etapas de sudesarrollo. Se analiza la clasificación de las frac-turas naturales y los yacimientos naturalmentefracturados (NFR), junto con los factores queafectan el comportamiento de éstos últimos.Además, se describen los métodos utilizados enuna variedad de escalas, para identificar y carac-terizar las fracturas naturales y modelar la

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influencia de los sistemas de fracturas sobre laproducción. Ejemplos de todo el mundo ilustrandiferentes enfoques.

Fracturas naturales en el desarrollo de campos petrolerosLa investigación de las fracturas naturales debe-ría iniciarse durante la etapa de exploración. Losafloramientos en superficie correspondientes a lasección prospectiva o los análogos de yacimientospueden constituir la base de un cimiento litoló-gico, estructural y estratigráfico sobre el que losgeólogos podrán construir modelos conceptuales.Estos modelos a menudo comienzan con el cono-cimiento de los esfuerzos regionales (arriba).2 Elestado de los esfuerzos es importante en los yaci-

mientos NFR porque determina en gran medidasi las fracturas están abiertas para conducir losfluidos de yacimiento. Además, la magnitud ydirección de los esfuerzos horizontales desempe-ñan roles cruciales en el diseño de losfracturamientos hidráulicos; tratamientos queconstituyen el método de estimulación primariapara los yacimientos NFR.

Los levantamientos sísmicos de componentesmúltiples (3C), adquiridos en las primeras etapasdel desarrollo de los campos petroleros, arrojandatos importantes para la determinación de laanisotropía azimutal, lo que es esencial paracaracterizar las fracturas naturales y colocar lospozos en forma efectiva.3 Por ejemplo, el conoci-miento de la orientación general de los sistemas

de fracturas durante la planeación de los pozosaumenta significativamente la posibilidad de queun pozo intercepte fracturas.

1. Nelson RA: “Evaluating Fractured Reservoirs:Introduction,” Geologic Analysis of Naturally FracturedReservoirs, 2a ed Woburn, Massachusetts, EUA: GulfProfessional Publishing (2001): 1–2.

2. Para obtener más información sobre datos de esfuerzosde todo el mundo, consulte: http://www-wsm.physik.uni-karlsruhe.de/pub/introduction/introduction_frame.html(Se accedió el 18 de mayo de 2006).

3. Kristiansen P, Gaiser J y Horne S: “How MulticomponentSeismic Can Be Used to Manage Fractured CarbonateReservoirs,” artículo de la SPE 93762, presentado en la14a Muestra y Conferencia del Petróleo y del Gas deMedio Oriente de la SPE, Bahrain, 12 al 15 de marzo de2005.

>Mapa mundial de esfuerzos que muestra datos de esfuerzos compilados provenientes de diversas fuentes. En las regiones de petróleo y gas, las medicio -nes de pozos constituyen una fuente importante de información de esfuerzos locales actuales. Esta información básica se utiliza en el modelado para ayudara comprender las redes de fracturas presentes en los campos de todo el mundo. (Tomado del Proyecto de Mapa Mundial de Esfuerzos, http://www-wsm.physik.uni-karlsruhe.de/pub/casmo/content_frames/stress_maps_frame.html, utilizado con autorización).

Régimen

Falla de cabalgamiento

Falla directaDesplazamiento de rumbo

Desconocido

MétodoMecanismos focalesOvalizaciones por ruptura de la pared del pozoFracturas inducidas por la perforaciónMuestras de pared de pozoRestitución de tensiones (overcoring)Fracturas hidráulicasIndicadores geológicos

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Los pozos nuevos plantean oportunidadespara recolectar datos geológicos, geofísicos ymecánicos adecuados a partir de diversas fuen-tes, incluyendo la información obtenida con losregistros de pozos, los levantamientos sísmicosde pozos, los dispositivos de muestreo y losnúcleos (coronas) de diámetro completo. Otrasfuentes de información valiosas que puedenobtenerse durante las primeras etapas del desa-rrollo de campos petroleros incluyen las pruebasde formación efectuadas a través de la columnade perforación, las pruebas de flujo inicial, y laspruebas de incremento y caída de presión. Lacorrecta evaluación del rol de las fracturas natu-rales puede traducirse en éxitos anticipados dedesarrollo de campos, estableciendo las basespara las etapas de desarrollo posteriores, inclu-yendo los proyectos de recuperación secundaria.

La información sobre las fracturas naturalestambién es importante en la etapa de construc-ción de pozos. Durante las operaciones dedisparos en condiciones de sobrebalance y decementación, las fracturas naturales abiertaspueden producir problemas de pérdida decirculación , pérdida de costosos fluidos de perfo-ración, y la pérdida potencial de pozos. Un costomenos obvio es el asociado con la reducción de laproductividad, que se produce cuando los fluidos de perforación y el cemento sellan las fracturasque alguna vez estuvieron abiertas y fueronpotencialmente productivas.4 El empleo de técni-cas de perforación en condiciones de bajobalance y la utilización de fluidos de perforacióno de cementación que producen menos daño, sonformas posibles de reducir los problemas de pér-dida de circulación y su daño asociado. Noobstante, en muchos casos, las opciones de losperforadores son más limitadas.

Cuando perforan yacimientos NFR debilitadosy agotados, rodeados de lutitas de baja permeabi-lidad o zonas sobrepresionadas, los perforadoresdeben mantener una cierta densidad del lodopara soportar la lutita o impedir que se produzcaun reventón desde la zona sobrepresionada. A tra-vés de los años, se han desarrollado técnicasinnovadoras para limitar el riesgo, el costo y eldaño causados por los problemas de pérdida decirculación. Éstas incluyen el calentamiento delfluido de perforación para alterar el estado de losesfuerzos alrededor del pozo; el tratamiento dellodo con materiales de pérdida de circulaciónespecial—tales como las fibras—cuando comien-zan a producirse pérdidas; el tratamiento previodel fluido de perforación con partículas de ciertosmateriales; y el cambio estratégico de los esfuer-zos presentes alrededor del pozo; por ejemplo,mediante la creación de fracturas.5

En algunos casos, las fracturas naturales sontan grandes que se requieren medidas drásticas.Por ejemplo, en ciertos yacimientos carbonata-dos NFR de Asia central, las pérdidas de fluidode perforación alcanzaron 80,000 barriles[12,712 m3] en intervalos largos de roca alta-mente fracturada y porosa. Las claves paraencarar problemas de pérdida de circulaciónserios y recurrentes son la planeación por pérdi-das potenciales, la definición del objetivo y ladisponibilidad de los equipos y materiales nece-sarios cuando suceden los problemas.6 Para lamitigación de los inconvenientes, es esencialcontar con un conocimiento detallado del sis-tema de fracturas.

Hoy en día, las herramientas MWD puedenmonitorear los parámetros de perforación críticosen tiempo real, permitiendo que los ingenieros deperforación reduzcan los problemas de pérdidade circulación. Además, la tecnología LWD, talcomo el servicio de generación de imágenesdurante la perforación geoVISION y la herra-mienta de Resistividad frente a la Barrena RAB,ayudan a identificar las fracturas naturales deinmediato después de perforar más allá de lasmismas.7 La incorporación de información sobrefracturas naturales y propiedades mecánicas delas rocas en los diseños de las operaciones decementación reduce el riesgo de abrir las fractu-ras naturales o de fracturar accidentalmente laformación, situaciones ambas que podrían causarpérdidas de circulación.

Una vez finalizada la etapa de construcción yevaluación de pozos, la atención se traslada aldiseño de un programa de terminación y estimu-lación de pozos para anular el daño causado porlas operaciones de perforación y cementación.Para la mayoría de los yacimientos NFR conmatrices de baja permeabilidad, se requierealguna forma de estimulación. El bombeo de flui-dos reactivos—acidificación, utilizando diversasformulaciones de ácido clorhídrico [HCl] o agen-tes quelantes—en las fracturas naturales es máscomún en los yacimientos carbonatados pararemover el daño producido en la región vecina alpozo y mejorar la conectividad y conductividaddel sistema.8 Durante la estimulación de lasrocas carbonatadas utilizando fluidos reactivos,las zonas con permeabilidades más altas común-mente admiten la mayor parte del fluido detratamiento y las zonas con permeabilidades másbajas quedan sin tratar. En consecuencia, laclave del éxito a la hora de acidificar los carbona-tos radica en controlar la divergencia, la pérdidade fluido y la velocidad de reacción.9

Los procedimientos convencionales incluyenmétodos de divergencia que se basan en el uso

partículas de ciertos materiales o en la viscosidadde los fluidos de tratamiento. Estos métodos dedivergencia utilizan sólidos para puentear y res-tringir el flujo hacia zonas altamente permeableso fracturadas. Por ejemplo, se bombea sal de rocao escamas de ácido benzoico en la zona de pérdidapara provocar la divergencia dentro de la forma-ción, y se emplean bolillas de obturación para ladivergencia mecánica desde el interior de lostubulares hacia los disparos. La divergenciabasada en la viscosidad utiliza fluidos energizadosy ácidos o fluidos gelificados con surfactantesviscoelásticos o polímeros para desviar el trata-miento y proveer control de pérdida de fluidodentro de la formación. No obstante, los polímeroshan producido daños en ciertos yacimientos, loque impulsó a las compañías de servicios a desa-rrollar nuevos fluidos a base de surfactantes. Porejemplo, el sistema de Ácido Divergente Viscoelás-tico VDA ha sido utilizado para estimular con éxitoyacimientos carbonatados fracturados de todo elmundo, incluyendo Kuwait, Arabia Saudita ,México y Kazajstán.10 Además, se ha desarrolladouna nueva técnica que utiliza ambas tecnolo-gías—divergencia basada en partículas fibrosas ydivergencia basada en la viscosidad de los flui-dos—para acidificar los yacimientos NFR.

Las fracturas naturales de los yacimientossiliciclásticos también se acidifican en ocasiones,utilizando habitualmente una combinación deHCl y ácido fluorhídrico [HF]. Alternativamente,el tratamiento de estimulación por fractu -ramiento hidráulico de los yacimientos NFRrequiere que la trayectoria de la fractura princi-pal se mantenga abierta con apuntalante yconductiva. El control de la tasa de pérdida defluido y la colocación efectiva del apuntalante,minimizando al mismo tiempo el daño producidoa la red de fracturas naturales, resultan críticospara el logro de operaciones de estimulación yproducción óptimas.

Las fracturas naturales pueden limitar signi-ficativamente la capacidad para colocar grandesvolúmenes de apuntalante dentro de una frac-tura creada hidráulicamente. Se utilizan diversastécnicas para limitar la dilatación de las fractu-ras naturales y las correspondientes pérdidas defluido durante el tratamiento por fracturamientohidráulico. Entre éstas se encuentran la reduc-ción de la presión neta de la fractura mediante elcontrol de la tasa de inyección del fluido de tra-tamiento o el uso de fluidos de baja viscosidad yla incorporación de partículas adecuadamenteclasificadas para puentear dinámicamente lasfisuras dilatadas, reduciendo así el volumen totalde pérdida de fluido. Además, el daño a la con-ductividad dentro de la fractura hidráulica

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creada y el sistema de fracturas naturales puedereducirse mediante la reducción del volumentotal de polímero uti li za do; por ejemplo, utili-zando geles de fracturamiento reticulados conbajo contenido de polímeros, incrementando lasrelaciones rompedor-polímero a través delempleo de rompedores encapsulados, o reempla-zando el fluido de fracturamiento polimérico porsistemas de fluidos surfactantes viscoelásticosque no producen daño, tales como el fluido defracturamiento libre de polímeros ClearFRAC.11

Si bien el volumen ocupado por las fracturastípicas—abiertas o rellenas de minerales—den-tro de una matriz vasta suele ser relativamenteminúsculo, la capacidad de las fracturas paraincidir significativamente en el comportamientodel flujo de fluidos en los yacimientos de hidro-carburos es enorme. No es sorprendente que unode los principales desafíos con que se enfrentanlos especialistas en yacimientos es cómo simularcorrectamente los efectos de las fracturas sobreel comportamiento de los yacimientos. La com-prensión de estos yacimientos requiere laadquisición y el análisis de un vasto volumen dedatos y, normalmente, comienza con una carac-terización detallada, pie por pie, de los sistemasde fracturas y matriz. Lo que debe compren-derse es la interacción entre estos dos sistemasmientras cambian las propiedades del yaci-miento con el desarrollo de las operaciones deproducción o inyección. Conforme continúa eldesarrollo del campo, otros datos—por ejemplo,datos de pruebas de pozos, datos de produccióny datos sísmicos pasivos y adquiridos con la téc-nica de repetición—ayudan a validar y mejorarlos modelos de yacimientos.

La estrategia que utiliza una compañía paraobtener el potencial de recuperación y produc-ción de un campo petrolero se entrelaza con unmodelo y un proceso de simulación NFR en cons-tante evolución y se orienta cada vez más segúnlos mismos. Durante la etapa de producción pri-maria, los cambios producidos en la presión deyacimiento y, en consecuencia el esfuerzo efec-tivo, alteran el flujo de fluidos dentro de lasredes de fracturas.12 La irrupción de agua o gases la implicancia negativa más común de lasfracturas conductivas en la etapa de producciónprimaria. Además de sumar costos de produc-ción y eliminación de agua, la producción deagua de alta movilidad deja atrás volúmenes sus-tanciales de petróleo de baja movilidad. Por otraparte, la producción prematura de gas puedeprivar de su energía a un yacimiento, dañar lasbombas de fondo de pozo y complicar el trata-miento en superficie de los fluidos de yacimientoproducidos.

Las técnicas de recuperación secundaria queutilizan métodos de inyección de fluidos tam-bién modifican la presión del campo y sudinámica de esfuerzos efectivos y, por lo tanto,alteran la conductividad de las fracturas con res-pecto al flujo de fluidos. En esta etapa deldesarrollo del campo, los equipos a cargo de losactivos de las compañías deberían estar familia-rizados con el rol que desempeñan las fracturasnaturales en el movimiento de los fluidos engran escala. Idealmente, las estrategias de pro-ducción y recuperación secundaria—esquemasy espaciamientos de pozos y selección de zonasde inyección y producción—deberían reflejar elnivel de influencia que poseen las fracturasnaturales sobre el barrido de hidrocarburos,determinado por el proceso de simulación.

Clasificación de las fracturasA la hora de desarrollar y modelar los yacimien-tos fracturados, la capacidad de comprender ypredecir las características de los sistemas defracturas y fallas es esencial.13 La complejidad de

los sistemas de fracturas naturales se capta enlos métodos descriptivos, genéticos y geométricosque los geocientíficos emplean para clasificar lasfracturas naturales. El conocimiento de los tiposde fracturas mejora la simulación del flujo defluidos a través de las fracturas, porque los diver-sos tipos de fracturas conducen el fluido enforma diferente.

Para apreciar los esquemas de clasificacióncomunes, se necesita un conocimiento básico decómo se desarrollan las fracturas naturales. Noobstante, para adquirir ese conocimiento serequiere algo más que la amplia observación delas fracturas naturales; es necesario vincularesas observaciones con datos de experimentosde laboratorio controlados.14 En el laboratorio,los tipos de fracturas se dividen en dos gruposrelacionados con su modo de formación: las frac-turas por esfuerzo de corte (cizalladura) que seforman con la cizalladura paralela a la fracturacreada y las fracturas por esfuerzos de tracciónque se forman con una tracción perpendicular ala fractura creada.

4. Ehlig-Economides CA, Taha M, Marin HD, Novoa E ySánchez O: “Drilling and Completion Strategies inNaturally Fractured Reservoirs,” artículo de la SPE59057, presentado en la Conferencia y ExhibiciónInternacional del Petróleo de la SPE, Villahermosa,México, 1 al 3 de febrero de 2000.

5. Aston MS, Alberty MW, McLean MR, de Jong HJ yArmagost K: “Drilling Fluids for Wellbore Strengthening,”artículo de las IADC/SPE 87130, presentado en laConferencia de Perforación de las IADC/SPE, Dallas, 2 al 4 de marzo de 2004.Morita N, Black AD y Guh G-F: “Theory of LostCirculation Pressure,” artículo de la SPE 20409,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, Nueva Orleáns, 23 al 26 de septiembre de 1990.

6. Ivan C, Burton J y Bloys B: “How Can We Best ManageLost Circulation?” artículo AADE-03-NTCE-38,presentado en la Conferencia Nacional de Tecnología de la AADE “Practical Solutions for Drilling Challenges,”Houston, 1° al 3 de abril de 2003.

7. Inaba M, McCormick D, Mikalsen T, Nishi M, Rasmus J,Rohler H y Tribe I: “El auge de las imágenes de la pareddel pozo,” Oilfield Review 15, no. 1 (Verano de 2003): 24–39.Cheung P, Hayman A, Laronga R, Cook G, Flournoy G,Goetz P, Marshall M, Hansen S, Lamb M, Li B, Larsen M,Orgren M y Redden J: “Imágenes claras en lodos baseaceite,” Oilfield Review 13, no. 4 (Primavera de 2002):2–27.Bargach S, Falconer I, Maeso C, Rasmus J, BornemannT, Plumb R, Codazzi D, Hodenfield K, Ford G, Hartner J,Grether B y Rohler H: “LWD en tiempo real: Registrospara la perforación,” Oilfield Review 12, no. 3 (Inviernode 2001): 64–84.

8. Al-Anzi E, Al-Mutawa A, Nasr-El-Din H, Alvarado O,Brady M, Davies S, Fredd C, Fu D, Lungwitz B, Chang F,Huidobro E, Jemmali M, Samuel M y Sandhu D:“Reacciones positivas en la estimulación de yacimientoscarbonatados,” Oilfield Review 15, no. 4 (Primavera de2004): 30–47.

9. La divergencia es una técnica utilizada en lostratamientos de estimulación para asegurar ladistribución uniforme del fluido de tratamiento a lo largodel intervalo de tratamiento. Los fluidos inyectadostienden a seguir la trayectoria de menor resistencia, tal

como una fractura natural abierta, lo que puedeconducir posiblemente a que las áreas menospermeables reciban un tratamiento inadecuado.Mediante la utilización de algún medio de divergencia, eltratamiento puede enfocarse en las áreas que más lorequieran. Para resultar efectivo, el efecto de ladivergencia debe ser temporario para permitir larestauración completa de la productividad del pozocuando el tratamiento está completo.

10. Al-Anzi et al, referencia 8.Albuquerque MAP, Ledergerber AG, Smith CL y Saxon A:“Use of Novel Acid System Improves Zonal Coverage ofStimulation Treatments in Tengiz Field,” artículo de laSPE 98221, presentado en el Simposio y ExhibiciónInternacional de la SPE sobre Control de Daño deFormación, Lafayette, Luisiana, EUA, 15 al 17 de febrerode 2006.

11. Samuel M, Polson D, Graham D, Kordziel W, Waite T,Waters G, Vinod PS, Fu D y Downey R: “ViscoelasticSurfactant Fracturing Fluids: Applications in Low-Permeability Reservoirs,” artículo de la SPE 60322,presentado en el Simposio y Exhibición Regional deYacimientos de Baja Permeabilidad de la Sección de lasMontañas Rocallosas de la SPE, Denver, 12 al 15 demarzo de 2000.Samuel M, Card RJ, Nelson EB, Brown JE, Vinod PS,Temple HL, Qu Q y Fu DK: “Polymer-Free Fluid forHydraulic Fracturing,” artículo de la SPE 38622,presentado en la Conferencia y Exhibición TécnicaAnual de la SPE, San Antonio, Texas, 5 al 8 de octubrede 1997.Chase B, Chmilowski W, Marcinew R, Mitchell C, Dang Y,Krauss K, Nelson E, Lantz T, Parham C y Plummer J:“Clear Fracturing Fluids for Increased Well Productivity,”Oilfield Review 9, no. 3 (Otoño de 1997): 20–33.

12. Lorenz JC: “Stress-Sensitive Reservoirs,” artículo de laSPE 50977, Journal of Petroleum Technology 51, no. 1(Enero de 1999): 61–63.

13. http://www.naturalfractures.com/ (Se accedió el 20 de abrilde 2006).

14. Stearns DW y Friedman M: “Reservoirs in FracturedRock,” en King RE (ed): Stratigraphic Oil and GasFields—Classification, Exploration Methods and CaseHistories, American Association of PetroleumGeologists, Memoria 16. Tulsa: AAPG (1972): 82–106.

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Imagen FMI estáticaResistiva Conductiva

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En el laboratorio, las fracturas por esfuerzode corte y las fracturas de tracción se forman conuna orientación que se relaciona con las tresdirecciones de esfuerzos principales; a saber, elesfuerzo de compresión principal máximo, σ1, elesfuerzo de compresión principal mínimo, σ3, yel esfuerzo intermedio, σ2 (arriba). Las fracturaspor esfuerzo de corte se crean bajo un altoesfuerzo diferencial y en pares conjugados, for-mando un ángulo agudo con σ1. Las fracturas detracción, término que a veces se utiliza en formaindistinta con el término fracturas de extensión,se forman perpendiculares a σ3 y bajo esfuerzosdiferenciales relativamente bajos, cuando elvalor de σ3, después del ajuste por la presión deporo—el esfuerzo efectivo local—resulta detracción. En el laboratorio, es común observar lacreación de fracturas de tracción durante losexperimentos de compresión, a presiones deconfinamiento bajas y en asociación con el desa-rrollo de fracturas por esfuerzo de corte.15

Las fracturas por esfuerzo de corte y lasfracturas de tracción descriptas a partir de expe-rimentos de laboratorio poseen contrapartesnetas que existen naturalmente; las fracturas poresfuerzo de corte corresponden a fallas, mientrasque las fracturas de tracción corresponden agrietas.16 Esta distinción de índole mecánicaconstituye una forma útil de clasificar las fractu-ras. Las fallas se forman en su mayor partedurante la ocurrencia de episodios tectónicossignificativos, cuando el esfuerzo diferencial esalto. Las fallas tectónicas se forman habitual-mente a lo largo de una amplia gama de escalas,con desplazamientos que varían desde milíme-

tros hasta kilómetros. Las imágenes sísmicasgeneralmente permiten la detección de las fallasmás grandes, mientras que se requieren datos depozos para identificar y caracterizar las fallasmás pequeñas. Las fallas tectónicas típicamenteatraviesan la estratigrafía sin impedimentos y, enconsecuencia, se conocen como fallas no limita-das por estratos.

Las grietas, o fracturas que no exhiben undesplazamiento visible, se forman en sentidoperpendicular a la estratificación y pueden ser ono limitadas por estratos. Las grietas limitadaspor estratos terminan en las superficies deestratificación y a menudo desarrollan un espa-

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> Ejemplo de fracturas no sistemáticas de bajo ángulo en lutitas. Las imágenes obtenidas con la herra -mienta de generación de Imágenes Microeléctricas de Cobertura Total FMI muestran claramente tantoel fracturamiento (sinusoides azules en el Carril 3 y flechas en el Carril 4) como la estratificación de laformación (sinusoides verdes y flechas). El Carril 1 muestra los datos del calibrador, de orientación delpozo y de rayos gamma. Los Carriles 2 y 3 muestran las imágenes FMI estáticas y dinámicas, respec ti -va mente. Las flechas correspondientes al echado se presentan en el Carril 4.

> Los esfuerzos principales y la creación de lasfracturas. El diagrama muestra las direccionesde los tres esfuerzos principales—el esfuerzode compresión principal máximo, σ1, el esfuerzode compresión principal mínimo, σ3, y el esfuerzointermedio, σ2. También se indica el fractura -mien to resultante. Las fracturas por esfuerzo detracción (verde) se forman paralelas a σ1 y σ2. Elángulo agudo que se forma entre dos fracturaspor esfuerzo de corte (rojo) se denomina ánguloconjugado. El ángulo que se forma entre la frac -tura por esfuerzo de corte y σ1 se denominaángulo diedro. Entre la fractura por esfuerzo decorte y σ3, se forma un ángulo obtuso, mientrasque las fracturas por esfuerzo de corte sonparalelas a σ2.

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ciamiento regular y forman redes conectadasbien organizadas en una vista en planta. Común-mente, existe una serie larga y continua degrietas, que se conocen como grietas sistemáti-cas, unidas por un arreglo perpendicular degrietas transversales que rematan las grietas sis-temáticas.17 Las grietas no limitadas por estratostienen lugar en una amplia gama de escalas y seagrupan espacialmente.18

El origen de las grietas es a menudo difícil dedeterminar, pero se sabe a partir de la mecánicade las rocas que se forman con un valor efectivode σ3 bajo. El esfuerzo de tracción verdadero seproduce a profundidades someras, de maneraque algunas grietas se desarrollan cerca de lasuperficie. No obstante, en las profundidades delos yacimientos, las grietas probablemente se for-man sólo bajo condiciones de presión de fluidoelevada, proceso similar al del fracturamientohidráulico durante la estimulación de pozos.

Dado que las grietas no involucran un despla-zamiento que desplace la estratificación, nopueden ser observadas en forma directa en lasimágenes sísmicas pero pueden ser localizadas ycaracterizadas mediante datos de registros depozos e imágenes de la pared del pozo (páginaanterior, abajo). Si bien para un geólogo es relati-vamente simple distinguir las fallas de las grietasen un afloramiento, esta distinción es a menudomenos clara si se utilizan datos del subsuelo, yaque probablemente no puedan resolverse los des-plazamientos estratigráficos. Es probable,entonces, que los geólogos tengan que basarse enuna diversidad de criterios, tales como el rellenode las fracturas, su orientación y distribuciónespacial, para determinar si las fracturas de un

conjunto dado corresponden a fallas o a grietas.Puede ser necesario, en esos casos, desarrollarun sistema de clasificación pragmático, basadoen las propiedades observadas de las fracturas.

Otros tipos de fracturas son creados por meca-nismos de reducción de volumen que tienen lugaren la roca, y no a partir de fuerzas externas. Éstasincluyen grietas de disecación, fracturas forma-das por sinéresis, fracturas por contraccióntermal y fracturas por cambios de fases mine -rales. De éstas, las fracturas por sinéresis ofracturas tipo tela de gallinero, y las fracturas porcambios de fases minerales en los carbonatos, sonlas de mayor importancia en la producción depetróleo y gas. Las fracturas por sinéresis se for-man a través de un proceso químico que provocadeshidratación y, en consecuencia, una reduccióndel volumen.

Las rocas carbonatadas se disuelven fácil-mente en agua dulce o en fluidos agresivos y ladisolución se concentra a menudo para formarcavernas o vacuolas. La porosidad resultante sedenomina cárstica y es importante en muchosyacimientos carbonatados fracturados. Losmapas de porosidad cárstica a menudo muestranque la porosidad se encuentra más intensa-mente mejorada a lo largo de los planos defracturas preexistentes, por lo que el esclareci-miento del sistema de fracturas subyacente amenudo puede ayudar a comprender los siste-mas cársticos.

Dado que los carbonatos se disuelven enforma relativamente fácil bajo presión, tienden aformar estilolitas—superficies irregulares deresiduos insolubles—que se desarrollan en sen-tido perpendicular a σ1. Las estilolitas puedenproducir la reducción de la permeabilidad local,o alternativamente, pueden facilitar el incre-mento subsiguiente de la disolución y de lapermeabilidad. Las grietas de tracción, o el frac-turamiento asociado con las estilolitas, soncomunes (arriba).19 Si bien las grietas de trac-ción pueden contribuir a la permeabilidadmedida en el núcleo, su impacto subterráneosobre la producibilidad del yacimiento se consi-dera mínimo.

Un sistema de clasificación genético examinacómo las fracturas se relacionan con la formacióny la estructura en la que se encuentran localiza-das. La creación de fracturas endógenas estárelacionada con los esfuerzos presentes durante lasedimentación, por ejemplo la formación de dia-clasas en carbones. Las fracturas exógenas seforman después de la sedimentación y la litifica-ción, usualmente a partir de los esfuerzostectónicos generados por el desarrollo de plieguesy fallas. Una vez que los sistemas de fracturasnaturales han sido clasificados tanto desde elpunto de vista geológico como de ingeniería, elpróximo paso consiste en investigar su impactosobre el yacimiento.

15. Engelder T: Stress Regimes in the Lithosphere. Princeton,Nueva Jersey, EUA: Princeton University Press (1993):24–25.

16. Pollard DD y Aydin AA: “Progress in UnderstandingJointing over the Past Century,” Geological Society ofAmerica Bulletin 100, no. 8 (1988): 1181–1204.

17. Gross MR: “The Origin and Spacing of Cross Joints:Examples from the Monterrey Formation, Santa BarbaraCoastline, California, Journal of Structural Geology 15,no. 6 (Junio de 1993): 737–751.

18. Odling NE, Gillespie P, Bourgnie B, Castaing C, Chilés J-P,Christensen NP, Fillion E, Genter A, Olsen C, Thrane L,Trice R, Aarseth E, Walsh JJ y Watterson J: “Variations inFracture System Geometry and Their Implications forFluid Flow in Fractured Hydrocarbon Reservoirs,”Petroleum Geoscientist 5, no. 4 (Noviembre de 1999):373–384.

19. Las estilolitas son superficies entrelazadas serradas,onduladas o dentadas, que se encuentran máscomúnmente en rocas carbonatadas y ricas en cuarzo,que contienen residuos insolubles concentrados talescomo los minerales de arcilla y los óxidos de hierro. Secree que las estilolitas se forman por disolución bajopresión, un proceso de disolución que reduce el espacioentre los poros bajo presión durante la diagénesis.Para obtener más información sobre las estilolitas,consulte: Nelson, referencia 1: 163–185.

> Sección transversal de una estilolita. Las estilolitas son rasgos diagené -ticos que se encuentran comúnmente en rocas carbonatadas de baja per -meabilidad. Se forman como superficies irregulares entre dos capas y engeneral se consideran el resultado de un proceso de disolución bajo presión,bajo un estado de esfuerzo diferencial. Las estilolitas normalmente inhibenel flujo de fluidos en el subsuelo, pero a menudo se asocian con fracturaspequeñas denominadas grietas de tracción, que a veces parecen permea -bles en las pruebas de núcleos.

Page 7: Naturally Fract Reservoirs

Clasificación de los yacimientos fracturadosLa mayoría de los yacimientos, si no todos, con-tienen fracturas. El grado en que las fracturasinciden en el flujo de fluidos a través de unyacimiento es lo que debería dictar el nivel derecursos necesarios para identificar, caracteri-zar y modelar las fracturas. Los efectos de lasfracturas pueden cambiar a lo largo de la vidaproductiva del yacimiento como las presiones ylos tipos de fluidos cambian durante las etapasde recuperación primaria y secundaria. Por otraparte, las fracturas no siempre conducen fluido;a menudo constituyen barreras para el fluido.Los yacimientos fracturados se clasifican enbase a la interacción existente entre las contri-buciones de porosidad y permeabilidad relativastanto del sistema de fracturas como del sistemade matriz (arriba).20

En los yacimientos de Tipo 1, las fracturasproveen tanto los elementos de porosidad comolos elementos de permeabilidad. Los yacimientosde Tipo 2 poseen baja porosidad y baja permea -bilidad en la matriz y las fracturas proveen la

permeabilidad esencial para la productividad. Losyacimientos de Tipo 3 poseen alta porosidad ypueden producir sin fracturas, de manera que lasfracturas en estos yacimientos proveen permeabi-lidad adicional. Los yacimientos de tipo M poseenalta porosidad y permeabilidad matricial, demanera que las fracturas abiertas pueden mejorarla permeabilidad, pero las fracturas naturales amenudo complican el flujo de fluidos en estosyacimientos a través de la formación de barreras.Las fracturas no suman porosidad y permeabilidadadicional significativa a los yacimientos de Tipo 4,sino que, por el contrario, suelen cons tituir barre-ras para el flujo. Otra clase de yacimientos, los deTipo G, ha sido creada para los yacimientos de gasfracturados no convencionales, tales como losyacimientos CBM, y para los yacimientos de gas-condensado fracturados. La mayoría de losyacimientos de Tipo G corresponden o se aproxi-man a la clasificación de Tipo 2.

Para que la clasificación NFR resulte válida,se debe conocer tanto el sistema de fracturasnaturales como el sistema de matriz de un yaci-

miento, además de la compleja interacción deflujo entre esos sistemas. Muchos son los factoresque afectan el flujo de fluidos en un yacimientoNFR, incluyendo la orientación de los esfuerzos,las direcciones de las fracturas naturales, si lasfracturas están rellenas de minerales o son abier-tas, las propiedades y fases de los fluidos deyacimientos, y la historia de producción e inyec-ción del campo. Si bien muchos de estos factoresno pueden ser controlados, algunos problemaspueden mitigarse. Por lo tanto, las estrategias dedesarrollo de campos petroleros pueden ajustarsea los sistemas de fracturas naturales para optimi-zar la producción y la recuperación. Cuanto antesse adquiera este conocimiento, más preparadosestarán los equipos a cargo de los activos de lascompañías para tomar decisiones importantesrelacionadas con el manejo de campos petrolerosen las primeras etapas de su desarrollo.

Evaluación de fracturas y camposExisten muchas formas de caracterizar las fractu-ras naturales y evaluar su rol en la explotación deyacimientos. Los métodos dinámicos buscancaracterizar los efectos de las fracturas por mediode la medición o la descripción directa del movi-miento de los fluidos a través de las fracturas y lamatriz. Estos métodos dinámicos incluyen laspruebas de presión transitoria en el intervalo deescala intermedia, que proveen informaciónsobre las fracturas y el flujo relacionado con lasmismas, y estimaciones de la conductividad de lasfracturas.21 Estas pruebas pueden obtenerse conel Probador Modular de la Dinámica de la Forma-ción MDT. Otro método dinámico de escalaintermedia a grande utiliza trazadores inyectadosy análisis de la composición del agua para deter-minar la comunicación directa atribuida a lasfracturas, entre zonas y entre pozos.

Los métodos geométricos miden los atributosespecíficos para identificar y caracterizar lasfracturas naturales y evaluar su impacto poten-cial sobre la producción o la inyección. Si bienlas mediciones tradicionales obtenidas de losregistros—tales como el calibrador y el registrode micro-resistividad—pueden aludir a la pre-sencia de las fracturas naturales, en general noson cuantitativas. Hoy en día, existen varias tec-nologías para encarar los yacimientos NFR. Lastécnicas más comunes de evaluación de fractu-ras de pequeña escala, basadas en registros,utilizan tecnologías de generación de imágenesde la pared del pozo ultrasónicas y de resistivi-dad, que pueden ser desplegadas mediantemétodos con cable o LWD.

10 Oilfield Review

Perm

eabi

lidad

tota

l, %

Porosidad total, %

Influencia creciente de las fracturas naturales(influencia decreciente de la matriz)

Permeabilidadde matriz 100%

Permeabilidad defractura 100%

Porosidad dematriz 100%

Porosidad defractura 100%

Tipo 3

Tipo M(sólo

matriz)

Tipo 2Tipo 1

Tipo 4

Tipo G

> Sistema de clasificación de yacimientos naturalmente fracturados. Los yaci -mientos de Tipo 1, en los que las fracturas proveen tanto la porosidad primariacomo la permeabilidad primaria, habitualmente poseen áreas de drenaje gran -des por pozo y requieren menos pozos para su desarrollo. Estos yacimientosmuestran regímenes de producción iniciales altos pero también están sujetosa rápida declinación de la producción, irrupción temprana de agua y dificul -tades en la determinación de las reservas. Los yacimientos de Tipo 2 puedentener regímenes de producción iniciales sorprendentemente buenos, para unamatriz de baja permeabilidad, pero pueden presentar dificultades durante larecuperación secundaria si la comunicación existente entre la fractura y lamatriz es pobre. Los yacimientos de Tipo 3 son habitualmente más continuos y poseen regímenes de producción sostenidos buenos, pero pueden exhibirrelaciones complejas de permeabilidad direccional, generando dificultadesdurante la fase de recuperación secundaria. Los yacimientos de Tipo M po -seen cualidades impresionantes en lo que respecta a la matriz pero a vecesse encuentran compartimentalizados, lo que hace que su desempeño seainferior a las estimaciones de producibilidad iniciales y que la efectividad de lafase de recuperación secundaria sea variable dentro del mismo campo. En losyacimientos de Tipo 4 la permeabilidad se graficaría próxima al origen porquela contribución de las fracturas a la permeabilidad en dichos yacimientos esnegativa. (Adaptado a partir de Nelson, referencia 1:102).

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Otoño de 2006 11

Si bien la resolución de las herramientaseléctricas de generación de imágenes de la pareddel pozo operadas con cable es excepcional, laforma más detallada de evaluar los yacimientosNFR es mediante la adquisición de núcleos dediámetro completo en los intervalos de interés.22

El acceso a núcleos de diámetro completo per-mite a los geólogos y petrofísicos examinar laspropiedades específicas que inciden en la capaci-dad de conducción de fluidos de una fractura;por ejemplo, la presencia de materiales derelleno. Otra aplicación extremadamente valiosade los datos de núcleos es que proveen una “ver-dad en tierra firme” a partir de la cual se puedencalibrar otros métodos de análisis de fracturas.No obstante, la extracción de núcleos de diáme-

tro completo puede ser onerosa y la recuperaciónde núcleos pobres puede constituir un problemaen las rocas intensamente fracturadas. Además,las fracturas inducidas por la extracción denúcleos pueden resultar difíciles de distinguir de

las fracturas naturales no mineralizadas.23 Apesar de las dificultades, actualmente existenformas innovadoras de caracterizar los yacimien-tos NFR, utilizando tecnologías y técnicas deprocesamiento de avanzada.

Las rocas fracturadas del basamento graníticode la Cuenca de Cuu Long, situada en el áreamarina de Vietnam, corresponden en su mayorparte a yacimientos de Tipo 1; tanto la porosidadcomo la permeabilidad de las rocas del basa-mento son provistas por las fracturas naturales(izquierda).24 No obstante, en las zonas fractura-das que rodean a las fallas, se ha documentado lapresencia de porosidad secundaria porque losfluidos hidrotermales disuelven los feldespatos enla matriz. El resultado es un yacimiento NFRhíbrido de Tipo 2/Tipo1.

Desde la primera producción a comienzos dela década de 1990, los métodos comunes demedición de la permeabilidad—la propiedadque más intimida indagar en estos yacimientosde basamento fracturado—incluían la ejecuciónde pruebas de pozos o la adquisición y las prue-bas de núcleos. El análisis de pruebas de pozosde los yacimientos fracturados requiere numero-sos supuestos que pueden conducir a errores,mientras que el análisis de núcleos es habitual-mente pesimista porque los intervalosprospectivos más intensamente fracturados nose recuperan ni analizan.

Si bien los yacimientos de Cuu Long dependenexclusivamente de las fracturas para producir, suproductividad puede ser sorprendente—algunospozos individuales pueden producir más de 20,000bbl/d [3,180 m3/d] de petróleo. Una serie de epi-sodios geológicos, incluyendo una fase extensivadurante la etapa de rifting, que creó la cuenca,seguidos de dos fases de compresión importantes,condujeron a la formación de una compleja peroprolífica red de fracturas naturales que puededividirse en tres clases de fracturas; fracturasmarginales mejoradas por disolución y no mejo-

23. Lorenz JC, Warpinski NR y Teufel LW: “Natural FractureCharacteristics and Effects,” The Leading Edge 15, no. 8(Agosto de 1996): 909–911.

24. Li B, Guttormsen J, Hoi TV y Duc NV: “CharacterizingPermeability for the Fractured Basement Reservoirs,”artículo de la SPE 88478, presentado en la Conferencia yExhibición del Petróleo y del Gas de la Región delPacífico Asiático de la SPE, Perth, Australia, 18 al 20 deoctubre de 2004.

20. Nelson, referencia 1: 101–124.21. Jackson RR, Xian C, Carnegie A, Gauthier P y Brooks AD:

“Application of Interval Pressure Transient Testing withDownhole Fluid Analysis for Characterising PermeabilityDistributions, In-Situ Flow Fractions and Water Cut,”artículo de la SPE 92208, presentado en la ConferenciaInternacional del Petróleo de la SPE, Puebla, México, 7al 9 de noviembre de 2004.

22. Lorenz JC y Hill R: “Measurement and Analysis ofFractures in Core,” en Schmoker JW, Coalson EB yBrown CA (eds): Geophysical Studies Relevant toHorizontal Drilling: Examples from North America.Denver: Asociación de Geólogos de la Región de lasMontañas Rocallosas (1994): 47–57.

> Localización de la Cuenca de Cuu Long, en el área marina de Vietnam. Las aglomeraciones de frac -turas presentes en un afloramiento granítico a lo largo de la Playa Long Hai, en Vietnam, constituyenun análogo marino del campo (fotografía). Las aglomeraciones de fracturas se disponen en sentidoparalelo de la playa, a lo largo de unos 300 a 400 m [984 a 1,312 pies]. La relativa falta de datos de es fuer -zos publicados hace que sea aún más importante adquirir datos de esfuerzos útiles cuando resultaposible (extremo inferior derecho). (El inserto del mapa de esfuerzos proviene del Proyecto de MapaMundial de Esfuerzos, http://www-wsm.physik.uni-karlsruhe.de/pub/casmo/content_frames/stress_maps_frame.html, utilizado con autorización).

2000 millas

0 200km

Hanoi

Da Nang

Ciudad deHo Chi Minh

Cuenca de Cuu Long

V I E T N A M

Vietnam

M a r d

e Ch i

n a M

e ri d

i on a

l

Page 9: Naturally Fract Reservoirs

0.1 1,000mD

Permeabilidadde núcleo

Permeabilidad

0.1 1,000mD

Permeabilidadde núcleo

0.1 1,000mD

0.1 1,000mD

1 m

La p

erm

eabi

lidad

pro

med

io e

stim

ada

para

las

zona

s de

con

tribu

ción

es

de 6

9mD

Permeabilidad

Permeabilidad

Permeabilidadde fractura

radas, fracturas con paredes rectas y fracturasdiscretas (arriba).25

Cuando no está rellena con arcillas, calcita yzeolitas, la red de fracturas marginales forma losconductos principales para la transmisión defluidos y provee un importante volumen de alma-cenamiento para los yacimientos de basamentofracturado.26 Algunas de las fracturas marginalesson enormes y llegan a medir más de 1.5 m [4.9 pies] de ancho. Por otra parte, la mayoría delas fracturas discretas son relativamente cortas,terminan en las fracturas marginales, aportan lamayor parte de la capacidad de almacenamientoa las redes marginales, y mantienen aperturasque oscilan en su mayor parte entre 0.01 y 0.1 mm[0.0004 y 0.004 pulgadas].

En los campos de la Cuenca de Cuu Long, lapermeabilidad es el factor que controla la pro -ductividad de los pozos. Utilizando datos deimágenes FMI, los geocientíficos de Schlumberger,

Cuu Long Joint Operating Company (JOC) yVietSovPetro desarrollaron un método para cal-cular en forma consistente la permeabilidad delos yacimientos y calibrarla con el análisis denúcleos, los resultados de las pruebas de pozos ylos datos de los registros de producción. En pri-mer lugar, se evalúa la interconectividad de lasfracturas utilizando los datos de las imágenes y laherramienta de clasificación de texturas BorTexen la plataforma integrada del sistema decaracterización de yacimientos GeoFrame deSchlumberger. Este procesamiento básicamentemapea las anomalías conductivas presentes en lamatriz de granito resistivo en la imagen de lapared del pozo y computa un indicador de per-meabilidad relativa (RPI).

En otro paso de procesamiento, se calculan lasaperturas y la densidad de las fracturas para lasfracturas picadas manualmente en las imágenesde resistividad FMI.27 Estas salidas, junto con una

constante de calibración, se utilizan para calcularla permeabilidad de las fracturas (kf). En los yaci-mientos de Tipo 1, el valor de kf debería ser iguala la permeabilidad del yacimiento (kr) para elmismo volumen investigado. El RPI luego puedeescalarse para obtener kr con el fin de proveeruna evaluación continua de la permeabilidad. Seutilizó la cantidad limitada de núcleo extraído enuna zona de permeabilidad relativamente bajapara calibrar kr (abajo).

Esta técnica de interpretación basada enimágenes ha demostrado ser exitosa en numero-sos pozos de la Cuenca de Cuu Long. Por ejemplo,en un pozo, 300 m [984 pies] de la roca del basa-mento granítico fueron penetrados a una profun-didad superior de aproximadamente 3,900 m[12,800 pies]. Se adquirieron registros en aguje-ro descubierto junto con las imágenes FMI y sólo3 m [9.8 pies] de núcleo de diámetro completo.

12 Oilfield Review

> Calibración y validación de la permeabilidad delyacimiento (kr) utilizando 3 m de datos de núcleos(izquierda). La sección del registro de permea bi li -dad computada de la derecha muestra las zonasde alta permeabilidad (amarillo) que contribu ye -ron al flujo durante la adquisición de registros deproducción y las pruebas de pozos. Estas zonasexhibían una permeabilidad promedio de 69 mDen base a las pruebas de pozos. El valor de krcomputado continuo, en los mismos intervalos,promedió 92 mD.

> Sistema de clasificación de fracturas utilizado en la Cuenca de Cuu Long. La imagen FMI (izquierda)muestra los dos tipos de fracturas principales. Se describen las relaciones de los sistemas de flujo delas fracturas correspondiente a cada tipo, para el sistema de fracturas discretas (extremo superiorderecho) y para el sistema mejorado por disolución (extremo inferior derecho).

X,Y84

Relaciones de los sistemasde flujo de fracturas

Sistema de fracturas discretas(secundario)•Tectónica solamente•Baja permeabilidad•Longitud corta•Altura corta•Apertura fina—sujeta al esfuerzo principal•Trayectorias de flujo altamente tortuosas•Conductos para producción secundaria

(se comportan como un sistema deporosidad matricial)X,Y85

X,Y86

X,Y87

X,Y88

Sistema mejorado por disolución(primario)•Tectónica modificada por procesos hidrotermales y meteóricos•Alta permeabilidad •Longitud larga•Altura considerable•Gran apertura•Trayectorias de flujo lineales a radiales•Conductos para producción primaria

0 120 240 360Orientación Norte

Prof

undi

dad,

mResistiva Conductiva

Imagen FMI

Page 10: Naturally Fract Reservoirs

Otoño de 2006 13

Después de la producción inicial, se emplearonmétodos dinámicos de caracterización de fractu-ras en dos ocasiones—inmediatamente despuésde terminado el pozo y, nuevamente, al cabo de 17meses de producción—que incluyeron pruebas depozos y adquisición de registros de producción.

La correlación entre las permeabilidades cal-culadas y el desempeño real del yacimientoresultó muy buena (arriba). Inicialmente fluyópetróleo de tres zonas como lo demuestra elregistro de producción, pero hubo varias zonasde alta permeabilidad que no aportaron produc-

ción alguna. Los especialistas de Cuu Long JOCy VietSovPetro sospechaban que la falta de con-tribución era causada por la presencia de dañode formación parcial ya que se registraron pérdi-das de circulación durante la perforación, porejemplo entre X,090 y X,100 m. Por fortuna, des-pués de 17 meses de producción, otras zonascomenzaron a contribuir a la producción. Con eltiempo, las zonas dañadas se limpiaron con lacaída de presión producida en el pozo. Además,el corte de agua se había incrementado desde elinicio de la producción.

25. Las fracturas marginales se definen como fracturas enlas cuales terminan otras fracturas.

26. Las zeolitas son sólidos cristalinos microporosos conestructuras bien definidas. Por lo general, contienensilicio, aluminio y oxígeno en su esqueleto, y cationes,agua y otras moléculas en sus poros. Tomado enhttp://www.bza.org/zeolites.html (Se accedió el 30 deabril de 2006).

27. Para computar las aperturas de las fracturas, senecesitan datos de resistividad somera para calibrar, oescalar, la respuesta de la herramienta FMI. Paraobtener más información sobre esta técnica, consulte:Luthi SM y Souhaite P: “Fracture Aperture fromElectrical Borehole Scans,” Geophysics 55, no. 7 (1992):821–833.

0 120 240 360

Imagen FMIdinámica

Res. Cond.

Orientación Norte

0.45 -0.15 2 20,000m3 3/m ohm.m

Porosidad-Neutrón

Prof

undi

dad,

m

X,000

X,100

1.95 2.952 20,000ohm.m

Densidadvolumétrica

Lateroperfilsomero

g/cm3

0.1 1,000mD

Permeabilidadde núcleo

Permeabilidad

0.009 0.5

Indicador depermeabilidad

relativa

1 10,000mD

Permeabilidadde fractura

0.00001 0.1

Aperturade fractura

cm

Tasa de flujo

0 4,000bbl/d

Tasa de petróleo,bbl/d

Tasa deagua,bbl/d

Tasa depetróleo,

bbl/d

1,058

784

169

483

132

232

860

452

119

301

106

854

276

Lateroperfilprofundo

6 16

Calibrador

pulg

0 200

Rayos gamma

ºAPIPermeabilidad

0.1 1,000mD

> Análisis integrado de permeabilidad de fracturas que muestra una comparación de la permeabilidad computada con los resultados de la adquisición deregistros de producción y de las pruebas de pozos. Los datos estándar de registros adquiridos en agujero descubierto se muestran en los Carriles 1 y 2,las imágenes FMI en el Carril 3, las aperturas de las fracturas calculadas a partir de los datos FMI se presentan en el Carril 4, kf y RPI se muestran en elCarril 5, y kr con los puntos de calibración de los núcleos, en el Carril 6. El recuadro amarillo, en el carril de la profundidad, indica la localización de laspérdidas de circulación significativas durante la perforación. Los Carriles 7 y 8 incluyen los resultados de los registros de producción interpretados en laprimera operación de pruebas de pozos, inmediatamente después de perforar el pozo. El Carril 9 presenta la tasa (gasto, caudal, rata) de los registros deproducción interpretados, donde se muestran las zonas de contribución de agua (azul) y petróleo (rojo) a partir de la segunda operación de pruebas depozos, realizada después de que el pozo estuviera en producción durante 17 meses.

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300 µs/pie 0

Onda de corte rápidabasada en ∆T

X,100

X,200

X,300

X,400

0 100

0 100

Energíamáxima

Energíamínima

Dept

h, ft

Ondas de Stoneleymodeladas

µs/pie250 150

S-Se

Derrumbe

CalibradorPulgadas4 14

Tamaño dela barrena

Pulgadas4 14

∆T Stoneley

µs/pie250 150

Apertura Stoneley

Ancho de fracturaPulgadas0 0.5

Permeabilidad Stoneley

Longitud de latraza de la fractura

µs/pie10 0

Porosidad de fracturapie3/pie30.1 0

Permeabilidad de fracturamD100,000 1010

µs0 20,440

Registrode densidad

variable Stoneley

0 120 240 360

Resistiva ConductivaImagen FMI

Energíafuera

de línea

Orientación Norte-90 90Grados

Azimut deondas de

corte rápidas

2 4 6 160

Indicación deanisotropía, %

Diferencia de corte

300 µs/pie 0

Onda de corte lentabasada en ∆T

200 %

%

Anisotropía basadaen el tiempo

0

300 µs/pie 0

∆T compresional

300 µs/pie 0

∆T de las ondasde Stoneley

0

Anisotropíabasada en ∆T

200

Incertidumbreasociada con

el azimut

Esta técnica ha ayudado a minimizar los efec-tos perturbadores producidos por los mineralesresistivos que rellenan las fracturas sobre lacaracterización de las fracturas en los campos dela Cuenca de Cuu Long. No obstante, los mine -rales conductivos de las fracturas, que seencuentran fundamentalmente en las zonasmeteorizadas del tope del granito, siguen consti-tuyendo un dilema porque los generadores deimágenes de la pared del pozo basados en laresistividad no pueden distinguir entre mineralesconductivos y fluido de perforación conductivo.

En estas zonas, se presta especial atención a losdatos corroborativos; registros de pérdida de cir-culación, rastros de gas y datos de registrosobtenidos con el probador MDT o la herramientaCombinable de Resonancia Magnética CMR. Unpunto importante es que esta técnica de carac-terización de fracturas provee datos de salida dela permeabilidad, detallados y continuos en fun-ción de la profundidad, que pueden ayudar a losequipos a cargo de los activos de las compañíascon los diseños individuales de las operacionesde estimulación y terminación de pozos produc-

tores e inyectores y pueden ser reescalados paraobtener modelos de yacimientos de un campoentero.

Fracturas en las Montañas RocallosasLa producción de hidrocarburos a partir de yaci-mientos de rocas duras, de baja permeabilidad ybaja porosidad, depende de la conexión exitosaentre las redes de fracturas abiertas y el pozo.Dado que la calidad de la matriz es en generalbaja, el área de superficie expuesta al pozo a lolargo de los planos de fractura a menudo debeincrementarse para lograr los volúmenes de pro-ducción requeridos. Esto se realiza mediantetratamientos de estimulación por fracturamientohidráulico. Las fracturas naturales abiertas con-tribuyen a la producción pero también puedenocasionar problemas durante las operaciones deperforación, cementación, terminación y estimu-lación. Por lo tanto, es esencial identificar losintervalos fracturados para establecer las consi-deraciones relacionadas con las etapas decementación y estimulación.

Una combinación poderosa de imágenes de lapared del pozo de alta resolución y medicionesacústicas innovadoras, obtenidas con la plata-forma de barrido acústico Sonic Scanner, agregaelementos dinámicos al análisis detallado de frac-turas realizado con herramientas operadas concable.28 Los geocientíficos y petrofísicos de Schlumberger en la región de las Montañas Roca-llosas, EUA, utilizan datos de ondas de Stoneley yde ondas flexurales dipolares obtenidos con laherramienta Sonic Scanner y datos de imágenesFMI para identificar claramente la estratificaciónde las formaciones, los rasgos sedimentarios y lasfracturas.29 La respuesta mejorada de las ondas deStoneley de baja frecuencia—hasta 300 Hz—dela herramienta Sonic Scanner posibilita la detec-ción de fracturas de alto ángulo a verticales.Además, utilizando una técnica de atenuacióndenominada energías diferenciales normalizadas(NDE), es posible diferenciar las fracturas natu-rales de las fracturas inducidas por laperforación, aunque estén orientadas en la mismadirección—normalmente paralela a la direcciónactual del esfuerzo horizontal máximo. No obs-tante, cuando la dirección de la anisotropíarelacionada con los esfuerzos difiere sólo leve-mente de la dirección de la anisotropía inducidapor las fracturas, la nueva herramienta es capazde diferenciarlas gracias a la capacidad mejoradade resolver pequeños grados de anisotropía; 2%ahora, versus 5% con la tecnología previa.

En los intervalos naturalmente fracturados, se

14 Oilfield Review

> Caracterización de fracturas utilizando datos Sonic Scanner y FMI. El análisis de anisotropía del pozoincluye el análisis de lentitud-frecuencia (SFA) y las proyecciones de coherencia-tiempo-lentitud (STC)para las formas de onda rápida y lenta en línea. En el Carril 2, la magnitud y dirección de la anisotropíavarían con la profundidad, oscilando entre más del 16% (rojo) y menos del 2% (azul). Las zonas de altaanisotropía corresponden a zonas con fracturas visibles en la imagen FMI del Carril 7. Las diferenciasde energía fuera de línea mínima y máxima se muestran el carril de la profundidad y surgen del análisisde anisotropía de ondas de corte. Las diferencias grandes entre la lentitud de las ondas de Stoneleymedidas y la lentitud modelada para una formación impermeable elástica se observan en el Carril 3. Loscálculos de apertura de las fracturas derivadas del análisis de reflexión y atenuación Sonic Scanner delCarril 4 se comparan con las aperturas de las fracturas calculadas sobre las fracturas picadas a manodel Carril 5, a partir de la imagen FMI del Carril 7. El Carril 6 muestra el registro de Densidad Variablede Stoneley.

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Otoño de 2006 15

producen variaciones en el contenido de frecuen-cias y en la resistencia de la señal. Otra técnicade procesamiento, denominada análisis de lenti-tud-frecuencia (SFA), permite la interpretaciónde los datos de frecuencia y amplitud de las ondasflexurales dipolares y muestra la calidad de laestimación de la lentitud (inversa de la veloci-dad) de las ondas de corte, a partir del análisis dedispersión de las ondas flexurales hasta varios

pies la formación, medidos desde el pozo.En los yacimientos de Tipo 2 de las Montañas

Rocallosas, las porosidades oscilan entre 3 y 7% ylas permeabilidades de la matriz se expresan enmicrodarcies. La herramienta FMI posibilita elcálculo de la apertura de las fracturas, su porosi-dad, densidad y longitud de traza en el pozo.30 Lacombinación de métodos de caracterización defracturas independientes a partir del análisis de

Carbón de los pies de monte de Alberta

°API0 150

Rayosgamma

mm125 375

Tamaño dela barrena

Calibradormm125 375

0 90

0 120 240 360

Grados

EstratificaciónEchado verdadero

Diaclasa frontal

Grados0 90

Imagen FMI dinámicaResistiva Conductiva

Orientación Norte

Prof

undi

dad

med

ida,

m

Diaclasafrontal

Fracturaspor esfuerzode corte

X,X20

X,X21

X,X22

Diaclasa frontalDiaclasa interpuesta

Fracturas por esfuerzo de corteEstratificación

Carbón de los pies de monte

Carbón de las planicies de Alberta

°API0 150

Rayosgamma

mm 375

Tamaño dela barrena

Calibrador

mm 375

Grados0 90

EstratificaciónEchado verdadero

Diaclasa frontal

0 120 240 360Grados0 90

Prof

undi

dad

med

ida,

m

Orientación Norte

Imagen FMI dinámicaResistiva Conductiva

X,X59

X,X60

125

125

Diaclasa frontal

Diaclasainterpuesta

Carbón de las planicies

28. Arroyo Franco JL, Mercado Ortiz MA, De GS, Renlie L yWilliams S: “Imágenes de la pared del pozo y susinmediaciones,” Oilfield Review 18, no. 1 (Verano de2006): 16–35.

29. Donald A y Bratton T: “Advancements in AcousticTechnique for Evaluating Open Natural Fractures,”Transcripciones del 47o. Simposio Anual sobreAdquisición de Registros de la SPWLA, Veracruz,México, 4 al 7 de junio de 2006, artículo QQ.

30. Hornby B y Luthi S: “An Integrated Interpretation ofFracture Apertures Computed from Electrical BoreholeScans and Reflected Stoneley Waves,” en Hurst A,Griffiths C y Worthington P (eds): GeologicalApplications of Wireline Logs II (Aplicacionesgeológicas de registros adquiridos medianteherramientas operadas con cable II), Geological Society Special Publication 65. Londres: The Geological Society (1992): 185–198.

ondas de Stoneley y ondas de corte Sonic Scannercon la interpretación de las imágenes FMI mues-tra una evaluación inequívoca de las fracturasdesarrolladas en el intervalo (página anterior).Provisto de esta caracterización de las fracturasbasada en registros, el equipo a cargo de los acti-vos de la compañía puede juzgar mejor la formaóptima de cementar, terminar y estimular esteintervalo potencialmente productivo.

Los especialistas de la región de las Monta-ñas Rocallosas han desarrollado una solución determinación de pozos en rocas duras que com-bina los datos Sonic Scanner con los datos FMIpara optimizar el diseño de las fracturas hidráu-licas. La solución incorpora la caracterizaciónde fracturas naturales—incluyendo la determi-nación de la apertura, la permeabilidad y elalcance de las fracturas—y el análisis de losesfuerzos horizontales máximo y mínimo. Todaesta información se capta en el modelo mecá-nico del subsuelo, utilizado por los diseñadoresde las operaciones de estimulación para optimi-zar el diseño de la fractura hidráulica.

Yacimientos de metano en capas de carbónEs probable que no exista otro yacimiento NFRmás difícil de estimular que un yacimiento CBM,una fuente de metano no convencional pero cadavez más importante. Comenzando con su depo -sitación como turba, el carbón es una rocayacimiento única. Para ser productivos, los yaci-mientos de metano en capas de carbón requierenfracturas naturales. Las fracturas naturales verti-cales presentes en el carbón se denominandiaclasas y se forman durante el proceso de hulli-ficación. Las diaclasas sistemáticas del carbón seclasifican geométricamente, denominándose dia-clasas frontales al conjunto de fracturasprimarias, más continuas, y diaclasas interpues-tas al conjunto de fracturas secundarias menoscontinuas (izquierda).

Las fracturas presentes en el carbón también

> Ejemplos de carbones canadienses en imágenes FMI y afloramientos. La imagen FMI (extremo su pe -rior izquierdo) y una fotografía de un afloramiento representativo (extremo inferior izquierdo) del carbónde las planicies de Alberta muestran tanto las diaclasas frontales como las diaclasas interpuestas.Las fracturas por esfuerzo de corte, las diaclasas frontales y las diaclasas interpuestas se muestrantanto en la imagen FMI (extremo superior derecho) como en la fotografía del afloramiento (extremoinferior derecho) del carbón de las Planicies de Alberta. Es interesante observar que las fracturas poresfuerzo de corte normalmente degradan la permeabilidad del carbón.

Page 13: Naturally Fract Reservoirs

pueden clasificarse genéticamente. Las fracturasendógenas, o diaclasas clásicas, se crean bajotracción conforme la matriz de carbón se contraedebido a los procesos de deshidratación y des -volatilización que tienen lugar durante lahullificación. Estos conjuntos de diaclasas sonortogonales y casi siempre perpendiculares a laestratificación. Por el contrario, las fracturas exó-genas se forman debido al tectonismo, y loscampos de esfuerzos regionales dictaminan suorientación. En algunos carbones, se observanademás fracturas por esfuerzo de corte. Lasdiaclasas constituyen el mecanismo de permeabi-lidad primario virtualmente en todos losyacimientos CBM, de manera que la comprensióndel desarrollo de las diaclasas y las fracturas natu-rales en los carbones es crucial durante todas lasfacetas del desarrollo de los yacimientos CBM.

El metano se almacena en el carbón poradsorción, proceso por el cual las moléculas indi-viduales de gas son ligadas por fuerzas eléctricasdébiles a las moléculas orgánicas sólidas que

conforman el carbón. La capacidad del carbónpara almacenar metano reduce en gran medidala necesidad de contar con mecanismos conven-cionales de entrampamiento en yacimientos, loque hace que el contenido de gas del carbón—que se acrecienta a medida que aumenta lacalidad del carbón—y el grado de desarrollo dediaclasas o fracturas naturales sean las conside-raciones fundamentales a la hora de evaluar unárea para determinar el potencial de producciónde los yacimientos CBM.31

Esta capacidad de almacenamiento confierea los carbones un comportamiento único con res-pecto a la producción inicial, que se relacionacon la desorción (desorption), no con el agota-miento de la presión. Los carbones pueden con-tener agua o gas, o ambos elementos, en los sis-temas de diaclasas y fracturas naturales, ademásdel gas absorbido en la superficie interna de lamatriz del carbón. Cualquier volumen de aguapresente en el sistema de diaclasas debe ser pro-ducido para reducir la presión de yacimiento en

ese sistema, antes de poder producir volúmenessignificativos de gas. El proceso de deshidrata-ción aumenta la permeabilidad al gas en las dia-clasas y en las fracturas, y hace que el gas de lamatriz se desorba, se difunda a través de lamatriz y se desplace hacia el sistema de diacla-sas, lo que se traduce en perfiles de producciónCBM que son únicos en comparación con otrosyacimientos fracturados.

En la mayoría de los yacimientos CBM, laproducción de agua es inicialmente alta. Con-forme el agua se desplaza fuera de las diaclasasy las fracturas, la saturación y la producción degas aumentan y la producción de agua dismi-nuye. La velocidad a la que se deshidrata elyacimiento depende de diversos factores, inclu-yendo las saturaciones originales de gas y agua,la porosidad de las diaclasas, la permeabilidadrelativa y absoluta del carbón, y el espacia-miento entre pozos. Cuando la permeabilidad algas con el tiempo se estabiliza, el carbón se con-sidera deshidratado y la producción de gasalcanza su pico. A partir de este punto, tanto laproducción de agua como la producción de gasdeclinan lentamente, siendo el gas el fluido pro-ducido predominante.

En unos pocos años de desarrollo, la produc-ción de gas CBM de Alberta, en Canadá, ha sobre-pasado los 8.50 millones de m3/d [300 millonesde pies3/d]. La mayor parte de esta producciónproviene de las zonas carboníferas de HorseshoeCanyon y Mannville, y un pequeño porcentaje—menos del 1%—proviene de los carbones Ardleypresentes en la Formación Scollard del CretácicoSuperior (página anterior). No obstante, los car-

16 Oilfield Review

> Mapas que muestran la distribución de los carbones de Alberta (izquierda), el espesor del carbónArdley (extremo superior derecho) y los datos de esfuerzos publicados (extremo inferior derecho). Elmapa de la izquierda muestra el área del play carbonífero Ardley (rojo), donde el espesor del carbónArdley supera los 12 m [39.4 pies]. (El inserto del mapa de esfuerzos ha sido tomado del Proyecto deMapa Mundial de Esfuerzos, http://www-wsm.physik.uni-karlsruhe.de/pub/casmo/content_frames/stress_maps_frame.html, utilizado con autorización).

Alberta

Alberta

Calgary

Edmonton

km

miles0

0 200

200

Edmonton

km

millas0

0 100

100

Espesor del carbón Ardley0 a 6 m

6 a 12 m

>18 m

12 a 18 m

31. Anderson J, Simpson M, Basinski P, Beaton A, Boyer C,Bulat D, Ray S, Reinheimer D, Schlachter G, Colson L,Olsen T, John Z, Khan R, Low N, Ryan B y Schoderbek D:“Producción de gas natural a partir del carbón,”OilfieldReview 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 8–33.

32. Schoderbek D y Ray S: “Reservoir Characterization ofArdley Coals, Scollard Formation, Alberta: BoreholeImage Interpretation,” presentado en la Reunión Anualde la AAPG, Calgary, 16 al 19 de junio de 2005.

33. Bell JS, Price PR y McLellan PJ: “In-Situ Stress in theWestern Canada Sedimentary Basin,” en Mossop GD yShetson I (compiladores): Geological Atlas of theWestern Canada Sedimentary Basin (Atlas geológico dela cuenca sedimentaria del oeste de Canadá). Calgary:Canadian Society of Petroleum Geologists and AlbertaResearch Council (1994): 439–446.

34. Bleakly DC, Van Alstine DR y Packer DR: “CoreOrientation 1: Controlling Errors Minimizes Risk and Costin Core Orientation,” Oil and Gas Journal 83, no. 48 (2 dediciembre de 1985): 103–109.Bleakly DC, Van Alstine DR y Packer DR: “CoreOrientation 2: How to Evaluate Orientation Data, QualityControl,” Oil and Gas Journal 83, no. 49 (9 de diciembrede 1985): 46–54.Hamilton WD, Van Alstine DR y Butterworth JE: “AFracture-Orientation Comparison Between Core-Basedand Borehole-Imaging Techniques: Paleomagnetic,Electronic Multishot, and FMI,” presentado en laConvención Anual de la AAPG, San Diego, California, 19al 22 de mayo de 1996.

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Otoño de 2006 17

bones Ardley menos explotados constituyen unrecurso CBM con potencial significativo, que supe-ra el 1.13 trillón de m3/d [40 trillones de pies3].

Burlington Resources, ahora ConocoPhillips,ha investigado los carbones Ardley utilizando laherramienta FMI.32 En dos pozos, las imágenes dela pared del pozo permitieron a los geocientíficosde ConocoPhillips y Schlumberger determinar elrégimen actual de los esfuerzos a partir de lasfracturas inducidas por la perforación, que seorientan de noreste a sudoeste, en la direccióndel esfuerzo horizontal máximo. Esta dirección esconsistente con las evaluaciones previas.33 Las

imágenes FMI permitieron además conocer lanaturaleza y dirección del desarrollo de diaclasasen los carbones Ardley; las zonas de Val D’Or,Arbour, Silkstone y Mynheer (arriba). La inter-pretación de las imágenes FMI indicó que en laFormación Scollard, el carbón Silkstone poseía elpotencial productivo más importante y el carbónArbour exhibía cierto potencial.

ConocoPhillips integró la información públicay privada disponible sobre la orientación de lasdiaclasas, proveniente de minas y afloramientos.Además, los geocientíficos realizaron un examendetallado de seis núcleos convencionales no

orientados, extraídos de los carbones Ardleyentre cinco y diez años antes. Para complementarel estudio regional del desarrollo de diaclasas enel carbón Ardley, estos núcleos debieron orientar-se según la realidad, años después de su adquisi-ción. Con ese fin, ConocoPhillips utilizó una téc-nica desarrollada por Applied Paleomagnetics,denominada orientación de núcleos paleomagné-ticos, que requiere que se vuelvan a juntar losnúcleos enteros y que se desmagneticen selec -tivamente los tapones cortados de los núcleos.34

Los núcleos se orientan utilizando la magnetiza-

Carbón Val D’Ormineralizado

X52.0

X52.5

X53.0

Carbón Silkstonecon buendesarrollode diaclasas

Y12.5

Y13.0

Y13.5

Y14.0

Desarrollo dediaclasas depequeña escalaArbourX86.5

X87.0

X87.5

Carbón arcillosoMynheer

Y31.5

Y32.5

Y32.0

ºAPI0 200

Rayosgamma

mm 375125

mm 375125

mm 375125

Tamaño dela barrena

Calibrador 2

Calibrador 1

Grados0 90

Diámetrointernodel pozo

0 360

Grados0 90

EstratificaciónEchado verdadero

Grados0 90

FracturaEchado verdadero

Prof

undi

dad,

pie

s

0 120 240 360

Imagen FMI dinámicaResistiva Conductiva

Orientación Norte

Imagen FMIdinámica

Res. Cond.

OrientaciónNorte

ºAPI0 200

Rayosgamma

mm 375125

mm 375125

mm 375125

Tamaño dela barrena

Calibrador 2

Calibrador 1

Grados0 90

Diámetrointernodel pozo

0 360

Grados0 90

EstratificaciónEchado verdadero

Grados0 90

FracturaEchado verdadero

Prof

undi

dad,

pie

s

0 120 240 360

Imagen FMI dinámicaResistiva Conductiva

Orientación Norte

Imagen FMIdinámica

Res. Cond.

OrientaciónNorte

> Imágenes de los carbones Ardley. La herramienta FMI identifica con éxito el desarrollo, o la falta de desarrollo, de dia -clasas en las cuatro zonas carboníferas de Ardley. La imagen FMI estática del carbón Val D’Or aparece muy brillante (ex -tremo superior izquierdo), lo que indica un alto grado de mineralización. La imagen del carbón Arbour (extremo superiorderecho) no indica la presencia de diaclasas grandes, mientras que la imagen del carbón Silkstone (extremo inferior iz -quierdo) muestra abundantes diaclasas frontales, con rumbo predominantemente noreste a sudoeste. El carbón Mynheermuestra un predominio de interestratificaciones de lutita (extremo inferior derecho).

Page 15: Naturally Fract Reservoirs

ción secundaria de la magnetita que se encuentraen casi todas las rocas. Esta magnetización seña-la el norte geográfico actual y representa elcampo geomagnético promedio de los últimos780,000 años, que es el tiempo transcurrido desdela última inversión de la polaridad geomagnética.Una vez determinada la dirección norte en elnúcleo vuelto a juntar, se pueden orientar losresultados del análisis detallado, lo que arrojadatos de orientación comparables con los estu-dios de afloramientos y minas, y los análisis deimágenes FMI (derecha).

Todas las fuentes de datos indicaron quepodría haber un sistema abierto de diaclasasfrontales dominante de dirección noreste-sudo-este, debido a su alineación favorable con elesfuerzo horizontal máximo actual. El sistema dediaclasas interpuestas de los carbones Ardley esmucho menos persistente y se alinea en formamenos favorable con respecto a los esfuerzosactuales. La falta de diaclasas interpuestas en loscarbones Ardley contrasta con los carbonesHorseshoe Canyon y Mannville.

Los pozos horizontales perforados en sentidoperpendicular al sistema de diaclasas frontalespueden requerir el fracturamiento hidráulico deintervalos múltiples dentro de la sección hori-zontal, para estimular los carbones en formaefectiva y optimizar el potencial de producción.Una operación de estimulación más efectiva favo-rece la deshidratación de los sistemas de diacla-sas y acelera la desorción del gas. El escenario depermeabilidad desafiante también incidirá en lasconsideraciones asociadas con el diseño depozos, tales como el hecho de perforar echado(buzamiento) arriba para maximizar el drenaje.

La exploración del metano en capas de car-bón, en los carbones Ardley de la FormaciónScollard, es todavía incipiente. ConocoPhillipsplanea integrar los resultados de este estudio dediaclasas con las interpretaciones hidrogeológi-cas y estructurales para desarrollar su estrategiade exploración futura.

Red sísmica para caracterizar las fracturasLa capacidad para caracterizar los sistemas defracturas en la primera etapa del desarrollo de uncampo reduce el riesgo económico porque per-mite que los equipos a cargo de los activos de lascompañías determinen las direcciones óptimasde los pozos horizontales para maximizar la pro-ducción y la recuperación. Hasta este momento,gran parte del debate acerca de la caracteriza-ción de las fracturas se ha centrado en lainvestigación de las fracturas utilizando técnicasde resolución relativamente alta si se comparan

con los métodos sísmicos, que emplean longitu-des de ondas de hasta 100 m [328 pies] paradetectar la presencia de fracturas naturales utili-zando el análisis de anisotropía azimutal.35 Estastécnicas no detectan fallas o fracturas individua-les sino que explotan la respuesta promedio, a lolargo de un gran volumen de roca. Por ejemplo, lamedición de las diferencias de tiempo de tránsitoentre la onda de corte rápida y la onda de cortelenta, junto con la dirección de polarización dela onda de corte rápida, ayudan a inferir la in -tensidad de las fracturas y su orientación,respectivamente.36 Los métodos sísmicos decaracterización de fracturas comprenden ladeterminación de la anisotropía de la velocidad,la variación de la amplitud azimutal con el des-plazamiento y la variación del retardo normal(normal move out—NMO) con el azimut (próxima página).

Las investigaciones sísmicas de los yacimien-tos NFR incluyen aquellas investigacionesrealizadas mediante perfiles sísmicos verticales(VSP), con desplazamientos múltiples de lafuente y azimuts múltiples. Las técnicas VSP condesplazamiento sucesivo de la fuente y con des-plazamiento de fuente y herramienta, posibilitanlos análisis de anisotropía de la velocidad y varia-ción de la amplitud con el desplazamiento y el

azimut (AVOA), con resoluciones más altas quecon los métodos sísmicos de superficie y puedenser utilizadas para calibrar los resultados sísmi-cos de superficie. La integración de todos losdatos disponibles para optimizar la configuracióndel VSP ayuda a extraer información de anisotro-pía de alta calidad. Esta información puede serutilizada luego para diseñar levantamientos sís-micos de superficie 3D con el fin de cubrir áreasalejadas del control de pozos.37

A través de los años, los geofísicos observaronque las velocidades de las ondas compresionales(P) exhibían variaciones azimutales durante elprocesamiento de algunos levantamientos sísmi-cos 3D, especialmente los realizados en áreas degran esfuerzo tectónico.38 La dirección de lasondas P rápidas se alinea con la dirección delesfuerzo compresional máximo, paralela a lasfracturas naturales originadas por el esfuerzo. Eneste escenario simple, la dirección de las ondas Plentas se alinearía en sentido perpendicular alrumbo de las fracturas y el fluido que rellena lasfracturas afectaría la velocidad. Por otro lado, seobservaron y explotaron las variaciones azimuta-les de otros atributos sísmicos, tales como lasamplitudes de las reflexiones, para determinar elazimut de las fracturas.

La ventaja de examinar las variaciones de

18 Oilfield Review

> Determinación de las direcciones de las diaclasas principales en los carbones Ardley. La orien ta ciónpaleomagnética del núcleo se utilizó para complementar la base de datos de carbones Ardley deConocoPhillips. Los diagramas de rosetas que muestran los datos de rumbo de las diaclasas, deriva -dos del análisis de núcleos rotados, se muestran a la izquierda del mapa, mientras que los diagramasde rosetas a partir de la interpretación FMI se exhiben a la derecha del mapa. En general, los datossoportan un rumbo noreste a sudoeste para las diaclasas frontales.

Diaclasas del carbón Fractura de extensión naturalFractura natural por esfuerzo de corteFractura inducida de alto ánguloFractura inducida de bajo ánguloDiaclasas a partir de la herramienta FMI

Símbolos del diagrama de roseta

Pozo 6

Pozo 1Pozo 3

Pozo 4

Pozo 2

Pozo 5

diaclasas FMI

030

60

90

120

150180

210

240

270

300

330

5%

10%

15%

5% 10% 15% 20%

20%Espesor del carbón Ardley

6 a 12 m

>18 m

12 a 18 m

5

2

4

36

1

030

60

90

120

150180

210

240

270

300

330

2%

4%

6%

8%

10%

2% 4% 6% 8% 10%

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Otoño de 2006 19

amplitud consiste en que se detectan las varia-ciones azimutales locales, a diferencia de lastécnicas basadas en la velocidad que respondena los efectos acumulados de los estratos sobreya-centes.39 En consecuencia, el análisis AVOA esuna representación de un yacimiento NFR deresolución vertical más alta que la obtenida conlos métodos basados en la velocidad. La amplitudde las reflexiones, o reflectividad, depende de laspropiedades elásticas efectivas de la roca fractu-rada en la escala sísmica. Dado que tanto lavelocidad compresional (P) como la velocidad decorte (S) cambian con el azimut en un mediofracturado, la respuesta AVO será afectada porlas propiedades de las fracturas, incluyendo suazimut. Si bien el procesamiento y la interpreta-ción del análisis AVOA son relativamente simplescuando existe un solo alineamiento, en un mediode lo contrario homogéneo, las direcciones múlti-ples de las fracturas—por ejemplo cerca de lasfallas—y las fuentes de anisotropía adicionalespueden complicar significativamente el análisis.40

Otro enfoque examina la variación azimutalde la velocidad corregida por el retardo normal(NMO) de las ondas P.41 Se necesita un mínimo detres mediciones azimutales para construir unaelipse en el plano horizontal, que muestre lasvelocidades NMO en todas las direcciones azimu-tales. Si bien la mayoría de los métodos sísmicosde análisis de fracturas asumen una geometríasimple—capas horizontales y fracturas vertica-les—la técnica NMO permite cierta evaluaciónadicional donde las capas buzan y donde las frac-turas naturales pueden no ser verticales. Noobstante, esta técnica también padece de ladegradación de la resolución vertical asociadacon la velocidad.

En un estudio de un yacimiento carbonatadode un campo del sudoeste de Venezuela se com-pararon los resultados de la orientación de lasfracturas, basados en métodos sísmicos, con lasorientaciones de las fracturas derivadas de imá-

genes FMI.42 En el estudio se utilizaron diferen-tes tipos de datos sísmicos, incluyendo datos deondas P y S 2D, de tres componentes (3C), ydatos de ondas P 3D. Se observó que la mayoríade los resultados del análisis de rotación de losdatos 3C-2D, de ondas convertidas, y los resulta-dos de los análisis AVOA y NMO de los datos de

ondas P 2D y 3D determinaron la direccióngeneral del esfuerzo horizontal máximo regional.No obstante, los resultados variaron entre losdiferentes métodos debido a variaciones estruc-turales locales. Con los datos de ondas P 3D, latécnica AVOA pareció más robusta que el análi-sis NMO. Según el estudio de Venezuela, existían

Velo

cida

d

Norte Sur

Este Oeste

Azimut

NESO

Onda de corte

lenta, OE

Onda de corterápida, NS

Rápida

Rápida N

S

LentaE

O

Rápida NS

Fracturasnaturales

Fracturasnaturales

Cable receptorde fondomarino

Lenta

LentaE

O

> Métodos sísmicos de anisotropía azimutal. Los diagramas muestran los métodos de adquisición sísmicaterrestre y marina, utilizados para detectar la anisotropía inducida por las fracturas. El diagrama defracturas (extremo superior izquierdo) muestra las fracturas verticales con rumbo norte-sur en el ejemplo,que producen la separación de las ondas de corte que ayuda a determinar la dirección de las ondasde corte rápidas (vectores de polarización rojos de dirección norte-sur) y la dirección de las ondas decorte lentas (vectores de polarización azules de dirección este-oeste). La sinusoide muestra cómopuede determinarse la anisotropía a partir de las variaciones de la velocidad compresional y de lavelocidad de corte con el azimut (extremo superior derecho). El diagrama sísmico terrestre (extremoinferior izquierdo) muestra los rayos para las colecciones de trazas de punto medio común, desde dosdirecciones fuente-receptor. El diagrama sísmico del fondo marino (extremo inferior derecho) de mues tralos efectos de la anisotropía sísmica, a través de dos rayos: un rayo rápido que se dirige hacia el sur,desde una posición de fuente situada al norte del cable receptor de fondo marino; y un rayo lento quese dirige hacia el oeste, desde una posición de fuente situada al este, por encima del cable receptorde fondo marino. En los levantamientos 3D, se interrogan todas las direcciones azimutales.

35. Barkved O, Bartman B, Compani B, Gaiser J, Van Dok R,Kristiansen P, Probert T y Thompson M: “Las diversasfacetas de los datos sísmicos de componentes múltiples,”Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 46–61.Caldwell J, Christie P, Engelmark F, McHugo S, ÖzdemirH, Kristiansen P y MacLeod M: “Shear Waves ShineBrightly,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999):2–15.

36. La intensidad de fractura es una descripción cualitativadel grado de fracturamiento natural, que normalmenteproviene de los atributos de tiempo de tránsito sísmico.

37. Peralta S, Barrientos C y Arroyo JL: “The SpecializedUse of the VSP to Define Fracture Orientation and toHelp in a Multicomponent Survey Design,”Transcripciones del 47o Simposio Anual sobreAdquisición de Registros de la SPWLA, Veracruz,México, 4 al 7 de junio de 2006, artículo SS. Leaney WS, Sayers CM y Miller DE: “Analysis ofMultiazimuthal VSP Data for Anisotropy and AVO,”Geophysics 64, no. 4 (Julio-Agosto de 1999): 1172–1180.

38. Corrigan D, Withers R, Darnall J y Skopinski T: “FractureMapping from Azimuthal Velocity Analysis Using 3DSurface Seismic Data,” Resúmenes Expandidos,Exposición Internacional y 66a. Reunión Anual de la SEG,Denver (10 al 15 de noviembre de 1996): 1834–1837.

39. Hall SA y Kendall JM: “Constraining the Interpretation ofAVOA for Fracture Characterization,” en Ikelle L y GangiA (eds): Anisotropy 2000: Fractures, Converted Wavesand Case Studies. Tulsa: The Society of ExplorationGeophysicists (2000): 107–144.

40. Sayers CM: “Misalignment of the Orientation ofFractures and the Principal Axes for P and S Waves inRocks Containing Non-Orthogonal Fracture Sets,”Geophysical Journal International 133, no. 2 (Mayo de1998):459–466.Sayers CM y Dean S: “Azimuth-Dependent AVO inReservoirs Containing Non-Orthogonal Fracture Sets,”Geophysical Prospecting 49, no.1 (Enero de 2001):101–106.

Williams M y Jenner E: “Interpreting Seismic Data in thePresence of Azimuthal Anisotropy; or AzimuthalAnisotropy in the Presence of the Seismic Interpretation,”The Leading Edge 21, no. 8 (Agosto de 2002): 771–774.

41. Grechka V y Tsvankin I: “3-D Description of NormalMoveout in Anisotropic Inhomogeneous Media,”Geophysics 63, no. 3 (Mayo a junio de 1998): 1079–1092. Para obtener más información sobre la aplicación de lacorrección de retardo normal (normal move out—NMO),consulte: http://www.searchanddiscovery.com/documents/geophysical/liner/images/liner.pdf (Seaccedió el 7 de mayor de 2006).

42. Perez MA, Grechka V y Michelena RJ: “FractureDetection in a Carbonate Reservoir Using a Variety ofSeismic Methods,” Geophysics 64, no. 4 (Julio a agostode 1999): 1266–1276.

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ZX

Y

ventajas cuantificables con respecto a la adqui-sición de datos 3C terrestres, incluyendo lacapacidad para estimar la orientación de lasfracturas y su densidad, o su intensidad.

La adquisición de datos sísmicos de compo-nentes múltiples en un ambiente marinorequiere equipos sofisticados de adquisición dedatos sísmicos de fondo marino de cuatro com-ponentes (4C).43 Los estudios sísmicos marinoshan resultado exitosos en lo que respecta a laidentificación de la dirección y magnitud de laanisotropía, en el horizonte objetivo específico, através de la eliminación efectiva de la influenciade los estratos de sobrecarga en un método deeliminación de capas (layer-stripping).44

Los métodos sísmicos pasivos que detectan larespuesta del yacimiento a las operaciones deproducción o inyección pueden considerarsecomo técnicas dinámicas de caracterización defracturas y fallas. Las fracturas y fallas naturalesemiten eventos microsísmicos—en su mayorparte debidos a reajustes por esfuerzos decorte—en respuesta a cambios producidos en elesfuerzo efectivo, luego de las operaciones deproducción e inyección, y especialmente durantelas operaciones de estimulación por fractura-miento hidráulico.45 Los sensores sísmicossensibles posicionados en los pozos cercanos

detectan estas mediciones acústicas, que en estemétodo sirven como fuente sísmica (izquierda).Los métodos especiales de procesamiento esti-man las localizaciones de los eventos,produciendo un registro continuo en función deltiempo de la actividad inducida por las operacio-nes de producción o inyección. Los métodossísmicos representan métodos de detección ycaracterización de fracturas de escala interme-dia a grande y, en consecuencia, poseenimplicaciones con respecto a los esfuerzos paramodelar el volumen de estos yacimientos com-plejos entre pozos.

Independientemente de la técnica, la infor-mación cultivada a partir de los datos sísmicoscontribuye al modelado de yacimientos que guíala planeación de los proyectos de recuperaciónprimaria y secundaria. No obstante, en muchoscampos petroleros, los pozos de los que se puedeextraer información detallada sobre las fractu-ras son demasiado pocos y están demasiadoespaciados como para poblar el volumen delmodelo. Los geólogos recolectan datos de fracturasdetallados—orientación y posiblemente espa -ciamiento—a partir de afloramientos análogos.No obstante, este proceso raramente capta una

20 Oilfield Review

Pozo de observación

Fracturasnaturales

Pozo de produccióno inyección

Pozo de produccióno inyección

> Utilización de datos 3D con tecnología de detección de luz y distancia (LIDAR) paramapear los conjuntos de fracturas principales. La fotografía digital se mapea en formafotorrealista sobre una superficie obtenida a partir de los datos LIDAR (extremo superior).Los patrones de fracturamiento principales se ponen de manifiesto tanto a partir delanálisis de imágenes (centro) como del análisis vectorial. La componente Y del vectornormal de superficie (extremo inferior) muestra rasgos verticales que correspondenen su mayoría a fracturas. La altura del frente del afloramiento vertical oscila entre 6.1 y 7.6 m [20 y 25 pies], aproximadamente.

> Rastreo de emisiones acústicas inducidas por la producción o la inyec ciónde fluidos. La producción proveniente de las rocas del subsuelo o la inyecciónde fluidos en esas rocas modifica el esfuerzo neto presente en las fracturasy fallas, induciendo pequeños eventos de corte que emiten señales acústicas(estrellas rojas). Estas emisiones pueden ser registradas en los pozos deobservación cercanos que contienen equipos de registración sísmica sensi -bles de componentes múltiples. El procesamiento de localización especialcrea un registro de los eventos en el espacio y el tiempo. Estas emisionesacústicas se localizan en el espacio 3D y ayudan a identificar las direc cio -nes de las fracturas y de las fallas.

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descripción general de la red de fracturas confines de modelado y a veces sobrestima la inten-sidad de las fracturas.

Los geocientíficos de Hydro y Schlumbergeren Noruega han desarrollado una forma de cap-tar la información cuantitativa detalladanecesaria para construir los modelos NFR a par-tir de afloramientos análogos. Este métodoutiliza una combinación de fotografía óptica dealta resolución, tecnologías de radares y una téc-nica automática de extracción de superficie, que

ahora se emplea ampliamente para mapear fallasen conjuntos de datos sísmicos 3D.46 Los especia-listas de Hydro y Schlumberger comprobaronesta nueva técnica utilizando un afloramientoanálogo NFR bien estudiado, situado en las Mon-tañas Guadalupe de Nuevo México, EUA.

Durante varios años, Hydro, junto con la Uni-versidad de Texas en Dallas, utilizó modelosfotorrealistas 3D detallados para el mapeo dealta resolución de afloramientos análogos.47 Losmodelos fotorrealistas se obtienen a partir del

mapeo de fotografías 2D de alta resolución, enbarridos de afloramientos 3D, utilizando latecnología de detección de luz y distancia(LIDAR).48 El equipo LIDAR transmite luzláser—radiación electromagnética visible—aun objetivo y recibe la señal reflejada para elanálisis destinado a determinar ciertas propie-dades del objetivo. El tipo más común de datosLIDAR se utiliza para telemetría precisa—conprecisión de 2 mm [0.08 pulgadas]—y la intensi-dad de la radiación de retorno puede ayudar adefinir otras características del objetivo.

La digitalización de suficiente detalle de laarquitectura sedimentaria a partir de modelosfotorrealistas para la construcción de modelos deyacimientos es un proceso directo. No obstante,la digitalización manual y el análisis de las frac-turas a partir de estos conjuntos de datos sonprocesos poco prácticos, porque comúnmenteexisten varios cientos de miles a millones defracturas. El nuevo procedimiento automatizadode mapeo de afloramientos está organizado parasacar provecho de la información direccional 3D,inherente a los datos LIDAR, y combinarla con lainformación detallada de los datos de imágenes2D de alta resolución.

Para ello, primero se analizan los datosLIDAR y los datos fotográficos por separado.Dado que los afloramientos naturalmente semeteorizan a lo largo de las fracturas, los planosde falla y la estratificación, los conjuntos de frac-turas principales y los límites de capas se captanmediante el análisis vectorial de los datos LIDAR(página anterior, abajo). Las orientaciones de lassuperficies objetivo se describen utilizando lastres componentes direccionales del vector nor-mal. La intensidad de la radiación se corrigeluego tanto por la distancia existente hasta eldispositivo LIDAR como por el ángulo de lasuperficie del afloramiento. Se crea una grilla demodelo LIDAR 3D, que se puebla con los datosdireccionales y los datos de intensidad. Los datosde intensidad y de componentes direccionalesLIDAR corregidos se pueden separar luego enrangos de valores para el mapeo y análisis.

Si bien los datos LIDAR son bien detallados,las fotografías contienen un nivel de informaciónaún más alto (arriba, a la izquierda). No obstante,para lograr una interpretación estructural auto-

> Utilización de los componentes de un modelo fotorrealista, una fotografía y un programa decomputación innovador para mapear la estratificación, las fracturas y las fallas. Se procesa unafotografía digital de alta resolución de un afloramiento análogo en las Montañas Guadalupe(ex tremo superior). El programa detecta y mejora las discontinuidades que aparecen en lafotografía (centro). La codificación en blanco indica un alto nivel de discontinuidad y la codifi -cación en negro representa un bajo nivel de discontinuidad. Se mapean tanto la estratificación(verde) como los frentes de las fracturas (rojo) (extremo inferior). La altura del frente delafloramiento vertical oscila entre 6.1 y 7.6 m [20 y 25 pies].

43. Los datos sísmicos marinos 4C se adquierenhabitualmente utilizando tres geófonos orientados ensentido ortogonal y un hidrófono instalado en un sensorde fondo oceánico. Siempre que el sistema esté encontacto con el fondo marino, los geófonos 3C miden lasondas de corte. El hidrófono mide las ondascompresionales.

44. Gaiser J, Loinger E, Lynn H y Vetri L: “BirefringenceAnalysis at the Emilio Field for FractureCharacterization,” First Break 20, no. 8 (Agosto de2002):505–514.

45. Bennet L, La Calvez J, Sarver DR, Tanner K, Birk WS,Water G, Drew J, Michaud G, Primiero P, Eisner L, JonesR, Leslie D Williams MJ, Govenlock J, Klem RC y TezukaK: “La fuente para la caracterización de fracturashidráulicas,” Oilfield Review 17, no. 4 (Invierno de2005/2006): 46–61.

46. Pedersen SI, Randen T, Sønneland L y Steen Ø:“Automatic 3D Fault Interpretation by Artificial Ants,”artículo Z-99, presentado en la 64a. Conferencia yExhibición de la EAGE, Florencia, Italia, 27 al 30 de mayode 2002.

47. http://www.aapg.org/explorer/2004/06jun/lasers.cfm (Se accedió el 3 de julio de 2006).

48. Para obtener más información sobre modelosfotorrealistas, consulte: http://www.utdallas.edu/~aiken/LASERCLASS/TSPSphotoFINAL.pdf (Se accedióel 30 de junio de 2006).

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matizada de los datos fotográficos, se debe filtrarla imagen digital por la presencia de ruido; cual-quier evento en la imagen que no representeparte de la exposición de la roca, tal como vegeta-ción o derrubio.

A continuación, se selecciona un atributo ouna combinación de atributos y el proceso deInterpretación Estructural Automatizada, adap-tado a partir de lo que ahora se utiliza en elprograma de computación Petrel, puede comen-zar a mejorar las superficies. El proceso utilizauna adaptación de la técnica desarrollada para lainterpretación de fallas en los volúmenes sísmi-cos 3D. Al principio, una falla o una fracturapuede aparecer solamente como una tendenciadentro de los datos, pero a medida que se mejo-ran las características de la relación señal-ruido alo largo de las superficies, los “agentes” mapeanun plano más definido, utilizando los principiosde la “inteligencia de enjambres” (arriba). Ungran número de agentes de proceso se desplieganen el volumen de datos, tomando decisiones basa-das en el comportamiento precodificado. Al igualque las hormigas, los agentes atraviesan las dis-tintas superficies emitiendo una “feromonaelectrónica” a lo largo del camino, a partir de lacual se obtiene y almacena una estimación de laorientación de la superficie; en este caso, sepican las fracturas y la estratificación. El resul-tado es un mapa 2D de rasgos de afloramientoslineales—en su mayor parte fracturas y estratifi-cación—pero con una resolución mayor que laextraída de los datos LIDAR.

Una vez realizado el innovador procesamientoen las fotografías digitales de alta resolución y enlos datos LIDAR, se recombinan los resultadoscon el fin de conformar el modelo fotorrealista3D para la verificación manual y el análisis. Enesta etapa, los mapas 2D obtenidos de las fotosse transforman en datos 3D, conforme se proyec-tan en el modelo de afloramiento fotorrealista,

como una serie de planos y atributos. Los resul-tados del análisis fotográfico y LIDAR sondesplegados como atributos en una ventana deedición y luego son comparados por el intérpretecon el modelo fotorrealista, para el control decalidad.

Luego de la edición de los datos, el geólogoestructural puede iniciar el proceso de interpre-tación cuantitativa de las fracturas. Dado que laestratificación se mapea automáticamente comoparte del proceso, el intérprete puede realizar elanálisis cuantitativo del alcance, densidad yorientación de las fracturas, capa por capa, esta-bleciendo así una estratigrafía mecánica. Losplanos de rotura analizados y su relación con laestratificación y las fallas pueden ser utilizadosluego como base para modelos de redes de frac-turas discretas. Tales modelos pueden seranalizados en términos de volúmenes de fractu-ras representativos y heterogeneidad del flujorelacionada con los sistemas de fracturas.

Modelado de los efectos de las fracturasEs probable que no existan otras tareas de simu-lación tan desafiantes, en los campos depetróleo y gas actuales, como la construcción demodelos NFR válidos para simular el flujo defluidos de yacimiento con un grado de certezarazonable. Los desafíos cubren disciplinas yescalas múltiples y siempre deben ser encaradoscon información limitada. El objetivo fundamen-tal de la simulación de yacimientos es estimar ypronosticar la distribución y el flujo de fluidosen el yacimiento, en respuesta a los procesos deproducción o inyección. Las fracturas naturalesdificultan considerablemente la consecución deeste objetivo.

Algunos especialistas simplifican los desafíosque plantea la simulación del flujo de fluidos delos yacimientos NFR, mediante una división entres categorías. Primero, un modelo debe resol-

ver las trayectorias de los fluidos mediante ladeterminación de la conectividad de las fractu-ras. La conectividad depende de la longitud,orientación e intensidad de las fracturas, que seobtienen de los datos del subsuelo y de aflora-mientos análogos. En segundo lugar, es esencialel conocimiento de las permeabilidades de lossistemas de fracturas, la variación de la permea-bilidad a través del campo, y la interacción entrelas fracturas y la matriz. En tercer lugar, sedeben captar la presión del fluido, o presióncapilar, y las permeabilidades relativas presen-tes en el yacimiento. Además, es necesaria unabuena comprensión del régimen de esfuerzoslocales para lograr una simulación NFR creíble.Esta información proviene de una diversidad defuentes—incluyendo las mediciones obtenidasde los registros, el análisis de ovalización porruptura de la pared del pozo y las pruebas depérdida de fluido—y se utiliza en los modelosmecánicos del subsuelo.49

La complejidad de los yacimientos NFRrepresenta un desafío real en las operaciones desimulación de yacimientos. Los modelos geológi-camente más realistas son modelos de redes defracturas discretas (DFN). En estos modelos,cada fractura es representada como un plano enel yacimiento, con propiedades conexas, talescomo apertura y permeabilidad. Los modelosDFN representan la complejidad geométrica delos yacimientos fracturados con un alto grado dedetalle. El flujo de fluidos puede ser simulado através de los modelos DFN, utilizando métodosde elementos finitos, y los efectos del flujomatricial también pueden ser incorporados.

La creación de un modelo verosímil, sinembargo, impone grandes exigencias sobre losgeocientíficos y el sistema de fracturas debe serparametrizado en todo su detalle. Este modelo seconstruye habitualmente a partir de pozos cerca-nos con datos de alta calidad; por ejemplo, datos

22 Oilfield Review

> Delineación automática de fracturas y fallas. Se selecciona uno o varios atributos para la generación del Cubo B a partir del Cubo sísmico A. Se acondicionael Cubo B mediante el módulo de Interpretación Estructural Automatizada del programa Petrel, utilizando la “inteligencia de aglomeraciones,” que mejoralos rasgos de las fracturas y las fallas para producir el Cubo C resultante. Las superficies de las fallas se extraen luego como objetos separados, como semuestra en el Cubo D. Estas superficies se pueden incorporar posteriormente en los modelos geológicos.

A B C D

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Otoño de 2006 23

de imágenes de la pared del pozo, análisis denúcleos y datos de presiones transitorias, y luegose expande a la región que se extiende entre lospozos utilizando técnicas geoestadísticas. Losmodelos DFN también pueden ser guiados porlos resultados de la caracterización de fracturasen base a la anisotropía sísmica y los datos deproducción.50 Los datos de pozos y los datos sís-

micos en general no son suficientes como paraproveer información sobre el alcance y conecti-vidad de las fracturas, por lo que losafloramientos análogos se convierten en fuentesde información cruciales.

Hoy en día, la generación de modelos DFNsigue presentando limitaciones. Los modelosDFN son intensivos desde el punto de vista com-putacional, por lo que de esta manera no esposible modelar todas las fracturas presentes enun yacimiento. Si bien un modelo DFN podríautilizarse para un ajuste histórico individual depruebas de pozos, los modelos DFN que seencuentran en el mercado sólo tratan el flujomonofásico y, por ende, no pueden modelar losmecanismos de recuperación secundaria.51 Esposible representar geométricamente sólo lasfracturas más grandes en los modelos celulares,mientras que las fracturas más pequeñas tienenque ser representadas como propiedades de célu-

las modificadas. No obstante, la física del flujoentre las fracturas y la matriz en los modelos celu-lares puede representarse utilizando el método dediferencias finitas y empleando técnicas de porosi-dad dual y porosidad dual/permeabilidad dual.

Es difícil proveer un enlace entre la visuali-zación de un yacimiento fracturado que poseeun geólogo y una representación celular. Unmétodo para encarar este problema consiste encrear modelos DFN en pequeña escala, querepresenten los detalles del fracturamiento, yreescalarlos en bloques de cuadrículas celularesutilizando métodos estáticos o bien dinámicos.Por ejemplo, se mapeó un sistema de grietas apartir de una fotografía de un afloramiento decampo tomada con un helicóptero (arriba). Lasgrietas se picaron en la fotografía utilizando loque es ahora la técnica de InterpretaciónEstructural Automatizada Petrel. Los resultadosse utilizaron para construir un modelo DFN, cap-

10 m

Length-weighted orientationof 1,669 fractures

1009080706050403020100

Perm

eabi

lidad

(Kx),

mD

10

2.5

7.5

12.5

17.5

22.5

27.5

32.5

37.5

42.5

47.5

52.5

9876543

Permeabilidad (Kx), mD

Permeabilidad, dirección X

210

Frec

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ia, n

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blo

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3

2

1

0.01

700.

0174

0.01

780.

0182

0.01

860.

0190

0.01

940.

0198

0.02

020.

0206

0.02

100.

0214

0.02

18

Porosidad de fractura, %

Porosidad de fractura

0Fr

ecue

ncia

, núm

ero

de b

loqu

es

Y (N)

X (E)Z

> Ejemplo de un patrón de fracturamiento generado en forma automática, a partir de un afloramientoen un área de 50 m por 50 m [164 pies por 164 pies] (extremo superior izquierdo), incorporado en unmodelo de redes de fracturas discretas (DFN). A las fracturas se les asignó una apertura constante, yla permeabilidad se reescaló utilizando un algoritmo de cálculo de la presión. La permeabilidadreescalada en la dirección X, Bloque Kxx, se escala de acuerdo con la barra de colores (izquierda).Los histogramas (extremo inferior) muestran el Bloque Kxx y la porosidad de fractura para cada célulade 10 m por 10 m [32.8 pies por 32.8 pies]. El diagrama de roseta (extremo superior derecho) muestrala orientación de 1,669 fracturas, interpretadas por lo que ahora es el proceso de InterpretaciónEstructural Automatizada Petrel.

49. Ali AHA, Brown T, Delgado R, Lee D, Plumb D, Smirnov N,Marsden R, Prado-Velarde E, Ramsey L, Spooner D,Stone T y Stouffer T: “Observación del cambio de lasrocas: modelado mecánico del subsuelo,” OilfieldReview 15, no. 2 (Otoño de 2003): 22-41.

50. Will R, Archer R y Dershowitz B: “Integration of SeismicAnisotropy and Reservoir-Performance Data forCharacterization of Naturally Fractured Reservoirs UsingDiscrete-Feature-Network Models,” artículo de la SPE84412, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de2003.

51. Rawnsley K y Wei L: “Evaluation of a New Method toBuild Geological Models of Fractured ReservoirsCalibrated to Production Data,” Petroleum Geoscience 7,no. 1 (Febrero de 2001): 23–33.

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tando toda la complejidad de la red. Con unaapertura asumida, se determinaron las permea-bilidades reescaladas en tres direccionesdiferentes utilizando un algoritmo de cálculo dela presión y luego se ingresaron en un modelo desimulación celular.52

La simulación de flujo en los modelos celula-res se realiza de dos maneras: simulación pordiferencias finitas y simulación de líneas deflujo.53 Los simuladores por diferencias finitasofrecen habitualmente una amplia gama de fun-cionalidades y son preferibles en entornos deproyectos maduros de largo plazo. Además, lossimuladores por diferencias finitas han resultadomás adecuados para simular el flujo de fluidos nodominado por las heterogeneidades del yaci-miento en modelos con menos incertidumbres.Los simuladores de líneas de flujo, tales como elmódulo ECLIPSE FrontSim trifásico, son mejorespara acceder al comportamiento dinámico delyacimiento en modelos grandes con múltiplesmillones de células. Los simuladores de líneas deflujo son más rápidos de correr y permiten a losequipos a cargo de los activos de las compañíasvalidar rápidamente los modelos de yacimientosreescalados con datos dinámicos (derecha).

Provistos con simuladores de flujo adecua-dos, estos equipos ahora pueden examinar laconectividad a lo largo del yacimiento y conside-rar estrategias para maximizar la recuperaciónde hidrocarburos. Conforme se ingresan másdatos en el modelo, es posible ajustar cada por-ción del mismo. Esto puede implicar elmejoramiento de los modelos estructurales y losmodelos mecánicos del subsuelo, de los modelosde matrices y fracturas, y de los modelos deintercambio matriz-fractura (próxima página).

Habitualmente, los modelos se prueban y secalibran utilizando datos históricos de presión yproducción—ajuste histórico—y deben seractualizados y ajustados con nueva información.La capacidad de los equipos a cargo de los acti-vos de las compañías para actualizarrápidamente los modelos de yacimientos ycorrer simulaciones múltiples ha sido mejorada,y continúa mejorando, con la disponibilidad demayor capacidad computacional.

Avances en términos de fracturas

Algunos de los yacimientos de hidrocarburosmás grandes del mundo corresponden a yaci-mientos carbonatados naturalmente fracturadosde Medio Oriente, México y Kazajstán.54 Enmuchos casos, estos yacimientos poseen tres sis-temas de porosidad: porosidad de fractura,porosidad de matriz y porosidad vacuolar—tanto conectadas como aisladas—e implican unflujo de fluido multifásico, lo que se suma a lascomplejidades del modelado. Los desafíos queenfrentan los operadores de estos campos sonintimidatorios. La declinación de la productivi-dad de hidrocarburos, el incremento de laproducción de agua y los volúmenes significati-vos de petróleo sin barrer son los motivos depreocupación más obvios. El examen más deta-llado ha revelado la presencia de dificultadesinherentes al modelado de yacimientos hetero-géneos, de porosidad dual y triple, con flujo defluido multifásico. En estos casos, resultó útildesarrollar relaciones especiales para las per-meabilidades relativas y la presión capilar, quetienen en cuenta las complejidades.55

El 25 de marzo de 2006, Schlumberger, en

24 Oilfield Review

> Simulación de líneas de flujo. Los simuladores de líneas de flujo, tales comoel programa ECLIPSE FrontSim, permiten a los ingenieros de yacimientos y alos geocientíficos simular en forma rápida el flujo de fluidos en los yaci mien -tos heterogéneos. Estos simuladores resultan particularmente útiles a la horade simular los efectos de las fracturas u otros conductos de alta permea bili -dad sobre los proyectos de inyección de agua para recuperación secundaria.En este ejemplo, las líneas de flujo y las capas prospectivas se codifican encolor, de acuerdo con la saturación de agua, Sw.

G03

G05

G11G09

G04 G14G12

G13

G01 34-5

G07

G06G02

1.0

0.1

Sw

52. Un algoritmo de cálculo de la presión es unaherramienta del software de modelado que posibilita elcálculo de la presión en todos los puntos de un modelo.

53. Afilaka JO, Bahamaish J, Bowen G, Bratvedt K, HolmesJA, Miller T, Fjerstad P, Grinestaff G, Jalali Y, Lucas C,Jiménez Z, Lolomari T, May E y Randall E: “Mejoramientode los yacimientos virtuales,” Oilfield Review 13, no. 1(Verano de 2001): 26–47.

54. Ahr WM, Allen D, Boyd A, Bachman HN, Smithson T,Clerke EA, Gzara KBM, Hassall JK, Murty CRK, Zubari Hy Ramamoorthy R: “Confrontando el intrincado tema delos carbonatos,” Oilfield Review 17, no. 1 (Verano de2005): 20–33.Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi AH, Allen D, HerronM, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya RD,Logan D, Stief D, Netherwood R, Russell SD y Saxena K:“Evaluación de yacimientos carbonatados,” OilfieldReview 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–43.

55. Kossack CA y Gurpinar O: “A Methodology forSimulation of Vuggy and Fractured Reservoirs,” artículoSPE 66366, presentado en el Simposio sobre Simulaciónde Yacimientos de la SPE, Houston, 11 al 14 de febrerode 2001.Gurpinar O, Kalbus J y List DF: “Numerical Modeling of aLarge, Naturally Fractured Oil Complex,” artículo de laSPE 59061, presentado en la Conferencia y ExhibiciónInternacional del Petróleo de la SPE, Villahermosa,México, 1° al 3 de febrero de 2000.Gurpinar O, Kalbus J y List DF: “Numerical Modeling of a Triple Porosity Reservoir,” artículo de la SPE 57277,presentado en la Conferencia sobre RecuperaciónMejorada del Petróleo de la sección del PacíficoAsiático de la SPE, Kuala Lumpur, 25 al 26 de octubre de 1999.

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Otoño de 2006 25

una alianza con la Universidad de Petróleo yMinerales King Fahd, inauguró oficialmente elCentro para la Investigación de Carbonatos(SDCR) de Dhahran para abocarse a proyectosde colaboración centrados en los yacimientoscarbonatados, que en su mayoría son NFR. Loscientíficos de este centro de investigación deúltima generación se dedicarán fundamental-mente al desarrollo de tecnologías que puedanenfrentar los desafíos de explotar estos yaci-

mientos complejos, incluyendo la investigaciónrelacionada con tecnologías sísmicas terrestres,geología, física de rocas y dinámica de fluidos.

En el pasado, los datos estáticos y dinámicosdisponibles dictaminaron la tendencia de losequipos a cargo de los activos de las compañíascon respecto a la caracterización, modelado ysimulación de los yacimientos NFR. Hoy en día,una mejor comprensión de las complejidades delos yacimientos NFR, el mejoramiento de las

mediciones y de las técnicas de interpretación enuna gama de escalas más amplia, las capa cidadesde modelado más rápidas y sustancialmentemejoradas, y las nuevas e interesantes tareas deinvestigación harán que el avance de la indus-tria en materia de yacimientos fracturados seanatural. —MGG

> Modelado de yacimientos naturalmente fracturados. Un ejemplo de un flujo de trabajo describe los elementos principales involucrados en el modeladoNFR durante las fases de puesta en marcha del proyecto (fondo verde), creación del modelo (fondo amarillo) y ajuste del modelo (fondo azul). Los númerosdel extremo inferior indican dónde debería tener lugar el ajuste del modelo, en orden de preferencia.

Evaluación deingeniería

Evaluacióngeológica

Indicadoresde fracturas

Propiedades derivadasde los registros

Datos de yacimientos ydatos dinámicos parael modelado de flujo

Modelado NFR

Recolección,verificación y

validaciónde datos

•Presión•Producción•Análisis de inyección•Resúmenes de pozos•Análisis de tratamiento de presión•Permeabilidad del yacimiento•Presión capilar (Pc)•Modelos de un solo pozo

Objetivosdel proyectoEstadodel campoEstado delos datosTiempo/$$del proyecto

•Localización de pozos•Identificador único•Levantamiento direccional •Terminación de pozos •Producción•Instalaciones de pozos•Presión•Prueba de pozo•PVT•Análisis de núcleos•Permeabilidad relativa•Registros•Registros de imágenes•Registros de inclinación•Sedimentología•Datos sísmicos•Navegación sísmica•Control de velocidad•Registros de perforación•Informes•Estudios previos

•Núcleos•Sedimentología•Modelo de facies•Estratigrafía•Correlaciones•Datos sintéticos•Interpretación sísmica•Fallas y horizontes•Modelado estructural•Interpretación del registro de inclinación•Evaluación petrofísica

•Ambiente estructural regional•Marco estructural•Curvatura•Litología•Episodios de perforación•Pruebas de pozos•Comporta- miento de la producción•Registros de imágenes•Registros sónicos

Petrofísica total y matricial

PVT, producción, presión,terminación de pozos,inyección, base de datos de pruebas, kr, Pc, objetivosde predicción

Influencia de la estratificacióndel modeloInfluencia de la cuadrículadel modelo

Modelode fallas

Marcoestructural

Intensidad/Dirección

de fractura

Índice defracturamiento

Cuadrículade simulación

de flujo

Modelo defracturasdiscretas

VerificaciónDFN

Distribución depropiedades

3D

Modelo demanejo de

yacimientos

Modelo deyacimientopredictivo

Reproducircomportamiento

histórico

Kr , Pc

Trifásico

Bifásico

Modelode flujo

Revisión deconectividad

Simulador delíneas de flujo

No

Sistemadual

Modelode

fracturas

Modelode matriz

1234

Multifásico