Yacimiento naturalmente fracturado (parte II)

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Geometría de los Yacimientos Naturalmente Fracturados

En los yacimientos matriciales la porosidad de fractura no esta interconectada ni suficientemente bien definida como para desplazar fluidos de manera importante. Frecuentemente los yacimientos naturalmente fracturados presentan una matriz de muy baja permeabilidad pero con una porosidad suficiente para acumular grandes reservas de hidrocarburos. No obstante en algunos yacimientos fracturados la acumulación de los fluidos tiene lugar únicamente en la fractura ya que la matriz presenta valores de porosidad mínimos.

Representación por Warren y Root, Consideraciones:
-Los bloques e la matriz son homogéneos e idénticos.
-Los bloques tienen forma de paralelepípedo rectangular con caras que corresponden fracturas planas ortogonales.
-Los bloques de matriz están divididos en tres clases, de acuerdo a las dimensiones del paralelepípedo:
a) Bloques cúbicos de matriz: las tres dimensiones tienen el mismo orden de magnitud
b) Bloques de matriz de láminas paralelas: uno de los lados es mucho más largo que los otros dos.
c) Bloques de matriz en forma de tablilla: uno de los lados es mucho mas corto que los otros dos.

Comportamiento de Producción de los Yacimientos Naturalmente Fracturados

Ø Ausencia de la zona de transición: Característica clave de los yacimientos matriciales gracias a la presencia de presiones capilares, ocurre una distribución de saturación de fluidos a lo largo de la zona de transición. En los casos donde la matriz es de muy baja permeabilidad o nula, de manera tal, que los efectos de la presión capilar no ocurren en la zona ínter granular, todo esto debido a que en los espacios abiertos de las redes de fracturas la presión capilar es casi nula por las dimensiones del espacio poroso (a mayor volumen de fractura menor es la presión capilar).
Ø Propiedades PVT: en el transcurso del tiempo geológico el proceso de convección llega a promover la uniformidad de la composición del hidrocarburo a lo largo del yacimiento, manteniéndose constante tanto la presión de burbujeo como el resto de las propiedades PVT, sin importar cual sea la profundidad a la que se este tomando.
Ø Relación entre la caída de presión alrededor de los pozos productores y la taza: en un yacimiento fracturado la caída de la presión en las cercanías de los pozos productores es pequeña:
o El flujo de fluidos ocurre solo a través de la red de fracturas, debido a que los bloque de la matriz únicamente alimentan a las fracturas con fluidos.
o La inmensa permeabilidad de las fracturas comparada con la de la matriz, que permite alcanzar altas tazas con caídas de presión mínimas.
Ø Capa de gas en la red de fracturas: cuando el hidrocarburo fluye a través de las fracturas se presenta un gradiente de presión muy bajo, lo que facilita la segregación del gas liberado hacia la parte superior de la red de fracturas. Por el contrario el flujo de petróleo hacia el pozo a través de una matriz de baja permeabilidad, en ausencia de fracturas, requiere una gran caída de presión, lo que origina fueras viscosas mayores que las fuerzas gravitacionales, por ende el gas libre fluirá hacia el pozo sin segregación hacia el tope o capa de gas.
Ø Patrón de declinación de la presión: La taza de declinación e la presión es baja cuando se trata de un yacimiento fracturado. Bajo el punto de burbujeo, un aumento sustancial del recobro es el resultado de un mecanismo de producción conocido como “drenaje gravitacional por gas” que se desarrolla por la segregación del gas liberado al despresurizar el yacimiento.
Ø Relación gas petróleo: el gas libre logra segregarse rápida y fácilmente hacia las zonas superiores de la fractura y del yacimiento en lugar de fluir hacia los pozos productores (Bg más bajos).
Ø Relación agua petróleo: es función de la taza de producción.
Fuente
Oildfield Review, Schlumberger – otoño 2006
WEC Venezuela 1997. Evaluación de Pozos
Predicting Reservoir System Quality and Performance. Hartmann & Beaumont