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Caracterización de Red de Fracturas a partir de Registros de Imágenes Microresistivas.

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Resumen:

Los registros de imágenes son reconocidos dentro de la comunidad geocientífica como una de las herramientas de perfilaje más valiosas que se pueden capturar debido a sus múltiples bondades. Estas le confieren la posibilidad de contribuir en caracterización de yacimientos desde el punto de vista sedimentológico, estructural, petrofísico y geomecánico. El objetivo de esta publicación es mostrar sus aportes en la caracterización de redes de fracturas en el yacimiento, y está  especialmente preparado para quienes se inician como geocientificos y no están familiarizado con su uso y desean acelerar su proceso de formación.

Introducción:

Los registros de imágenes microresistivos ofrecen múltiples beneficios para las diferentes disciplinas de las geociencias, como se observa en la siguiente figura, permitiéndonos obtener una mirada precisa del yacimiento. El presente artículo se concentrará en detallar como la red de fracturas puede ser caracterizada a partir de su adquisición.

Figura 1. Múltiples beneficios que aportan los registros de imágenes a diferentes disciplinas dentro de la caracterización de yacimientos.

De acuerdo a los artículos publicados en  World Energy Outlook (2006), Schlumberger Market Analysis (2007) y BP Statistical Review (2007) alrededor del 60% de las reservas de petróleo en el mundo se encuentran en yacimientos carbonaticos. Debido a su complejidad y heterogeneidad, los yacimientos naturalmente fracturados carbonáticos son considerados extremadamente desafiantes, cuando entre otras cosas, se trata de predecir de forma precisa su porcentaje de recuperación. Los registros de imágenes de alta resolución agregan elementos importantes al análisis detallado de red de fracturas. En este sentido, se presenta un flujo de trabajo integrado para asistir a los geocientificos e ingenieros de yacimientos en la caracterización de la red de fracturas de yacimientos naturalmente fracturados.

 

Desarrollo:

Chitale expresa que “luego de los núcleos, los registros de imágenes revelan la verdadera heterogeneidad de un yacimiento. Formaciones que lucen homogéneas y gruesas en realidad están compuestas de capas delgadas altamente heterogéneas. El no capturar correctamente estas heterogeneidades es la causa de subestimar zonas potencialmente productoras de hidrocarburos. También, de sobreestimar la conectividad vertical de muchas formaciones comprometiendo el éxito de proyectos de recuperación mejorada de hidrocarburo”.

La herramienta de imágenes microresistivas consta de 4 a 8 brazos ortogonales, cada uno con un patín (algunas poseen un alerón adicionalmente) con múltiples electrodos desde 144 a 216, los cuales constituyen la base de la adquisición de curvas de conductividad que posteriormente son procesadas y transformadas en imágenes microeléctricas de la pared del pozo. La orientación de los patines y alerones, así como los movimientos de la herramienta a lo largo del pozo están controlados por un magnetómetro y un acelerómetro triaxial; con la información que estos proporcionan se determina la posición precisa de la herramienta en el espacio y por lo tanto la de los rasgos geológicos que esta detecta.

A cada 0.5 pulgadas un dato es capturado por todos los eléctrodos, dándole a las curvas resultantes una gran resolución vertical. Su principal limitación es que la cobertura no es 100% del hoyo. Entre patín y patín hay un espacio vacío donde no hay datos. Esto se conoce como “gap”. Para convertir este dato en una imagen que pueda ser interpretada, es necesario realizar el siguiente flujo de trabajo.

Figura 2. Flujo de trabajo requerido para usar registros de imágenes dentro de la caracterización de yacimientos

La palabra fractura proviene del latín fractus, que significa “quebrar” y se ha empleado para referirse a las superficies discretas que segmentan o dividen en bloques a rocas y minerales en la naturaleza; estas definen superficies de baja cohesión. Son discontinuidades o particiones resultantes de los esfuerzos a los que está sometida la roca y pueden presentarse en un gran rango de escalas. 

Según Baker, R. y Kuppe, F. (2000) la generación de fracturas es atribuida a varias causas entre las cuales se puede citar:

  • Una rápida y profunda erosión por sobrecarga, que permite la expansión, la elevación y fracturamiento a lo largo de los planos de debilidad.
  • Deformaciones estructurales asociadas con doblamientos y fallamientos; los fallamientos tienden a generar grietas a lo largo de la línea de falla, lo cual a su vez produce una zona de dilatancia.
  • Reducción del volumen debido a eventos como: deshidratación en lutita, enfriamiento en la roca ígnea, o desecación en las rocas sedimentarias.
  • Por presión de fluido liberado cuando la presión del fluido de los poros es parecida a la presión litostática.
  • Tectónica de placas, orogénesis de la cordillera, y compactación debido a esfuerzos in-situ.

El reconocimiento de fracturas naturales en registro de imágenes microresistivas pasa por entender las diferencias entre este evento y las fracturas inducidas durante la perforación. Por tal motivo es necesario analizar la siguiente figura. En este yacimiento tipo 2 (de acuerdo a la clasificación de Nelson) de escasa porosidad primaria, es de vital importancia poder definir las zonas con fracturas, ya que las mismas son las encargadas de transportar los hidrocarburos contenidos en la matriz al pozo. Por ende, registro de imágenes microresistivas son cargados y procesados en un software comercial de última generación. En este pozo perforado con lodo base agua, las zonas con fracturas abiertas naturales conductivas son de aspecto sinusoidal y lucen de color oscuro. Por otra parte, las fracturas inducidas durante la perforación tienen un aspecto vertical, corto e irregular, también de color oscuro, pero no poseen ninguna contribución al flujo.

Figura 3. Comparación entre la apariencia de fracturas naturales e inducidas en un registro de imágenes perforado con lodo base agua.

Una vez descrito la apariencia de fracturas naturales en los registros de imágenes, se procederá a definir los elementos que son necesarios para poder caracterizar una fractura en forma precisa e integral. Los elementos principales son:

 

1) Apertura: es relevante en el transporte del fluido.

 2) Densidad: a mayor densidad de fracturas mayor intensidad de fracturamiento.

3) Longitud: Mientras mayor es su longitud mayor es el área afectada por la misma.

4) Orientación: indica la dirección más probable para predecir ocurrencia de fracturas. 

 

  • Estimación de densidad y apertura de fracturas

Para el cálculo de la apertura de fracturas, se consideró el método descrito por Luthi & Souhaite (1990), quienes demostraron que el exceso de corriente alrededor de las fracturas abiertas rellenas de lodo conductor es función de la apertura de las mismas. Para ello, se aplicó el siguiente algoritmo matemático:

 

 

FRACAPERTURA= c* A* (Rmfb)* Rxo (1-b)                     Ecuación 1

 

Donde:

A= Exceso de Corriente integral.

Rmf= Resistividad del filtrado del lodo.

Rxo=  Resistividad de la zona invadida.

b,c= Constantes.

 

En el caso del cálculo de la densidad de fractura se contabiliza la cantidad de fracturas abiertas y semi-abiertas (esta opción es establecida por el usuario) en una ventana específica de profundidad previamente establecida.

El pozo bajo estudio fue perforado con lodo base agua y se presentará en la siguiente figura. En el track número 1 se encuentra el registro gamma ray del pozo, en el track 2 la profundidad, en el track 3 se observa el intervalo cañoneado del pozo, en el track 4 las curvas de resistividad profunda y somera, en el track 5 se presentan las curvas de densidad, neutrón y sónico, las cuales demuestran la escasa porosidad primaria del intervalo carbonatico (menor a 4%). En el track 6 se encuentra la imagen estática y en el track 7 la imagen dinámica, luego se observan las fotos de núcleo, en el track 9 se ubican los buzamiento de todos los eventos interpretados, destacando en color marrón las fracturas semi -abiertas, en el track 10 se encuentra la densidad de fracturas y en el track 11 la apertura de las mismas. Destaca la presencia de fracturas a lo largo de todo el intervalo con una apertura amplia de las mismas. Se dispuso de un registro PLT en el pozo, el cual muestra que este intervalo produjo más de 1600 BOPD, señal de su alta capacidad productiva debido a la abundancia de fracturas que aumenta la permeabilidad.

Figura 4. Caracterización de una red de fracturas, en un intervalo altamente fracturado, a partir del registro de imágenes perforado con lodo base agua.

A continuación, se mostrará otro intervalo del mismo pozo con menor densidad y apertura de fractura, en comparación con el intervalo anterior. Este intervalo solo contribuyó con alrededor de 100 BOPD, demostrando el vínculo directo entre la apertura y la densidad de fracturas y la capacidad de aporte del pozo.

Figura 5. Caracterización de una red de fracturas, en un intervalo escasamente fracturado, a partir del registro de imágenes perforado con lodo base agua

Finalmente, es necesario ilustrar la dirección preferencial de las fracturas interpretadas en el pozo, para lo cual se utiliza una red estereográfica o Diagrama de Schmidt el cual es un mallado especial polar en el cual planos son graficados de acuerdo a sus polos permitiendo hacer análisis de su geometría gráficamente. En color azul están las fracturas abiertas y en color marrón las semi-abiertas, en total se interpretaron 193 eventos de este tipo en el pozo en una de las formaciones objetivo, siendo la dirección preferencial Norte-Sur, y una red secundaria perpendicular a la principal hacia el Este-Oeste. El origen de las fracturas es de carácter tectónico, presentan altos ángulos de buzamiento y extensión vertical limitada.

Figura 6. Red estereográfica para ilustrar la dirección y magnitud de buzamiento de las fracturas naturales abiertas y semi - abiertas para todo un horizonte de interés.

Conclusiones

A diferencia de otras fuentes de información, los registros de imágenes ofrecen la posibilidad de mejorar la descripción de un yacimiento naturalmente fracturado, al permitir una caracterización completa de la red de fracturas. Por ende, son un insumo importante que debe ser parte integral del plan de captura de datos de este tipo de yacimientos. Con los datos aportados se puede optimizar la estrategia de completación del pozo, y a su vez se pueden mejorar la localización de nuevos pozos, su trayectoria e intervalos a ser fracturados en caso de ser requerido.

 

Bibliografía

  1. Serra, O. Formation MicroScanner Image Interpretation. Schulumberger Educational 1989.
  2. SPWLA 45th Annual Logging Symposium, June 6-9, 2004. D. V. (Vivek) Chitale, John Quirein, Tegwyn Perkins George B. Lambert and James C. Cooper, Application of a new borehole imager and technique to characterize secondary porosity and net-to-gross in vugular and fractured carbonate reservoirs in permian basin.
  3. Ye S, “Automatic high resolution texture analysis in borehole imagery” .SPWLA 39th annual symposium.(1998).
  4. Leonora Knecht, Benoit Mathis, Jean-Pierre Leduc, Thibault Vandenabeele and Raffaele Di Cuia. “Electrofacies and permeability modeling in carbonate reservoirs using image texture analysis and clustering tools. SPWLA 44th annual symposium.(2003).
  5. A. Ma, V. Lincecum, Natural and induced fracture classification using image analysis. SPWLA 34th annual symposium.(1993).

ACERCA DEL AUTOR:

César Aguilar es un Petrofísico Senior que labora en PDVSA desde el año 2005. Sus principales intereses incluyen la caracterización de yacimientos, registros especiales, y data mining. César posee un postgrado en Caracterización avanzada de yacimientos otorgado por el IFP. El es miembro de la SPE y de la SPWLA.

 

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Publicado por OIL CHANNEL

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