Geometria de los yacimientos Naturalmente Fracturados.

En la actualidad la industria petrolera guía sus avances y desarrollos tecnológicos a optimizar, sobretodo, el tipo de yacimiento matricial, por ser estos los de mas tradición de explotación. Este tipo de yacimiento, a diferencia del fracturado, además de almacenar el hidrocarburo en los espacios porosos de la matriz, permite que sus fluidos se desplacen a través de él, hacia los pozos productores. Ocurre esto a pesar de que antes se menciono que la mayoría de los yacimientos presentan fracturas. Esto se debe a que en los yacimientos matriciales la porosidad de fractura no esta interconectada ni suficientemente bien como para desplazar fluidos de manera importante.

El yacimiento naturalmente fracturado, es representado matemáticamente, por medio del modelo de doble porosidad, que consiste en la superposición de dos sistemas porosos con diferentes características. La porosidad matricial en el modelo, es llamada porosidad primaria, mientras que la inherente a la red de fracturas, vacuolas, estilolitas y otras; es llamada porosidad secundaria.

Es necesario hacer una precisión importante, un yacimiento de doble porosidad es un modelo, una aproximación matemática lejana de la realidad, es un instrumento para hacer predicciones y análisis. Lo deseado, es hacer que el comportamiento de este modelo sea lo más cercano al comportamiento del yacimiento real.

Frecuentemente ocurre que los yacimientos naturalmente fracturados, presentan una matriz de muy baja permeabilidad pero con una porosidad suficiente para acumular grandes cantidades de fluidos, esto justifica su explotación. En estos casos y sabiendo que la matriz es de muy baja permeabilidad es necesario hacer notar la vital importancia que tiene la presencia de estos canales intercomunicados para transportar los fluidos hacia los pozos esto es: la fracturas solo funcionan como la vía de drenaje gracias a sus altos valores de permeabilidad. Sin embargo, existen yacimientos fracturados en los cuales la acumulación de fluidos tiene lugar en las fracturas ya que la matriz presenta valores de porosidad mínimos. En este caso es cuando ocurre la particularidad de que la capacidad de almacenamiento de las fracturas es el factor del cual depende el desarrollo del yacimiento.

En la mayoría de las rocas sedimentarías esta presente el elemento de la fractura, según se puede apreciar en casi la totalidad de los afloramientos de este tipo de rocas, haciendo la salvedad de las que sean extremadamente dúctiles como los domos de sal o algunas lutitas. Además esta demostrado que estas fracturas visibles en los afloramientos no son consecuencia única y exclusivamente de los factores de la superficie en la cuales esta expuesta la fractura, en igual proporción se encontraran en el subsuelo. A pesar de los comunes que son, en la mayoría de las rocas sedimentarias, solo se consideran de interés aquellas que presenten una influencia importante en el drenaje del yacimiento ya sea positiva o negativa.

Las fracturas pueden presentar canales de flujo de gran permeabilidad o pueden actuar como barreras de flujo. Por lo tanto, es necesario caracterizar las fracturas explícitamente, ya que solo a través de una representación discreta se puede calcular la conductividad real del sistema, necesaria para desarrollar confianza en la aplicación del modelo del yacimiento durante el proceso de toma de decisiones. Sin embargo, hasta ahora uno de los parámetros mas importantes y sobre el que se tiene menos información, lo constituye el campo de permeabilidades del sistema de fracturas.

La representación geométrica de un yacimiento fracturado que se usa con mas frecuencia es la representación por Warren y Root como se muestra en la figura.

IDEALIZACION DE WARREN Y ROOT DE UN YACIMIENTO NATURALMENTE FRACTURADO.

Para este modelo idealizado se cumplen las siguientes condiciones:

• Los bloques de la matriz son homogéneos e idénticos.
  
• Los bloques tienen forma de paralelepípedo rectangular con caras que corresponden a fracturas planas ortogonales.
  
• Los bloques de matriz están divididos en tres clases, de acuerdo a las dimensiones relativas de los lados del paralelepípedo, estas son:
  
• bloques cúbicos de la matriz: las tres dimensiones tienen dimensiones en el mismo orden de magnitud.
  
• bloques de matriz de láminas paralelas: uno de los lados es mucho mas largo que los otros dos.
  
• bloques de matriz en forma de tablilla: uno de los lados es mucho mas corto que los otros dos.

Referencias: Clases de ingenieria de Geologia Petrolera II.
Profesor: Francisco Barrios.