ESTIMULACIÓN DEL RESERVORIO EN LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

1.1. INTRODUCCIÓNEstimulación del reservorio y levantamiento artificial son las dos actividades principales

del ingeniero de producción en las industrias del petróleo y afines.

El propósito principal de la estimulación, es para mejorar el valor de la propiedad por la

entrega más rápida del fluido de petróleo y o para aumentar la recuperación económica

final.

Estimulación de la matriz y el fracturamiento hidráulico están destinadas a remediar, o

incluso mejorar, la conexión natural del pozo con el reservorio, lo que podría retrasar la

necesidad de levantamiento artificial. En este capítulo se describen las técnicas de

estimulación como herramientas para ayudar a administrar y optimizar el desarrollo del

reservorio.

1.1.1. Producción del PetróleoYacimientos de petróleo se encuentran en formaciones geológicas que contienen las

rocas porosas. La porosidad es la fracción del volumen de roca que describe el posible

volumen máximo de fluido que se puede almacenar.

Petróleo , a menudo se hace referencia en la lengua vernácula como petróleo o gas en

función de las condiciones in situ de presión y Temperatura , es una mezcla de

hidrocarburos que van desde la más simple , el metano , a los hidrocarburos de cadena

larga o compuestos aromáticos complejos de considerables pesos moleculares. Aceites

crudos de petróleo se refieren con frecuencia como parafínica o asfalténico,

dependiendo de la presencia dominante de compuestos dentro de esas familias de

hidrocarburos.

El comportamiento de la fase de hidrocarburos de petróleo por lo general se simplifica

en gran medida, la separación de compuestos en la fase gaseosa de los de la fase

líquida en dos pseudocomponentes(petróleo y gas). El pb presión del punto de burbuja

de la mezcla se vuelve importante.

Si la presión del yacimiento es mayor que este valor, el fluido se refiere como

subsaturada. Si la presión del yacimiento está por debajo pb, se formará gas libre , y el

depósito se conoce como saturado o dos fases. Existen yacimientos de gas debajo de

la presión del punto de rocío.

Reservorios de petróleo también siempre contienen agua.

El agua se presenta en dos formas: en la zona de los hidrocarburos, que comprende el

sw saturación de agua intersticial o connata y en zonas de aguas subyacentes, que

tienen diferentes magnitudes en diferentes reservorios. La saturación de agua

congénita siempre está presente debido a la tensión superficial y otras afinidades

adherencia entre el agua y la roca y no se puede reducir.

El agua subyacente, separados de los hidrocarburos por la gravedad, forma un

contacto gas-agua o agua - petroleo que no es fuerte y puede atravesar varios pies de

la formación debido a los efectos de la presión capilar. El agua puede invadir la zona de

hidrocarburos como resultado de perturbaciones hechas durante la producción de

petróleo.

Las ideas de porosidad y saturación de agua congénita son, junto con la extensión del

área de un reservorio. A y el depósito neto thikness h para proporcionar el volumen de

hidrocarburos, conocido como aceite inicial - en su lugar o gas inicial en el lugar:

Porque de petróleo y gas tasas de producción en la industria del petróleo se

contabilizan en los volúmenes estándar de condición,

Los pozos perforados para acceder a formaciones de petróleo causan una presión y

que en la parte inferior del pozo . Durante la producción o inyección de los fluidos de

las fuerzas de gradiente de presión para el flujo a través del medio poroso. Central de

este flujo es el k permeabilidad, un concepto introducido por primera vez por Darcy

1856 que condujo a la ley bien conocida Darcy. Esta ley sugiere que la tasa de flujo Q

es proporcional a la DP gradiente de presión.

La viscosidad del fluido u también entra en la relación, y para el flujo radial a través de

un área se convierte en

Dónde Pwf y Rw son la presión de flujo de fondo de pozo y el radio del pozo,

respectivamente.

Ecuación 1-3 es también bien conocida y constituye la base para cuantificar la

producción (o inyección) de fluidos a través de los pozos verticales de medios porosos.

Es tal vez la relación más importante en ingeniería petrolera.

La permeabilidad k utilizado en la ecuación 1-3 es absoluta, lo que implica solamente

uno habitar fluido y el mismo fluido que fluye a través del medio poroso. Esto es, por

supuesto, nunca cierto para el flujo de aceite o gas. En la presencia de otro fluido, tal

como agua congénita, una permeabilidad eficaz está en vigor, que por lo general está

simbolizado por un subíndice (E, G,ko) y siempre implícita. La permeabilidad efectiva,

que se puede medir en un laboratorio en núcleos extraídos de un reservorio.

Si más de un flujo de fluido, permeabilidades relativas que son funciones de las

saturaciones de fluidos están en efecto:

Dónde kro, krw y GRK son las permeabilidades relativas y ko, kw, y kg son las

permeabilidades efectivas de petróleo, agua y gas,respectivamente.

Ecuación 1-3, en conjunción con las ecuaciones diferenciales: apropiados y las

condiciones iniciales y de contorno, se utiliza para construir modelos que describen la

producción de petróleo para diferentes geometrías radiales.

Estos incluyen el estado de equilibrio, donde la presión del yacimiento pe exterior es

constante en el radio del depósito re; pseudoestable, donde no se permite el flujo en la

frontera exterior (q = 0 en re), y la actuación infinito, donde se dejan sentir efectos de

frontera, expresiones bien conocidas para estos modos de producción se presentan en

la siguiente sección.

Independientemente del modo de flujo de depósito, la zona próxima al pozo puede ser

sometido a una diferencia de presión adicional causado por una variedad de razones,

que altera la radial (y horizontal) de flujo convergente en el pozo.

El efecto de la piel, s, que es análoga al coeficiente de película en la transmisión de

calor, se introdujo por van Everdingen y Hurst 1949 para tener en cuenta estos

fenómenos.

Cuando el pwf en eq. 1-6 es diferente de la que en la ecuación. 1-3 Un efecto positivo

de la piel requiere un pwf inferior, mientras que el efecto negativo de la piel permite que

un valor más alto para un trazo q Constan. Para la producción o inyección, un gran

efecto positivo de la piel es perjudicial; un efecto negativo de la piel es beneficioso.

Dos extensiones de eq. 1-6 son los conceptos de la radio del pozo efectiva y la

productividad importante (o inyectividad).

Expresión es el radio del pozo efectivo, denominadorw. Un efecto cutánea positiva

hace que la radio del pozo efectivo sea más pequeña que el real, mientras que los

efectos negativos de la piel tienen el resultado opuesto.

A segunda rendimientos de reordenamiento

El lado izquierdo de la ecuación. 1-8 es la productividad del pozo (o inyectividad para

PWF > p) de índice.

Todo el edificio de ingeniería de producción de petróleo se puede entender con esta

relación.

En primer lugar, un producto KH superior, que es característica de los reservorios

particulares, tiene un impacto profundo. El estado actual de la producción de petróleo a

nivel mundial y las contribuciones relativas de diferentes provincias y países

productores de petróleo se relacionan íntimamente con los productos kh de los

embalses en explotación. Pueden variar en varios órdenes de magnitud.

No hay prácticamente nada que un ingeniero de petróleo puede hacer para alterar

sustancialmente esta situación. Provincias petroleras maduras implican que a raíz de la

explotación de muchas más zonas proliferas es la explotación de zonas cada vez más

mediocres con pequeños valores de kh, que caracterizan las formaciones más

recientemente descubiertos.

Un segundo elemento de campos maduros es el agotamiento de la presión del

yacimiento, el efecto de que se puede ver realidy de la ecuación 1-8. Aunque el lado

derecho de la ecuación puede ser constante, incluso con una alta KH, la tasa de

producción q, disminuirá si p - PWF se reduce. Para una educción pwf constante en la

presión del yacimiento p tiene este efecto.

El papel del ingeniero de producción de petróleo, que tienen que hacer frente a la

presión de KH inalterable y de un depósito dado, es maximizar el índice de

productividad mediante la reducción del efecto de la piel y/o la presión de fondo de

pozo que fluye necesaria para levantar los fluidos a la parte superior. Maximizar el

índice de productividad mediante la reducción del efecto de piel es fundamental para el

propósito de este volumen y constituye la noción de simulación, la reducción de la

presión de fondo de pozo que fluye lleva a levantamiento artificial (tanto de gas y la

bomba asistida). Finalmente, la presión de flujo bottmohole puede tener un límite

inferior permisible para prevenir o retardar los fenómenos indeseables, tales como la

producción de arena y el gas o conificación de agua.

1.1.2. UnidadesLas unidades de los campos petroleros de ingeniería de petróleo tradicionales no son

consistentes, y por lo tanto, la mayoría de las ecuaciones que se lanzan en estas

unidades requieren constantes de conversión. Por ejemplo ½ en la ecuación 1-3 es

apropiado si se utilizan las unidades del SI, pero debe ser reemplazado por el valor

conocido de 141.2 si q está en STB / D (que debe ser multiplicado también por el factor

de volumen de formación B en RB / STB); u es en cp; h, ry, rw están en pies, y p y pwf

están en psi. La Tabla 1-1 contiene factores unidad de conversión para las variables

típicas de ingeniería de producción.

1.2. RENDIMIENTO INFLUJOEl pozo de producción o la tasa de inyección estánrelacionadas con la presión de flujo

bottomohole por la relación rendimiento de flujo de entrada (DPI). Un estándar en la

producción de petróleo. IPR se representa siempre como se muestra en la figura 1-1.

En función de los efectos de contorno del drenaje así, los valores de DPI para las

condiciones de estado estacionario, en estado pseudoestable y transitorio se puede

desarrollar fácilmente. En las secciones siguientes, las relaciones de los tres

mecanismos de flujo más importantes son presentadas en sentido vertical y horizontal

para luego Wells. Las expresiones, casi todos de los cuales son de amplio uso, están

en unidades de campos petroleros.

Una parcela de PWF, frente a Q, forma una línea recta, la intersección vertical es PE, y

la velocidad de flujo en la intersección horizontal (I , E , en PWF = 0) se conoce como el

potencial de flujo abierto absoluta . La pendiente es, por supuesto, constante en toda la

historia de la producción del pozo, suponiendo que el flujo de una sola fase, y su valor

es exactamente igual a la recíproca de la índice de productividad.

Para el gas, la expresión análoga es de aproximadamente

Cuando Z es el factor de desviación de gas promedio (de la idealidad), T es la

Temperatura absoluta en º R, y u es la viscosidad media.

Ecuación 1-10 tiene una forma más apropiada, usando el Al- Hussainy y Ramey

función pseudotiempo - gas real 1996, lo que elimina la necesidad de promedio U y Z:

Para el flujo de dos fases, los ingenieros de producción han utilizado varias

aproximaciones, uno de los cuales es el (1968) correlación Vogel.

Cuando Qo es la tasa de producción de petróleo,qomax es la tasa de aceite posible

máximo con flujo de dos fases, y AOFP es el potencial de flujo abierto absoluta del flujo

de aceite de una sola fase.

La utilidad de la aproximación de Vogel es que puede ser utilizado para predecir la tasa

de producción de petróleo, cuando los flujos de gas libre (ori s presentes) althouhg

estén empleados únicamente las propiedades del aceite. Para el estado de equilibrio,

las ecuaciones. 1-12 y 1-13 se pueden combinar con la ecuación. 1-9:

En función de los efectos de contorno del drenaje así, los valores de DPI para las

condiciones de estado estacionario, en estado pseudoestable y transitorio se puede

desarrollar fácilmente. En las secciones siguientes, las relaciones de los tres

mecanismos de flujo más importantes son presentadas en sentido vertical y horizontal

para luego Wells. Las expresiones, casi todos de los cuales son de amplio uso, están

en unidades de campos petroleros.

Una parcela de PWF, frente a Q, forma una línea recta, la intersección vertical es PE, y

la velocidad de flujo en la intersección horizontal (I , E , en PWF = 0) se conoce como el

potencial de flujo abierto absoluta . La pendiente es, por supuesto, constante en toda la

historia de la producción del pozo, suponiendo que el flujo de una sola fase, y su valor

es exactamente igual a la recíproca de la índice de productividad.

Para el gas, la expresión análoga es de aproximadamente

Cuando Z es el factor de desviación de gas promedio (de la idealidad), T es la

Temperatura absoluta en º R, y u es la viscosidad media.

Ecuación 1-10 tiene una forma más apropiada, usando el Al- Hussainy y Ramey

función pseudotiempo - gas real 1996, lo que elimina la necesidad de promedio U y Z:

Para el flujo de dos fases, los ingenieros de producción han utilizado varias

aproximaciones, uno de los cuales es el (1968) correlación Vogel.

Cuando Qo es la tasa de producción de petróleo,qomax es la tasa de aceite posible

máximo con flujo de dos fases, y AOFP es el potencial de flujo abierto absoluta del flujo

de aceite de una sola fase.

La utilidad de la aproximación de Vogel es que puede ser utilizado para predecir la tasa

de producción de petróleo, cuando los flujos de gas libre (ori s presentes) althouhg

estén empleados únicamente las propiedades del aceite. Para el estado de equilibrio,

las ecuaciones. 1-12 y 1-13 se pueden combinar con la ecuación. 1-9:

En función de los efectos de contorno del drenaje así, los valores de DPI para las

condiciones de estado estacionario, en estado pseudoestable y transitorio se puede

desarrollar fácilmente. En las secciones siguientes, las relaciones de los tres

mecanismos de flujo más importantes son presentadas en sentido vertical y horizontal

para luego Wells. Las expresiones, casi todos de los cuales son de amplio uso, están

en unidades de campos petroleros.

Una parcela de PWF, frente a Q, forma una línea recta, la intersección vertical es PE, y

la velocidad de flujo en la intersección horizontal (I , E , en PWF = 0) se conoce como el

potencial de flujo abierto absoluta . La pendiente es, por supuesto, constante en toda la

historia de la producción del pozo, suponiendo que el flujo de una sola fase, y su valor

es exactamente igual a la recíproca de la índice de productividad.

Para el gas, la expresión análoga es de aproximadamente

Cuando Z es el factor de desviación de gas promedio (de la idealidad), T es la

Temperatura absoluta en º R, y u es la viscosidad media.

Ecuación 1-10 tiene una forma más apropiada, usando el Al- Hussainy y Ramey

función pseudotiempo - gas real 1996, lo que elimina la necesidad de promedio U y Z:

Para el flujo de dos fases, los ingenieros de producción han utilizado varias

aproximaciones, uno de los cuales es el (1968) correlación Vogel.

Cuando Qo es la tasa de producción de petróleo,qomax es la tasa de aceite posible

máximo con flujo de dos fases, y AOFP es el potencial de flujo abierto absoluta del flujo

de aceite de una sola fase.

La utilidad de la aproximación de Vogel es que puede ser utilizado para predecir la tasa

de producción de petróleo, cuando los flujos de gas libre (ori s presentes) althouhg

estén empleados únicamente las propiedades del aceite. Para el estado de equilibrio,

las ecuaciones. 1-12 y 1-13 se pueden combinar con la ecuación. 1-9:

El subíndice o se añade aquí para enfatizar el punto de que se utilizan las propiedades

del aceite. El subíndice se omite frecuentemente, aunque se da a entender. Aunque ni

la ecuación. 1-11 (para el gas) ni la ecuación. 1-14 (para flujo bifásico) proporciona una

línea recta de los DPI, todos los derechos de propiedad intelectual en el estado

estacionario proporcionan una imagen inmóvil de la productividad del pozo. Un grupo

interestig de las curvas de derechos de propiedad intelectual para el aceite se deriva de

un estudio paramétrico para diferentes efectos en la piel, como se muestra en la figura

1-2.

1.2.1. IPR ESTADO PSEUDOESTABLE:A primera vista, la expresión para el flujo - pseudoestable para el aceite es:

Ecuación 1-15 se da en términos de la media “p” la presión del yacimiento, que no es

constante, sino que, en vez, conectada integralmente con el agotamiento del

yacimiento.

Cálculosde balancede materiales, tales como losintroducidos porHavlenayOdeh(1963)

son obligatorios relacionar lapresiónpromedio del yacimientocon el tiempo yla

retiradade metrodefluidos. Curiosamente, elíndice de productividaddeun hechoefecto

de pieles constanteaunque latasa de produccióndeclinaporquep-descensos.Parafrenar

la caída, laingeniero de producciónpuede ajustar laPWF, y por lo tanto,

artificialascensorse convierte enun importantepresente y futuroconsideraciónen la

gestión debien.

IPRsucesivacurvas paraun pozoproduciendo alpseudo estadoestable

endiferentesmomentos en la vidadel pozo ylaresultantediferentes valores dep-se

muestran en laFig. 1-3.

Las expresiones de estado pseudoestable análogos para el gas y la producción de dos

fases son

EnlaFig. 1-3familia de curvasde

IPRpara diferentesvalores dep, las

curvas son paralelas, lo que refleja el

índice de productividadconstante.(Este

tipo deconstrucciónasumeque el

petróleosigue bajosaturadaa lo largo;

es decir,por encima delpunto de

burbujapresión.)

• Ejemplo del estado pseudoestable IPR: efecto de la presión promedio del yacimiento

1.2.2. IPR flujo transitorio (infinita acción prolongada):La ecuación diferencial parcial de convección - difusión, decribingflujo radial en un

medio poroso, es:

Donde CT es la compresibilidad total del sistema, p es la presión, t es el tiempo, y r es

la distancia radial. Esta ecuación, en gran USEN en muchos otros campos de la

ingeniería, proporciona una solución conocida para una reserva infinita de acción

produciendo a ritmo constante en el pozo.

Uso de variables adimensionales (por el petróleo, en unidades de campos petroleros)

para la presión y el tiempo, respectivamente:

Para r = rw (i, e, en el pozo) una forma aproximada útil de la forma de solución

unidimensionales es simplemente

1.2.3. Producción de pozos horizontalesDesde mediados de la década de 1980

pozos horizontales han proliferado, y aunque

las estimaciones varían, su participación en

la producción de hidrocarburos

probablemente alcanzará el 50 % o más.

Un modelo para una elipse de presión

constante en la producción en estado

estacionario fue introducido por Joshi 1988 y argumentado por Economides et al 1991 :

Donde L es la longitud del pozo horizontal y KH es la permeabilidad horizontal. Este

último es el mismo que el utilizado en todas las relaciones productividad de los pozos

verticales.

El subíndice distingue de la kV permeabilidad vertical, que está relacionado con el

índice de la (Iani) horizontal a vertical de anisotropía de permeabilidad:

El medio - eje mayor de la elipse un drenaje horizontal formado alrededor de un pozo

horizontal dentro de un reh radio equivalente es

Dónde Reh es el radio equivalente en una forma circular presunta de un área de drenaje

dado. Ecuación 1-27 transforma en una forma elíptica.

La ecuación 1-25 se puede utilizar fácilmente para desarrollar un IPR pozo horizontal y

un índice de productividad del pozo horizontal.

Una comparación entre la horizontal (Ec. 1-25) y (Ec. 1-9) los índices de productividad

verticales en la misma formación es un paso esencial para evaluar el atractivo o la falta

de un pozo horizontal de una longitud dada en un pozo vertical. Tal comparación

generalmente sugiere que en yacimientos de gran espesor (e, g , h > 100 pies) el índice

de la anisotropía se convierte en importante .

Cuanto más pequeño es su valor (i, e, cuanto mayor sea la permeabilidad vertical), el

más atractivo un pozo horizontal es relativa a un pozo vertical. Para las formaciones

más delgadas (e, g, h < 50 pies), los requisitos para la buena permeabilidad vertical

relajarse.

Para pseudoestable, un modelo de producción del pozo horizontal generalizada, lo que

representa para cualquier posicionamiento

de un pozo lateral y verticalmente dentro de

un drenaje, se presentó por Economides et

al 1996. El modelo básico en la figura. 1-5

tiene dimensiones de yacimientos xe, ye y h,

horizontal y de longitud L y un Q ángulo

entre la proyección y en el plano horizontal y

xe.

La solución es general. En primer lugar el

estado pseudoestable J índice de productividad se utiliza:

¿Dónde se supone que el K permeabilidad del yacimiento a ser isotrópico largo ( que

se ajusta más adelante ) y xe , es el pozo dimensión drenaje. La constante permite el

uso de unidades de yacimientos petrolíferos; el índice de productividad es en STB / D /

ISP. La suma de los efectos en la piel de cuentas de todos los daños y los efectos

mecánicos del Skin.

Cuanto más pequeño es su valor (i, e, cuanto mayor sea la permeabilidad vertical), el

más atractivo un pozo horizontal es relativa a un pozo vertical. Para las formaciones

más delgadas (e, g, h < 50 pies), los requisitos para la buena permeabilidad vertical

relajarse.

Para pseudoestable, un modelo de producción del pozo horizontal generalizada, lo que

representa para cualquier posicionamiento

de un pozo lateral y verticalmente dentro de

un drenaje, se presentó por Economides et

al 1996. El modelo básico en la figura. 1-5

tiene dimensiones de yacimientos xe, ye y h,

horizontal y de longitud L y un Q ángulo

entre la proyección y en el plano horizontal y

xe.

La solución es general. En primer lugar el

estado pseudoestable J índice de productividad se utiliza:

¿Dónde se supone que el K permeabilidad del yacimiento a ser isotrópico largo ( que

se ajusta más adelante ) y xe , es el pozo dimensión drenaje. La constante permite el

uso de unidades de yacimientos petrolíferos; el índice de productividad es en STB / D /

ISP. La suma de los efectos en la piel de cuentas de todos los daños y los efectos

mecánicos del Skin.

Cuanto más pequeño es su valor (i, e, cuanto mayor sea la permeabilidad vertical), el

más atractivo un pozo horizontal es relativa a un pozo vertical. Para las formaciones

más delgadas (e, g, h < 50 pies), los requisitos para la buena permeabilidad vertical

relajarse.

Para pseudoestable, un modelo de producción del pozo horizontal generalizada, lo que

representa para cualquier posicionamiento

de un pozo lateral y verticalmente dentro de

un drenaje, se presentó por Economides et

al 1996. El modelo básico en la figura. 1-5

tiene dimensiones de yacimientos xe, ye y h,

horizontal y de longitud L y un Q ángulo

entre la proyección y en el plano horizontal y

xe.

La solución es general. En primer lugar el

estado pseudoestable J índice de productividad se utiliza:

¿Dónde se supone que el K permeabilidad del yacimiento a ser isotrópico largo ( que

se ajusta más adelante ) y xe , es el pozo dimensión drenaje. La constante permite el

uso de unidades de yacimientos petrolíferos; el índice de productividad es en STB / D /

ISP. La suma de los efectos en la piel de cuentas de todos los daños y los efectos

mecánicos del Skin.

Finalmente, la presión es adimensional.

La ecuación 1-29 se descompone un no

- dimensional Problema (3D) en uno de

dos mandatos dimensional y un término

unidimensional. El primer término del

lado derecho representa los efectos de

posicionamiento horizontal, con Ch

como un factor de forma. Las cuentas

segundo plazo tanto para el espesor del

yacimiento (que causa una distorsión de

las líneas de flujo) y los efectos

adicionales de excentricidad vertical en

el caso de que el pozo no se coloca en

el centro vertical de la reserva.

El efecto del skin efectos verticales sx, es (después Kuchuk et al 1988)

¿Dónde, es la piel de excentricidad vertical; Donde sí , es la elevación de la parte

inferior del depósito . Para un pozo en el centro vertical de se = 0.

1.2.4. Anisotropía permeabilidadDetratar conpozos verticales, los ingenieros de petróleoaprendido a ignorarel

conceptogeneralde la permeabilidadanisotropíay se refieren alos depósitosque

tienenpermeabilidadigual a0,1, 3, 100md, etc., como si la permeabilidaderanuna

cantidad escalar. Aunque se haconocidodurante mucho tiempoquepermeabilidadtiene

diferentesvalores endiferentes direcciones(es decir, quees un vector) yaunque el

impacto detalanisotropíase reconoce enla inyección de aguaeincluso en

elespaciamiento de lospozos,para la producciónde unasolopozo verticalesde poco

interés. Muskat(1937), en una desus muchas contribucionestempranas,

sugeridoqueafectan ala permeabilidadpozo verticalla producción es

Kes la permeabilidad media, que para un pozo vertical es igual a la media KH

permeabilidad horizontal, y kx, ky, son la permeabilidad en las direcciones x e y,

respectivamente.

La permeabilidad "promedio" de la ecuación. 1-32 podría igualar 10 md, este valor

podría resultar porque las permeabilidades en la dirección x e y dirección son iguales a

10MD o porque kx = 100md y ky = 1MD. - Horizontal al plano horizontal de 3; 1 y

superior son como (Warpinski, 1991), Lógicamente, un pozo horizontal perforado

normal a la máxima en lugar de la permeabilidad mínima debería ser un mejor

productor.

Supongamos que todos permeabilidades son conocidos. Entonces la longitud así, radio

pozo y el yacimiento dimensiones horizontales se pueden ajustar. Estas variables

ajustadas, presentado por Besson (1990), se pueden utilizar en lugar de las verdaderas

variables en la predicción del rendimiento con el modelo en la Sección 1-2,4:

Largo:

Radio del pozo:

1.3. ALTERACIONES EN LA ZONA CERCA DEL POZOEl efecto del skin s pretende describir las alteraciones en la zona cercana al pozo. Uno

de los problemas más comunes es el daño a la permeabilidad que puede ser causada

por prácticamente cualquier actividad de ingeniería de petróleo, desde la perforación

hasta la terminación de pozos a la estimulación en sí. Como se mencionó en la Sección

1-1.1, el efecto de la piel es un número adimensional que se puede obtener a partir de

una prueba de pozo, como se explica en detalle en el capítulo 2.

La naturaleza de flujo radial es que la diferencia de presión en el depósito aumenta -

con el logaritmo de la distancia; i, e, a la misma presión que se consume en el primer

pie como dentro de los próximos diez, cien, etc.

Si la permeabilidad de la zona cercana al pozo se reduce significativamente es

totalmente concebible que la porción más grande de la gradiente de presión total puede

ser consumida dentro de la zona del pozo muy cerca.

Del mismo modo, la recuperación de mineral ven mejorar esta permeabilidad puede

conducir a una mejora considerable en la producción de los pozos o inyección. Este es

el papel de la estimulación de la matriz.

1.3.1. Análisis (skin)Figura 1-8 describe las áreas de interés en

un pozo con una zona alterada cerca del

pozo. Considerando que k es el " sin

molestias " KS permeabilidad del yacimiento

es la permeabilidad de esta zona alterada.

La van Everdingen y Hurst(1949) efecto del

skin se ha definido como provocando una

diferencia de presión de estado estacionario

(Ec. 1-5). Efecto de piel es matemáticamente

adimensional. Sin embargo, como se

muestra en la fig. 1-8, que refleja la permeabilidad k, en una rs distancia, una relación

entre el efecto de la piel, disminución de la permeabilidad y la radio de la zona alterada

se puede extraer.

Suponiendo que la PS, es la presión en el límite exterior de la zona alterada, de la

ecuación. 1-9.

El uso de los valores respectivos de ideal en buen estado y la presión que fluye

bottmohole inmuebles dañados.

Las ecuaciones 1-41 y 1-42 se pueden combinar con la definición de efecto de piel y de

la relación obvia

Para obtener

Ecuaciones 1-44 y 1-5 a continuación, se pueden combinar:

Que es la relación buscada. Se trata de los bien conocidos Hawkins (1956) formula.

La ecuación 1-45 conduce a uno de los conceptos más conocidos en la técnica de

producción. Si ks<K, el pozo está dañado y S>0, por el contrario, si ks> k, entonces s <

0 y el pozo es estimulado. Para s = 0, la permeabilidad cerca del pozo es igual a la

permeabilidad del yacimiento originales.

Algunos registros de pozos pueden permitir el cálculo del radio dañado, mientras que el

análisis de transitorios de presión puede proporcionar el efecto de la piel y la

permeabilidad del yacimiento. La ecuación 1-45 puede entonces proporcionar el valor

de la permeabilidad alterada Ks.

Frick y Economides (1993) postula que, en ausencia de mediciones de registro de

producción , un cono elíptico es una forma más plausible de la distribución de daños a

lo largo de un pozo horizontal . Una expresión efecto del skin, análoga a la fórmula

Hawkins , fue desarrollado :

Cuando Iani es el índice de la anisotropía y AshMax es el eje horizontal de la elipse

máximo, normal a la trayectoria del pozo. La penetración máxima de daño es cerca de

la sección vertical del pozo. La forma de la sección transversal elíptica depende en

gran medida el índice, de la anisotropía.

El efecto de piel siguientes se agrega al segundo término logarítmico en el

denominador de la expresión la producción del pozo horizontal (Ec. 1-25) y debe

multiplicarse por Iani h / L. Una obvia, aunque no necesariamente deseable manera de

compensar los efectos del daño consiste en perforar un pozo horizontal más largo.

1.3.2. COMPONENTES DEL EFECTO DE DAÑO

Estimulación de la matriz ha demostrado ser eficaz en la reducción del efecto del daño

causada por la mayoría de las formas de daño. Sin embargo, el efecto total de daño es

un compuesto de un número de factores, la mayoría de los cuales por lo general no

pueden ser alterados por los tratamientos de matriz convencionales.

El efecto total del daño puede ser escrito como:

El último término en el lado derecho representa un conjunto de factores pseudodaño ,

como los efectos de fase dependiente y dependiente de la frecuencia que podrían ser

alteradas por los tratamientos de fracturamiento hidráulico.

Los otros tres términos son los factores comunes de daño .El primero es el efecto de la

piel causada por la terminación parcial y la inclinación. Ha sido bien documentado por

el Cinco - Ley et al (1975 a) . El segundo término representa el efecto de la piel como

resultado de perforaciones, como se describe por Harris (1966) y comentado sobre por

Karakas y Tariq (1988). El tercer término se refiere al efecto de la piel de daños.

Obviamente, es de extrema importancia para cuantificar los componentes del efecto de

daño para evaluar la eficacia de los tratamientos de estimulación. De hecho, los efectos

pseudodaño pueden abrumar el efecto de la piel causada por el daño. No es

inconcebible para obtener efectos en la piel después de la estimulación de la matriz

que son extremadamente grandes. Esto se puede atribuir a los factores de la piel de

configuración generalmente irreducibles.

1.3.3. EFECTO DAÑO CAUSADOS POR EJECUCIÓN PARCIAL E INCLINACION

Figura 1-9 es relevante para el Cinco - Ley et al (1975a) de desarrollo. La Tabla 1-3 es

relevante para el Cinco - Ley et al (1975a) de desarrollo. La Tabla 1-3 presenta los

factores de pseudodaño causadas por la penetración parcial y la inclinación. Para

utilizarlos, es necesario evaluar varios grupos dimensionales:

Los términos hD, hwD , ZWD / hD y hwDcos Ɵ/hD deben ser conocidos para evaluar el

efecto de daño.

A modo de ejemplo, asumimos HD = 100, ZWD /hD = 0,5 ( punto medio del reservorio)

y hwDcosƟ//hD = 0,25 ( Ɵ = 60° hw / h = 0,5 ). Para este caso, Sc + Ɵ = 5.6 (de la

tabla 1-3). Si el radio de penetración se reduce a 0,1 , el efecto de la piel aumenta a

15,5 .

Es evidente que este efecto de piel por sí sola podría empequeñecer el efecto de la piel

causada por el daño. El efecto de la piel como resultado de la longitud penetración

parcial puede ser inevitable, ya que normalmente el resultado de otras consideraciones

operacionales (tales como la prevención de la zonificación de gas).

De la tabla 1-3 y para la penetración completa se puede ver fácilmente que un pozo

desviado, sin daño, debería tener un efecto negativo de la piel. Por lo tanto, una

pequeña mineral de efecto de piel VEN uno igual a cero obtenido a partir de un pocillo

de ensayo en un daño considerable altamente desviado bien puede significar. La

eliminación de este daño con la estimulación apropiada podría aumentar la producción

del pozo desviado ( o inyección ) considerablemente.

1.3.4. EFECTO DAÑO DE PERFORACIÓN

Karakas y Tariq( 1988 ) desarrollaron un procedimiento para calcular el efecto de la piel

causada por perforaciones . Este efecto de la piel es un compuesto que implica el

efecto SH plano de flujo, efecto convergente vertical Sv y pozo efecto SWB:

El factor pseudodaño SH está dado por:

Cuando r’w(Ɵ) es el radio efectivo del pozo y es una función del ángulo de puesta en

fase de perforación Ɵ:

1-3.5 .fracturación hidráulica en ingeniería de producción

Si la eliminación del efecto del daño mediante la estimulación de la matriz y las buenas

prácticas de finalización no conduce a un bien económicamente atractivo, el potencial

beneficio de la fracturación hidráulica se ilustra mediante un reexamen "Ejemplo de los

IPR en estado estable: la piel efecto de variación ". Con la permeabilidad igual a 5 MD,

la reducción en el efecto de piel de 10 a 0 (e.g.,pwf = 2000 psi ) resulta en las tasas de

producción de 560 y 1230 STB / D, respectivamente , y esta diferencia de 670 STB / D

es claramente un objetivo atractivo para la estimulación de la matriz . Sin embargo, en

una permeabilidad de 0,05 md , todos los tipos se pueden dividir por 100 , lo que

resulta en una producción incremental de sólo 6,7 STB / D.

Curiosamente, para k = 0,05 md , lo que reduce el efecto piel - 5 conduce a una tasa de

producción poststimulation igual a 30 STB / D y una tasa de incremento de la

producción ( sobre el s = 10 y k = 0,05 md ) de sobre 25 STB / D. Tal efecto

equivalente de piel puede ser el resultado de la fracturación hidráulica.

Una gran parte de este volumen está dedicado a este tipo de simulación, su fondo

fundamental y la manera con la que se aplica en ingeniería de petróleo. Aquí, las

fracturas hidráulicas se presentan como así potenciadores de producción o inyección.

Prats (1961), en una publicación ampliamente citado, presenta las fracturas hidráulicas

como causantes de un radio efectivo del pozo y, por lo tanto, un efecto equivalente de

daño una vez que el pozo entra (pseudo) flujo radial. En otras palabras, el depósito

fluye hacia un fracturado así como si este último tiene un pozo ampliado. Figura 1-10

Es Prats, desarrollo graficada como rwD’ radio pozo efectiva sin dimensiones, en

comparación con el parámetro relativo capacidad a.

El parámetro de capacidad relativa adimensional se ha definido como:

Donde k es la permeabilidad del yacimiento, Xf es la longitud de la fractura, kf es la

permeabilidad de la fractura y w es el ancho de la fractura.

El radio efectivo del pozo adimensional es simplemente

Por lo tanto, si Xf y kfw son conocidos (como se muestra más adelante en este volumen,

esta es la esencia de la fracturación hidráulica), entonces la fig. 1-10 permite calcular el

efecto de la piel equivalente sf que el pozo se parecen tener mientras fluye bajo

condiciones pseudoradial . Cinco - Ley y Samaniego V (1981 b) más tarde introdujo

una correlación directa para Sf(Fig. 1-11).

Figura 1-10. Radio adimensional efectiva de un pozo hidráulicamente fracturado

también (Prats, 1961)

Representar gráficamente en el eje x de la figura. 1-11 es la dimensión conductividad

de la fractura de CFD, que es simplemente.

Y se relaciona con Prats, capacidad relativa de.

El siguiente ejemplo ilustra el impacto de una fractura hidráulica en la producción del

pozo.

Ejemplo de cálculo de la producción de un hidráulicamente fracturado, así utilizando las

variables en el "Ejemplo del estado de equilibrio de los DPI: piel efecto de variación",

pero con k = 0,5 md demuestran la mejora de la producción de una fractura hidráulica

en la CpD = 5 y Xf = 500 pies también, comparar este resultado con la producción de

pre-tratamiento si s = 10 y después de una estimulación de la matriz, suponiendo que

todo el efecto de la piel se elimina (s =). Utilice PWF = 2000 psi.

Solución

El IPR para este pozo es simplemente

Uso de la figura 1-11 (Fig. 1 - 10 también se puede utilizar) y CFD = 5:

Figura 1-11. Efecto de piel fractura Equivalente (Cinco -Ley y Samaniego - V.1981b)

sf + en xf / rw = 0,9

Lo que para xf = 500 pies y Rw = 0,328 ft dados sf = -6.4.

Las tasas de producción de pretratamiento (s = 10), después de la estimulación de la

matriz (S = 0) y después de fracturarse (S = -6,4) son 56.123 y 518 STB / D,

respectivamente.

Requisitos generales para las fracturas hidráulicas:

¿Qué requisitos generales se debe esperar desde el diseño de las fracturas

hidráulicas? Como se discutió en capítulos posteriores de este volumen, la ejecución

de una fractura hidráulica debe proporcionar una longitud de la fractura y el ancho

apoyado, y la selección del agente de sostén y fluido de fracturación es crucial para la

permeabilidad de la fractura. Debido a las limitaciones físicas de los valores resultantes

pueden no ser exactamente los valores ideales deseadas, pero ciertas directrices

generales deben permear el diseño.

La conductividad de la fractura a dimensional CFD es una medida de la relativa

facilidad con la que el depósito (o inyectado) fluido fluye entre el pozo, la fractura y el

depósito. Obviamente, en un depósito de baja permeabilidad que una fractura de

anchura estrecha y relativamente baja permeabilidad de la fractura. El valor límite es

una fractura infinita - conductividad, lo que implica matemáticamente que una vez que

el fluido entra en la fractura se transporta instantáneamente en el pozo. Por lo tanto, en

yacimientos de baja permeabilidad, la longitud de la fractura es crítica y el diseño debe

tener en cuenta este requisito. Cuanto más larga sea la fractura, con sujeción a las

limitaciones económicas de su ejecución, el más deseable es.

Por el contrario, para los depósitos de alta permeabilidad,como se muestra por la

ecuación. 1-68 para aumentar CFd requiere incrementar el producto kfw. Por lo tanto,

la conductividad maximizar debe ser el principal resultado del diseño. La detención del

crecimiento en longitud e inflando la fractura son medios para lograr este propósito. Un

proceso que implica arenamiento (TSO) se ha desarrollado exactamente para efectuar

una geometría tal fractura.

Conductividad de la fractura óptima

Con el advenimiento de la técnica TSO especialmente en alta permeabilidad,

formaciones blandas (llamado frac y el paquete), es posible crear fracturas cortas con

anchuras inusualmente ampliasapoyadas. En este contexto, un problema de

optimización estrictamente técnico puede formularse: cómo seleccionar el largo y el

ancho, si se da el volumen fractura apuntalada. El siguiente ejemplo de Valkó y

Economides(1995) se dirige a este problema, utilizando el método derivado por Prats

(1961).

Ejemplo de conductividad óptima fractura

Considere el siguiente depósito y los datos así: k = 0,4 md, h = 65 ft, re / rw = 1000 , μ

= 1cp , pe = 5000 psi y pwf = 3000 psi. Determinar la fractura óptima media - xf

longitud, anchura óptima apoyado w óptima y constante - la tasa de producción del

estado si el volumen de la fractura apuntalada es vf = 3.500 m3. Utilice un valor de

10.000 MD para el KF permeabilidad de las fracturas, teniendo en cuenta el posible

daño a la propiedad, y se supone que la altura de la fractura creada es igual al espesor

de la formación. Utilice la Cinco -Ley y Samaniego - V (1981b) gráfico (Fig. 1 -11), que

asume el flujo pseudoradial.

Solución:El mismo volumen apoyada se puede establecer mediante la creación de una fractura

alargada estrecha o una amplia pero corta. En todos los casos la tasa de producción se

puede obtener de la ecuación. 1-9

Obviamente, el objetivo es reducir al mínimo el denominador.

Este problema de optimización se resuelve por Prats (1961) para el flujo en estado

estacionario. Él encontró que la tasa de producción máxima se produce en a = 1,25

(CFD = 1,26 de la ecuación. 1-69). Para este valor de a, RW / XF = 0,22 de la figura 1 –

10 y la ecuación 1 – 66

Es necesario comprobar si el medio de longitud resultante es menor que Re (de otro

modo XF debe seleccionarse para que sea igual a re). Del mismo modo, la anchura

óptima resultante debe ser realista, por ejemplo, es superior a 3 veces el diámetro del

agente de sostén (lo contrario de un valor umbral debe ser seleccionado como el ancho

óptimo). En este ejemplo las dos condiciones se cumplen.

Este ejemplo da una idea del significado real de la conductividad de la fractura sin

dimensiones.

El depósito y la fractura pueden ser considerados un sistema de trabajo en serie. El

depósito puede entregar más hidrocarburos si la fractura es más larga, pero con una

fractura estrecha, la resistencia al flujo puede ser importante dentro de la propia

fractura. La conductividad óptima fractura dimensional CfD.opt = 1,26 en este ejemplo

corresponde a la mejor solución de compromiso entre los requisitos de los dos

subsistemas.

1.4. RENDIMIENTO DE LA TUBERIA Y EL ANÁLISIS NODALLas relaciones del comportamiento de influjo que se describen en la sección 1-12

proporcionan una imagen de la presión y tarifas, un embalse con determinadas

características (permeabilidad, espesor, etc.), que opera bajo determinadas

condiciones (presión, modo de flujo), se entregarán en el fondo del pozo de un pozo. El

fluido debe recorrer un camino desde la parte inferior del pozo a la parte superior y

luego en el equipo de superficie tal como un separador. Figura 1-12 describe una

trayectoria tal, que consta de varios segmentos, juntas y válvulas, todos los cuales

causan una caída de presión. Análisis nodal considera el sistema de depósito / pozo y

utiliza cálculos de la pérdida de presión a través de cada segmento para predecir la

tasa de producción e identificar las restricciones que pueden reducir la velocidad de

flujo de hidrocarburos.

En su manifestación más simple, para una presión de cabeza de pozo dado, el tubo

rendimiento permite el cálculo de la presión de fondo de pozo que fluye necesaria para

levantar un rango de tasas de flujo a la parte superior. La caída de presión total en el

pozo consiste en las caídas de presión hidrostática y de fricción.

Análisis NODAL es una de las herramientas más poderosas en la ingeniería de

producción. Puede ser utilizado como una ayuda tanto en el Diseño y optimización de

la hidráulica y así DPI figura modificación 1-15 muestra uno de los usos más comunes

de análisis nodal. El pozo DPI se representa con tres curvas de VLP (por ejemplo, cada

uno correspondiente a una presión de cabeza de pozo - y tal vez un mecanismo de

levantamiento artificial diferente - en el caso de un pozo de petróleo o un tubo de

diámetro diferente en un pozo de gas). Los tres tipos de producción diferentes a lo

largo del tiempo pueden ser balanceados con los aspectos económicos incrementales

de las diversas pociones terminación del pozo.

La figura 1-16 muestra un solo VLP sino tres DPI diferentes (por ejemplo, cada uno

correspondiente a un diseño de la fractura hidráulica diferente). Una vez más, los

beneficios adicionales a través del tiempo deben equilibrarse con los costos

incrementales de los diversos diseños de fractura.

El uso de análisis nodal como una herramienta de investigación de ingeniería se

muestra en la figura 1-17. Supongamos que varias perforaciones son sospechosos de

ser cerrado. Un cálculo que permite varios escenarios diferentes del número de

perforaciones abiertas y comparación con el caudal real puede proporcionar una

respuesta convincente al problema.

1.5. PROCESO DE DECISIÓN PARA LA ESTIMULACIÓN DE POZOSEsto puede ser apropiado, los ejercicios de ingeniería procesados para la estimulación

de pozos requiere conocimientos considerables de muchas procesos diversos. Pocas

actividades en la industria del petróleo o industrias relacionadas usan un amplio

espectro de ciencias y tecnologías en la simulación de pozos, tanto matriz como

fractura. Este volumen es requerido para presentar estas tecnologías y sus

interconexiones. Como con muchos procesos de la ingeniería, muchas simulaciones

culminan con el diseño, la selección del tratamiento específico y, desde luego, la

selección de pozos candidato. Para escoger entre varias opciones, del cual una es no

hace nada, el medio para una comparación económica de las ventajas incrementales

ponderadas contra los gastos es necesario.

1.5.1. Estimulación económicaEl objetivo entero de estímulo es incrementar el valor de la producción y acelerar la

taza de producción o la recuperación aumentada, la economía debiera ser el conductor

en la decisión si hay que conducir la decisión de estimulación, que tipo de estimulación

emplear y varios aspectos de tratamiento a incluir.

El mayor indicador usado en la producción petrolera es reintegrado a tiempo, es cual

necesita el tiempo necesario para recuperar el dinero invertido. En la actualidad es

menos que el requerimiento de tiempo, la inversión es considerada atractiva.

La taza fuerte es anualizada porcentualmente del retorno de los archivos importantes

para ver el proyecto como bueno y una inversión como la compañía inversora. El

reintegro es:

Cuando todo el flujo de dinero para la relativa del proyecto es usado, un indicador

llamado valor actual neto (NPV) es definido así:

Otro indicador de inversión probable es los beneficios para el costo ratio (BCR):

El cual muestra las relaciones de retorno relativo para el costo de una inversión.

1.5.2. Límites físicos a los tratamientos de estimulaciónLímites físicos son aspectos dominantes para las decisiones de tratamiento de

estimulación con la frecuencia que los indicadores económicos. Para el pozo, estos

incluyen los siguientes:

Tipos de límites de presión de inyección de tratamiento máxima admisible y el

tipo de tratamiento de fluidos.

Tasas límites de tamaño tubular y la erosión de tuberías.

Buen tamaño, ubicación limita el equipo y los materiales que se pueden utilizar.

Integridad Tubular impide o limita el tipo de trearments que se pueden emplear

sin compromiso.

Herramientas de Cumplimiento y de su límite de la ubicación donde se

encuentra el tratamiento y la magnitud de las tasas y volúmenes.

Aislamiento zonal es si la zona puede ser aislado de otros intervalos, aunque la

perforación y / o limitaciones de integridad de las tuberías.

Limitaciones típicas del yacimiento son:

Fallas de producción: conificación o influjo de agua o gas, lijado formación.

Ubicación física de las zonas y sus espesores: cualidades de la zona de pago

limitan o determinan tratamientos.

1.6. CONSIDERACIONES DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS PARA LASESTRATEGIAS DE MEJORA DE LA PRODUCCIÓN ÓPTIMA

Mejora de la producción rentable ha sido el foco de la industria en los últimos años. La

fracturación, estimulante, re perforación y recompletación de pozos existentes son

métodos ampliamente usados con resultados comprobados en el aumento de la VAN

de los viejos campos. Ahora la perforación de reentrada está generando gran interés

para el potencial si las ofertas para mejorar la recuperación de las zonas dañadas o

agotadas, o para aprovechar nuevas zonas a un bajo precio en general. Aplicado a

madurar embalses, todas estas estrategias tienen la ventaja de comenzar con una feria

a la buena descripción del yacimiento, así como una trayectoria de trabajo para la

formación objetivo. Incluso cuando un nuevo pozo se perfora, la decisión de si para

perforar un pozo vertical,inclinado u horizontal y la forma de completar el intervalo

productivo puede afectar profundamente la productividad del pozo "s y el tamaño del

volumen drenado ser el pozo. La tecnología de hoy s"también entretiene a múltiples

ramas de un tronco principal, que puede ser un recién perforado o pozo existente.

1.6.1. Geometría del volumen de drenajeLa geometría del volumen de drenaje también depende de la trayectoria del pozo

dentro de la zona productiva, pozos vecinos, la geometría de las fracturas hidráulicas,

los límites del yacimiento cercano y las características de flujo del yacimiento. Áreas

drenadas por un pozo aislado en un depósito con eficacia infinita se esquematizan en

las figuras.

1 - 19a y 19b - 1. un pozo vertical crea un disipador de presión de cilindro circular ,

mientras que una hidráulicamente fracturado bien crea un disipador de presión en la

forma de una losa finito con dimensiones definidas por el grosor de la formación y la

longitud total de la fractura . Con permeabilidad vertical adecuada el área de drenaje

pozo horizontal es similar a la de una fractura vertical, con la longitud total de la fractura

igual a la de la zona de drenaje eficaz es aproximadamente definido por el lugar

geométrico de los puntos equidistantes de la superficie del disipador de presión

asociada con la así. Esto forma un círculo para un pozo vertical; una elipse aproximada

se forma para pozos fracturados hidráulicamente y horizontales.

Pozos perforados en un patrón cuadrado imponen un área de drenaje cuadrado. Para

los pozos verticales, esto es similar a la forma drenaje eficaz circular (fig. 1 - 19c), pero

para pozos horizontales, la eficacia del drenaje equivalente corresponde a un área

alargada. Como regla general, la longitud del área de drenaje pozo horizontal puede

ser tan largo como la longitud del pozo horizontal más el diámetro del área de drenaje

pozo vertical comparable. Para el caso en la figura 1 - 19d, una media como muchos

pozos horizontales de la longitud de la muestra podrían ser utilizados para drenar el

mismo patrón, como se muestra podría ser utilizado para drenar el mismo patrón, como

se muestra en la figura 1 - 20a. Con los pozos horizontales largos, se requieren aún

menos.

Figura 1 - 20b muestra otra consideración. Si el patrón de pozo vertical no toma la

dirección del esfuerzo horizontal máximo бH,máx en cuenta, fracturar hidráulicamente

los pozos puede producir geometrías de drenaje no planificados.

1.6.2. Caracterizaciones de volumen de drenaje y las estrategias de optimizaciónde la producción

Para cualquier caracterización del drenaje de volumen, las opciones del patrón de pozo

se muestran en la siguiente tabla:

Un buen comienzo para entender la información de la tabla mostrada anteriormente es

el estudio de los reservorios como se muestra en los siguientes ejemplos:

La tabla distingue a los reservorios laminados con los reservorios con capas,

definiendo a los reservorios con capas mejores debido a que tienen una arena

reconocida y son lo suficientemente amplios como para dirigir un pozo horizontal, en

cambio los reservorios laminados tienen una permeabilidad vertical pobre, por lo

que un pozo horizontal no es una opción debido a que la producción será

severamente limitada por la permeabilidad vertical, mientras que en un reservorio

con capas existe suficiente permeabilidad vertical lo que aumentaría la producción

del pozo en este tipo de patrón.

Otro ejemplo está en los pozos verticales, los cuales pueden proporcionar una

producción excelente en formaciones con una movilidad moderada, En cambio un

pozo inclinado puede producir un aumento marginal en la productividad sobre un

pozo vertical.

En reservorios laminados con alta movilidad, una empaquetadura o tapón puede

proveer un control de arenas y eso significa que se podría bypassear un daño a la

formación si esa existiese. Mientras que un reservorio hidráulicamente fracturado y

con baja movilidad, es preferido ante cualquier otra opción porque este caso

proporciona un sumidero plano efectivo incrementando la productividad del pozo.

Para reservorios laminados y delgados, la fractura hidráulica en pozos horizontales

puede ser la elección óptima porque mientras más largo el pozo proporciona mayor

alcance optimizando el drenaje del volumen en el pozo.

Un pozo vertical convencional, puede aumentar la productibilidad del campo

mezclando la producción de múltiples capas.

El pozo vertical convencional producción de múltiples capas. Productividad y de

almacenamiento de contrastes de capacidad pueden resultar en el agotamiento

diferencial de capas que no están en comunicación hidráulica vertical que no sea en

el pozo

Un solo pozo horizontal no es una opción para reservorios laminados porque solo

se produce de una sola capa, pero si se tuviese entradas laterales apiladas sería

una estrategia mucha más efectiva.

Los pozos inclinados pozo inclinado ofrece una estrategia menos costosa para

aumentar la productividad en reservorios laminados, pero su importancia está en

que al momento de hacer el diseño de la inclinación y trayectoria del pozo, el

desarrollo de la perforación puede archivar bastante información sobre las

formaciones vecinas, obteniendo un control conforme.

Un pozo inclinado puede ser más rentable que la fracturación hidráulica o un pozo

horizontal, a condición de que la relación de la permeabilidad vertical al horizontal

no es demasiado pequeño.

Fracturas hidráulicas a lo largo de un pozo horizontal puede compensar una

reducción de la productividad causada por la baja permeabilidad vertical en un

depósito de espesor.

Todos estos ejemplos citados tienen estimaciones analíticas en tiempo real e indican

que la recuperación eficiente es independiente de la tasa de producción con un fuerte

manejo de agua de fondo. EhligEconomides muestro que la relación entre recuperación

y el espaciamiento entre pozos paralelos horizontales es

= 0.5236 ℎ + ⎝⎜⎛ 3 ℎ − 0.52.5 ⎠⎟

⎞Y que la eficiencia de recuperación es una simple función del medio espaciamiento

entre pozos: = 3 ℎ2Y el medio espaciamiento entre pozos óptimo es:

, = ℎDónde:

rv, Es la fracción del volumen drenado del pozo ocupado por la cresta al tiempo del

avance del agua.

zw, Apartamiento del pozo a partir de un contacto petróleo-agua

h, Espesor de la columna de petróleo

xe, Espaciamiento efectivo

Kh, Permeabilidad horizontal

Kv, Permeabilidad vertical

1.7. EJECUCIÓN DE ESTIMULACIÓNUna buena comprensión de la ejecución del trabajo es necesaria para tomar decisiones

sobre la aplicabilidad y el riesgo de diversos tratamientos. Al igual que con cualquier

trabajo bien, básicos procedimientos de seguridad deben ser desarrollados y seguidos

para evitar una falla catastrófica del tratamiento, lo que podría dar lugar a daños o

pérdida del bien, personal y equipo. Las normas específicas y procedimientos de

operación se han desarrollado para la estimulación tratamientos, que si se siguen

pueden conducir a una operación segura, suave y predecible. Capítulos11 y 19

totalmente las preocupaciones de ejecución detalle.

1.7.1. Estimulación de la matriz.Estimulación de la matriz, principalmente acidificación, es el original y tratamiento de

estimulación más simple. Más que 40.000 tratamientos ácidos se bombean cada año

en aceite y pozos de gas. Estos tratamientos (Fig. 1-22) típicamente involucrar a las

pequeñas tripulaciones y un equipo mínimo. El equipo generalmente consiste de una

baja potencia, bomba alternativa de acción simple, una centrífuga de alimentación y

tanques de almacenamiento de ácido y fluidos rasantes. Equipo de mezcla se utiliza

cuando se añaden sólidos para el tratamiento.

El proceso más común es que los fluidos sean premezclada en las instalaciones de la

compañía de servicio y luego transportados a la ubicación. Esto permite que la mezcle

pequeños volúmenes con precisión, controlando ambiental peligros. Los fluidos son

bombeados con poco esfuerzo o riesgos de calidad

Figura: 1-22 Matrix tratamiento de estimulación utilizando una unidad de tuberíaflexible, camión bomba y transporte de fluidos.

1.7.2. El fracturamiento hidráulico.A diferencia de estimulación de la matriz, la fracturación puede ser uno de los

procedimientos más complejos realizados en un pozo (Fig. 1-23). Esto se debe en

parte a los altos precios y presiones, gran volumen de materiales inyectados, continúa

mezcla de materiales y gran cantidad de variables desconocidas para el diseño de

ingeniería de sonido.

Figura: 1-23. Esta gran tratamiento de fracturamientoutiliza 25.000 caballos de fuerza hidráulica y 1,54millones gal de fluido de fracturación colocar 6,3

millones de lbm agente apuntalar. El trabajo duró 11horas.

La presión de fracturación es generado por sola acción las unidades de bombeo de

movimiento alternativo que tienen entre 700 y 2.000 caballos de fuerza hidráulica (Fig.

1-24). Estas unidades funcionan con diesel, turbina o motores eléctricos. Las bombas

son especialmente diseñadas y tener no sólo limita los caballos de fuerza, pero

especificación de trabajo límites. Estos límites son normalmente conocidos (por

ejemplo, menor émbolos proporcionan una mayor presión de trabajo y tasas más

bajas). Debido a la naturaleza erosiva del material la alta eficiencia de la bomba se

mantiene o se puede producir falla de la bomba. Los límites normalmente se cumplen

al utilizar altas velocidades de fluido y altas concentraciones de apuntalante (18 ppp).

Hay pueden ser numerosas bombas en un puesto de trabajo, dependiendo de la

diseño.

Figura: 1-24. Un millar de unidad de bombeo potencia hidráulica.

El sistema de fluido de fracturación de equipos de mezcla, agrega el agente de sostén

y suministra esta mezcla a las bombas de alta presión. La suspensión puede ser

continuamente mezclado por el equipo (. Fig 1-25) o por lotes mezclado en los tanques

de almacenamiento de fluidos. El lote mezclado fluido se mezcla luego con agente de

sostén en un continuo corriente y se alimenta a las bombas.

Figura 1-25. Para este tratamiento de fracturamiento, el agente deapuntalamiento se introdujo en el fluido de fracturación a través detransportadores a la licuadora. La licuadora agrega el agente apoyando elcontinuo fluido de fracturación mixto (la creación de una suspensión) ydescargar la suspensión para el equipo de bombeo de alta presión.

GLOSARIOEfecto (Skin) =El daño de la formación se puede definir como una reducción de la

permeabilidad en una zona productora en la vecindad del pozo, donde tal reducción

puede ser causada durante la perforación, completación o producción del pozo,

mediante la invasión del lodo de perforación hacia la formación, hinchamiento de las

arcillas y precipitaciones químicas. El daño se expresa en valores de unidad de daño.

Cuando una formación tiene un valor de daño mayor que cero (S>0), por lo que existirá

reducción de la permeabilidad; cuando el pozo no tenga daño (S=0), y si (S<0) el pozo

está estimulado.

IPR(inflow performance relationship) = la relación funcional entre el caudal de

producción y la presión dinámica de fondo. El IPR se define en el rango de presión

desde la presión promedio de reservorio y la presión atmosférica. El caudal

correspondiente a la presión atmosférica, como presión dinámica de fondo, se define a

flujo potencial completamente abierto al pozo (Qmax), mientras que el caudal a la

presión promedio del reservorio en fondo, es siempre cero.

Anisotropía= Variación predecible de una propiedad de un material con la dirección en

la que se mide, lo cual puede producirse en todas las escalas. Para un cristal de un

mineral, la variación de las propiedades físicas observada en diferentes direcciones es

la anisotropía. En las rocas, la variación de la velocidad sísmica medida en sentido

paralelo o perpendicular a las superficies de estratificación es una forma de anisotropía.

Observada a menudo donde los minerales laminares, tales como las micas y las

arcillas, se alinean en forma paralela a la estratificación depositacional a medida que se

compactan los sedimentos, la anisotropía es común en las lutitas.

Bypassear = Deriva del verbo to buypass que significa hacer un rodeo para evitar un

obstáculo. Para los hablantes de español el sustantivo by- pass (que significa vía de

circunvalación, o desvío, derivación)

Treatment = sustantivo de tratamiento o purificación

Downdip = buzamiento hacia abajo

CAPITULO 2: CARACTERIZACIÓN FORMACIÓN:

PRUEBAS DE POZOS Y YACIMIENTOS

1. INTRODUCCIÓN.La evolución de las pruebas de pozos y reservorios, se ha sometido a través de tres

etapas importantes, cada uno de los cuales son pruebas interpretadas y la información

que se puede extraer de ellos. Estos tres acontecimientos importantes son el línea

recta semilogarítmica (análisis de Horner), gráfico de diagnóstico (log-log) y derivado

basado en registro. Ellos se describen brevemente en el siguiente texto.

1.8. 2. DESARROLLO.1.8.1. 3.1. Horner, análisis semilogarítmicoUtilizando la aproximación semilogarítmica de la solución de la ecuación diferencial

parcial (ecuación 1-18) se muestra en el capítulo 1 y el empleo del principio de

superposición, Horner (1951) presentó el pilar para análisis de la acumulación, que,

apropiadamente, fue nombrado después de él.

Suponiendo flujo radial infinita de acción, la expresión para es el cierre en el Pws

presión en psi

(2-1)

Dónde: pi es la presión del depósito inicial en (psi), q es la tasa durante el período que

fluye en el STB / D, B es el factor de volumen de formación en RB / STB, μ es la

viscosidad en cp, k es la permeabilidad en md, h es la espesor del yacimiento en pies,

Tp es la productora (que fluye) tiempo en horas, y Δt es el tiempo transcurrido desde

shut-in en horas. Una gráfica semilogarítmico de log ([tp + Δt] / Δt) versus Pws deben

formar una línea recta (Fig. 2-1) con el pendiente igual a

(2-2)

De la cual el K desconocido, o kh si h también no es conocida. Aunque desde una

visual observación de varias líneas rectas a través de los datos son generalmente

plausibles, la cuestión de cuál de ellos es la correcta se resuelve en la siguiente

sección.

Figura 2-1: Análisis de los datos de la acumulación de presión en una parcela

semilogarítmico. Las flechas indican inicio y final de lineal semilogarítmico.

A partir de la extensión de la línea recta de t = 1 h, el valor de la presión P1hr se puede

extraer, y el análisis de Horner sugiere que el efecto superficial s, pueda ser calculado

por:

(2-3)

El valor de Pwf(Δt=0) es el último valor de la presión de flujo de fondo de pozo , m es la

pendiente de la recta, φ es la porosidad (sin unidades), Ctes la compresibilidad total de

en psi-1, rw es el radio del pozo en pies, y la constante 3.23 es para tener en cuenta las

unidades de campos petroleros y la conversión de Ln para registrar.

Para una utilización (que fluye) probar una similar ecuación lineal semilogarítmica:

(2-4)

y por efecto superficial.

(2-5=

Dos razones hacen las pruebas de acumulación mucho más populares y fiable que las

pruebas de disposición en:

• Ambas soluciones implican tasa q constante. Aunque esto es difícil de lograr para

reducción, para la acumulación de la tasa es constante y simplemente igual a cero.

Fluctuaciones de los tipos antes de la acumulación puede ser "Suavizada" mediante la

definición de una producción equivalente tiempo como

(2-6)

Donde Np es la producción y qlast acumulada es el último caudal. Ecuación 2-6 se

puede demostrar que ser una aproximación razonable, fundamentalmente basado en el

principio de superposición.

1.8.2. 2.2. Gráfico Log-logH.J. Ramey y sus colaboradores introdujeron el log-log graficar como un medio para

diagnosticar la presión del pozo. El primero de estos documentos de señal es por

Agarwal et al. (1970).

Figura 2-2 presenta un poco la presión común patrones de respuesta para una prueba.

Pozo en tiempo temprano se manifiestan con una pendiente en el gráfico log-log.

Figura 2-2 contiene dos conjuntos de curvas. El primer grupo, a la izquierda, representa

una reducción de almacenamiento del pozo que se puede lograr con un el fondo del

pozo de cierre por la acumulación de presión. El segundo conjunto es la respuesta con

la superficie de cierre o una reducción prueba.

Figura 2-2: Representación logarítmica de los datos de la acumulación de presión.

Esto se explica y se justifica en la siguiente sección. Aunque el lector no está

familiarizado con otra presión / presión de las respuestas derivadas, la minimización de

los efectos de almacenamiento del pozo puede revelar ciertos patrones en tiempo

temprano que están distorsionados de lo contrario o totalmente enmascarado.

Matemáticamente, la relación de adimensional de presion PD (que es exactamente

proporcional a la verdadera ΔP) frente a TD tiempo adimensional durante los efectos de

almacenamiento del pozo es:

(2-7)

Donde Cd es el coeficiente de almacenamiento del pozo sin dimensiones (Definido en

la Sección 2-3.5).

Agarwal et al. (1970) sugirieron también una regla de pulgar según la cual de flujo

radial infinita de acción sería separado desde el extremo de almacenamiento del pozo

efectos de 1 1/2 ciclos logarítmicos de tiempo. Los datos después de este período de

transición puede ser trazada en la semilogarítmica parcela y se analizaron como se

sugiere en el anterior sección.

Por lo tanto, el análisis de la prueba se convirtió en una tecnología que consiste de

diagnóstico utilizando el gráfico log-log en un patrón ejercicio de reconocimiento para

encontrar el comienzo de la correcta línea recta seguida por la semilogarítmica parcela

en la determinación de la permeabilidad y el efecto superficial. Para el retiro diario de

registro gráfico de diagnóstico, la variables adecuadas a parcela son p i – pwf en función

de t (De nuevo, pi es más probable desconocido) y para la acumulación los Pws mucho

más convenientes – Pwf (Δt = 0) frente a Δt.

Hay tres problemas con el gráfico doble logarítmico de diferencia de presión en función

del tiempo, y que afectan tanto el análisis de probabilidad de Horner y la única

determinación de otros yacimientos y así variables:

1.8.3. 2.3. Derivada de la presión en el pozoCuando se diferencia la PD presión adimensional con respecto al logaritmo natural de

adimensional tiempo tD, entonces:

(2-8)

Donde PD 'es la derivada de presión adimensional con respecto al tiempo adimensional

tD.

El uso de esta particular forma de derivado de la presión representa un gran avance en

la presión transitoria análisis. Fue presentado por primera vez a la literatura petrolera

por Bourdet et al. (1983). Figura 2-3 representa la solución completa de Gringartenet al.

Figura 2-3: Curvas tipo adimensionales para la caída de presión y derivada de un

depósito de acción infinita con pozo almacenamiento y efecto superficial (véase la

discusión del uso de curvas tipo en Bourdet et al., 1983).

Durante efectos de almacenamiento del pozo, la dimensión la presión está relacionada

con el tiempo adimensional y almacenamiento del pozo sin dimensiones por la

ecuación. 2-7, que, cuando diferenciado y se combina con la ecuación. 2-8, los

rendimientos

(2-9)

Sobre el papel log-log, esto muestra una línea recta exactamente como lo hace la

presión adimensional. Durante el período de flujo radial y cuando el semilogarítmico

aproximado está en efecto (Ec. 1-19):

(2-10)

y, por lo tanto, la curva derivada adimensional en tarde tiempo tiende a un valor

constante igual a 0,5. En general, si

(2-11)

Donde m es igual a 1,0 para el almacenamiento del pozo, 0,5 para flujo lineal y 0,25

para el flujo bilineal, a continuación:

(2-12)

En coordenadas log-log implica que la derivada curva es paralela a la curva de presión

partido verticalmente por log m.

2.4. Estimación de parámetros de datos de la presión transitoriaLos patrones identificados en los datos transitorios de presión son fáciles de reconocer,

ya sea por su forma o su derivado pendiente en el terreno de diagnóstico log-log. Cada

uno de estos patrones refleja una geometría de flujo, permite el cálculo de parámetros

del yacimiento. Ehlig- Economides (1995) resumió diversos cálculos basado en

ecuaciones de régimen de flujo.

2.4.1. FLUJO RADIAL

Se ilustra por la línea de corriente de flujo geometrías mostradas en la figura. 2-5. Los

parámetros del flujo radial son la permeabilidad, efecto de piel y la presión del

yacimiento. Además, el tiempo de inicio para flujo radial indica el radio efectivo del

cilindro a la que el flujo converge, y la salida tiempo de flujo radial indica la distancia a

lo característica sirve como un obstáculo para la radial continua propagación de la

señal de presión en la formación.

El análisis del régimen de flujo radial cuantifica la permeabilidad en el plano de flujo

convergente, la permeabilidad del yacimiento puede ser determinado a partir de La

ecuación. 2-2:

Donde m es el valor absoluto de la pendiente de una semilogarítmica.Las constantes

de conversión de unidades en este y otras ecuaciones se proporcionan en laTabla 2-1.

Para los pozos verticales, la Permeabilidad se determina a partir de flujo radial. Natural

fracturas y características de deposición tales como estratificación cruzada dar lugar a

una dirección de flujo preferencial de la permeabilidad en el plano de

estratificación.Como por ejemplo en la figura 2-5:

Figura 2-5.Flujo radial

Para los pozos verticales, la Permeabilidad se determina a partir de flujo radial. Natural

fracturas y características de deposición tales como estratificación cruzada dar lugar a

una dirección de flujo preferencial de la permeabilidad en el plano de

estratificación.Como por ejemplo en la figura 2-5:

Figura 2-5.Flujo radial

Para los pozos verticales, la Permeabilidad se determina a partir de flujo radial. Natural

fracturas y características de deposición tales como estratificación cruzada dar lugar a

una dirección de flujo preferencial de la permeabilidad en el plano de

estratificación.Como por ejemplo en la figura 2-5:

Figura 2-5.Flujo radial

Figura 2-5a muestra el flujo radial hacia una parte de el pozo vertical. Esto ocurre

inicialmente cuando así penetra sólo parcialmente la formación, cuando el pozo está

sólo parcialmente completado en la formación de perforación o de la finalización daños.

Las zonas sombreadas en cada uno de los diagramas de flujo de régimen representar

el volumen aproximado atravesado por la perturbación de la presión en expansión.

Cuando la respuesta transitoria termina con un nivel derivado, la radio experimental de

investigación se calcula con la ecuación. 2-15, igual al transcurridotiempo asociado con

el último punto de datos. Un alza desviación de una tendencia derivada de la presión a

nivel corresponde a una barrera de flujo a una distancia d.

2.4.2. FLUJO LINEAL

El Flujo lineal es el segundo más comúnmente observado por su régimen de flujo. Se

caracteriza por fluir en la formación. Figura 2 - 6ª ilustra flujo lineal a un plano de

fractura vertical,y . Fig. 2 -6b muestra el flujo lineal para un pozo horizontal. Ambos

regímenes de flujo ocurren antes pseudoradialflujo, y su duración depende de la

longitud de la fractura, o la longitud productiva en el caso de un pozo horizontal. Figura

2 - 6C muestra lineal flujo resultante de la forma alargada del depósito.

Figura 2-5. Geometría del flujo radial

Figura 2-5a muestra el flujo radial hacia una parte de el pozo vertical. Esto ocurre

inicialmente cuando así penetra sólo parcialmente la formación, cuando el pozo está

sólo parcialmente completado en la formación de perforación o de la finalización daños.

Las zonas sombreadas en cada uno de los diagramas de flujo de régimen representar

el volumen aproximado atravesado por la perturbación de la presión en expansión.

Cuando la respuesta transitoria termina con un nivel derivado, la radio experimental de

investigación se calcula con la ecuación. 2-15, igual al transcurridotiempo asociado con

el último punto de datos. Un alza desviación de una tendencia derivada de la presión a

nivel corresponde a una barrera de flujo a una distancia d.

2.4.2. FLUJO LINEAL

El Flujo lineal es el segundo más comúnmente observado por su régimen de flujo. Se

caracteriza por fluir en la formación. Figura 2 - 6ª ilustra flujo lineal a un plano de

fractura vertical,y . Fig. 2 -6b muestra el flujo lineal para un pozo horizontal. Ambos

regímenes de flujo ocurren antes pseudoradialflujo, y su duración depende de la

longitud de la fractura, o la longitud productiva en el caso de un pozo horizontal. Figura

2 - 6C muestra lineal flujo resultante de la forma alargada del depósito.

Figura 2-5. Geometría del flujo radial

Figura 2-5a muestra el flujo radial hacia una parte de el pozo vertical. Esto ocurre

inicialmente cuando así penetra sólo parcialmente la formación, cuando el pozo está

sólo parcialmente completado en la formación de perforación o de la finalización daños.

Las zonas sombreadas en cada uno de los diagramas de flujo de régimen representar

el volumen aproximado atravesado por la perturbación de la presión en expansión.

Cuando la respuesta transitoria termina con un nivel derivado, la radio experimental de

investigación se calcula con la ecuación. 2-15, igual al transcurridotiempo asociado con

el último punto de datos. Un alza desviación de una tendencia derivada de la presión a

nivel corresponde a una barrera de flujo a una distancia d.

2.4.2. FLUJO LINEAL

El Flujo lineal es el segundo más comúnmente observado por su régimen de flujo. Se

caracteriza por fluir en la formación. Figura 2 - 6ª ilustra flujo lineal a un plano de

fractura vertical,y . Fig. 2 -6b muestra el flujo lineal para un pozo horizontal. Ambos

regímenes de flujo ocurren antes pseudoradialflujo, y su duración depende de la

longitud de la fractura, o la longitud productiva en el caso de un pozo horizontal. Figura

2 - 6C muestra lineal flujo resultante de la forma alargada del depósito.

Figura 2-5. Geometría del flujo radial

Esto se puede observar en los pozos situados entre fallas paralelas o en arenas

alargadas como fluviales o canales marinos profundos. También puede ocurrir flujo

lineal a una fractura horizontal poco profunda o unhipersensibilidad.

2.4.3. EL FLUJO ESFÉRICO

Regímenes de flujo esférico y semiesférico se ilustran en la figura 2-8 como racionaliza

convergentes a un punto.

Figura 2-8. Regímenes de flujo esférico y semiesférico

Estos regímenes de flujo aparecen parcialmente parcialmente completados. Los

parámetros detectada por flujo esférica son la permeabilidad esférica, dada por ksph =

√ kHkV , y las distancias entre el intervalo de flujo y los límites de capas.

La trama flujo esférico es la presión en función de la reciprocidad de la raíz cuadrada

del tiempo transcurrido. La ecuación para determinar la permeabilidad esférica desde la

porción de línea recta de un complot flujo esférico es:

Además, la salida de flujo esférica causado por el límite más cercano en el que fluye el

intervalo se produce en el momento en que satisface la siguiente:

Dónde: zw es la elevación del punto medio de las perforaciones desde el fondo del

depósito.

2.4.4. POROSIDAD DUAL

La doble porosidad resulta del Comportamiento de flujo en el reservorio, el cual

contienen heterogeneidades internas distribuidas, que son de alto contraste

característica del flujo que se produce principalmente en una formación de alta

permeabilidad la cual representa una pequeña fracción de la formación el coeficiente

de almacenamiento. Ejemplos son naturalmente fracturados embalses y sistemas de

laminados de finas capas de alta permeabilidad.

Comportamiento de doble porosidad puede aparecer durante cualquiera de los

regímenes de caudal y complica el análisis de transitorio. Reconocer y caracterizar el

comportamiento del flujo de doble porosidad es extremadamente importante para la

estimación de reservas, la planificación de trayectoria y pozos horizontales, y el diseño

de la estimulación y el post-tratamiento.

Los dos parámetros que caracterizan la doble porosidad son:

ω coeficiente de almacenamiento, es esencialmente la fracción de petróleo o gas

almacenado en el sistema de fisura.

λ coeficiente de flujo interporoso , la doble porosidad t inicial su comportamiento

está en función a los dos parámetros indicados anteriormente :

Del mismo modo, el tiempo de final de la doble porosidad tendrá un comportamiento

que se observa en la ecuación:

Y el tiempo mínimo está dada por Bourdet et al. (1983) como se muestra en la

siguiente ecuación.

Los reservorios de doble porosidad son propensos a exhibir comportamientos de flujo

altamente anisotrópico. Altamente estratificados es por eso que estos sistemas

generalmente tienen un considerable contraste horizontal y la permeabilidad vertical,

mientras que de forma natural estos sistemas fracturados por lo general tienen un flujo

preferencial dirección orientada paralela a las fracturas naturales.

Formaciones laminadas favorecen a los pozos verticales; mientras que los pozos

horizontales son particularmente atractivos en fracturas de embalses.

Observancia de los transitorios de doble porosidad debe dar lugar a mediciones o

análisis adicionales para establecer la dirección y la magnitud de la permeabilidad

implícita anisotropías.

2.5. Almacenamiento del pozo y pseudoestableAlmacenamiento del pozo y pseudoestable presenta resultados de la compresión o

expansión de fluido en un limitado volumen. Para el almacenamiento del pozo es

importante el volumen de control; para pseudoestable el depósito es el volumen de

drenaje. Ambos casos son sensibles principalmente a dos parámetros, la

compresibilidad del fluido y el volumen de control, pero otros factores determinan su

aparición y duración. Ambos son reconocidos por la unidad de la pendiente tendencia

en la derivada de presión.

2.6. Metodología de interpretación de pruebasInterpretación de los datos de prueba transitoria implica los siguientes pasos:

• Procesamiento de datos

• Diagnóstico modelo

• Análisis de régimen de caudales

• Regresión no lineal.

En la etapa de procesamiento de datos, los datos para el análisis se extraen de los

establecidos como una serie de datos completos de uno o más transitorios, cada uno

de los cuales es una respuesta a un único cambio de paso en la tasa de superficie.

Para el diagnóstico modelo, el cambio de presión y su derivada se calculan a partir

de los datos, incorporando todo tipo de superficie reciente transitoria los cambios en el

tiempo de superposición utilizados para la diferenciación de datos.

• Ejemplo Prueba post-tratamiento fracturada hidráulicamente

Este ejemplo ilustra una respuesta de prueba transitoria después de un tratamiento de

la fractura hidráulica en alta permeabilidad. Figura 2-9 es un gráfico log-log de

diagnóstico de los datos de disposición, obtenida con un dispositivo de medición de

presión de fondo de pozo. El flujo de régimen identificado en la respuesta transitoria

son pozo almacenamiento, flujo bilineal y el flujo radial. El flujo de tasa de este pozo fue

de más de 3600 STB / D.

Conductividad de la fractura sin dimensiones

CfD = (1,900) / (12,5) (100) = 1,5

Y de la (dato) sf + ln (xf / rw) = 1,3. Debido rw = 0,328, se tiene una longitud media de

fractura de 90 pies, que es suficientemente cerca. Con estos parámetros de partida,

una simulación inicial para la respuesta transitoria para los datos de la figura. 2-10.

Regresión no lineal de los parámetros de pozos y yacimientos a variar hasta un punto

se encuentra optimizado para la totalidad respuesta, como se muestra en la Fig. 2-11.

El parámetro final estimaciones son C = 0,005 bbl / psi, k= 12 md, Xf = 106 pies y la

CpD = 1.6.

Figura 2-9. Representación logarítmica diagnóstica por la prueba post-tratamiento

después de la fracturación hidráulica.

2.7. Análisis de la mediciónCuando el cierre del fondo de pozo no es una opción, puede ser determinado por la

prueba de almacenamiento del pozo. Una alternativa en la Fig. 2-12 a la prueba

convencional es la acumulación diseñada para adquirir las mediciones de fondo de

pozo ya sea el caudal y la presión usando un registro de producción. Los mejores datos

adquiridos con tales pruebas son durante disposición del crédito, pero el procesamiento

de datos adicionales es necesario para el diagnóstico modelo.

En este caso un análogo para el cambio de presión es la presión de la velocidad

normalizado (RNP), calculado como la relación de la presión cambiar a la variación del

tipo de flujo de datos adquiridos en el mismo instante en el tiempo. El cambio de

presión (flujo cambio de tarifa) es la diferencia entre el fondo del pozo presión

(velocidad de flujo) medido en cualquier tiempo transcurrido t desde el inicio del

transitorio de prueba y la presión de fondo de pozo (velocidad de flujo) medida en el

inicio de ese transitorio. Esta adquisición de datos y la técnica de procesamiento

reducen la duración de almacenamiento de pozo en una reducción prueba por la misma

cantidad que el fondo del pozo de cierre se hace en una prueba de acumulación.

Algunos pocillos con flujo mezclados de varias capas están equipadas con manguitos

deslizantes. Esto permite fluir desde una capa en particular a ser apagado por el cierre

del manguito.

Figura 2-12. Adquisición de velocidad de flujo y la presión transitoria datos.

Estas terminaciones permiten una prueba más directa de la capa, como se

esquematiza en la figura. 2-13. muestra dos medidores de flujo espaciadas por encima

y por debajo de los puertos de flujo del manguito de deslizamiento. El medidor de

caudal por encima de la apertura de las medidas de la velocidad de flujo q2 de las

capas de la manga 2 y 3, así como las medidas más bajas del caudalímetro, los q1

tasa de flujo de la capa 3 solamente. Una resta simple, q2 (t)- q1 (t), permite la

medición directa del caudal de la capa, que se puede utilizar en el análisis RNP

descrito en el párrafo anterior.

Figura 2-13. Adquisición de velocidad de flujo y la presión transitoria datos para una

sola capa en una realización mezclados.

2.8. Pruebas de depósito en capasFormaciones en capas plantean problemas especiales para el depósito gestión que se

pueden abordar mejor capa por capa de caracterización de parámetros del yacimiento.

La prueba transitoria multicapa está diseñada para proporcionar la presión media,

índice de productividad, parámetros de pozos y yacimientos para dos o más capas

mezclados en un pozo común. Cuando un contraste en el rendimiento es evidente en

capas mezclados, esta prueba puede determinar el contraste debido a grandes

variaciones en los valores de kh de cada capa o a grandes variaciones en efecto skin.

En el primer caso, puede haber implicaciones para desplazamiento vertical de

inyección de agua. En este último caso, puede haber un reacondicionamiento para el

tratamiento se debe mejorar el rendimiento de capas con factores de la skin superiores.

Alternativamente, la prueba puede mostrar que se han reducido los efectos skin de

cada capa por un tratamiento de estimulación reciente.

La secuencia de la prueba transitoria de múltiples capas es la clave de su éxito. Esta

prueba fusiona estabilizando y las mediciones transitorias de la tasa de flujo y presión

utilizando una herramienta de registro de producción. Una secuencia de prueba típica

es se ilustra en la Fig. 2-14. la herramienta es situado por encima de la capa más baja.

Tras una breve pausa mientras que los sensores se equilibren a las condiciones de

pozo a esta profundidad, la velocidad de flujo se aumenta en la superficie dejando la

herramienta estacionaria a esta profundidad.

2.9. Prueba multilateral y pozos de diversas sucursalesLos pozos multilaterales y , más en general , sus sucursales pozos tienen dos o más

caminos y ramificación de un tronco principal común como en la figura . 2-16

.Finalización Dual cuerdas pueden segregar la producción de los caminos,así, pero

esto limita el número de sucursales. De lo contrario, la fluir de las ramas se mezcla en

el principal tronco. Si las salidas de rama del tronco se separó, entonces la tasa de flujo

se puede medir como discutido previamente, por la diferencia arriba y por debajo de la

sucursal o en el interior de un manguito deslizante en el principal tronco, en su caso.

Alternativamente, una secuencia de prueba análoga a la prueba transitoria de múltiples

capas con los datos adquirida en el tronco principal por encima de cada rama (Fig. 2-17

) permite el análisis de cada rama , con SIP análisis que proporciona las

productividades sucursales y transitoria análisis que proporciona un conjunto de

parámetros del modelo para cada rama. Si las salidas de sucursales no están

separados , la medición del caudal debe ser adquirida en la rama. Sensores de presión

y de caudal permanente instalado en la rama también podría proporcionar un medio

para probar la rama.

La selección del modelo para una rama depende de la trayectoria la geometría de la

sección, que puede ser vertical, inclinada u horizontal. Karakas et al .( 1991 ) publicado

una interpretación de una serie de pruebas en un pozo bilateral .

MECANISMO DE FORMACION DE LAS ROCAS DURANTE LA PRODUCCION

INTRODUCCION.

A partir de la ascensión, enfriamiento y posterior cristalización del magma componte del manto, que,como se sabe, es una hipotética materia en estado fluido rica en minerales, se forman las rocas. Lasrocas son agregados de minerales que se litifican; sus propiedades dependen del medio donde seoriginan y los factores ambientales que las han afectado.

En la naturaleza encontramos una gran variedad de rocas distribuidas de acuerdo con los procesos deformación en tres (3) grandes grupos: ígneas, sedimentarias y metamórficas; cada una de ellas presentacaracterísticas diferentes, tales como, forma, estructura interna, composición química y mineralógica,dando así paso a subclasificaciones.

En fin el estudio de los cristales las rocas y su formación, es de gran importancia para el desarrollo de lahumanidad y de la industria petrolera.

Diferentes procesos geológicos permiten enlazar los tres tipos de rocas entre sí, en lo que se denominael "Ciclo de las rocas".

El Ciclo de las Rocas pone en evidencia las relaciones que guardan entre sí los distintos tipos de rocascuando se los agrupa en función de los mecanismos que les dieron origen.

El denominado Ciclo de las Rocas, es una serie de procesos geológicos por los cuales uno de los tresgrandes grupos de rocas se forma a partir de los otros dos.

Este ciclo podría empezar con la generación de magma en el interior de la Tierra, donde lastemperaturas y presiones son lo suficientemente altas como para fundir las rocas preexistentes. Estaactividad interna de la Tierra se la denomina el episodio plutónico (esto deriva de Plutón, el dios romanode las profundidades).

El episodio plutónico significa que las rocas preexistentes son fundidas; los minerales, destruidos, y sucomposición química es uniformada, dando como resultado un líquido caliente denominado magma.Este, al ser de menor densidad tenderá a ascender, enfriarse y cristalizar, formando una roca ígneaplutónica. Esta última puede convertirse enroca metamórfica o ser destruida por la erosión, en cuyocaso puede llegar a constituir más tarde una roca sedimentaria.

Una roca en particular no tiene por qué recorrer inevitablemente este ciclo. No es necesario de que todaroca ígnea sea levantada de su lugar de formación y expuesta en superficie para que los agenteserosivos la ataquen y degraden, puede que una roca ígnea nunca llegue a la superficie, todo depende dela evolución geológica de la región.

El ciclo de las rocas nunca se acaba, siempre está operando de forma lenta y continua. Es aquí dondemejor se materializan los conceptos de gradualismo - actualismo de los fenómenos geológicos. Las rocasque alcanzaron la superficie son recicladas continuamente pero nosotros solo podemos ver la partesuperior del ciclo y debemos deducir los de la parte profunda a partir de evidencias indirectas.

Variedad de texturas de las rocas

En general se encuadra dentro del término textura la relación de forma y tamaño de los componentesde una roca, y de la manera en que se encuentran en contacto entre sí, ya se trate de fragmentos unidospor un material llamado cemento o de cristales.

La textura es un parámetro puramente descriptivo de gran utilidad a la hora de analizar el origen de lasrocas y sus condiciones de formación.

Algunas de las características texturales suelen ser analizadas para describir los distintos tipos de rocas yasí estudiarlas. La presencia o no de caras en los cristales que forman las rocas ígneas, la forma yrelaciones de tamaño en los fragmentos que componen las rocas sedimentarias y la presencia decristales que deformaron su entorno al crecer durante el proceso metamórfico, entre otrascaracterísticas.

Variedad de estructuras

La estructura de una roca es el conjunto de características a escala geológica y describe los aspectosderivados de la deformación de la corteza terrestre. La estructura comprende forma, dimensiones yarticulación de los componentes de las rocas.

Se consideran estructuras todos aquellos elementos que, más allá de la textura original de la roca,reflejan cambios menores en su composición y ordenamiento. Entre ellas podemos mencionar laaparición de venas, pliegues, fracturas, etcétera.

MECANISMOS DE FRACTURA HIDRAULICA EN LAS ROCAS

El fracturamiento hidráulico es una técnica aplicable en los trabajos de recuperación primaria ysecundaria de petróleo y en la estimación de esfuerzos en profundidad.

La técnica concebida originalmente en el año de 1.947 para incrementar el área de drenaje en pozospetroleros, consiste en la inyección de fluido a presión desde la superficie a través de una perforación opozo hasta una zona determinada del mismo, aislada por sellos, la cual sufrirá los efectos de la presiónhidráulica fracturándose en la dirección del máximo esfuerzo principal de confinamiento enprofundidad.

Una fractura comienza a propagarse dentro del lecho rocoso y la presión del fluido decrece comoconsecuencia del aumento en el volumen que ocupa el fluido Eventualmente, la presión ha decrecidotanto que no puede abrir más la roca, en este punto el sistema entra en un equilibrio estacionario. Lafractura obtenida produce un camino de alta permeabilidad que conecta el punto de extracción conzonas alejadas del reservorio.

El objetivo de esta publicación es observar la importancia de la simulación de este proceso ya que pormedio de un modelo de elementos discretos se obtiene información sobre la evolución de la presión delfluido y de la propagación de la fractura. Se ha desarrollado una simulación computacional del procesode fracturamiento hidráulico en pozos petrolíferos. El modelo se describe de la siguiente manera:considera la roca como un conglomerado de polígonos irregulares unidos por fuerzas de cohesiónproporcionales a sus constantes elásticas. El enlace entre dos polígonos se rompe cuando la separaciónentre ellos se hace suficientemente grande. La roca se somete a la presión de un fluido fracturante queabre la fractura. Se muestra la fractura obtenida y la evolución de la presión fracturante en el tiempo.

Las ecuaciones del modelo se resuelven de forma acoplada, discretizando la fractura en Volúmenes decontrol de igual longitud pero de altura variable y calculando iterativamente la presión y tasa de flujoque cumplan con principios de conservación (conservación de masa y cantidad de movimiento),establecidas ciertas condiciones iniciales y de borde.

La simulación requiere la modelación de las dos partes del problema: La roca y el fluido. Para modelar laroca, hemos utilizado la tesalización de Voronoi (Los Polígonos de Voronoi son una construccióngeométrica que permite construir una partición del plano euclídeo)

En método el sólido es dividido en polígonos de configuración aleatoria. Dos polígonos sienten unafuerza de cohesión proporcional a sus constantes elásticas:

Fx = ESεl (1a)Fy = GSεc (1b)

Donde el eje x es el paralelo al lado común de los dos polígonos y el y es perpendicular, E es el modulode Young Tensil del material, G el módulo de cizalla, S la sección del lado que comparten los dospolígonos y εl y εc son las deformaciones tensil y de cizalla Respectivamente. La fractura se modelacomo una ausencia de estas fuerzas de cohesión una vez que el enlace se deforma por encima de ciertovalor umbral.

Luego se observa como la presión alcanza un valor suficiente para romper la roca, el fluido puedeocupar un mayor volumen y la altura de la columna, y por tanto la presión, decrece. Cuando la presiónes lo suficientemente baja para no poder romper más la roca, el sistema entra en equilibrio y lasimulación se detiene.

Por lo que podemos decir que un simulador es capaz de resolver el problema del flujo de fluidos y de ladeformación elástica de la roca, asociado con la propagación de una fractura vertical inducidahidráulicamente dentro de una formación (homogénea e isotrópica) compuesta de tres capas condiferentes esfuerzos en sitio.

Tomando en cuenta que el ancho de la fractura se obtiene asumiendo un estado de esfuerzo plano y laaltura es formulada basado en el criterio del factor de intensidad de esfuerzo crítico. El flujo de fluidosse considera unidimensional en la dirección de la longitud, asumiendo un fluido fracturante no-Newtoniano, caracterizado por un modelo reológico de ley de potencia.

Donde el eje x es el paralelo al lado común de los dos polígonos y el y es perpendicular, E es el modulode Young Tensil del material, G el módulo de cizalla, S la sección del lado que comparten los dospolígonos y εl y εc son las deformaciones tensil y de cizalla Respectivamente. La fractura se modelacomo una ausencia de estas fuerzas de cohesión una vez que el enlace se deforma por encima de ciertovalor umbral.

Luego se observa como la presión alcanza un valor suficiente para romper la roca, el fluido puedeocupar un mayor volumen y la altura de la columna, y por tanto la presión, decrece. Cuando la presiónes lo suficientemente baja para no poder romper más la roca, el sistema entra en equilibrio y lasimulación se detiene.

Por lo que podemos decir que un simulador es capaz de resolver el problema del flujo de fluidos y de ladeformación elástica de la roca, asociado con la propagación de una fractura vertical inducidahidráulicamente dentro de una formación (homogénea e isotrópica) compuesta de tres capas condiferentes esfuerzos en sitio.

Tomando en cuenta que el ancho de la fractura se obtiene asumiendo un estado de esfuerzo plano y laaltura es formulada basado en el criterio del factor de intensidad de esfuerzo crítico. El flujo de fluidosse considera unidimensional en la dirección de la longitud, asumiendo un fluido fracturante no-Newtoniano, caracterizado por un modelo reológico de ley de potencia.

Donde el eje x es el paralelo al lado común de los dos polígonos y el y es perpendicular, E es el modulode Young Tensil del material, G el módulo de cizalla, S la sección del lado que comparten los dospolígonos y εl y εc son las deformaciones tensil y de cizalla Respectivamente. La fractura se modelacomo una ausencia de estas fuerzas de cohesión una vez que el enlace se deforma por encima de ciertovalor umbral.

Luego se observa como la presión alcanza un valor suficiente para romper la roca, el fluido puedeocupar un mayor volumen y la altura de la columna, y por tanto la presión, decrece. Cuando la presiónes lo suficientemente baja para no poder romper más la roca, el sistema entra en equilibrio y lasimulación se detiene.

Por lo que podemos decir que un simulador es capaz de resolver el problema del flujo de fluidos y de ladeformación elástica de la roca, asociado con la propagación de una fractura vertical inducidahidráulicamente dentro de una formación (homogénea e isotrópica) compuesta de tres capas condiferentes esfuerzos en sitio.

Tomando en cuenta que el ancho de la fractura se obtiene asumiendo un estado de esfuerzo plano y laaltura es formulada basado en el criterio del factor de intensidad de esfuerzo crítico. El flujo de fluidosse considera unidimensional en la dirección de la longitud, asumiendo un fluido fracturante no-Newtoniano, caracterizado por un modelo reológico de ley de potencia.

Se considera la inyección de múltiples etapas de mezcla (inmiscibles), con diferentes tipos de partículasy concentraciones, a una tasa de inyección variable durante el tratamiento.

Finalmente, se evalúa la ejecución acoplada de los diferentes modelos en un pozo bajo condicionesrepresentativas de la industria petrolera, con el propósito de determinar la rentabilidad de la aplicaciónde un tratamiento de estimulación y su comportamiento con el tiempo.

Por lo cual es evidente la gran importancia de simular el proceso de fracturamiento ya que nos permiteresolver el problema del flujo de fluidos y de la deformación elástica de la roca, así como el balance demasa en la fractura considera cambios en la sección transversal de la misma y pérdidas de fluido porfiltración hacia la formación, despreciando el intercambio de calor.

Sin dejar de mencionar que se puede modelar el transporte del agente apuntalante en el fluido (mezcla)y calcula la suspensión y deposición del mismo a lo largo de la fractura. Adicionalmente, se puededisponer de un modelo de post-fractura y un modelo económico para evaluar la rentabilidad de laaplicación del tratamiento.

ORIENTACION DE LA FRACTURA HIDRAULICA

Se puede decir que todas las formaciones pueden ser fracturadas; sin embargo, algunas formacionesresponden mejor que otras al tratamiento dependiendo de la dureza de la roca, de su plasticidad, de lascargas superiores.

La mecánica de la iniciación y la extensión de la fractura, y la geometría de fractura resultante estánrelacionados a la condición de esfuerzo de la perforación del pozo, las propiedades de la roca, lascaracterísticas del fluido de fracturación y la formación en que se inyecta el fluido.

Cada punto en una formación está bajo la acción de esfuerzos causados por la sobrecarga de los estratoso el movimiento tectónico. La existencia de los esfuerzos en la roca generan las fallas, corrimiento y elmontaje de los estratos; un estudio de las rocas de un yacimiento sirve para predecir la dirección de losesfuerzos presentes, sin embargo, obtener la información es imposible desde el punto de vista teórico oexperimental

Matemáticamente hay tres esfuerzos actuando en un punto, dependiendo de las direcciones, por efectode espacio se consideran solo tres direcciones mutuamente perpendiculares y actuando en el sistemaque se considere; por lo tanto en un sistema de esfuerzos las tres direcciones son el resultado de unconjunto de esfuerzos actuando independientemente.

La fractura se genera perpendicular al menor esfuerzo y se extiende paralela al esfuerzo medio

Se considera la inyección de múltiples etapas de mezcla (inmiscibles), con diferentes tipos de partículasy concentraciones, a una tasa de inyección variable durante el tratamiento.

Finalmente, se evalúa la ejecución acoplada de los diferentes modelos en un pozo bajo condicionesrepresentativas de la industria petrolera, con el propósito de determinar la rentabilidad de la aplicaciónde un tratamiento de estimulación y su comportamiento con el tiempo.

Por lo cual es evidente la gran importancia de simular el proceso de fracturamiento ya que nos permiteresolver el problema del flujo de fluidos y de la deformación elástica de la roca, así como el balance demasa en la fractura considera cambios en la sección transversal de la misma y pérdidas de fluido porfiltración hacia la formación, despreciando el intercambio de calor.

Sin dejar de mencionar que se puede modelar el transporte del agente apuntalante en el fluido (mezcla)y calcula la suspensión y deposición del mismo a lo largo de la fractura. Adicionalmente, se puededisponer de un modelo de post-fractura y un modelo económico para evaluar la rentabilidad de laaplicación del tratamiento.

ORIENTACION DE LA FRACTURA HIDRAULICA

Se puede decir que todas las formaciones pueden ser fracturadas; sin embargo, algunas formacionesresponden mejor que otras al tratamiento dependiendo de la dureza de la roca, de su plasticidad, de lascargas superiores.

La mecánica de la iniciación y la extensión de la fractura, y la geometría de fractura resultante estánrelacionados a la condición de esfuerzo de la perforación del pozo, las propiedades de la roca, lascaracterísticas del fluido de fracturación y la formación en que se inyecta el fluido.

Cada punto en una formación está bajo la acción de esfuerzos causados por la sobrecarga de los estratoso el movimiento tectónico. La existencia de los esfuerzos en la roca generan las fallas, corrimiento y elmontaje de los estratos; un estudio de las rocas de un yacimiento sirve para predecir la dirección de losesfuerzos presentes, sin embargo, obtener la información es imposible desde el punto de vista teórico oexperimental

Matemáticamente hay tres esfuerzos actuando en un punto, dependiendo de las direcciones, por efectode espacio se consideran solo tres direcciones mutuamente perpendiculares y actuando en el sistemaque se considere; por lo tanto en un sistema de esfuerzos las tres direcciones son el resultado de unconjunto de esfuerzos actuando independientemente.

La fractura se genera perpendicular al menor esfuerzo y se extiende paralela al esfuerzo medio

Se considera la inyección de múltiples etapas de mezcla (inmiscibles), con diferentes tipos de partículasy concentraciones, a una tasa de inyección variable durante el tratamiento.

Finalmente, se evalúa la ejecución acoplada de los diferentes modelos en un pozo bajo condicionesrepresentativas de la industria petrolera, con el propósito de determinar la rentabilidad de la aplicaciónde un tratamiento de estimulación y su comportamiento con el tiempo.

Por lo cual es evidente la gran importancia de simular el proceso de fracturamiento ya que nos permiteresolver el problema del flujo de fluidos y de la deformación elástica de la roca, así como el balance demasa en la fractura considera cambios en la sección transversal de la misma y pérdidas de fluido porfiltración hacia la formación, despreciando el intercambio de calor.

Sin dejar de mencionar que se puede modelar el transporte del agente apuntalante en el fluido (mezcla)y calcula la suspensión y deposición del mismo a lo largo de la fractura. Adicionalmente, se puededisponer de un modelo de post-fractura y un modelo económico para evaluar la rentabilidad de laaplicación del tratamiento.

ORIENTACION DE LA FRACTURA HIDRAULICA

Se puede decir que todas las formaciones pueden ser fracturadas; sin embargo, algunas formacionesresponden mejor que otras al tratamiento dependiendo de la dureza de la roca, de su plasticidad, de lascargas superiores.

La mecánica de la iniciación y la extensión de la fractura, y la geometría de fractura resultante estánrelacionados a la condición de esfuerzo de la perforación del pozo, las propiedades de la roca, lascaracterísticas del fluido de fracturación y la formación en que se inyecta el fluido.

Cada punto en una formación está bajo la acción de esfuerzos causados por la sobrecarga de los estratoso el movimiento tectónico. La existencia de los esfuerzos en la roca generan las fallas, corrimiento y elmontaje de los estratos; un estudio de las rocas de un yacimiento sirve para predecir la dirección de losesfuerzos presentes, sin embargo, obtener la información es imposible desde el punto de vista teórico oexperimental

Matemáticamente hay tres esfuerzos actuando en un punto, dependiendo de las direcciones, por efectode espacio se consideran solo tres direcciones mutuamente perpendiculares y actuando en el sistemaque se considere; por lo tanto en un sistema de esfuerzos las tres direcciones son el resultado de unconjunto de esfuerzos actuando independientemente.

La fractura se genera perpendicular al menor esfuerzo y se extiende paralela al esfuerzo medio

Fractura Horizontal.

Suponiendo que se ejercen componentes verticales de fuerza contra la formación, la condiciónnecesaria para la iniciación de la fractura horizontal es que la presión del fondo del pozo exceda elesfuerzo vertical más la resistencia tensional vertical de la roca

Fractura Vertical.

Las condiciones necesarias para la iniciación de una fractura vertical dependen de la resistencia relativade los dos esfuerzos horizontales principales compresivos.

Para que falle la formación, la presión del fondo del pozo debe ser un poco mayor que el esfuerzomínimo del fondo del pozo y debe también superar el esfuerzo tensional de la roca.

Las rocas se fracturan en un plano perpendicular al menor esfuerzo principal.

En área donde ocurren fallas normales, el menor esfuerzo principal es horizontal y resultan fracturasverticales. En áreas de impulso con fallas las formaciones pueden estar bajo considerables esfuerzos decompresión horizontal; por lo tanto, el esfuerzo de sobrecarga puede ser el menor esfuerzo principal ypueden resultar fracturas horizontales.

La comparación de las presiones de iniciación y propagación de la fractura también proporcionan clavescon respecto a la orientación de la fractura. Sin tener en cuenta la resistencia a la tensión de la roca,esto puede indicar que se creó una fractura vertical y que los esfuerzos principales horizontales sonaproximadamente iguales. Si no se presenta ninguna disminución de la presión esto podría indicar quese formó una fractura vertical y que los esfuerzos horizontales regionales en el área son desiguales.

ESTRÉS DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

Estimando el estado de estrés El estado de estrés de una roca in-situ se puede estimar obteniendo lasseis componentes independientes del tensor de estrés o la magnitud y orientación de los estresesprincipales. En la práctica es importante tener presente que en una superficie libre en una roca (i.e. enuna fractura, superficie subaérea, hoyo de sondaje, etc) no existe estrés de cizalle y el estrés normal escero, por lo que este plano corresponde a un plano principal con 3 igual a cero, sin embargo el tensorpuede rotar y/o cambiar en magnitud rápidamente en la vecindad de estas superficies. Se debe sercuidadoso también en como se aplica la mecánica del continuo a un caso práctico como este. Se defineel volumen elemental representativo (REV) como el volumen mínimo sobre el cual un continuoequivalente puede ser definido, en general la mecánica del continuo debe ocuparse en volúmenes almenos dos órdenes de magnitud mayores que el REV. Si la roca que se quiere investigar está muyfracturada se debe trabajar a una escala mucho mayor que la de los fragmentos constitutivos y senecesitará de métodos estadísticos para estimar los estreses con mediciones a escala de estosfragmentos. Por otro lado, si las mediciones son hechas a escalas mayores que el REV se debe poneratención en el gradiente de los estreses, cuando las medidas parecen no estar midiendo el mismo tensorse deben proponer reglas de interpolación que deberán ser validadas posteriormente.

PUNTO DE FUERZA (P)

TENSION EFECTIVA DE LAS ROCAS

Es la fuerza normal repartida por unidad de área que se transmite de partícula a partícula en unagregado de partículas o rocas.1 Se aplica fundamentalmente en materiales geológicos compuestos porpartículas aunque el concepto es válido para cualquier material granular.

La tensión efectiva es la responsable, por ejemplo, de que el agua escape de la arena mojada alpresionarla. La tensión efectiva entre los granos de arena aumenta expulsando el agua en su interior. Elestudio de la tensión efectiva en el suelo es básico para comprender la estabilidad de taludes, el asientode una estructura o la licuefacción de un suelo, especialmente durante un terremoto.

Discusión técnica

Karl von Terzaghi fue el primero en proponer una fórmula para la tensión efectiva en 1936.Para él, eltérmino "efectiva" daba entender la tensión calculada que era efectiva en suelos que se movían o quecausaban desplazamientos. Esta tensión representaba la media de la tensión soportada por el esqueletodel suelo.

La tensión efectiva (σ') que actúa en un suelo se calcula a partir de 2 parámetros, tensión total (σ) ytensión intersticial o presión de los poros de agua (u) de acuerdo con la siguiente fórmula:

Habitualmente, para ejemplos simples

PUNTO DE FUERZA (P)

TENSION EFECTIVA DE LAS ROCAS

Es la fuerza normal repartida por unidad de área que se transmite de partícula a partícula en unagregado de partículas o rocas.1 Se aplica fundamentalmente en materiales geológicos compuestos porpartículas aunque el concepto es válido para cualquier material granular.

La tensión efectiva es la responsable, por ejemplo, de que el agua escape de la arena mojada alpresionarla. La tensión efectiva entre los granos de arena aumenta expulsando el agua en su interior. Elestudio de la tensión efectiva en el suelo es básico para comprender la estabilidad de taludes, el asientode una estructura o la licuefacción de un suelo, especialmente durante un terremoto.

Discusión técnica

Karl von Terzaghi fue el primero en proponer una fórmula para la tensión efectiva en 1936.Para él, eltérmino "efectiva" daba entender la tensión calculada que era efectiva en suelos que se movían o quecausaban desplazamientos. Esta tensión representaba la media de la tensión soportada por el esqueletodel suelo.

La tensión efectiva (σ') que actúa en un suelo se calcula a partir de 2 parámetros, tensión total (σ) ytensión intersticial o presión de los poros de agua (u) de acuerdo con la siguiente fórmula:

Habitualmente, para ejemplos simples

PUNTO DE FUERZA (P)

TENSION EFECTIVA DE LAS ROCAS

Es la fuerza normal repartida por unidad de área que se transmite de partícula a partícula en unagregado de partículas o rocas.1 Se aplica fundamentalmente en materiales geológicos compuestos porpartículas aunque el concepto es válido para cualquier material granular.

La tensión efectiva es la responsable, por ejemplo, de que el agua escape de la arena mojada alpresionarla. La tensión efectiva entre los granos de arena aumenta expulsando el agua en su interior. Elestudio de la tensión efectiva en el suelo es básico para comprender la estabilidad de taludes, el asientode una estructura o la licuefacción de un suelo, especialmente durante un terremoto.

Discusión técnica

Karl von Terzaghi fue el primero en proponer una fórmula para la tensión efectiva en 1936.Para él, eltérmino "efectiva" daba entender la tensión calculada que era efectiva en suelos que se movían o quecausaban desplazamientos. Esta tensión representaba la media de la tensión soportada por el esqueletodel suelo.

La tensión efectiva (σ') que actúa en un suelo se calcula a partir de 2 parámetros, tensión total (σ) ytensión intersticial o presión de los poros de agua (u) de acuerdo con la siguiente fórmula:

Habitualmente, para ejemplos simples

LA TENSION SE DEFINE COMO:

COMPONENTES DE TENSION NORMAL

COMPORTAMIENTO DE LAS ROCAS

Una muestra de roca a la cual se le aplica un determinado esfuerzo sufre una deformación la cual puedeser Elástica o Plástica.

Comportamiento Elástico o Hookeano

Es aquel en el cual existe una relación linear, es decir, el esfuerzo aplicado es directamente proporcionala la deformación obtenida y, además, la respuesta es instantánea.

Comportamiento Plástico

La roca se deforma permanentemente sin recuperar su estado inicial al cesar el esfuerzo, sufriendocambios de tamaño y forma.

El comportamiento de la roca depende de tres factores principales:

LA TENSION SE DEFINE COMO:

COMPONENTES DE TENSION NORMAL

COMPORTAMIENTO DE LAS ROCAS

Una muestra de roca a la cual se le aplica un determinado esfuerzo sufre una deformación la cual puedeser Elástica o Plástica.

Comportamiento Elástico o Hookeano

Es aquel en el cual existe una relación linear, es decir, el esfuerzo aplicado es directamente proporcionala la deformación obtenida y, además, la respuesta es instantánea.

Comportamiento Plástico

La roca se deforma permanentemente sin recuperar su estado inicial al cesar el esfuerzo, sufriendocambios de tamaño y forma.

El comportamiento de la roca depende de tres factores principales:

LA TENSION SE DEFINE COMO:

COMPONENTES DE TENSION NORMAL

COMPORTAMIENTO DE LAS ROCAS

Una muestra de roca a la cual se le aplica un determinado esfuerzo sufre una deformación la cual puedeser Elástica o Plástica.

Comportamiento Elástico o Hookeano

Es aquel en el cual existe una relación linear, es decir, el esfuerzo aplicado es directamente proporcionala la deformación obtenida y, además, la respuesta es instantánea.

Comportamiento Plástico

La roca se deforma permanentemente sin recuperar su estado inicial al cesar el esfuerzo, sufriendocambios de tamaño y forma.

El comportamiento de la roca depende de tres factores principales:

- El medio en el que se encuentra la roca: Según en qué condiciones de Presión y Temperatura seencuentra el material.

- La resistencia de los materiales si la roca es poco resistente es probable que fluya a las mimascondiciones que otras rocas más resistentes se rompen. Las rocas poco resistentes son por ejemplo: elyeso, el mármol, las lutitas. Las más resistentes son las cuarcitas, granito, y gneises.

- El tiempo. Cuando las rocas se encuentran en condiciones de presiones de confinamiento ytemperaturas bajas las mismas se comportan frágilmente. El comportamiento frágil se manifiesta con laformación de fracturas. Existen dos tipos principales de fracturas: fallas y diaclasas.

EL MODULO ES: TENSION PORPRESION:

MECANICA DE LA FRACTURA

Estudia la estabilidad de pre-existente defectos que seasumen a impregnar de un continuo.Griffith estudio lapropagacion considerando la energia utilizado en diversaspartes del proceso de fracturacion.

El enfoque diferente presentó aquí se establece que la energía que se consume en el creación de nuevassuperficies debe ser equilibrado por el cambio en la energía potencial del sistema:

dWelas + dWext + dWs + dWKin = 0

Se asume que el dWS energía necesaria para crear la nueva escuela primaria 2da superficies de fracturaes proporcional al área de creación:

dWs = 2γf dA

Dónde:

γf es la energia superficial de fractura de solido por unidad de area requerida para crear nuevassuperficiales de fractura. El factor 2 surge de la consideración que dos nuevas superficies se creandurante la separación proceso.

Se puede demostrar que, para un isotrópica y material elástico lineal, la intensidad de tensiones factorestá relacionado con la velocidad de liberación de energía de deformación.

Como ejemplo de esta aplicación para la fracturación hidráulica, el factor de intensidad de tensionespara una presión uniformemente grieta somete a una tensión mínima de campo lejano σ3 es:

Donde:

pf es la presión en la grieta, L es la longitud media de la grieta, y se supone deformación plana.

Sin embargo, el concepto de energía superficie de fractura no implica la elasticidad lineal y puede serutilizado para propagación de la fractura en materiales no lineales.

La deformación elástica

La mayoría de las rocas de exposiciones deformaciones no reversibles tras la descarga, o al menos unarelación no único entre estrés y la tensión.

Esto significa que las rocas no son materialesperfectamente elásticas, y un número de teoríasse han desarrollado para modelar este tipo decomportamientos. Ellos incluyen la teoría de laplasticidad, la mecánica y dependiente del tiempode daño análisis (fluencia).

Desde O al punto A, la relación entre el estrés y latensión es lineal, y la pendiente de la curva es elmódulo de Young E. La tensión-deformaciónrelación no cambia si la muestra se descarga enesta región. Esta es la región donde la teoría de laelasticidad se aplica. Más allá del punto A, lapendiente de la curva disminuye. Además, si sedescarga la muestra en esta región, por ejemplo

dWs = 2γf dA

Dónde:

γf es la energia superficial de fractura de solido por unidad de area requerida para crear nuevassuperficiales de fractura. El factor 2 surge de la consideración que dos nuevas superficies se creandurante la separación proceso.

Se puede demostrar que, para un isotrópica y material elástico lineal, la intensidad de tensiones factorestá relacionado con la velocidad de liberación de energía de deformación.

Como ejemplo de esta aplicación para la fracturación hidráulica, el factor de intensidad de tensionespara una presión uniformemente grieta somete a una tensión mínima de campo lejano σ3 es:

Donde:

pf es la presión en la grieta, L es la longitud media de la grieta, y se supone deformación plana.

Sin embargo, el concepto de energía superficie de fractura no implica la elasticidad lineal y puede serutilizado para propagación de la fractura en materiales no lineales.

La deformación elástica

La mayoría de las rocas de exposiciones deformaciones no reversibles tras la descarga, o al menos unarelación no único entre estrés y la tensión.

Esto significa que las rocas no son materialesperfectamente elásticas, y un número de teoríasse han desarrollado para modelar este tipo decomportamientos. Ellos incluyen la teoría de laplasticidad, la mecánica y dependiente del tiempode daño análisis (fluencia).

Desde O al punto A, la relación entre el estrés y latensión es lineal, y la pendiente de la curva es elmódulo de Young E. La tensión-deformaciónrelación no cambia si la muestra se descarga enesta región. Esta es la región donde la teoría de laelasticidad se aplica. Más allá del punto A, lapendiente de la curva disminuye. Además, si sedescarga la muestra en esta región, por ejemplo

dWs = 2γf dA

Dónde:

γf es la energia superficial de fractura de solido por unidad de area requerida para crear nuevassuperficiales de fractura. El factor 2 surge de la consideración que dos nuevas superficies se creandurante la separación proceso.

Se puede demostrar que, para un isotrópica y material elástico lineal, la intensidad de tensiones factorestá relacionado con la velocidad de liberación de energía de deformación.

Como ejemplo de esta aplicación para la fracturación hidráulica, el factor de intensidad de tensionespara una presión uniformemente grieta somete a una tensión mínima de campo lejano σ3 es:

Donde:

pf es la presión en la grieta, L es la longitud media de la grieta, y se supone deformación plana.

Sin embargo, el concepto de energía superficie de fractura no implica la elasticidad lineal y puede serutilizado para propagación de la fractura en materiales no lineales.

La deformación elástica

La mayoría de las rocas de exposiciones deformaciones no reversibles tras la descarga, o al menos unarelación no único entre estrés y la tensión.

Esto significa que las rocas no son materialesperfectamente elásticas, y un número de teoríasse han desarrollado para modelar este tipo decomportamientos. Ellos incluyen la teoría de laplasticidad, la mecánica y dependiente del tiempode daño análisis (fluencia).

Desde O al punto A, la relación entre el estrés y latensión es lineal, y la pendiente de la curva es elmódulo de Young E. La tensión-deformaciónrelación no cambia si la muestra se descarga enesta región. Esta es la región donde la teoría de laelasticidad se aplica. Más allá del punto A, lapendiente de la curva disminuye. Además, si sedescarga la muestra en esta región, por ejemplo

en el punto B, la porción de descarga no sigue el mismo camino que la parte de carga.

Fracaso

Un criterio de fallo es por lo general una relación entre las principales tensiones efectivas, lo querepresenta un límite más allá de que la inestabilidad o el fracaso se produce. El Tensión efectiva deTerzaghi se utiliza en criterios de fallo.

Los criterios más populares son los siguientes:

• Criterio de máxima tensión de tracción sostiene que la omisión inicia tan pronto como el directormínima efectiva componente de tensión alcanza la resistencia a la tracción

Para el material:

Criterio de Tresca expresa que el fallo se produce cuando la tensión de cizallamiento (σ1 - σ3) / 2 alcanzala característica valor de la cohesión Co:

Criterio de Mohr-Coulomb expresa que la cizalladura estrés que tiende a causar el fallo está restringidopor el la cohesión del material y por un análogo constante al coeficiente de fricción de veces la eficacestensión normal que actúa a través del plano de falla donde φ es el ángulo de fricción interna y Co es lacohesión.

El criterio de falla de Mohr-Coulomb puede reescribirse en términos de los esfuerzos principales a darσ1 en fracaso en términos de σ3:

donde el coeficiente de la tensión pasiva es Nφ

Medición de la propiedad mecánica de la roca

La roca más importante para estos modelos es el módulo de deformación plana E', que controla elancho de la fractura y el valor de la presión neta. En las formaciones de capas múltiples, E'obligada quedetermine en cada capa, como la variación de la elástica propiedades influye en la geometría de lafractura. elástico y los parámetros de fallo también se utilizan en los modelos de estrés para obtener unperfil de tensión en función de la profundidad y propiedades de las rocas.

en el punto B, la porción de descarga no sigue el mismo camino que la parte de carga.

Fracaso

Un criterio de fallo es por lo general una relación entre las principales tensiones efectivas, lo querepresenta un límite más allá de que la inestabilidad o el fracaso se produce. El Tensión efectiva deTerzaghi se utiliza en criterios de fallo.

Los criterios más populares son los siguientes:

• Criterio de máxima tensión de tracción sostiene que la omisión inicia tan pronto como el directormínima efectiva componente de tensión alcanza la resistencia a la tracción

Para el material:

Criterio de Tresca expresa que el fallo se produce cuando la tensión de cizallamiento (σ1 - σ3) / 2 alcanzala característica valor de la cohesión Co:

Criterio de Mohr-Coulomb expresa que la cizalladura estrés que tiende a causar el fallo está restringidopor el la cohesión del material y por un análogo constante al coeficiente de fricción de veces la eficacestensión normal que actúa a través del plano de falla donde φ es el ángulo de fricción interna y Co es lacohesión.

El criterio de falla de Mohr-Coulomb puede reescribirse en términos de los esfuerzos principales a darσ1 en fracaso en términos de σ3:

donde el coeficiente de la tensión pasiva es Nφ

Medición de la propiedad mecánica de la roca

La roca más importante para estos modelos es el módulo de deformación plana E', que controla elancho de la fractura y el valor de la presión neta. En las formaciones de capas múltiples, E'obligada quedetermine en cada capa, como la variación de la elástica propiedades influye en la geometría de lafractura. elástico y los parámetros de fallo también se utilizan en los modelos de estrés para obtener unperfil de tensión en función de la profundidad y propiedades de las rocas.

en el punto B, la porción de descarga no sigue el mismo camino que la parte de carga.

Fracaso

Un criterio de fallo es por lo general una relación entre las principales tensiones efectivas, lo querepresenta un límite más allá de que la inestabilidad o el fracaso se produce. El Tensión efectiva deTerzaghi se utiliza en criterios de fallo.

Los criterios más populares son los siguientes:

• Criterio de máxima tensión de tracción sostiene que la omisión inicia tan pronto como el directormínima efectiva componente de tensión alcanza la resistencia a la tracción

Para el material:

Criterio de Tresca expresa que el fallo se produce cuando la tensión de cizallamiento (σ1 - σ3) / 2 alcanzala característica valor de la cohesión Co:

Criterio de Mohr-Coulomb expresa que la cizalladura estrés que tiende a causar el fallo está restringidopor el la cohesión del material y por un análogo constante al coeficiente de fricción de veces la eficacestensión normal que actúa a través del plano de falla donde φ es el ángulo de fricción interna y Co es lacohesión.

El criterio de falla de Mohr-Coulomb puede reescribirse en términos de los esfuerzos principales a darσ1 en fracaso en términos de σ3:

donde el coeficiente de la tensión pasiva es Nφ

Medición de la propiedad mecánica de la roca

La roca más importante para estos modelos es el módulo de deformación plana E', que controla elancho de la fractura y el valor de la presión neta. En las formaciones de capas múltiples, E'obligada quedetermine en cada capa, como la variación de la elástica propiedades influye en la geometría de lafractura. elástico y los parámetros de fallo también se utilizan en los modelos de estrés para obtener unperfil de tensión en función de la profundidad y propiedades de las rocas.

Las pruebas de laboratorio

Pruebas uniaxiales y triaxiales se consideran los más útiles pruebas en el estudio de las propiedadesmecánicas de las rocas.

La diferencia entre ellos reside en la presencia o ausencia de confinar la presión aplicada a la muestra.

Curva tensión-deformación

Presenta una relación tensión-deformación típica para las rocas. La prueba se llevó a cabo bajoconfinamiento constante pc presión y la velocidad de deformación axial constante. mediciones incluirlos valores de la tensión axial, la deformación axial y la tensión radial. Cuando se aplica presión deconfinamiento a la muestra, el origen de la trama de tensión-deformación es traducido generalmentepara eliminar la influencia de la hidrostática cargar en el estrés y la tensión (es decir, la axial el estrés esen realidad el σa diferencial - pc).

PARÁMETROS ELÁSTICOS

Como hemos comentado anteriormente, las rocas no son perfectamente elásticas.Especialmente en rocas suaves, bien podría ser difícil encontrar una porción de la tensión de las curvasde tensión que exhibe un comportamiento casi elástico. Por otro lado, el conocimiento de losparámetros elásticos es de gran importancia para aplicaciones de ingeniería y asumiendo, como unaprimera aproximación, que la roca se comporta como un material elástico tiene ventajas significativas.

Hay dos métodos principales para determinar parámetros elásticos. La primera es la de encontrarparámetros elásticos que pueden utilizarse para predecir lo más cerca posible del comportamiento de laroca a lo largo de una ruta de carga esperada. Estos parámetros no mida el elástico realcomponente dela roca pero aproximada el comportamiento de la roca. Este es el enfoque utilizado en diseño deingeniería, aunque la suposición subyacente a la medida debe ser tenida en cuenta. El otro enfoqueconsiste en desarrollar un procedimiento de prueba que mide, lo más cerca posible, el componenteelástico de la cepa. Este enfoque es útil si se busca una correlación entre las mediciones de fondo depozo utilizando herramientas de sonic y las medidas fundamentales. Debido a la variedad de enfoquesque se pueden utilizar, es imprescindible mencionar las propiedades elásticas como siempre han sidomedidos.

Medición de propiedades elásticas puede hacerse en condiciones estáticas o bajo condicionesdinámicas. La relación de la dinámica para módulos estáticos puede variar de 0.8 a 3 y es una función deltipo de roca y el confinamiento de estrés. En la mayoría de los casos, esta proporción es mayor que 1(por ejemplo, Simmons y Brace, 1965; Rey, 1983; Cheng y Johnston, 1981; Yale et al., 1995). Las posiblesexplicaciones para estas diferencias se discuten a continuación. Propiedades elásticas estáticas, medidoen el laboratorio durante la carga de la muestra (véase la sección siguiente), generalmente se asumenmás apropiado que los dinámicos para estimar el ancho de las fracturas hidráulicas. Conocimiento de laspropiedades elásticas dinámicas es, sin embargo, necesaria para establecer un procedimiento decalibración para estimar propiedades estáticas del martillo de mediciones de fondo de pozo, que seobtienen fundamentalmente de sonic herramientas (véase capítulo 4).

Propiedades elásticas estáticas:

Propiedades elásticas estáticas generalmente se miden utilizando los equipos descritos en la sección 3-4.2. Para propósitos de clasificación, la ISRM propone los siguientes procedimientos que uso, para lamedición del módulo de Young, la curva de tensión axial de tensión axial medido durante la carga de lamuestra (Brown, 1981) recomiendan (Fig. 3-12):

– tangente Young está arreglado módulo Et la pendiente a un nivel de estrés que generalmente es unporcentaje de la fuerza máxima (generalmente 50%)– módulo de Young Eav determinado de las pistas de la porción generalmente lineal de la curvapromedio promedio– módulo de secante Young Es generalmente la pendiente de cero estrés a algunosfija el porcentaje de la fuerza máxima (generalmente 50%).

Figura 3-12. ISRM recomienda métodos para medir el módulo de Young:

derivado de la curva tensión tensión en el punto A es Et, medido en el 50% de laúltima fuerza.

la pendiente de la recta BC es Eav. la pendiente de la recta OA es Es.

Cociente de Poisson se determina usando métodos similares y la curva de tensión axial radial cepa.

Estas constantes elásticas deben ajustarse a las condiciones de depósito adecuado para propósitos dediseño. Por otra parte, para los propósitos de la estimulación no es necesario un enfoque que requiereel fracaso de la muestra.El mejor método es utilizar el módulo promedio o medir un módulo tangente en un estado de estréscerca del estado de efectivo esperados del martillo del estrés. El valor promedio simula el efecto de laanchura, causando tensiones que son los máximas en la cara de fractura y caries a cero lejos de la cara.Idealmente, la muestra debe probarse en una dirección normal al plano de fractura hidráulica esperada(es decir, en la dirección horizontal si la fractura se espera que sea vertical). La mejor manera de

reproducir las condiciones de fondo de pozo es probablemente aplicar una presión confinante igual a lapresión media efectiva del martillo (σhσvσH) / 3 – p, donde σh, σv y σH son los mínimos esfuerzoshorizontales, vertical estrés y tensión máxima horizontal, respectivamente. Luego se miden laspropiedades tangentes utilizando un aumento incremental de la carga axial. Tensión eficaz de Terzaghise utiliza aquí en lugar del concepto de tensión eficaz Biot porque las propiedades tangentes sonesencialmente controladas por esta tensión eficaz (Zimmerman et al., 1986).

El segundo enfoque utiliza ciclos de carga descarga pequeños que se llevan a cabo durante la fase decarga principal. Si el ciclo es bastante pequeño, la pendiente de la curva del stress-strain descarga estácerca de la curva del stress-strain recarga (Fig. 3-13, Hilbert et al., 1994; Plona y Cook, 1995). Estoconduce a la medición de propiedades elásticas que están cerca de los reales y también cercano al valordeterminado mediante técnicas de ultrasonido. También es importante realizar estas mediciones de lapresión confinante pertinente y tensión axial.

Propiedades elásticas determinadas utilizando mediciones sonic:

Sonic mediciones convenientemente se utilizan para determinar las propiedades elásticas bajocondiciones dinámicas en el laboratorio. Estas propiedades también son llamadas propiedades elásticasdinámicas. Para obtenerlos, un impulso mecánico es impartido a la muestra de roca, y se determina eltiempo requerido para que el pulso recorrer la longitud de la muestra. Entonces, la velocidad de la ondapuede calcularse fácilmente. Una vez más, estas mediciones deben realizarse bajo simulado.

Figura 3-13. Módulo de Young medido utilizando ciclos pequeños (Hilbert et al.,1994). Módulo de Young en σB es la pendiente de la línea AB.

Las condiciones de fondo de pozo y puede llevarse a cabo durante ensayos de compresión triaxial (Fig.3-14).

Como también discutidos en el capítulo 4, se pueden generar dos tipos de ondas de cuerpo elástico:compresión (también llamado P-agita) y cizalla (ondas S). Teoría de las ondas elásticas que muestra las

velocidades de ondas P y S (arriba y nosotros, respectivamente) están relacionadas con las constanteselásticas a través de las siguientes relaciones (en rocas secas):

Donde ρ se refiere a la densidad de masa de la muestra de roca y la relación entre los diversos móduloselásticos es como Sidebar 3 C. El subíndice dyn se refiere a dinámicos, como los valores de lasconstantes elásticas obtenidos mediante técnicas de dinámica son en general superiores a las obtenidaspor métodos estáticos. Esta diferencia ahora se cree que es debido principalmente a la amplitud de latensión, con las mediciones dinámicas muy baja amplitud que representa el real.

Figura 3-14. Medición del pulso ultrasónico.

Componente elástico de la roca (Hilbert et al., 1994; Plona y Cook, 1995). Debido a los efectos poroelásticos y heterogeneidad de la roca, la velocidad acústica es también una función de la frecuencia de laonda. Pero en rocas secas, la influencia de la frecuencia parece ser de segundo orden en comparacióncon la de la amplitud de la tensión (Winkler y Murphy, 1995). En consecuencia, cuando se comparan lasdinámicas y estáticas amplitud pequeña carga/descarga mediciones, sus valores de acuerdo muy bien(Fig. 3-15; Plona y Cook, 1995).

Pueden establecer correlaciones entre módulos estáticos y dinámicos (mapache, 1968; van Heerden,1987; Jizba y Nur, 1990). Mapache demostró que el coeficiente de correlación se puede mejorar si seincluye el examen de la litología. Estas correlaciones permiten una estimación de gran amplitud

estáticos valores in situ de los datos de registro donde base datos no están disponible (ver capítulo 4).Figura 3-15 sugiere otro procedimiento en el cual se encuentra un factor correctivo por el cociente de lacarga de descarga módulos tangentes para ensayos estáticos de baja amplitud.

Figura 3-15. Dinámica versus medidas Módulo de Young estática (después Plonay Cook, 1995).

Las discontinuidades en la roca masa. Se están desarrollando diversos enfoques para considerar estefenómeno (Schatz et al., 1993). Una alternativa es determinar el martillo de las propiedades, como sedescribe en la sección siguiente. Sin embargo, las mediciones de fondo de pozo suelen limitarse a unaescala del orden de 3 pies, considerando que una gran fractura implica una escala del orden de 100 piesimperfección Rock en esta escala puede asignarse mediante una combinación de mediciones sísmicas ysonic del pozo.

Propiedades elásticas determinadas utilizando medidas de fondo de pozo:En el pozo se realizan para estimar las propiedades elásticas. Las medidas de registro dinámico sedescriben en detalle en el capítulo 4. Otras técnicas incluyen mediciones estáticas del agujero haciaabajo es directo e inversión de la respuesta de presión obtenida durante una prueba de fracturamientohidráulico micro. Una medida estática del agujero hacia abajo directamente requiere medir ladeformación de una pequeña porción del pozo durante la presurización. Esto puede hacerse medianteel uso de fondo de pozo (Kulhman et al., 1993). Generalmente esta técnica produce sólo las cizallamódulo G. presión inversión técnicas (Piggott et al., 1992) requieren un modelo de propagación de lafractura para invertir la respuesta de la presión en términos de propiedades elásticas. La geometría y lamecánicas supuestos del modelo de propagación fractura deben estar lo más cercanos posible a lasituación real. Si la fractura se propaga radialmente, esta técnica puede extraer un cálculo del módulode deformación plano E´ (Desroches y Thiercelin, 1993).

Propiedades Poro elásticos:

Para rocas isotrópicas, generalmente se recomienda realizar pruebas que miden la respuestavolumétrica de la muestra, como efectos de poroelásticos son que volumétricas. Tres pruebas se

realizan generalmente para medir las cinco propiedades que caracterizan a un material isotrópicoporoelásticos. Todas las tres pruebas implican carga hidrostática pero difieren en las condiciones delímite aplicadas al fluido del poro. Para la prueba de drenado el líquido en la roca se mantiene a presiónconstante; para la prueba sin escurrir el líquido se impide escapar de la muestra; y para la prueba deunjacketed, la presión de poro se mantiene igual a la presión confinante. El lector se refiere a DetournayyCheng (1993) para obtener más información. Presentado aquí es la determinación de α, que, conconocimiento del cociente de Poisson el drenado, permite la determinación de la tensión poro elásticoscoeficiente η, que es probablemente el más importante parámetro poro elásticos para aplicaciones defracturamiento hidráulicos. Esta medición se realiza mediante la prueba drenada, en el cual el cambio devolumen de la muestra ΔV y el cambio de volumen de los poros ΔVf fluido se miden en función de unaumento de la presión confinante incremental. El valor de α es entonces dada por la siguiente relación:

En cuanto a las propiedades elásticas, la prueba debe ser efectuada con una presión confinante cerca dela tensión media del martillo. Estas propiedades deben propiedades tangentes y, para fines prácticos,son una función de la tensión eficaz de Terzaghi. Examen matemática y resultados experimentalesconfirman que las propiedades poro elásticos son controladas por la tensión eficaz Terzaghi(Zimmerman et al., 1986; Boutéca et al., 1994).

FUERZA DE ROCA, SOBRE CRITERIO Y FALTA DE RENDIMIENTO:

La fuerza de una roca es el estrés en el cual la roca falla (es decir, la roca pierde su integridad). Estafuerza obtenida con una prueba uniaxial se llama la resistencia a la compresión uniaxialσc (UCS). Lafuerza total de rocas es una relación entre los componentes principales de tensión eficaz (en el sentidode Terzaghi, véase la sección 3-3.5). Esta relación se llama el criterio de falla, y su representación gráficase llama la envolvente de falla.

Para obtener la envolvente de falla de un tipo particular de roca, una serie de ensayos triaxiales deberealizarse bajo diferentes presiones de confinamiento hasta que se produce el error de la muestra paracada condición. Hay varias formas de representar la envolvente de falla. El enfoque clásico en mecánicade rocas es trazar las tensiones eficaces en el fracaso para cada prueba utilizando una representacióndel círculo de Mohr (ver barra lateral 3B) de diámetro (σ fracaso – σ3´), donde σ fracaso representa laúltima fuerza del espécimen medido bajo confinamiento σ3´ (Fig. 3-16). El sobre de estos círculos es unlocus separa estable las condiciones inestables. Cabe destacar que el fracaso de las rocas se producecuando las tensiones de matriz alcanzan un nivel crítico; por lo tanto, el fallo sobre representa unarelación entre los niveles de estrés "eficaz". Por lo tanto, el conocimiento de dicha característicatambién puede utilizarse para poner algunos límites a la variación permisible de la presión de porodepósito durante la producción. De hecho, un cambio en la presión de poro corresponde a unatraducción del círculo de Mohr pertinente a lo largo del eje de tensión normal.

Figura 3-16. Envolvente de falla. 1 = círculo de Mohr correspondiente al ensayode tracción uniaxial; 2 = círculo de Mohr correspondiente a la prueba a lacompresión uniaxial; y 3 = círculo de Mohr correspondiente a la prueba triaxialcon efectivo confinamiento estrés σc´ y fracaso estrés (es decir, la fuerzamáxima) σ Fracaso.

Un caso concreto es el estudio del colapso del poro. Poro colapso generalmente no está asociado conuna pérdida repentina de la integridad y por lo tanto debe ser detectado desde el rendimiento inicialsobre lugar de la envolvente de falla. En algunos casos, el rendimiento puede iniciarse bajo cargaisotrópica (Fig. 3-17). La porción de la curva de rendimiento que muestra una disminución de la tensiónde esquileo en rendimiento en función de la presión confinante es característica de los materialescompactan. Esto suele ocurrir con las rocas poco consolidadas. En materiales cohesivos compactación seasocia con colapso del poro y por lo tanto con la pérdida de cohesión. Este es un mecanismo potencialde falla de la matriz que podría conducir a la producción de la formación de partículas (por ejemplo,lijado).

Figura 3-17. Fracaso y rendimiento inicial sobres para areniscas pobrementeconsolidadas.

RESISTENCIA A LA FRACTURA:

Para determinar el valor de resistencia a la fractura requiere el uso de una muestra que contiene unagrieta de longitud conocida. El factor de intensidad de estrés, que es una función de la carga y muestrala geometría, incluyendo la longitud de la grieta preexistente, se determina. La prueba mide la cargacrítica y, por tanto, el esfuerzo crítico intensidad factor KIc en el cual se reinicia el crack preexistente.Otro enfoque es medir la energía superficial de fractura y utilizar EQ. 3-33. Un ejemplo usando unageometría simple se discute en 3D de la barra lateral. Prueba de la muestra bajo condiciones de fondode pozo también es necesaria porque fractura dureza aumenta con el confinamiento efectivo de presióny se ve afectada por la temperatura. Se han propuesto varias geometrías de muestra, pero los másprácticos desde un punto de ingeniería.

Para ilustrar la medición de la resistencia a la fractura y la influencia de una grieta en el comportamientomaterial, una barra del grueso de la unidad que contiene una grieta central de longitud 2L se considera(Fig. 3D-1). Aunque se trata de una geometría simple, en la práctica que es difícil llevar a cabo unaprueba tal extensión. La longitud de grieta supone es pequeño en comparación con la barra de ancho yla anchura pequeña en comparación con la barra de longitud. El factor de intensidad de tensión paraesta geometría es dada por:

Donde σ es la tensión aplicada a la muestra (es decir, F/2b).Figura 3D-1 también muestra una parcela de la carga frente a la curva de desplazamiento. La cargaaumenta hasta el punto donde el crack empieza a propagarse. Durante la propagación de la grietaestable, la carga disminuye. Si la muestra es descargada en esta etapa, la curva de desplazamiento decarga exhibe una pendiente diferente a la obtenida durante la carga inicial. Sin embargo, eldesplazamiento se recupera tras una descarga completa. Este comportamiento es funda mentaldiferente a la de elasto plasticidad, y se exhibe un comportamiento muy frágil. El cambio de pendienteno es una propiedad material pero es debido a la mayor duración de la grieta. Por lo tanto, puede, serutilizado para estimar la longitud de grieta. El factor de intensidad de esfuerzo crítico es el valor de KIccuando la grieta comienza a propagarse:

dondeFc es la carga crítica. También se puede demostrar que el área OAB en Fig. 3D-1 corresponde alenergía dWs que fue disipado para propagar la grieta de 2L a (2L 2ΔL). La tasa de liberación de energíade tensión es, por tanto, la energía disipada dividida por la superficie creada 2ΔL:

Un enfoque similar puede utilizarse si la grieta se propaga hasta el final de la muestra; en ese caso:

Donde dWs corresponde al área bajo la curva de desplazamiento de carga y la longitud inicial de la

grieta se asume que es pequeño en comparación con el ancho de muestra (es decir, ΔL ≅ b). Usando

esta aproximación, no hay para medir la longitud de la grieta. Comportamiento elástico lineal:

La curva de carga-desplazamiento que se muestra en la figura 3D-1 también puede utilizarse paradeterminar el comportamiento de la zona de proceso (Labuz et al., 1985).

Figura 3D-1. Medición de la dureza de la fractura. El área sombreada de la tramade la izquierda representa la energía requerida para propagar la grieta de 2L a (2L2ΔL).

De vista están aquellos basados en geometrías de núcleo (Ouchterlony, 1982; Thiercelin y Roegiers,1986; Zhao y Roegiers, 1990; ISRM Comisión de métodos de prueba, 1988, 1995).

Sin embargo, la existencia de los valores de tensión muy grande cerca de la punta de la grieta hace difícildesarrollar una configuración de prueba rigurosa porque se crea una nube de micro fisuras por delantede la punta de la grieta. Esto se conoce comúnmente como la zona de proceso (Swanson y Spetzler,1984; Labuz et al., 1985). La magnitud de esta región no lineal debe ser limitada así que no alcanza elborde de la muestra de laboratorio. Además, esta zona de proceso debe ser relativamente pequeña encomparación con el tamaño de la grieta que cálculos elásticos lineales sean válido (Schmidt, 1976;Schmidt y Lutz, 1979; Boone et al., 1986).

El desarrollo de la zona de proceso es una de las causas de los efectos de escala que se observan en laspruebas de tenacidad de fractura; es decir, el valor determinado de resistencia a la fractura aumentacon el tamaño de muestra. Modelado del comportamiento de la zona de proceso puede llevarse a cabousando la información obtenida durante la falta de resistencia a la tracción de un espécimen (consulte labarra lateral 3D). Modelado también puede dar una idea del comportamiento de punta de fracturashidráulicas a gran escala (Papanastasiou y Thiercelin, 1993).

ESTADO DE ESTRÉS EN LA TIERRA

La propagación y la geometría de las fracturas hidráulicas son fuertemente controlados

por el pozo estado de estrés.

En particular, está generalmente aceptado que el grado de contención fractura está

determinado principalmente por las diferencias de tensión insitu existentes entre las

capas. En la ausencia de un contraste significativo estrés, otros mecanismos tales

como resbalón en lecho aviones (Warpinski et al., 1993) y contraste de tenacidad de

fractura (Thiercelin et al., 1989) pueden tener un papel. Por otra parte, las fracturas

hidráulicas propagan, en la mayoría de los casos, normal a la dirección de mínima

tensión. En consecuencia, el conocimiento de la dirección de mínima tensión permite

predicción de la dirección esperada de la fractura hidráulica del pozo.Las tensiones en la tierra son las funciones de diversos parámetros que incluyen profundidad, litología,presión de poros, estructura y configuración tectónica. Un ejemplo típico dela cuenca de Piceance enColorado (Warpinski y Teufel, 1989) se muestra en la figura 3-18. Depende del régimen de estrés en unentorno determinado, las consideraciones regionales (como la tectónica de placas) y consideracioneslocales (como la litología). Comprender la interacción entre las consideraciones regionales y locales esimportante ya que controla la variación de tensión entre las capas. En cierta tensión regímenes las capasadyacentes están bajo tensión mayor que la zona de pago, mejorar la contención de la altura defractura; en otros, las capas adyacentes están bajo tensión más baja que la zona de pago y propagaciónde la fractura de la zona es probable, limitando la penetración fractura lateral. Regímenes de estrésregional clave y las consecuencias de estos regímenes en el estado de estrés en un depósito local sonrevisadas en el siguiente.

Figura 3-18. Destacar el perfil de pozo MWX-3 (Warpinski yTeufel, 1989).

3-5,1. Roca en reposo

Un régimen de estrés es cuando la roca está bajo uniaxial condiciones de deformación (es decir, no haytensión horizontal en cualquier lugar).

Para estimar el estado de estrés que se genera bajo este régimen, se supone que la roca es un medioisotrópico semi-infinito sometido a gravitatoria carga y ninguna cepa horizontal.

Bajo estas condiciones, se genera el esfuerzo vertical por el peso de la sobrecarga y es el máximotensión principal. Su magnitud, a una específica profundidad H, se estima

donde ρ es la densidad de las masas de roca suprayacente y g es la aceleración de la gravedad. El valorde este componente de esfuerzo se obtiene de la integración de los un registro de densidad. Elgradiente de sobrecarga varía de alrededor de 0,8 psi / ft de jóvenes, formaciones superficiales (porejemplo,

Costa del Golfo) a aproximadamente 1,25 psi / ft de alta densidad formaciones. Suponiendo que elcuarzo tiene una densidad de 165 lbm / ft3, el gradiente de sobrecarga varía entre los valores conocidosde 1.0 y 1.1 psi / ft de brinesaturated piedra arenisca con porosidad que oscila entre 20% y 7%,respectivamente

Con la tensión uniaxial asumió, los otros dos principales las tensiones son iguales y se encuentran en elplano horizontal.

Si se escriben en términos de tensiones efectivas, que son una función de sólo la sobrecarga:

dondeKo es el coeficiente de empuje en reposo y σh' es la tensión eficaz mínima horizontal.

Las suposiciones sobre el comportamiento de la roca se pueden utilizar para estimar valores de Ko. Sinembargo, insistir en el uso de predicciones estos supuestos deben utilizarse con gran precaución ypuede no ser aplicable en formaciones lenticulares (Warpinski y Teufel, 1989). Sin embargo, son útilpara comprender el estado de estrés en la tierra y se puede utilizar como un estado de referencia(Engelder, 1993).

Con la suposición de elasticidad y para el límite condiciones descritas anteriormente, Ko es

y la relación entre la horizontal mínimo total σh estrés y la sobrecarga σv es, después de la reordenacióny el uso de la tensión efectiva Biot para σ', (3-53) La dependencia de la tensión horizontal en la litologíade rock resultados de la dependencia de la relación de Poisson ν sobre litología rock. En la mayoría delos casos, el modelo predice que areniscas están bajo estrés más bajos que las pizarras como Ko enareniscas y lutitas es aproximadamente igual a 1/3 y 1/2, respectivamente. El uso de la ecuación. 3-53para obtener perfiles de esfuerzos en las cuencas relajado se presenta en la Sección 4-5.2.

Modelos más complejos elásticos que están asociados con este régimen de estrés se han desarrolladopara considerar anisotropía de roca (AMADEI et al., 1988) y la topografía (Savage et al., 1985).

Para los materiales puramente friccionales, Ko se puede aproximar por (1 - sinφ) (Wroth, 1975), lo queda la siguiente relación de las tensiones totales:

donde φ es el ángulo de fricción interna de la roca (. La ecuación 3-41), del orden de 20 ° para pizarras y30 ° para areniscas. En esta expresión, el Terzaghi efectiva concepto de la tensión prevalece porque estecaso se trata de fricción comportamiento.

Esta ecuación implica que las rocas con un alto valor del ángulo de fricción está con estrés más bajosque las rocas con bajo valor del ángulo de fricción; es decir, en general, areniscas está con estrés másbajos que los esquistos. la observación que los modelos basados en la elasticidad y modelos basados encomportamiento de fricción dan la misma tendencia de contraste de esfuerzos siempre ocurre, a pesarde los supuestos fundamentales para estos modelos no tienen nada en común.

Para los materiales puramente viscosos (sal), Ko es simplemente igual a 1 y el estado de estrés eslitostática (Talobre, 1957, 1958):

(un estado de estrés litostática como tal no requiere la condición de esfuerzo uniaxial, y por lo tanto,define un régimen de estrés por sí mismo).

Con el tiempo geológico, el rock de experiencias, en diferentes combinaciones y grados, diversoscomportamientos mecánicos y diversos eventos. Los comportamientos incluyen elástica,comportamientos de fricción y viscosos, y eventos incluyen la aparición de tensiones tectónicas, lavariación de los poros la presión y la temperatura, la erosión y la elevación. Como revisado por Prats(1981), estos mecanismos conducen a desviaciones con respecto a estos estados de referencia simples,algunos de las cuales se revisan brevemente aquí.

3-5.2. cepas tectónicas

Tensiones tectónicas y las tensiones surgen de las placas tectónicas movimiento. En esta sección, lanoción de la tensión tectónica se introduce, que es una cantidad suma o se resta a partir de loscomponentes de la deformación horizontales. Si cepas tectónicas incrementales se aplican a lasformaciones rocosas, estas cepas añaden un componente de esfuerzo en un elástico el rock de lasiguiente manera:

dondedεH y dεh son el (tectónica) cepas con dεH>dεh. Los incrementos de estrés resultantes no soniguales, con dσH>dσh, donde dσH es el incremento de la tensión generada en la dirección dεH y dσh esel incremento de la tensión generada en la dirección dεh. Estas relaciones son obtenido por suponiendoque no hay variación de la sobrecarga peso y proporcionar una dependencia de la tensión en Youngmódulo E. Esto significa que cuanto mayor es la joven de módulo, menor será el esfuerzo horizontal silas cepas son extensas y más alto el esfuerzo horizontal si el cepas son la compresión. Para entendereste mecanismo, las diferentes capas pueden ser comparados con una serie de resortes paralelos, larigidez de los cuales es proporcional para el módulo de Young como se representa en la fig. 3-19.

Este modelo es en realidad una buena descripción cualitativa del estado de estrés se mide en áreas enlas que la compresión se producen tensiones tectónicas. El modelo puede dar cuenta de situaciones enlas areniscas están bajo aumento de la tensión horizontal de lutitas adyacentes (Plumb et al, 1991.;véase también el capítulo 4). El esfuerzo de sobrecarga es una tensión principal pero no necesariamenteel máximo.

El estado de estrés se describe en esta sección no puede ser considerado para definir un régimenparticular, el estrés (aunque se podría hablar de esfuerzo de compresión régimen), ya que no define unestado de referencia. sólo si las cepas son lo suficientemente altos para la roca falle son de referenciaestados obtienen, como se explica en la siguiente sección.

3-5,3. Rock en el fracaso

Si las cepas son lo suficientemente altos, la roca no sea en cizalla o en tensión. Tres regímenes de estréspueden ser definido si la roca falla en cortante. Estos regímenes de estrés están asociados con los tresregímenes de fallo clásicos (Anderson, 1951): normal, de empuje y de desgarre culpa regímenes (Fig. 3-20). Destaca pueden estimarse por el modelo de falla de corte adaptada. La falla de corte simple modeloque se aplica a las rocas es el de Mohr-Coulomb criterio de fallo. Un modelo de estrés basado en estecriterio asume que el esfuerzo cortante máximo in-situ se rige por la resistencia al cizallamiento de laformación (Fenner, 1938). Hubbert y Willis (1957) utilizan este criterio y experimentos sandbox en sutrabajo clásico sobre tensiones de rock y orientación de la fractura (ver barra lateral 3A). Como sepresenta en la ecuación. 3-42, el de Mohr-Coulomb criterio de fallo se puede escribir para dar σ1 en lafalla en términos de σ3. En areniscas y lutitas, Nφ se trata igual a 3 y 2, respectivamente.

Si el fallo es controlado por deslizamiento a lo largo de superficies preexistentes, σc la resistencia a lacompresión se puede suponer insignificante. Sin embargo, una fuerza residual puede todavía existir.Generalmente se mide el ángulo de fricción interna φ mediante el uso de los datos de resistencia últimacomo una función de la presión de confinamiento obtenidos durante la prueba triaxial.

Este ángulo también se puede medir mediante el uso residual datos de la resistencia como una funciónde la presión de confinamiento alcanzado durante la prueba triaxial una vez que la muestra tiene

fallado. Usando el ángulo residual de fricción en lugar de el ángulo de fricción interna en un modelo deestrés fracaso debería ser más coherente con la hipótesis de que la tensión mínima es controlada porfricción a lo largo preexistente planos. Generalmente, el ángulo residual de fricción es menor que o igualque el ángulo interno de fricción.

Si la formación se encuentra en extensión (es decir, falla normal régimen, Fig. 3-20), el esfuerzo verticales el máximo tensión principal. El esfuerzo principal mínimo es de

Por lo tanto, σh el plano horizontal y es. Ecuación 3-42 se convierte en el que se desprecia el efecto de lafuerza. una ecuación similar a la ec. 3-51 se pueden recuperar. Sin embargo, si la roca está en fallo, elcoeficiente de proporcionalidad no puede considerarse como un coeficiente de estrés tierra en resto. Elresultado más sorprendente y confuso es que, en la práctica, las ecuaciones. 3-53 y 3-58 danpredicciones similares, sobre todo si, en el modelo elástico, se supone α igual a 1 El coeficiente deproporcionalidad en las areniscas y lutitas es, si la elasticidad o el fracaso es asumido, aproximadamenteigual a 1/3 y 1/2, respectivamente. Este similitud se ha demostrado en más detalle para un área del estede Texas por Thiercelin y Plumb (1994b).

Si la formación falla bajo tectónica compresiva tensión, la tensión principal máxima es en la horizontal

Por lo tanto, es plano y σH. En la falla de cabalgamiento régimen, el esfuerzo principal mínimo es lavertical, estrés (Fig. 3-20):

En este caso, σh es la tensión principal intermedia y es igual a o mayor que la tensión vertical.

Fracturas hidráulicas horizontales podrían alcanzarse.

Por lo tanto, los esfuerzos principales se pueden estimar y ordenado por mirando el régimen de fallo. Enla práctica, estas consideraciones deben ser revisados con el fondo del pozo mediciones, como el estadode estrés puede desviarse de el orden esperado de tensiones debido a la historia de estrés.

Estos modelos asumen que el plano de la falla era creada bajo el marco tectónico actual; es decir, de lanormal al plano de falla forma un ángulo (π / 4 + φ / 2) con la dirección de la tensión principal máxima.preexistentes fallas pueden ser reactivados en un estado de estrés que se diferencia de la que los creó.A Mohr-

Criterio de estabilidad de Coulomb todavía se puede aplicar, pero Eq. 3-42 debe ser modificado paratener en cuenta que la orientación del plano de falla no fue inducida por la estado actual de estrés.

Otro régimen de estrés se asocia con el fracaso a la tracción.

Falla por tracción veces se observa el fondo del pozo, aunque parece contradecir la compresión generalde régimen de la tierra. Este modo de fallo simplemente estados que σ3 - p = 0 (por descuidar latracción fortaleza de la roca) y se puede sospechar si es observado a partir de imágenes de fondo depozo que la normal a el plano de las fracturas preexistentes es la dirección del esfuerzo mínimo. Estacondición puede ocurrir en extensional regiones con zonas sobrepresionadas (donde el la presión deporo tiende a ser el valor del mínimo componente de estrés) o cuando la relación de tensiones in situ esdemasiado grande. A medida que la roca se encuentra cerca de un estado uniaxialde el estrés, esterégimen sólo puede ocurrir en las rocas con una compresión fuerza lo suficientemente alto como paraevitar fallas normales (como regla general, la compresión uniaxial estrés debe ser igual o mayor que laefectiva sobrecargar el estrés). Esta condición se logra por apretado areniscas de gas en algunas zonasde los Estados occidentales

Unidos y el este de Texas.

Modelos por fallos también tienen un papel importante en la prestación de límites para el esfuerzolocal. Representan un límite

Estado por encima de la roca que es inestable en el largo plazo.

En el régimen de extensión, en particular, es poco probable que un valor mínimo de la tensión pordebajo del valor predicho por el modelo de fallos se puede conseguir.

3-5.4. Influencia de la presión de poro

Es de interés para entender lo que sucede cuando ozono o la inyección en un depósito. modeloselásticos con condiciones de deformación uniaxial se pueden aplicar con algo de confianza, como seproduce la variación de las tensiones durante un corto período de tiempo geológico, aunque es siemprees necesario volver a revisar los supuestos porque los modelos de fracaso podrían ser la verdadera físicamecanismo, como se muestra en la siguiente.

Si el material se comporta elásticamente, y suponiendo condiciones de deformación uniaxial, Eq. 3-53

La gama de 2η es de aproximadamente entre 0,5 y 0.7. Geertsma (1985) demostró la aplicabilidad deeste modelo para disminuir el estrés durante el agotamiento.

Un modelo de fallos también se puede aplicar. Por ejemplo, Eq. 3-58 da

Si el coeficiente de fricción es de 30 °, el coeficiente de proporcionalidad es 0,67. Como anteriormente,una fuerte similitud existe entre las predicciones de la elástica y modelos de insuficiencia. Para utilizarun modelo de fallos, sin embargo, requiere la comprobación de que el estado efectivo de satisfaceestrés el criterio de fallo antes de y durante la variación de la presión de poro. Las tensiones efectivasaumentan durante el agotamiento, aunque el estrés mínimo total σh disminuye.

Los datos de campo generalmente apoyan las predicciones de estos modelos y demostrar que lavariación en la tensión mínima oscila entre el 46% y el 80% del cambio en la presión de poro

(Salz, 1977; Breckels y van Eekelen, 1982; Teufel y Rhett, 1991).

3-5.5. Influencia de la temperatura

Variación de la temperatura también cambia el estado de estrés (Prats, 1981). El enfriamiento ocurredurante la elevación o el inyección de un fluido frío. Esto induce un adicional componente de esfuerzoen el plano horizontal, que utilizando la suposición de cepa uniaxial es de nuevo

dondedT es la variación de la temperatura y αT es la coeficiente de expansión térmica lineal. En estecaso, una influencia de módulo de Young en el estado de estrés es también obtenido. El enfriamiento dela formación de la normal reduce el estrés; por lo tanto, la inyección de agua fría podría conducir afracturación a la tracción de la formación en el largo plazo.

3-5,6. Dirección del esfuerzo principal

Figura 3-20 indica la dirección esperada de la un mínimo de estrés como una función del régimen defallo

(Anderson, 1951). En la práctica, se observa que en poca profundidad del esfuerzo principal mínimo es laesfuerzo vertical; es decir, una fractura hidráulica es más probable que se produzca en un planohorizontal. La transición entre un esfuerzo principal mínimo vertical y una horizontal esfuerzo principalmínimo depende de la situación regional.

En un régimen de extensión, sin embargo, el mínimo dirección del esfuerzo se puede esperar que estarsiempre en el plano horizontal, incluso en aguas poco profundas. esto es por lo general no observado,probablemente debido a la existencia de tensiones residuales y porque el esfuerzo vertical suele ser elesfuerzo principal mínimo en aguas poco profundidades. En las cuencas sedimentarias normalmentepresionado, el un mínimo de estrés es más probable que en el horizontal avión en profundidadessuperiores a los 3.300 pies (Plumb, 1994b).

Rotación de estrés también puede producirse debido a la topología.

Sin embargo, en las grandes profundidades, la rotación es inducida principalmente por movimiento de lafalla. En algunas situaciones, la sobre presurización se ha observado para generar un cambio en laordenamiento de estrés, con el valor de la horizontal mínima estrés mayor que la de la tensión vertical.

Por último, los cambios en la posición estructural o estratigráfica puede afectar localmente la direccióndel esfuerzo dictada por la estrés de campo lejano y el valor de la tensión. Un ejemplo es la campo deesfuerzos en la parte superior de la formación Ekofisk, donde el esfuerzo horizontal máximo principal seorienta perpendicular a la estructura de contorno alrededor de Ekofisk cúpula (Teufel y Farrell, 1990).

3-5,7. Estrés alrededor del pozo

Hasta ahora, sólo los componentes de la tensión de campo lejano resultantes de contribucionesgeológicas o producción del yacimiento se han considerado. Además, la magnitud y orientación delcampo de esfuerzos in situ puede ser alterado localmente, como resultado de la excavación. Estosinducida

Hace hincapié en general se traducirá en grandes concentraciones de esfuerzos, difiriendosignificativamente de los valores originales.

La perforación de un pozo, por ejemplo, distorsiona la preexistente campo de esfuerzos. Las siguientesexpresiones pueden ser obtenido para las tensiones alrededor del pozo, donde sx y cuando s sontensiones principales en el plano xy, PW la presión del pozo, rw es el radio del pozo, y r es la distanciadesde el centro del pozo (figura 3-21.): (3-63)

3-26 Formación Caracterización: Mecánica de Rocas

Para derivar estas expresiones, se supone que el roca sigue siendo lineal elástico, el pozo se perforaparalelo a una de las direcciones principales de estrés, y el la presión del fluido del pozo PW no penetra

la roca (por ejemplo, debido a la presencia de mudcake). al pared del pozo (es decir, r = rw), lassiguientes expresiones se obtienen:

Considerando sólo las direcciones paralelas y perpendiculares a la dirección del esfuerzo mínimo (esdecir, θ = 0 y θ = π / 2, respectivamente), estas expresiones simplificar aún más:

Como ejemplo, consideremos el caso de pozo 3000 psi presión en equilibrio con la presión de poro de eldepósito y los valores de 3,500 psi para sx y 5000 psi cuando s. Las ecuaciones conducen a valoresmáximos para la esfuerzo tangencial efectiva (σθ - p) de 5500 psi en compresión (θ = 0 °) y 500 psi entensión (θ = 90 °). El Este último resultado indica la posibilidad de la ocurrencia de fallo a tracción en unadirección perpendicular al mínimo estrés, únicamente como resultado de la perforación del pozo desondeo.

Una fractura hidráulica es inducida por el aumento de la la presión del pozo PW hasta el punto donde laefectiva esfuerzo tangencial (σθ - p) se hace igual a -Para.

Si sx = σh, esto sucede en θ = 90 ° (donde el estrés concentración inducida por el estado de campolejano de estrés es mínimo), lo que significa que la fractura se inicia en una dirección perpendicular a lahorizontal mínimo dirección del esfuerzo. Comienzo de la fractura en el desglose pif presión es, por lotanto, obtiene cuando (y HubbertWillis, 1957)

Estas tensiones inducidas disminuyen rápidamente a cero lejos del pozo. En consecuencia, afectan a lapresión para inducir una fractura, pero no la propagación de la fractura de la pared del pozo.

Si el fluido del pozo penetra en la formación, poroelástico efectos deben tenerse en cuenta para calcularla concentración de esfuerzos alrededor del pozo. En particular, σθ en el pozo se convierte en unafunción del tiempo si sx no es igual a cuando s (Detournay y Cheng, 1988).

Las soluciones de largo plazo son

Si la presión de fluido del pozo es mayor que el campo lejano la presión de poro, poroelásticos efectosaumentan la concentración de tensión en el pozo. la iniciación se obtiene de presión (Haimson yFairhust, 1969) de la ecuación. 3-69, con (σθ - PW) = -Para:

Un valor típico de η es 0,25.

Estas ecuaciones se utilizan en la Sección 3 a 6,2. finalmente, efectos de la plasticidad reducen laconcentración de tensión en la pozo. Particularmente en rocas altamente plástico, el tangencial el estrésen el pozo nunca se convierte en tracción. en este caso, la fractura podría iniciar en cizalla(Papanastasiou et al., 1995).

3-5,8. El estrés de cambio hidráulico fracturamiento

Dos efectos se consideran en esta sección. la primera uno se dirige al aumento del esfuerzo mínimoporque del efecto poroelástico. Durante el proceso de fracturación, fracturando fugas de líquido dentrode la formación. Este fuga induce un aumento de la presión de poro alrededor de la fractura que resultaen la dilatación de la formación y, por lo tanto, un aumento de la tensión mínima en este región. Parauna grieta 2D en una hoja de infinito, el aumento del esfuerzo mínimo como una función del tiempo es(Detournay y Cheng, 1991)

donde PF es la presión de fluido de fracturación y es un τc tiempo característico dado por

donde G es el módulo de cizallamiento, k es la permeabilidad, t es el tiempo, μ es la viscosidad, y L es lafractura medio cuerpo.

TÉCNICAS DE FRACTURAMIENTO MICRO-HIDRÁULICAS

Técnicas de fracturación se utilizan comúnmente para medir la tensión mínima. La técnica de micro-hidráulico de fracturación es sin duda la técnica más fiable si se realiza correctamente, aunque podríaser usado en conjunción con otros métodos para la integridad añadido.

Esta técnica utiliza la respuesta de la presión obtenida durante la iniciación, propagación y cierre de unafractura inducida hidráulicamente para determinar con precisión el estado de estrés.

Debido a que las tensiones son funciones de propiedades de las rocas, es muy importante asegurarse deque el ensayo proporciona una medida que sea representativa de una litología determinada. Fracturashidráulicas de pequeña escala suelen ser necesarios, especialmente si las mediciones se correlacionaroncon el registro o información básica. Sin embargo, la fractura debe ser grande en comparación con elradio del pozo para medir la componente de esfuerzo de campo lejano mínimo, y una fractura con untamaño de 5-15 ft es un buen compromiso. A esta escala, una herramienta que incluye una sonda derayos gamma se recomienda para una colocación precisa con respecto a la litología.

El análisis de los registros de rayos sónicos y gamma se debe hacer antes de la prueba para decidir sobrela ubicación de las litologías más apropiadas para las pruebas. Se recomienda para seleccionar loslugares que abarcan litologías con diferentes valores de la relación de Poisson y odulus de Young si elobjetivo de la medición es establecer un perfil completo de estrés (véase también el capítulo 4).

Para llevar a cabo una fractura micro-hidráulico en un pozo abierto, el intervalo de prueba seleccionadaestá aislada de los alrededores bien usando una disposición de packer (Fig. 3-22). El fluido se inyectaentonces en el intervalo en una velocidad de flujo constante. Durante la inyección, el pozo se presurizahasta la iniciación de una fractura a la tracción. La iniciación es generalmente reconocido por una averíaen la presión en función del registro de tiempo, de ahí el nombre de la presión desglose

(Fig. 3-23). En la práctica, no siempre se obtiene una avería. Iniciación también podría ocurrir antes de laavería. Después de la ruptura inicial, la inyección debe continuar hasta que la presión se estabilice. Lainyección se detuvo entonces y la presión permitió a decaer. El fluido de fracturación es generalmenteun líquido de baja viscosidad para zonas lowpermeability o un lodo de perforación para las zonas conrangos más altos de la permeabilidad.

Por lo general, menos de 100 gal se inyecta en la formación a velocidades de flujo que van desde 0,25hasta 25 gal / min. La cantidad de líquido y la velocidad de inyección utilizado durante la inyección defluido se seleccionan preferiblemente para conseguir un tamaño de fractura predeterminado al final dela prueba. Este enfoque, sin embargo, requiere el uso de un modelo de propagación de la fractura paraestimar la geometría de la fractura durante la propagación y cierre. Varios / ciclos de inyección de caer-off se realizan hasta obtener resultados repetibles (figura 3-24;. Evans et al, 1989.). Las mediciones deestrés más segura se obtiene utilizando dispositivos de cierre de fondo de pozo, bombas de fondo depozo y medidores de presión de fondo de pozo. Una herramienta de cierre de fondo de pozo se utilizapara cerrar en el intervalo de straddle y minimizar cualquier efecto de almacenamiento del pozo

(Warpinski et al., 1985). Esto es necesario porque el monitoreo cuidadoso del comportamiento de cierreen se utiliza para determinar el esfuerzo mínimo. Bombas de fondo de pozo tienen la ventaja deminimizar almacenamiento del pozo durante el bombeo y la parada en (Thiercelin et al., 1993).Herramientas de bajo almacenamiento permiten el control efectivo de propagación de la fractura yanálisis de la respuesta de la presión en gran detalle.

Herramienta estrés Wireline.

Estimación de esfuerzo mínimo

Se utilizan diversas técnicas para estimar la magnitud de la tensión menos capital. El más sencillo estomar la presión de cierre de instantánea (ISIP) como una aproximación de la tensión mínima (Fig. 3-23).Sin embargo, los errores del orden de cientos de psi o más pueden resultar cuando se utiliza esteenfoque, especialmente para las zonas que se desarrollan presión neta significativa o en una formaciónporosa. Recientemente, las técnicas para determinar la presión de cierre han reemplazado el SIPI comouna medida de la tensión principal mínima. Conceptualmente, la presión de cierre es la presión a la quela fractura se cerraría por completo en ausencia de irregularidades de la cara de fractura (por ejemplo,ww = 0 en la ecuación. 3-36).

En el sentido más amplio, las técnicas implican el trazado de la caída de presión después de cierre de lasparcelas especializadas que acentúan un cambio de pendiente cuando se produce el cierre. Ladeclinación de la presión, después de crear una fractura sin apuntalar, puede exhibir diferentes eidentificables comportamientos, como se discutió en el capítulo 9 Estas conductas de presión son elresultado de varios eventos que incluyen el cierre de altura de crecimiento, la extensión de la fracturadespués de cierre en recesión fractura, la transición a través de presión de cierre, consolidación de latorta de filtración y las irregularidades de la cara, el flujo lineal del depósito y el flujo de pseudoradial. Engeneral, es difícil de analizar declinación de la presión debido a que la respuesta de la presión de

transición a través de la mayoría de estos diversos comportamientos puede ser sin rasgos. Por lo tanto,a falta de un modelo de predicción robusta e integral para estos comportamientos, ningunacombinación de parcelas especializadas que ofrece una herramienta confiable para la extracción de lapresión de cierre a partir de datos de declive. La excepción parece estar especializado parcelas para elcierre gobernada por la pérdida de líquidos reservoircontrolled. Estas parcelas pueden proporcionarcambios de pendiente detectables durante varios de los períodos de transición. En las formacionespermeables, donde las fugas de fluido de fracturamiento de la faz de la fractura, la presión de cierre seinfiere cuando el descenso de presión se desvía de una dependencia lineal con la raíz cuadrada deltiempo de cierre o la raíz cuadrada de la suma de tiempo de cierre y tiempo de inyección Ti (Fig 3-25;.Nolte, 1982, 1988a).

Una representación mejorada de la pérdida de líquidos esproporcionada por el G-terreno, que se discute en laSección 5.9. Castillo (1987) introdujo el uso del G-parcelapara la inferencia de cierre junto con funcionesespecializadas para la presión (es decir, la presión linealpara la pérdida de líquidos controlados por el pastel de lapared, de raíz cuadrada para filtratecontrolled pérdida defluido y el logaritmo si la resistencia del movimiento delfluido del depósito controla la pérdida de fluido).Ejemplos adicionales del método plotbased-G están dadaspor Shlyapobersky et al. (1988b). Aunque el G-parcelaproporciona una base más firme que la trama de la raízcuadrada, su derivación no considera la extensión de lafractura adicional bien establecida y la recesión despuésde cierre en (ver Sección 9.5).

Para superar la ambigüedad de análisis declive, prueba dela bomba de entrada / flujo de retorno (PI / FB) fuedesarrollado (Nolte, 1979). Esta prueba, que se ilustra en

la fig. 3-26, proporciona una firma única robusta cuando se ejecuta correctamente. El periodo de flujode retorno implica esencialmente fluido que fluye fuera de la fractura a una velocidad constante, por logeneral entre un sexto y un cuarto de la velocidad de inyección. La interpretación inicial asume que elcierre se produjo en el punto de inflexión por encima del punto de intersección se muestra en la fig. 3-26b. Posteriormente, Shlyapobersky et al. (1988b) sugirió que el cierre ocurrió en el inicio de larespuesta lineal, que está por debajo del punto de intersección se muestra en la fig. 3-26b. Su base eraque la respuesta lineal corresponde al pozo de almacenamiento solamente (es decir, cuando la fracturase cierra). Plahn et al. (1997) da a conocer un estudio de la prueba PI / FB usando un modelo integralque las parejas del pozo, de crecimiento de la fractura y la recesión, y el reservorio. Recomendaron laintersección de las tangentes ilustradas en la figura. 3-26b y demostró que este era precisamente el casode la pérdida de fluido de baja y una fricción ideales fluido; es decir, las partes curvadas de la respuestade la presión durante el flujo de retorno resultado de los gradientes de presión que se desarrollan comoresultado de un flujo de fluido dentro de la fractura ya sea a la punta de la fractura o al pozo.

La prueba PI / FB tiene otra característica, el rebote de presión que se observa una vez que el pozo hasido cerrado en poner fin al período de flujo de retorno. Durante rebote, el fluido en la fracturadesemboca en el bien hasta que la ecualización entre la presión del pozo y la presión dentro de lafractura se produce. Nolte (1982) sugirió que el valor de la presión máxima del rebote fue un límiteinferior para la presión de cierre (es decir, la presión equilibrada en la fractura cerrada peroconductora).

Plahn et al. (1997) también investigó el rebote de la prueba PI / FB. Ellos encontraron que en general lamayor parte de la fractura se mantuvo abierta durante el flujo de retorno y la fase inicial de rebote yque el comportamiento que caracteriza el resultado de pinzamiento de la anchura de fractura en el pozodebido al flujo inverso. Después de cierre en la de flujo inverso, la reapertura de la fractura permitidopellizcado igualación de presión entre el pozo y la fractura (es decir, el rebote de presión). Llegaron a laconclusión de que incluso cuando la fase de flujo de retorno se continúa por debajo de la segunda líneade trazos en la figura recta. 3-26b y está dominada por el almacenamiento del pozo, la presión de rebotepuede ser superior a la presión de cierre; sin embargo, para los casos con pérdida de fluido significativaa la formación, la presión de rebote es generalmente por debajo de la presión de cierre. Para ladisposición preferida de los envasadores de puente y de cierre en el fondo del pozo, almacenamientodel pozo se hace pequeña y la segunda línea recta se acerca a una línea vertical. En formaciones de bajapermeabilidad, la presión de rebote tiende hacia la presión de cierre (. Fig 3-27) (Thiercelin et al., 1994).La observación de rebote presión es también una prueba de control de calidad, ya que demuestra que lafractura fue creada sin pasar por los empacadores.

Una prueba compañero para estimar la presión de cierre es la prueba de velocidad de paso (figura 3-28;.Ver el Apéndice del Capítulo 9). Durante una prueba de velocidad de paso, la inyección se incrementa enpasos hasta el punto de que la respuesta de la presión indica que se está extendiendo una fractura (esdecir, la presión de extensión). La indicación es un cambio de pendiente, con la disminución de dp / dqreflejo del aumento de la inyectividad como la fractura se extiende expone un área de volumen depérdida de fluido y almacenamiento cada vez mayor. La ejecución exitosa de la prueba se asegura deque una fractura se ha creado, que es un control de calidad necesarios para formaciones permeablesdonde la bomba en / de cierre en respuesta a un depósito nonfractured puede confundirse conpropagación de la fractura y el cierre. Obviamente, una clara indicación de que una fractura se hacreado es una condición necesaria para la determinación de la presión de cierre. La presión de extensióntambién proporciona un límite superior de la presión de cierre para ayudar en la planificación y elanálisis de las pruebas subsiguientes. Las pruebas de los tipos de paso y de rebote también se consultenen la sección 3 a 6,3.

En formaciones de baja permeabilidad, Lee y Haimson (1989) propone el uso de procedimientos deanálisis estadístico con un método de descomposición de presión-tiempo exponencial.

El modelo muestra que la tensión estimada por fracturación puede tener un error de η (pf - p) debido alos efectos poroelásticos (Detournay y Cheng, 1991), donde PF es la presión de propagación de lafractura. Una estimación del tiempo característico del proceso permite estimar si estos efectosporoelásticos son importantes. En la práctica, son insignificantes en formaciones de baja permeabilidad(es decir, esquistos), pero pueden llegar a ser significativo en formaciones millidarcy permeabilidadmenos que se utilicen fluidos una velocidad de flujo alta y / o de alta viscosidad (Boone et al., 1991) o defluidos se añaden agentes de control de pérdidas.

Por último, la inversión de la respuesta de la presión (Piggottet al., 1992) es probablemente la técnicamás potente en situaciones en que la geometría de la fractura no es demasiado complejo y fluido y rocaestán bien caracterizados. Este método utiliza un modelo de propagación de la fractura para invertir larespuesta de la presión obtenida durante la propagación y el cierre de la fractura. Para tener éxito, elmodelo debe utilizar suposiciones sobre la propagación de la fractura y el cierre que representanbastante bien las condiciones in situ. Por ejemplo, la geometría radial es generalmente apropiado parauna interpretación microfracturas. La inversión de los datos de fracturación microfracturamiento es, sinembargo, más compleja si se realiza para un pozo inclinado u horizontal, en la que las fracturas casoplanas son una excepción en lugar de una regla.

Estimación de esfuerzo horizontal máximo

También se han realizado para determinar el componente del esfuerzo horizontal máximo de la presiónde iniciación de la fractura. Esta medición de esfuerzo es menos precisa, ya que depende en granmedida de la conducta asumida roca cerca del pozo. Además, la magnitud de presión desglose esaltamente dependiente de la tasa de presurización. Por ejemplo, la presión de inicio depende de si laformación se comporta elásticamente o inelástica. Iniciación de presión depende también de la difusióndel fluido de fracturación en la formación, lo que lleva a una dependencia de la velocidad depresurización (Haimson y Zhongliang, 1991). Sin embargo, los límites en el valor de presión de iniciaciónpueden ser obtenidos (Detournay y Cheng, 1992) usando las Ecs. 3-67 y 3-70.

El posterior análisis presentado en este capítulo se supone que el material se comporta de una maneralinealmente elástico y que la tasa de presurización es suficientemente bajo como para utilizar unasolución de largo plazo para la predicción de la presión de iniciación. Se supone también que el pozo esvertical, la presión de sobrecarga es un esfuerzo principal, y la fractura inicia verticalmente. Si el líquidoes no penetrante, la presión de iniciación es dada por la ecuación. 3-67.

Para los ciclos de inyección que siguen a la primera ciclo de inyección, la presión de inicio corresponde ala reapertura de la fractura, y así en la ecuación. 3-67 es efectivamente igual a cero. Como σh sedeterminó a partir del cierre, esta fórmula se puede utilizar para estimar la σH estrés intermedio.

La ecuación 3-70 se aplica cuando el fluido de fractura se difunde en la roca. Esta es la ecuaciónpreferida para predecir o interpretar la presión de iniciación para las tarifas de baja presurización. Pararocas de baja porosidad (tales como calizas duras), η = 0 y el valor de la presión de iniciación es

si el fluido de fracturación penetra completamente de las microgrietas. En particular, si σh Para + <σH, lapresión de iniciación es menor que el mínimo de estrés. No puede aparecer una presión de disgregación,y se debe tener cuidado para diferenciar entre la presión de iniciación y la presión máxima. Si η es iguala 0,5, la ecuación. 3-70 da una predicción similar a la ecuación. 3-67. Para rocas del yacimiento, η esigual a aproximadamente 0,25. Se puede observar a partir de estas ecuaciones que el uso de un fluidono penetrante aumenta la presión de avería, y si penetra el fluido preexistente microfisuras, es más fácilde romper formaciones porosas (donde η = 0) de las formaciones porosas (por rocas que presentan lamisma resistencia a la tracción) .

Sin embargo, la estimación de σH usando la ecuación. 3-67 o Eq. 3-70 podría ser bastante pobre, sobretodo si el supuesto de elasticidad isótropo lineal no se aplica o el pozo no está alineada con la direccióndel esfuerzo principal.

Técnicas de calibración Fractura

Considerando que el método de micro-hidráulico de fracturación está destinado a medir casi en unpunto en la formación, el análisis de la fractura a gran escala requiere la caracterización de la tensión"promedio" en secciones más grandes (por ejemplo, 30 pies). La tensión media se denomina presión decierre.

Para este propósito, los volúmenes de fluido mayor que la de la microfractura se utilizan paradeterminar la presión de cierre, especialmente cuando un perfil preciso de estrés no está disponible. En

consecuencia, la fractura debe ser lo suficientemente grande para hacer la medición de la presión decierre en un volumen de roca que es representativo de la zona completa. Los métodos utilizados para ladeterminación de la presión de cierre con estas fracturas más grandes son similares a aquellos para losmicro-hidráulico de fracturación. Sin embargo, la determinación de la presión de cierre se vuelve máscompleja, con la posibilidad de múltiples cierres resultan de las variaciones de tensión dentro deldepósito. En particular, las pruebas de cierre en la caída podría ser muy difícil de interpretar y serecomienda una combinación de los métodos de medición de paso y de flujo de retorno. Losprocedimientos también difieren ligeramente debido a las grandes cantidades de fluido involucrado y lamayor presión de la red resultante. Con estas fracturas más grandes, se puede observar una presión deruptura aparente, pero no debe ser interpretada para la determinación del esfuerzo horizontal máximo,incluso en una situación de pozo abierto. Una variación presentada por Wright et al. (1995) consiste enuna inyección múltiple, discreto durante la fase de declive de cierre en. Pruebas a gran escala tambiénse discuten en Sidebar 9A.

Técnicas de laboratorio

Recuperación cepa anelástico

El método de recuperación de tensión anelástico (ASR) requiere el acceso a muestras de núcleosorientados. El método se basa en la relajación que un núcleo de roca somete después de sudesprendimiento física de la masa de roca sometido a tensión (Teufel, 1983). Las cepas aisladas semiden en varias direcciones, y los principales ejes de tensión se determinan. Estas direccionesprincipales se supone que son los mismos que los ejes principales de las tensiones in situ. Las cepasrecuperadas generalmente incluyen una parte instantáneo, elástico que es imposible de detectar(porque se produce tan pronto como la broca pasa a la profundidad particular) y una timedependent,componente inelástico. Una curva típica ASR se muestra en la figura. 3-29.

El método ASR se basa en medidas de deformación realizadas en núcleos recuperados de su entorno defondo de pozo por procedimientos convencionales. Por lo tanto, las cepas correspondientes a larecuperación elástica inicial, así como parte de la porción inelástica, se pierden debido al tiempo finitoque se necesita para llevar el núcleo orientada a la superficie. La interpretación requiere una suposiciónrespecto a la relación existente entre la tensión dependiente del tiempo y la cepa total. La sugerencia deproporcionalidad directa hecha por Voight (1968) se emplea normalmente. La magnitud relativa de la

recuperación de la tensión en las diferentes direcciones se utiliza como una indicación de las magnitudesde los esfuerzos relativos, y las magnitudes absolutas están relacionados con el esfuerzo de sobrecargaconocido.

Análisis de la curva tensión diferencial (DSCA)

Análisis de la curva tensión diferencial (DSCA) se basa en la relajación cepa como una huella de lahistoria estrés y considera la consecuencia de esta relajación (Siegfried y Simmons, 1978; Strickland yRen, 1980). Este enfoque supone que la densidad y la distribución de la microfractura resultante sondirectamente proporcional a la reducción de la tensión del núcleo sostenida. Por lo tanto, si el elipsoidemicrogrieta-distribución podría ser delineado, puede revelar la condición de estrés preexistentes. Laexistencia de microdiscontinuities impregnan juega un papel importante en el comienzo del ciclo decarga, ya que introduce un elemento de "ablandamiento". En consecuencia, las medidas de deformaciónen varias direcciones exactas deben hacer posible la caracterización anisotrópico de la microfisuración,que puede estar relacionado con la medición del estado de tensión preexistente. Una curva típica DSCAse muestra en la figura. 3-30.

Los resultados de DSCA producen la orientación de las tres tensiones principales. Las magnitudes de losesfuerzos sólo pueden calcularse indirectamente por conocer las constantes elásticas y la sobrecargacomo para ASR. Para determinar el estado de tensión in-situ, sólo seis medidas de deformación estánteóricamente obligados en ningún core orientado. Sin embargo, como puede verse en la figura. 3-31, laspruebas estándar se ejecutan utilizando el doble de medidores de tensión. Esta duplicación permitevarias combinaciones de soluciones; por lo tanto, se pueden utilizar datos estadísticos métodos deanálisis. La desviación estándar resultante es una buena medida de la confianza posible en losresultados.

Aunque ASR y DSCA parecen estar basadas en el mismo fenómeno fundamental, se pueden producirdiferencias en los resultados. Este suele ser el caso cuando una formación especial el rock ha sidosometido durante su historia geológica a un campo de tensión lo suficientemente grande como parainducir un patrón microfisuración que eclipsa el que resulte de la presente descarga. DSCA refleja lasuma de todo lo ocurrido en la historia del estrés de la roca, mientras que ASR se limita a su actualestado de estrés.

CARACTERISTICAS DE LA FORMACION

WELL LOGS

4.1 INTRODUCCION

El propósito de este capítulo es describir, estrictamenteel contexto de la estimulaciónde yacimientos, el uso de geofísica información (comúnmente conocida como logs)para obtener una descripción de la formación afectada por un tratamiento de

estimulación.Una diferencia fundamental entre estos dos procesos es que se requieren todas laspropiedades no sólo para las formaciones con hidrocarburos (zonas productivas), perotambién para las formaciones adyacentes (saltando capas).

Se mostrara un modelo de la formación que se desea estimular. El modelo consiste enuna serie de capas paralelas o camas, con propiedades conocidas para cada capa.Cada propiedad en una capa es una constante, promedió la propiedad o una funciónlineal de la profundidad (por ejemplo, porospresión) (Fig.4-1).

FIGURA 4.1 Modelode la tierraen las inmediaciones dela formaciónde ser estimulado.

Cada cuenca de sedimentación tiene su "estilo" propio caracterizado por propiedadesúnicas.

Además, la sucesión de capas no es arbitraria, pero todo el mundo obedece a unalógica que es capturado por el noción de secuencia (por ejemplo, arena / secuencia depizarra, piedra caliza /secuencia de margas)

4.2 PROFUNDIDAD

Hay varios tipos de profundidades utilizados en el campo petrolero, los cuales son lossiguientes:

Profundidad vertical verdadera (TVD) es como su nombre lo indica, la profundidad demedida a lo largo la vertical.

Profundidad medida (MD) es la distancia medida a lo largo la trayectoria del pozo.

MD durante la perforación se mide por lalongitud de la tubería que ha entrado enel terreno.

Sin embargo, la conversión de MD a TVD debe ser fiable porque MD se requiere paracalcular la la fricción del fluido y de desplazamiento de fluido, pero el TVD esrequerido para diseñar la colocación de tratamiento. Para ejemplo, la altura de lafractura se relaciona enTVD, no en MD. En cualquier punto a lo largo del pozotrayectoria, un aumento de la profundidad vertical verdadera ΔTVD se relaciona con unaumento de medida ΔMD

FIGURA 4.1 Modelode la tierraen las inmediaciones dela formaciónde ser estimulado.

Cada cuenca de sedimentación tiene su "estilo" propio caracterizado por propiedadesúnicas.

Además, la sucesión de capas no es arbitraria, pero todo el mundo obedece a unalógica que es capturado por el noción de secuencia (por ejemplo, arena / secuencia depizarra, piedra caliza /secuencia de margas)

4.2 PROFUNDIDAD

Hay varios tipos de profundidades utilizados en el campo petrolero, los cuales son lossiguientes:

Profundidad vertical verdadera (TVD) es como su nombre lo indica, la profundidad demedida a lo largo la vertical.

Profundidad medida (MD) es la distancia medida a lo largo la trayectoria del pozo.

MD durante la perforación se mide por lalongitud de la tubería que ha entrado enel terreno.

Sin embargo, la conversión de MD a TVD debe ser fiable porque MD se requiere paracalcular la la fricción del fluido y de desplazamiento de fluido, pero el TVD esrequerido para diseñar la colocación de tratamiento. Para ejemplo, la altura de lafractura se relaciona enTVD, no en MD. En cualquier punto a lo largo del pozotrayectoria, un aumento de la profundidad vertical verdadera ΔTVD se relaciona con unaumento de medida ΔMD

FIGURA 4.1 Modelode la tierraen las inmediaciones dela formaciónde ser estimulado.

Cada cuenca de sedimentación tiene su "estilo" propio caracterizado por propiedadesúnicas.

Además, la sucesión de capas no es arbitraria, pero todo el mundo obedece a unalógica que es capturado por el noción de secuencia (por ejemplo, arena / secuencia depizarra, piedra caliza /secuencia de margas)

4.2 PROFUNDIDAD

Hay varios tipos de profundidades utilizados en el campo petrolero, los cuales son lossiguientes:

Profundidad vertical verdadera (TVD) es como su nombre lo indica, la profundidad demedida a lo largo la vertical.

Profundidad medida (MD) es la distancia medida a lo largo la trayectoria del pozo.

MD durante la perforación se mide por lalongitud de la tubería que ha entrado enel terreno.

Sin embargo, la conversión de MD a TVD debe ser fiable porque MD se requiere paracalcular la la fricción del fluido y de desplazamiento de fluido, pero el TVD esrequerido para diseñar la colocación de tratamiento. Para ejemplo, la altura de lafractura se relaciona enTVD, no en MD. En cualquier punto a lo largo del pozotrayectoria, un aumento de la profundidad vertical verdadera ΔTVD se relaciona con unaumento de medida ΔMD

Profundidaddondeθes la desviacióndel pozode la verticalen ese punto.La integracióndela ecuación. 4-1lo largo del pozotrayectoriapermitelaconversión entre MD y

TVD.

Durante el proceso se forman las camas las cuales forma un espesor, pero suslímitespuedenhacerun ánguloδcon la horizontal. Elánguloδes llamadola caídadelaformación

Un aumento del espesor verdadero del lecho (ΔTBT) se relaciona con un aumento dela profundidad medida:

Laesquemática delefecto deun caminodesviadoen lapresentación deun registroenMD,TVDyTBTse presentaen la Fig. 4-2.

FIGURA 4.2 El efecto dela desviación del pozoycapas inclinadasen lapresentación delos registros.

4.3 TEMPERATURA

La temperatura de la formación es una de las variables mas criticas en la mayoría delas operaciones de perforación y rehabilitación de pozos, dependiendo de laprofundidad vertical del hoyo. Por lo tanto es de suma importancia determinar el valorcorrecto de la temperatura de la formación.

Profundidaddondeθes la desviacióndel pozode la verticalen ese punto.La integracióndela ecuación. 4-1lo largo del pozotrayectoriapermitelaconversión entre MD y

TVD.

Durante el proceso se forman las camas las cuales forma un espesor, pero suslímitespuedenhacerun ánguloδcon la horizontal. Elánguloδes llamadola caídadelaformación

Un aumento del espesor verdadero del lecho (ΔTBT) se relaciona con un aumento dela profundidad medida:

Laesquemática delefecto deun caminodesviadoen lapresentación deun registroenMD,TVDyTBTse presentaen la Fig. 4-2.

FIGURA 4.2 El efecto dela desviación del pozoycapas inclinadasen lapresentación delos registros.

4.3 TEMPERATURA

La temperatura de la formación es una de las variables mas criticas en la mayoría delas operaciones de perforación y rehabilitación de pozos, dependiendo de laprofundidad vertical del hoyo. Por lo tanto es de suma importancia determinar el valorcorrecto de la temperatura de la formación.

Profundidaddondeθes la desviacióndel pozode la verticalen ese punto.La integracióndela ecuación. 4-1lo largo del pozotrayectoriapermitelaconversión entre MD y

TVD.

Durante el proceso se forman las camas las cuales forma un espesor, pero suslímitespuedenhacerun ánguloδcon la horizontal. Elánguloδes llamadola caídadelaformación

Un aumento del espesor verdadero del lecho (ΔTBT) se relaciona con un aumento dela profundidad medida:

Laesquemática delefecto deun caminodesviadoen lapresentación deun registroenMD,TVDyTBTse presentaen la Fig. 4-2.

FIGURA 4.2 El efecto dela desviación del pozoycapas inclinadasen lapresentación delos registros.

4.3 TEMPERATURA

La temperatura de la formación es una de las variables mas criticas en la mayoría delas operaciones de perforación y rehabilitación de pozos, dependiendo de laprofundidad vertical del hoyo. Por lo tanto es de suma importancia determinar el valorcorrecto de la temperatura de la formación.

La siguiente fórmula nos muestra la relación existente entre la Temperatura de laformación y la profundidad vertical del pozo:

Temperatura de Formación = (Temperatura en Superficie ó Ambiente) +(Gradiente de Temperatura x Profundidad Vertical del Pozo TVD)

Donde:Temperatura de Formación esta dada en ºF (Fahrenheit)Temperatura ambiente también en ºF (Fahrenheit)Gradiente de Temperatura está en ºF/ft (Fahrenheit/pies)TVD en ft (pies)

4.4 PROPIEDADESRELACIONADAS CONLADIFUSIÓN DEFLUIDOS

La difusión defluidosse rige porla porosidad, lapermeabilidad,presión de poro ylos tiposde líquidosenelformación. Esta sección presentamedios paradeterminarestosparámetros a partir delos registros. Litologíayla saturación.

4.4.1 POROSIDAD

La porosidad es la capacidad de una roca de tener poros, entendiendo por porocualquier espacio de una masa rocosa que no esté ocupado por un material sólido, sinopor un fluido (agua, aire, petróleo,..). Cuantitativamente, la porosidad se define como elespacio total ocupado por poros en un volumen determinado de roca.

Porosidad total m = (Vh / V) 100

Donde:

Vh : Volumen de huecos

V: Volumen total

Porosidad de algunos tipos de rocas (en %):

Gravas de 25-40 arenas y gravas de 25-30 arenas de 25 a 47 arcillas de 44-50 limos de 34 a 50 caliza de 1-17 arenisca de 4-26

La porosidadse divideclásicamenteen dos grupos:

Porosidad primariaconsiste enel espacio originalentre los granosque formanlamatriz de la rocao de laespaciopresente dentro delaspartículassedimentariasenlatiempodedeposición.

La porosidad secundariaconsiste en elespacio queeracreado porfuerzastectónicasque creanmicrogrietasydisoluciónde agua, crearcavidades.

La distinciónentre primario y secundarioporosidad esimportante en la medidaque laporosidadse utiliza enmuchas correlacionespara desarrollaruna primera estimacióndelas otras propiedades (por ejemplo, resistencia de la rocaode permeabilidad).Lacorrelacionesse basan principalmente enlaporosidad primaria, no la

porosidad secundaria.Otra distinciónimportante es quedel totalφtotalporosidad yφeffporosidad efectiva. eltotalporosidades el volumenno ocupado porroca sólida.

Sin embargo, partedel volumen dela porosidad totalestá ocupadopor el fluidoqueno sepuede mover(es decir,agua unida). Laporosidad efectivaes el volumenocupadoporfluidosmóviles, y es la porosidadde interés parala mayoría deaplicaciones decampos petroleros. Una excepción notablees lauso deφtotalpara todos los cálculosqueimplicanreservorioflujo transitorio.

Una última preocupación es que ningún registro agujero abierto o entubado medidas deporosidad directamente. Más bien, una propiedad relacionada a la porosidad es lo quese mide. Esta es la razón por una combinación de mediciones de porosidad se prefierepara estimar φeff.¿Qué medidas se utilizan varía dependiendo de la secuencialitológica y posiblemente la provincia geológica.

La porosidad de la densidad

Las herramientas de densidad emiten rayos gamma de energia intermedia en la paredde un pozo. Los rayos gamma chocan con los electrones presentes en la formacion,pierden energia y se dispersan despues de sucesivos choques. El numero de choquesse relaciona con el numero de electrones por unidad de volumen, la densidad deelectrones.La densidad de electrones para la mayoria los minerales y fluidos que se encuentran enlos pozos de petroleo y gas, es directamente proporcional a su densidad volumetrica,ρvolumterica

La densidad volumetrica medida con la herramienta es la ρregistro, resulta de los efectoscombinados del fluido (porosidad) y la roca (matriz)y se utiliza para computar la

medición de porosidad del registro de densidad (Ødensidad). La densidad del fluido el delagua 1 gr/cm3. Ødensidad = ρmatriz − ρregistroρmatriz − ρLas rocas yacimiento más comunes son:

Arenisca (ρmatriz = 2,65 gr/cm3) Caliza (ρmatriz = 2,71 gr/cm3) Dolomita (ρmatriz = 2,87 gr/cm3)

Figura 1: Herramienta de porosidad derivada de la densidad

Herramienta de porosidad derivada de la densidad. Una fuente radioactiva emite rayos gamaen la formación, donde estos interactúan con los minerales y los fluidos, algunos rayos gammavuelven a los detectores donde son contados y se miden sus niveles de energía.

La porosidad de neutrones

Las herramientas de porosidad-neutrón emiten neutrones rápidos de alta energía (delorden de 106 eV) de fuentes químicas o electrónicas.

medición de porosidad del registro de densidad (Ødensidad). La densidad del fluido el delagua 1 gr/cm3. Ødensidad = ρmatriz − ρregistroρmatriz − ρLas rocas yacimiento más comunes son:

Arenisca (ρmatriz = 2,65 gr/cm3) Caliza (ρmatriz = 2,71 gr/cm3) Dolomita (ρmatriz = 2,87 gr/cm3)

Figura 1: Herramienta de porosidad derivada de la densidad

Herramienta de porosidad derivada de la densidad. Una fuente radioactiva emite rayos gamaen la formación, donde estos interactúan con los minerales y los fluidos, algunos rayos gammavuelven a los detectores donde son contados y se miden sus niveles de energía.

La porosidad de neutrones

Las herramientas de porosidad-neutrón emiten neutrones rápidos de alta energía (delorden de 106 eV) de fuentes químicas o electrónicas.

medición de porosidad del registro de densidad (Ødensidad). La densidad del fluido el delagua 1 gr/cm3. Ødensidad = ρmatriz − ρregistroρmatriz − ρLas rocas yacimiento más comunes son:

Arenisca (ρmatriz = 2,65 gr/cm3) Caliza (ρmatriz = 2,71 gr/cm3) Dolomita (ρmatriz = 2,87 gr/cm3)

Figura 1: Herramienta de porosidad derivada de la densidad

Herramienta de porosidad derivada de la densidad. Una fuente radioactiva emite rayos gamaen la formación, donde estos interactúan con los minerales y los fluidos, algunos rayos gammavuelven a los detectores donde son contados y se miden sus niveles de energía.

La porosidad de neutrones

Las herramientas de porosidad-neutrón emiten neutrones rápidos de alta energía (delorden de 106 eV) de fuentes químicas o electrónicas.

La herramienta de porosidad-neutrón emite neutrones de alta energía que chocan conlas moléculas presentes en las rocas y fluidos de formación pierden energía (figuraderecha) y finalmente alcanzan el nivel de energía termal (0,0025 eV) en una regiónsituada a cierta distancia de la fuente. Algunos de los neutrones termales retornan a laherramienta donde son contados por los detectores.Estos conteos se convierten en una medición del índice de hidrogeno (IH), que seutiliza para computar la medición de porosidad-neutrón. Finalmente los neutronestermales son capturados por los elementos de la formación.

Donde: φN: Porosidad de neutronesΦD: Porosidad de la densidad

φeff :Eficacia de la porosidad

La porosidaddesónico

Consiste de un transmisor que emite impulsos sónicos (ondas de sonido) y unreceptor que capta y registra los impulsos, el sonido emitido del transmisor chocacontra las paredes del agujero , esto establece ondas de compresión y decizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared delagujero y ondas dirigidas dentro de la columna del fluido

Donde:A:Es Unaconstante

Δt: Denotala Medidadel tiempo detránsitode unaondasonoraenlaformación.

Δtma: El Tiempo detránsitoenlamatriz (seconoceunpartirde lalitología).

La porosidadderesistividad

La porosidadtambién se puedeestimar a partir dela resistividadmediciones. Silaresistividad de lamatriz de la rocase supone que esinfinitaen comparacióncon ladelfluido, la conductividad dela formaciónes proporcionala la porosidad. Elfactor deformaciónFse introducecomo una relación:

La herramienta de porosidad-neutrón emite neutrones de alta energía que chocan conlas moléculas presentes en las rocas y fluidos de formación pierden energía (figuraderecha) y finalmente alcanzan el nivel de energía termal (0,0025 eV) en una regiónsituada a cierta distancia de la fuente. Algunos de los neutrones termales retornan a laherramienta donde son contados por los detectores.Estos conteos se convierten en una medición del índice de hidrogeno (IH), que seutiliza para computar la medición de porosidad-neutrón. Finalmente los neutronestermales son capturados por los elementos de la formación.

Donde: φN: Porosidad de neutronesΦD: Porosidad de la densidad

φeff :Eficacia de la porosidad

La porosidaddesónico

Consiste de un transmisor que emite impulsos sónicos (ondas de sonido) y unreceptor que capta y registra los impulsos, el sonido emitido del transmisor chocacontra las paredes del agujero , esto establece ondas de compresión y decizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared delagujero y ondas dirigidas dentro de la columna del fluido

Donde:A:Es Unaconstante

Δt: Denotala Medidadel tiempo detránsitode unaondasonoraenlaformación.

Δtma: El Tiempo detránsitoenlamatriz (seconoceunpartirde lalitología).

La porosidadderesistividad

La porosidadtambién se puedeestimar a partir dela resistividadmediciones. Silaresistividad de lamatriz de la rocase supone que esinfinitaen comparacióncon ladelfluido, la conductividad dela formaciónes proporcionala la porosidad. Elfactor deformaciónFse introducecomo una relación:

La herramienta de porosidad-neutrón emite neutrones de alta energía que chocan conlas moléculas presentes en las rocas y fluidos de formación pierden energía (figuraderecha) y finalmente alcanzan el nivel de energía termal (0,0025 eV) en una regiónsituada a cierta distancia de la fuente. Algunos de los neutrones termales retornan a laherramienta donde son contados por los detectores.Estos conteos se convierten en una medición del índice de hidrogeno (IH), que seutiliza para computar la medición de porosidad-neutrón. Finalmente los neutronestermales son capturados por los elementos de la formación.

Donde: φN: Porosidad de neutronesΦD: Porosidad de la densidad

φeff :Eficacia de la porosidad

La porosidaddesónico

Consiste de un transmisor que emite impulsos sónicos (ondas de sonido) y unreceptor que capta y registra los impulsos, el sonido emitido del transmisor chocacontra las paredes del agujero , esto establece ondas de compresión y decizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared delagujero y ondas dirigidas dentro de la columna del fluido

Donde:A:Es Unaconstante

Δt: Denotala Medidadel tiempo detránsitode unaondasonoraenlaformación.

Δtma: El Tiempo detránsitoenlamatriz (seconoceunpartirde lalitología).

La porosidadderesistividad

La porosidadtambién se puedeestimar a partir dela resistividadmediciones. Silaresistividad de lamatriz de la rocase supone que esinfinitaen comparacióncon ladelfluido, la conductividad dela formaciónes proporcionala la porosidad. Elfactor deformaciónFse introducecomo una relación:

Donde: Ro es la resistividad de la formación 100%saturadacon salmuera, Rw de resistividad.Archie(1942) postuló queelfactor de formaciónestá relacionado con laporosidad totalporla relación

Donde: a ymsonconstantes que dependendel tipo dede la formación. Por ejemplo, a =0,62yM =2,15porareniscaslimpias.

4.4.2. LITOLOGÍA Y SATURACIÓN

La litología y la saturación son las primeras entradas para el diseño de las matricespara los tratamientos de acidificación. La litología es también parte de la informacióngeneral que debe ser considerada para un modelo de tensión Para la fracturaciónhidráulica, la saturación es utilizada para estimar la compresibilidad del fluido deformación para el cálculo de la compresibilidad controlada en pérdida de fluido.

Saturación

La saturación de agua Sw es la fracción del volumen poral ocupado por agua. Pordefinición 1-Swes la fracción del volumen poral ocupado por hidrocarburos. También deinterés es la saturación de agua irreducibleSwique es la fracción de volumen de porosocupada por agua ligada a la formación. Se presta especial atención en la evaluaciónde la formación tanto a la porosidad y a la saturación porque su producto define elvolumen de hidrocarburos en el reservorio. Del mismo modo para la estimulación dereservorio, estas son cantidades importantes porque indirectamente gobiernan el flujode fluidos en un medio poroso lleno de agua e hidrocarburos.

La permeabilidad relativa al agua está vinculada a la saturación, La compresibilidadtotal de los fluidos de la formación, que se utiliza para la determinación de la pérdida defluido durante el tratamiento de fracturamiento hidráulico, también se calcula utilizandola saturación. El valor de Swse obtiene principalmente a través de mediciones deresistividad.

En una formación limpia (es decir, una formación sin pizarras u otro conductorminerales), toda la conductividad de la formación está asociada con agua salada en elespacio poral.

Conductividad es el recíproco de la resistividad. Para el valor de la resistividadverdadera Rt, que es más allá de los trastornos asociados con el pozo, Archie (1942)deriva experimentalmente que:

Donde: Ro es la resistividad de la formación 100%saturadacon salmuera, Rw de resistividad.Archie(1942) postuló queelfactor de formaciónestá relacionado con laporosidad totalporla relación

Donde: a ymsonconstantes que dependendel tipo dede la formación. Por ejemplo, a =0,62yM =2,15porareniscaslimpias.

4.4.2. LITOLOGÍA Y SATURACIÓN

La litología y la saturación son las primeras entradas para el diseño de las matricespara los tratamientos de acidificación. La litología es también parte de la informacióngeneral que debe ser considerada para un modelo de tensión Para la fracturaciónhidráulica, la saturación es utilizada para estimar la compresibilidad del fluido deformación para el cálculo de la compresibilidad controlada en pérdida de fluido.

Saturación

La saturación de agua Sw es la fracción del volumen poral ocupado por agua. Pordefinición 1-Swes la fracción del volumen poral ocupado por hidrocarburos. También deinterés es la saturación de agua irreducibleSwique es la fracción de volumen de porosocupada por agua ligada a la formación. Se presta especial atención en la evaluaciónde la formación tanto a la porosidad y a la saturación porque su producto define elvolumen de hidrocarburos en el reservorio. Del mismo modo para la estimulación dereservorio, estas son cantidades importantes porque indirectamente gobiernan el flujode fluidos en un medio poroso lleno de agua e hidrocarburos.

La permeabilidad relativa al agua está vinculada a la saturación, La compresibilidadtotal de los fluidos de la formación, que se utiliza para la determinación de la pérdida defluido durante el tratamiento de fracturamiento hidráulico, también se calcula utilizandola saturación. El valor de Swse obtiene principalmente a través de mediciones deresistividad.

En una formación limpia (es decir, una formación sin pizarras u otro conductorminerales), toda la conductividad de la formación está asociada con agua salada en elespacio poral.

Conductividad es el recíproco de la resistividad. Para el valor de la resistividadverdadera Rt, que es más allá de los trastornos asociados con el pozo, Archie (1942)deriva experimentalmente que:

Donde: Ro es la resistividad de la formación 100%saturadacon salmuera, Rw de resistividad.Archie(1942) postuló queelfactor de formaciónestá relacionado con laporosidad totalporla relación

Donde: a ymsonconstantes que dependendel tipo dede la formación. Por ejemplo, a =0,62yM =2,15porareniscaslimpias.

4.4.2. LITOLOGÍA Y SATURACIÓN

La litología y la saturación son las primeras entradas para el diseño de las matricespara los tratamientos de acidificación. La litología es también parte de la informacióngeneral que debe ser considerada para un modelo de tensión Para la fracturaciónhidráulica, la saturación es utilizada para estimar la compresibilidad del fluido deformación para el cálculo de la compresibilidad controlada en pérdida de fluido.

Saturación

La saturación de agua Sw es la fracción del volumen poral ocupado por agua. Pordefinición 1-Swes la fracción del volumen poral ocupado por hidrocarburos. También deinterés es la saturación de agua irreducibleSwique es la fracción de volumen de porosocupada por agua ligada a la formación. Se presta especial atención en la evaluaciónde la formación tanto a la porosidad y a la saturación porque su producto define elvolumen de hidrocarburos en el reservorio. Del mismo modo para la estimulación dereservorio, estas son cantidades importantes porque indirectamente gobiernan el flujode fluidos en un medio poroso lleno de agua e hidrocarburos.

La permeabilidad relativa al agua está vinculada a la saturación, La compresibilidadtotal de los fluidos de la formación, que se utiliza para la determinación de la pérdida defluido durante el tratamiento de fracturamiento hidráulico, también se calcula utilizandola saturación. El valor de Swse obtiene principalmente a través de mediciones deresistividad.

En una formación limpia (es decir, una formación sin pizarras u otro conductorminerales), toda la conductividad de la formación está asociada con agua salada en elespacio poral.

Conductividad es el recíproco de la resistividad. Para el valor de la resistividadverdadera Rt, que es más allá de los trastornos asociados con el pozo, Archie (1942)deriva experimentalmente que:

Dónde:

A, m y n son constantes que están en función de la formación.

Debido a la resistividad se mide generalmente en diferentes profundidades deinvestigación, es posible medir tanto la resistividad de la zona lavadaRxo, donde todo elfluido móvil ha sido desplazado desde la formación de filtrado de lodo, y la resistividadde la formación virgenRt alejado del pozo.

La siguiente expresión es por lo tanto útil porque es independiente de la porosidad:

Donde Rmf es la conocida como la resistividad filtrada de lodo

α típicamente el valor asignado es 5 ⁄8.

Rwpuede ser determinado a partir de catálogos de agua, muestraso mediciones SP.

Litología

El objetivo de un análisis litológico es obtener un a la distribución volumétrica de losminerales y fluidos en la formación como una función de la profundidad. el concepto seexplica por primera vez en esta sección con el ejemplo de análisis de una secuencia dearena / esquisto.

El concepto a continuación, se generaliza a cualquier tipo de formación.

Históricamente, mucho trabajo se dedicó a la arena /secuencias de esquisto (porejemplo, 40 papeles en ShalySands, 1982). La forma más simple de análisis litológicoen tales formaciones es un indicador, es decir un indicador de arcillosidad, un indicadorde la relación volumétrica de los minerales de arcilla para arena limpia. El indicadorarcillosidad más cruda se basa en medición de rayos gamma. Si toda radiactividadnatural en una arena / secuencia de esquisto se supone que proviene de minerales dearcilla, los valores de rayos gamma de alta (> 90 unidades API) indican una pizarra (esdecir, casi exclusivamente minerales de arcilla), valores de rayos gamma de baja (<20unidades API) indican una arenisca limpia, y los valores intermedios indican unamezcla de arcilla y arena.

Esta escala se puede refinar aún más mediante la introducción de una ecuación simplerespuesta de una herramienta de rayos gamma.

Por ejemplo:

Esta ecuación lineal se refiere cuantitativamente al recuento de rayos gamma a laconcentración de óxido de potasio (K2O) en porcentaje. Para un simple modelomineralógico, tal como cuarzo y un mineral de arcilla, la proporción de cuarzo a laarcilla puede ser determinada con la ayuda de esta ecuación. Herramientas basadas endiferentes principios físicos son combinaciones sensibles a diferente de átomos ominerales. Cada respuesta de la herramienta TR se puede caracterizar por unaecuación, no necesariamente tan simple como Ec. 4-11, pero que siempre pueden serarrojados en una forma la participación de la fracción volumétrica de n y minerales almenos una fracción volumétrica de fluidoVf’.

Donde VimineraIes la fracción volumétrica del mineral. Las ecuaciones pueden ser

lineales o no lineales. Cada rendimientos de salida de la herramienta una ecuaciónsimilar a la ecuación (4-12) con las fracciones de volumen de n minerales y la de fluidosde formación para formar un sistema de generalmente no lineal con ecuacionesresueltas en un nivel de profundidad de profundidad base de nivel (generalmente cada6 pulg.) para las diversos fracciones de volumen

Obviamente, hay que hacer hipótesis sobre que los minerales se encuentran en laformación. En primer lugar, más minerales que no son ecuaciones no se puedenresolver para, por lo que el más pequeño es el número de registros, más limitado elnúmero de minerales. En segundo lugar, no único conjunto de minerales explica larespuesta de un conjunto de herramientas para la formación. Varios conjuntos deminerales pueden igualmente bien encajar el conjunto de registros con muy diferentesresultados. Un modelo mineralógico para la formación debe ser identificados antes delanálisis litológico es llevado a cabo. El modelo mineralógico debe ser validado por ungeólogo familiarizado con el área antes ningún crédito se puede dar una salidalitológica.

4.4.3. Permeabilidad

La permeabilidad es una medida de la facilidad con la que los fluidos pueden fluir através de una formación. La permeabilidad S.I. unidad es m2, pero la unidad de campopetrolífero habitual es la miliDarcy (md).

La permeabilidad es un tensor, y su valor depende de la orientación del flujo. Enausencia de extensa fracturas o fisuras naturales o grande horizontal anisotropía de losesfuerzos, la permeabilidad kH paralelo a la ropa de cama de la formación, que eshorizontal en el modelo de la tierra asumido aquí, puede ser considerado isotrópica, y

el flujo horizontal no ha preferida dirección. En la presencia de fracturas naturales ogrande anisotropía de los esfuerzos horizontales, sin embargo, la permeabilidad puedevariar horizontalmente y el flujo horizontal puede tener una dirección preferida. Lapermeabilidad perpendicular (Es decir, vertical) para el colchón kV es por lo general amenos 1 orden de magnitud más pequeña para arenisca embalses. Para yacimientosde areniscas laminadas, puede ser más de 2 órdenes de magnitud menor. En algunosyacimientos carbonatados, sin embargo, kV puede ser igual o más grande que kH. Sino se da precisión, la permeabilidad de interés es kH. Para problemas específicos,kHkVe incluso los componentes horizontales de kH pueden estar requeridos. Para lospozos verticales, kH es suficiente para describir prácticamente todos los fenómenos deproducción o de inyección.

Para los pozos horizontales omulti ramificados, cualquier contraste en kH tambiéntendrá un impacto en la producción ó inyección.Cuando varios fluidos están presentes,se acostumbra introducir permeabilidades relativas. Si k es el absoluto (o "total")permeabilidad de la formación para un solo fluido, la permeabilidad relativa al agua eskrw.

Donde kW es la permeabilidad efectiva de la formación al agua. Del mismo modo, lapermeabilidad relativa kro relaciona la permeabilidad efectiva al petróleo ko a lapermeabilidad k total.

Permeabilidades relativas dependen típicamente en el agua la saturación de laformación Sw (Fig. 4-4) (Amyx et al., 1960). Por ejemplo, las relaciones Park-Jonesproducen.

Donde m es típicamente 3, mientras que A y B deben ser determinadas por calibración(por ejemplo, en los datos del testigo).

Después se calculan permeabilidades al agua y al petróleo simplemente multiplicandola permeabilidad k total entre permeabilidades relativas de la secuencia de interés aagua y petróleo, respectivamente.

La saturación de agua irreducible Swi puede obtenerse para las formaciones desoporte de hidrocarburos ya sea de laboratorio, mediciones en núcleos o medicionesde RMN(El analista de registros, 1996, 1997); se le asigna un valor de 1 enformaciones que no son hidrocarburos que devengan.

En el contexto de la estimulación de yacimientos, desplazamiento de fluidogeneralmente se trata como cilindrada.

Por lo tanto, los llamados permeabilidades de punto final son importantes (es decir, lapermeabilidad de la formación de petróleo a saturación de agua irreducible y lapermeabilidad de la formación de agua a saturación máxima del agua).

Las permeabilidades de punto final pueden ser muy diferentes. Para la selección decandidatos y posterior tratamiento y evaluación, la permeabilidad de interés es el de laformación de hidrocarburos nativas. Para el diseño y ejecución de un tratamiento deestimulación, sin embargo, el interés está en la permeabilidad de la formación al aguainyección porque los fluidos a base de agua son por lo general se inyecta en laformación.

Permeabilidad a los fluidos del yacimiento móviles naturales puede estimarse bien pormedidas indirectas o directas.

Las mediciones directas (pruebas) Proporcionar formación de mediciones discretas dela permeabilidad. Indirecto mediciones proporcionan un registro continuo de lapermeabilidad que deben calibrarse con las medidas (por ejemplo, en núcleos o pormedio de la formación ópruebas).

Medidas indirectasLas siguientes mediciones indirectas relacionadas con la permeabilidad querequiere calibración, por lo general en los núcleos,a una zona de agua. Sinembargo, son los mejores mediospara interpolar la permeabilidad entre lapermeabilidad directa y las mediciones.

Correlación de porosidad y saturación de aguaLa porosidad es una cantidad obvio para referirse a la permeabilidad porqueporosidad interconectada se requiere que tengan permeabilidad. Variasecuacionesque relacionan la permeabilidad a la porosidad (por ejemplo,Carmen,1983; Wylie y Rose, 1950; Timur, 1968)son de la siguiente forma:

Donde C es una constante que es una función de latipo de roca y el tamaño de granodel material granular.

Los exponentes x e y son una función de la secuencia de interés, y la porosidad deestimaciónes como se explica en la Sección 4-4.1.

Se debe enfatizar que la calibración es absolutamente necesaria y que la calibraciónesespecífica tanto a la secuencia y la litología.

Una vez expresiones han sido calibrados para un particular, secuencia, sin embargo,también proporcionanbuenas estimaciones continuas de permeabilidad dentro delcampo. 4A Es un ejemplo prácticoque ilustra la precaución necesaria cuando se estáutilizando una correlación permeabilidad porosidad.

La permeabilidad de la litología y la porosidad

La permeabilidad se rige por una escala de longitud que corresponde al tamaño de ladinámicamente de los poros conectados (es decir, poros que permiten que el flujo defluido) (Herron et al., 1998).

Para formaciones de alta permeabilidad (es decir,> 100 md), una buena estimación dela permeabilidad es proporcionado porel modelo k-lambda:

Donde las constantes C y m nuevo dependen del tipo de formación. Para más bajapermeabilidad de formaciones, se deben hacer correcciones para obtenerunaestimación de primer orden de la permeabilidad. El KLAMBDA modelo de la ecuación.4-18, por lo tanto, es mejorutilizado para las formaciones de alta permeabilidad.

Λ es una escala de longitud que es difícil de medir.

Sin embargo, es inversamente proporcional a la superficie o área de los poros Sdividido por el volumende los poros V, que es una relación medida por

Herramientas de RMN. Esto hace que la permeabilidad k-lambda un buen método paraestimar la permeabilidad de mediciones de RMN en formaciones de alta permeabilidad

Además, los valores de S y V, y por lo tanto Λ, se puede medir por los mineralesindividuales. Si un análisis mineralógico de la formación ha sidohecho (ver "Litología"en la Sección 4-4.2), Λ puede ser estimado utilizando un promedio volumétrico de Λparacada mineral constituyente. Cuanto mejor sea la calidadde la estimación de lalitología, mejor será la resultante de la estimación de la permeabilidad. En particular,esteenfoque funciona mejor cuando el registro geoquímicose utiliza para determinar lalitología (Herron et al., 1998).

Permeabilidad de la onda de Stoneley

Cuando un pulso de presión se emite dentro de un pozo, una onda guiada llama unaonda de Stoneley es propagada fácilmente a lo largo del pozo. laolaviaja a lo largo delpozo y empuja el fluido a través del lodo en la formación como se moviliza fluido en laformación, se altera laatenuación y respuesta de frecuencia de la formación.

Este efecto fue modelado por Biot (1956b, 1956c). Si se considera el lodo unamembrana elástica, una estimación de la permeabilidadde la formación de agua sepuede calcular (Brie et al., 1998).

La formación debe tener un mínimo de 12% porosidad y permeabilidad baja a media (1a100 md) para los mejores resultados. Este es un poco profundamedición de lapermeabilidad, limitado típicamente ala zona invadida. Si el gas se encuentra en lazona invadida, los resultados son erróneos.

Aunque la permeabilidad de la Stoneleyde onda es una medida indirecta, es decercarelacionada con una medición de la permeabilidad cierto.

Una vez más, la calibración es importante porque la medición es sensible a laspropiedades elásticas del revoque de filtración, que son desconocidos.

Medidas directas:

-Probadores de formación

Para medir la permeabilidad, probadores de formación e hidráulicamente aislar la partede la formación debe ser probado. Durante drawdown, se extrae el líquidode laformación a una velocidad controlada. Presióndespués se deja de rebote a unequilibriovalor (es decir, la acumulación). Tanto la reducción yacumulación se analizanpara estimar la permeabilidadde la formación.

Los probadores de formación se pueden dividir en dosgrupos sobre la base de lapermeabilidad resultantemedida: herramientas con una sola sonda yherramientas conmúltiples sondas o un empacador y sondade montaje (Fig. 4-5).

FIG 4-5 Herramientas de sondeo y herramientas empacadoras y la probeta. VIT =pruebas de interferencia vertical.

Herramientas de una sola sonda, pulse una sonda contra lapared del pozo para lograrun sello hidráulico. Lapequeña cantidad de líquido, por lo general filtrado de lodo,esretirado durante drawdown. El estado estacionario caída de presión en el Ap sondasumidero está constituida por

Donde C es la contabilidad de un factor de forma de la curvatura del pozo, μ es laviscosidad del fluido (Generalmente la del filtrado de lodo), q es la tasa de extracciónde fluido, Rp es el radio de la sonda, y K (η) es la integral elíptica completa de laprimera clase de η módulo. K (η) se puede aproximar por π / 2 (1 + 1 / + 4η2 η4). Laexpresión del caso isotrópico kH =kV se utiliza típicamente para calcular unaestimación de kH.

Una vez que se detuvo drawdown, la presión rebota de nuevo a la presión de laformación (ver Sección 4-4.2). Además de μ, la expresión que rige el comportamientode la presión ahora también incluye el φ porosidad de la formación y el total

ct compresibilidad del fluido en la formación.

Declinación de presión estimaciones de permeabilidadson por lo general diferente.Para la pequeña reducciónvolúmenes (es decir, del orden de 20 cm3), El uso de laseprefiere porción reducción de la prueba para la estimación de la permeabilidad de laformación.

Entonces, una medida de la permeabilidad horizontal kH al agua se puede obtener.

Ensayos de permeabilidad a cabo con las herramientas se realizan comúnmenteporque son simple, rápida y fiable. Por otra parte,

Estas pruebas proporcionan un buen indicador relativo de permeabilidad de laformación. El volumen de investigación es del orden de unos pocos pies.

En la configuración de múltiples sonda de una formación herramienta probador, variassondas se utilizan, separados por varios metros. Se envía un pulso de presión a travésde una sonda, y la respuesta de la formación se controla en la ubicación de las otrassondas. Este método permite la determinacióntanto de kH y kV

En la configuración del empacador y la probeta, un straddlepacker se utiliza para aislarparte de la formación a retirar lo que puede ser un gran volumen de fluidos. Larespuesta de la formación se controla por una sonda de varios metros por encima delempacador.

Esta configuración también permite la determinación tanto de kHkV, especialmente enalta permeabilidad formaciones que requieren un gran volumen retirada para crear unarespuesta de la presión medible en la sonda.

La ventaja obvia de la sonda múltiple herramientas y herramientas empacador y laprobeta es que se producen kHkV estimaciones. Sin embargo, el radio de investigaciónsobre la formación también es mucho mayor que con una herramienta de un solosonda (es decir, al menos 3 veces la separación entre las sondas), que se aparta deuna medición de punto discreto. En en particular, la viscosidad y la compresibilidadtérminos de las ecuaciones que rigen el flujo corresponden a los del fluido deformación. Estos parámetros adicionales deben ser determinados para estimar lapermeabilidad. Así, el diseño de la formación pruebas utilizando múltiples sonda yempacador y la probeta herramientas es fundamental para la obtención de datosrepresentativos

- Pruebas de Pozos

El mismo procedimiento que el utilizado para la formación las pruebas se utilizandurante la prueba también. El pozo se encuentra fluyendo a una velocidad constantedurante la reducción antes de que se cierre y la acumulación de presión observado(véase el capítulo 2).

Bien pruebas tiene un volumen mucho mayor de investigación y produce unaestimación de un compuesto kH. Este valor compuesto es crucial para la evaluacióneconómica de los tratamientos de estimulación.

Sin embargo, para la Kestimulación de la matriz, especialmente de fluido la colocacióny el desvío, el conocimiento de la permeabilidad dentro de cada capa es esencial, porlo tanto la necesidad de mediciones continúas de la permeabilidad por los métodosdescritos aquí.

4-4.4. LA PRESIÓN DE PORO

La presión de poro es la presión del fluido en la formación.

Después de la producción, su valor puede diferir significativamente de un estrato al

siguiente dentro de una secuencia.

Es un aporte necesario para el diseño de estimulación de la matriz tratamientos de

múltiples capas, aunque sólo sea en la cuenta para y potencialmente tomar medidas

para controlar el flujo cruzado entre las zonas. La presión de poro también influye

fuertemente en el estado de tensión o “Stress” en una formación (tanto como el 50%) y

es una pieza crítica de información para el diseño de tratamientos de fracturamiento

hidráulico.

• Medición de la presión de poro

Además de ser medido por las pruebas de pozos, la presión de poro se mide por los

probadores de formación. Una vez logrado el sello entre el Probador y la formación, el

líquido se retira de la formación para reducir la presión en el probador por debajo de la

presión de poro de campo lejano. El flujo es entonces detenido, y si la formación tiene

suficiente permeabilidad, la formación fluirá para equilibrar el probador con la mayor

parte de la formación. La presión en el probador se elevará hasta que se alcanza una

oscilación de la aguja entre dos valores. La presión correspondiente a la meseta se

toma como una estimación de la presión de poro.

En formaciones de baja permeabilidad (< 1 md), dos efectos pueden tener un impacto

en la medición de la presión. En primer lugar, la formación no puede suministrar

suficiente fluido en un tiempo lo suficientemente corto como para equilibrar con la

herramienta o probador. En este caso, la medición puede ser abortada antes de llegar

a una marcación de la aguja significativa. En segundo lugar, incluso si se llega a una

elevación, puede indicar equilibrio con la presión más alta de poro locales inducidas por

la perforación sobrebalance (Fig. 4-6).

Este efecto se conoce comúnmente como la sobrealimentación (Phelps et al, 1984;

Lane, 1993). Es por lo tanto una práctica razonable poner en duda la presión de poro

mediciones asociadas con una movilidad que es menos de 1md/cp .

Figura 4-6.En las formacionesde alta permeabilidad, lapérdida del fluido líquidoa través delrevoque de

filtraciónse disipafácilmente sinsignificativoaumento dela presión de formación. Enzonas de baja

permeabilidad, ellíquido que se escapaa través delrevoque de filtraciónno puede evacuarfácilmente.En

esteúltimo caso, midela presióninmediatamente detrás delrevoque de filtraciónes más alta quela

verdaderapresión de la formación.

PBH= presióndel pozo, pf=campo lejanopresión de poro.

• Perfiles de presión

Debido a la presión de poro es una medición de punto, existen diferencias entre las

mediciones. Los vacíos se pueden llenar mediante la construcción de perfiles de

presión.

Si hay varios fluidos en la formación (por ejemplo, una mezcla de agua, petróleo y gas),

sólo uno de ellos es móvil y continúa a través del espacio poroso.

Este fluido se denomina fluido continuo. Bajo condiciones estáticas (es decir, sin flujo),

los cambios de presión como una función de la profundidad el resultado de sólo la

gravedad. En otras palabras, los cambios de presión son una función de la densidad

del fluido en la formación continua:

Donde p es la presión de poro, zTVD es la vertical verdadera profundidad, ρf es la

densidad del fluido continuo, y g es la aceleración de la gravedad.

Un depósito de presión normalmente se compone de formaciones donde p es cercano

a una presión de referencia dado por una columna continua de salmuera hasta la

superficie, que corresponde a un gradiente de presión entre 0,43 y 0,45psi/ft en

unidades de campo:

Donde ρbrine es la densidad de la salmuera. Un reservorio sobre presurizado consiste

de formaciones donde p es mucho mayor que la presión de referencia, y un reservorio

bajo presurizado muestra valores de p que son mucho menores que la presión de

referencia.

En un reservorio virgen (es decir, no producidos), todos las zonas permeables son

equilibradas con otras, y las mediciones de la presión de poro trazan frente TVD debe

formar una línea recta con una pendiente dada por la densidad del fluido continuo en la

formación. La línea recta se puede utilizar para interpolar los valores de presión de poro

entre el señalar mediciones. La pendiente va a cambiar dependiendo del fluido , que

permite la determinación de los contactos de fluidos (Fig. 4-7 ) (Stewart et al. , 1982 ;

Desbrandes y Gualdrón , 1988 ) .

En yacimientos desarrollados o aquellos con estructuras complejas, la construcción de

perfiles de presión requiere muchas mediciones de la presión de poro. La identificación

de los gradientes es una poderosa herramienta para la detección de discontinuidades

en la presión de poro que lo más probable corresponde a discontinuidades en la

permeabilidad y discontinuidades en magnitudes de los esfuerzos.

Figura 4-7. Un perfil depresión verticaldefinelos tipos de fluidos

ylos niveles defluidode contacto.

4-4.5. EFECTO SKIN Y RADIO DE DAÑO.Efecto Skin es una medida del daño infligido a la permeabilidad de la formación en las

proximidades de la pared del pozo.

El daño puede ser el resultado de la perforación y terminación procesos o la producción

de fluidos de la formación. De ahí que, el efecto Skin puede variar durante la vida de un

pozo.

Para la selección de candidatos y posterior tratamiento evaluación, el efecto Skinde

interés es el que está relacionado con flujode la formación (es decir, efecto skin de

producción). Para el diseño y ejecución de untratamiento de estimulación, sin embargo,

el efecto skin de interés es el que relaciona la inyección de los fluidos de tratamiento

dentro de la formación.

Efectos skin de Producción y de skin de la inyección puede ser muy diferente.

El radio de daño es una estimación de en qué medida el daño se extiende dentro de la

formación. El efectoSkin y radio de daño son elementos importantes para la diseño de

estimulación de la matriz, ya que afectan la tipo y volumen de los líquidos de la matriz

requeridas y la técnicas de desviación para la colocación de fluido (véase el capítulo

19). Sin embargo, estos parámetros son difíciles de obtener, y ningún método actual

es totalmente satisfactorio. Los siguientes métodos proporcionan estimaciones de

crudo.

• EfectoSkinHay variosmedios para medirel Efecto Skin de producción. A la hora delregistro, el

efecto Skin de producciónse mide porpruebas de formación. Es, sin embargo,

extremadamente dependiente dela geometría dela prueba(Frimann-Dahlet al., 1998).

Selectivaspruebas de pozomiden unvalor integradodelefecto Skin de

producciónsobrelas zonas de interésen el

momento en que sellevó a cabo laprueba de pozo. Actualmenteno haymedios para

medircontinuamenteel efectoSkin de producción.

Esinclusomásdifícil estimarel efecto Skin de inyección. Este puede serobtenidoen el

momento dela talamediante la realización dela prueba de inyección conuna

configuraciónempacadora y la probetadel probador. Utilizandomedicionesde ondasde

Stoneley

junto con las estimacionesde permeabilidades unpotencialmedio para

determinarelefecto Skin de inyección continuamente. Sin embargo, con la tecnología

actual, el efecto Skin de inyección esun parámetro querequierede calibración.

•Radio de DañoPara unpozo verticalperforado conlodoconductivo,unPerfil dela invasiónpuedeser

calculada a partirde registros de resistividad(Souhaiteet al., 1975). Los registros de

resistividadproporcionanmediciones de resistividadenvariasprofundidades

deinvestigación(por ejemplo, 10, 20, 30, 60y90pulgadas). Siempre que no

existauncontraste de resistividadentreelfiltrado de lodoyfluido de formaciónvirgen,

cadamedición de resistividadreflejalo mucho que elfluido de formaciónsedesplazapor el

filtrado dellodo. Dando como resultadoel perfilinvasiónno se correlacionaestrictamentea

un perfil dedañoinducido por la perforación, pero es unarazonableestimaciónde primer

orden. Esta técnicapuede serextendida apozosno verticalesmediante la inclusión del

efecto de lainmersiónentre el pozoyla formación(Anderson et al., 1996).

Actualmente no haymediosgeofísicos paramedirla ubicación del dañoresultante de

laproducción defluidos de la formación, a pesar de time-lapserayos gammase puede

correlacionarconla acumulación deóxido radioactivo.

4-4.6. COMPOSICIÓNDEFLUIDOSAunquehay mediosde registropara la determinaciónindirectala composicióndelos fluidos

de formación, queestánlimitados básicamente a distinguirentreel agua(salmuera), el

gas y el petróleo(por ejemplo, Schiumaet al., 1997). Algunosse pueden establecer

conclusionessobre el tipo deaceitela medición de sudensidad específicaa travésde

perfiles depresión(véase la Sección 4 a 4,4).

El único métodofiable para determinarlacomposición de los fluidosde fondo de pozoes

recogerno contaminadamuestras de fluidospara análisis de laboratorio.

El muestreose logra mejorconprobadores de formación(véase"Probadores de

formación" en la Sección 4-4.3). Por ejemplo, elMDT*Modularde

FormaciónDinámicaTesterpuedemedir tantola resistividady las propiedadesópticas de

losel fluido que fluyeadistinguir entreno contaminada

fluido de la formaciónylaoilbaseagua oinvadirlodo de perforacióno defiltrado de lodo.

Para obtener más informaciónelmuestreo de fluidos, consulte Hashemetal.(1997)

yAkramet al. (1998).

4-5. Propiedades Relacionadas Con La Deformación Y Fractura De La Roca

Según lo presentado en los capítulos 3 y 5, la geometría de una fractura hidráulica

depende fuertemente de las propiedades tanto mecánicas de la formación rocosa, que

describen cómo la formación se deformará debajo de un cambio en las tensiones y las

tensiones que actúan sobre la formación. Las propiedades mecánicas de la formación y

las tensiones in situ no son independientes. Una diferencia en las propiedades

mecánicas entre dos formaciones adyacentes generalmente conduce a una diferencia

en las tensiones in situ. Con excepción de las situaciones más simples, por lo menos

un modelo cualitativo debe utilizarse para explicar la relación entre las propiedades

mecánicas de la formación y las tensiones.

4-5.1. Propiedades mecánicas

• Propiedades elásticas

La única herramienta que responde a las propiedades elásticas de la formación es el

sónico. Cuando se crea un pulso de presión en un pozo llenado de líquido, como

resultado los complejos fenómenos que ocurren en el límite entre el pozo y la formación

en la propagación de los distintos tipos de ondas en la formación (<biblio>). Los dos

tipos de ondas de interés para la estimación de las constantes elásticas del medio son

ondas de compresión (ondas P) y ondas de cizalla (ondas S). La herramienta sónica

mide la velocidad de propagación característica de las ondas P y S. En un medio

isotrópico, sólo las dos constantes elásticas de los módulo del esquileo G y coeficiente

de Poisson ν son independientes. Están relacionadas con la velocidad de propagación

de una onda P arriba y la de una onda S por:

La velocidad de propagación puede ser reemplazada con el Δttiempo que tarda una

onda para recorrer una distancia fija d (por ejemplo, entre una fuente y un receptor):

DondeΔtS y ΔtC son la onda S y onda P,respectivamente. El módulo de Young E se

relaciona con las dos constantes por:

Estas ecuaciones merecen algunos comentarios. En primer lugar, se requiere una

medida de ρb. En segundo lugar, compresiones y mediciones de velocidad de onda

cortante son cruciales para la determinación de E y ν. En particular, las ondas de

compresión y cizalla deben viajar en la formación para producir una estimación realista

de ν imperturbada — en otras palabras, las medidas "profundas" de arriba y nos son

esenciales. Una combinación de registrossonicos grabados con diferentes fuentes (por

ejemplo, monopolo y dipolo) por lo tanto, puede ser necesaria para asegurar la calidad

de la compresión y cizallamiento estimaciones de velocidad de onda Para las zonas

donde no se conoce la velocidad de cizalla, sintético puede ser generada desde el

análisis litológico, pero estos valores deben utilizarse con precaución.

Tercero, porque se obtiene Gmás directamente, debe ser considerado el principal

parámetro elástico en correlaciones, según lo discutido posteriormente

Resultado del procesamiento sonico — en la consideración de otros efectos, como la

de los fluidos en las cercanías del pozo — es una estimación continua versus

profundidad de las propiedades elásticas de un material elástico lineal isótropo. Sin

embargo, propagación de la onda es un fenómeno de tensión pequeña con una tasa de

gran tensión. Formaciones rocosas aparecen más rígidas en respuesta a una onda

elástica que en un examen de laboratorio de mecánica de rocas, donde se aplican

mucho más grandes tensiones en un menor grado de deformación. De hecho, cuanto

más débil la roca, cuanto mayor sea la diferencia entre las propiedades elásticas

derivados de mediciones acústicas (es decir, las supuestas propiedades dinámicas) y

los derivados de experimentos de laboratorio (es decir, las propiedades estáticas). Se

cree que la diferencia no es tanto de la tasa aplicada cepa resultados como la cantidad

de tensión aplicada a la roca (Hilbert et al., 1994; Plona y Cook, 1995). Sin embargo, no

hay una correspondencia biunívoca entre propiedades elásticas medidas por los

registros sónicos y los medidos por experimentos de laboratorio, que se aproximan más

de cerca el comportamiento durante el fracturamiento.

Las comunidades de sonico y mecánica de rocas debaten sobre el conjunto de

medidas que representen apropiadamentelas propiedades elásticas de materiales, y

una preocupación similar se aplica a los que las medidas del módulo de Young y

coeficiente de Poisson debe utilizarse para modelar el fracturamiento hidráulico. El

trabajo de Papanastasiou (1997), junto con la evidencia experimental de van Dam et al

(1998), muestra que el módulo de Young relevante para el fracturamiento hidráulico es

el módulo de descargando medido durante experimentos de laboratorio. El valor de

descarga el módulo se encuentra entre del módulo tangente clásico medido con

pruebas de laboratorio de núcleos y del módulo determinado con las mediciones de

registro sonico (Hilbert et al., 1994; Plona y Cook, 1995). Para el coeficiente de

Poisson, no hay mucha diferencia entre los valores del cociente de Poisson

determinada en núcleos de carga y descargando.

Además, mide la diferencia entre el coeficiente de Poisson en el laboratorio y que

determinó por herramientas de sonico, con las disposiciones enumeradas

anteriormente, no es grande, siempre y cuando no hay compactación se produjo

durante la prueba de laboratorio. Si se produce la compactación, un modelo puramente

elástico ya no es válido.

Por lo tanto, los valores de coeficiente de Poisson son generalmente válidos. Deben

revisar los datos para el módulo de Young. Varias correlaciones se utilizan para estimar

las propiedades elásticas estáticas de propiedades elásticas dinámicas (por ejemplo,

mapache, 1968; van Heerden, 1987; Jizba y Nur, 1990; Morales, 1993). Las

correlaciones fueron desarrolladas mediante la comparación de las propiedades

elásticas de pruebas de laboratorio sobre muestras de propiedades elásticas que se

determina a partir de los registros sónico entramos los pozos entubados. De una

parcela de dinámica versus datos estáticos de varios pozos en una formación

específica, se obtuvo una nube de puntos y una curva equipado a él.La mayoría de las

correlaciones son una variante de:

Donde státic es la propiedad elástica estática y dinámica la correspondiente propiedad

dinámica elástica. Se determinan las constantes A, α y B; Α comúnmente se asigna un

valor de 1.

Para areniscaslimpias, han desarrollado las correlaciones entre la porosidad y la

relación del módulo de Young dinámico y módulo de Young de carga estática. En

porosidad muy baja (<5%), el readio es muy cercano a 1, mientras que es cercano a 10

cuando es 40% de porosidad.

Las correlaciones pueden utilizarse para obtener las primeras estimaciones del módulo

de Young de la estática y coeficiente de Poisson de una formación de mediciones

dinámicas.

Si utiliza la correlación fue desarrollada a partir de rocas pertenecientes a la secuencia

de datos (por ejemplo, arena / pizarra Flysch) similar a la de la formación — o, mejor

aún, de rocas pertenecientes a la cuenca del mismo como la formación — las

propiedades elásticas resultantes pueden ser consideradas representativas. De lo

contrario, un punto de calibración debe ser identificado (por ejemplo, mediante la

realización de una calibración de fractura prueba; vea la sección 9-7). Incluso con una

correlación confiable, la calibración es crítica para determinar el módulo de Young, y los

resultados pueden rescatar completamente el perfil módulo de Young. Cociente de

Poisson en esta situación es generalmente sin cambios.

El método preferido para la obtención de un registro continuo de las propiedades

elásticas de fracturamiento hidráulico es para calibrar la salida de procesamiento sonic

precisará resultados de las pruebas de núcleo (es decir, para determinar una

correlación específica) (véase la sección 3-4.4). Los núcleos deben ser de la sección

del reservorio y sus capas delimitadoras para representar completamente la secuencia.

Las pruebas deben realizarse a una presión confinante similar a la que en el fondo de

formación y con una presión de poro controlado similar a la de la reserva. Deben medir

tanto la carga como módulos de Young de la descarga y coeficientes de Poisson.

Luego se trazan la dinámica versus propiedades estáticas para que cada formación

seleccionar la función de escala apropiada; ¿por ejemplo, es la relación entre la

constante de propiedades dinámicas y estáticas a lo largo de la secuencia, o es una

función de la porosidad, de profundidad vertical, litología, etc..? La calibración

resultante es generalmente aplicable dentro del campo (por ejemplo, Edimann et al.,

1998).

Ángulo de fricción, la fuerza y la tenacidad de fractura

Los tres parámetros de fractura dureza, fuerza y fricción ángulo ϕ son de interés porque

están todos relacionados con la falla de las rocas. Sin embargo, no hay mediciones

geofísicas sensibles directamente a cualquiera de los tres. Ángulo de fuerza y fricción

se miden rutinariamente en los nucleos, pero la resistencia a la fractura es mucho más

difícil de medir en el laboratorio (véase la sección 3-4.6).

Resistencia a la fractura y el ángulo de fricción son bastante consistentes dentro de un

tipo particular de la roca, siempre que se consolidó. Las tablas pueden ser usadas

(Senseny y Pfiefle, 1984; Atkinson y Meredith, 1987; Plomada, 1994a) para

proporcionar las primeras estimaciones de sus valores.

Un número de factores afecta la resistencia a fractura o dureza y la escala de los

procesos (ver sección 6-7). Si la resistencia a la fractura se define como un parámetro

de material, no es dependiente de la escala (Vliet, 1999) y su efecto en el

fracturamiento hidráulico es pequeño (Desroches et al., 1993), que permite a su vez

algún error en su determinación. Sin embargo, una dureza aparente puede utilizarse

para incluir varios procesos que ocurren en las proximidades de la punta de una

fractura de propagar en materiales suaves, especialmente en areniscas no

consolidadas (Ayoub et al, 1992b). En ese caso, la resistencia a la fractura llamada es

puramente un parámetro calibrado (véase sección 5-4.5 y Sidebar 9B) que no tiene

mucho en común con la resistencia a la fractura verdadera del material. Por areniscas,

también se puede estimar la resistencia a la compresión no confinada (UCS) de las

rocas de correlación con los datos de registro sonico (por ejemplo, Kowalski, 1975). El

ángulo de fricción también puede estimarse utilizando correlaciones con propiedades

físicas como porosidad (por ej., plomo, 1994a) pero con menos éxito.

De hecho, la clave es la litología, no una propiedad física determinada.

• Formaciones suaves

La deformación de las formaciones suaves es difícil de describir con elasticidad lineal.

Varios métodos se han propuesto, como elasticidad modificada (Franquet y

Economides, 1999), para el módulo de que Young y coeficiente de Poisson son las

funciones del estado de tensión y la plasticidad (e.g., Papanastasiou, 1997;

Nikolaevskiy y Economides, 2000). Estos métodos requieren parámetros adicionales

que no se puede determinar por métodos geofísicos actuales.

4.5.2. Esfuerzos

El estado de fuerzas en la tierra es uno de los principales factores que influyen en lageometría de una fractura hidráulica, se puede describir con tres tensiones principalesque son perpendiculares entre sí: maxima tensión principal σ1, tensión principalintermedia σ2 y esfuerzo principal mínimo α3. Debido a que las direcciones de losesfuerzos principales son ortogonales, la dirección de dos tensiones principalesdescribe de forma automática la dirección de todos ellos. Sin embargo, la descripciónes completa sólo cuando el orden se conoce.

Una descripción completa del estado de fuerza se ilustra mejor con un ejemplo de undepósito nominal en profundidad (> 2.000 pies). El peso de los sedimentos, de la αvesfuerzo de sobrecarga, suele ser uno de los esfuerzos principales. Las otras dostensiones principales son, por tanto horizontal. El azimut del esfuerzo horizontal mínimoσh completa la descripción de la orientación de las tensiones, porque el esfuerzohorizontal máximo σH es horizontal y ortogonal a αh. Lo que falta es el orden de lastensiones. Es σv la tensión principal máxima σ1, en cuyo caso h es el esfuerzoprincipal mínimo σ3 y σH es la tensión principal intermedia σ2? O se v el esfuerzoprincipal mínimo, o incluso la tensión principal intermedia? Cada uno de estos casoscorresponde a una tensión diferente régimen, discutida posteriormente. Unadescripción completa del estado de estrés es de particular importancia debido a lasfracturas hidráulicas se propagan perpendicularmente a la tensión principal mínimo. Siσ3 es horizontal, se creará una fractura vertical; Si 3 es vertical, se creará unafractura horizontal; Si σ3 está inclinado, se creará una fractura inclinada normal a ella

El valor de σv se determina primero. En segundo lugar, la orientación de σh se determina. Esto podría ser una

consideración en la planificación de la red de drenaje del depósito. Pero lo másimportante, la orientación de los esfuerzos principales puede variarsignificativamente de una capa a la siguiente, y de ese modo mejorar lacontención de la fractura hidráulica.

Finalmente, el valor de la tensión mínima como una función de la profundidad sedetermina y compara con la de la sobrecarga para determinar que el estrés es3.

Para algunos casos en una cuenca de empuje de fallo, especialmente en carbonatoscon fuertes contrastes propiedades elásticas, el orden de las tensiones puede diferir deuna capa a la siguiente, afectando fuertemente el tratamiento.

En otras palabras, no sólo es la magnitud de σh de preocupación, sino también laorientación y el orden de las tensiones principales. Para las formaciones superficiales(≤2000 pies), la situación puede ser más compleja porque la carga excesiva no esnecesariamente un esfuerzo principal.

Determinación de la montera

La sobrecarga es el peso de la columna de sedimentos. Aunque no se midedirectamente, que puede ser fácilmente calculada con la integral sobre la profundidadde la densidad aparente:

Sin embargo, σb raramente se mide hasta la superficie más de una vez en la vida deun campo (es decir, para los perfiles sísmicos). La investigación puede ser necesarioobtener una estimación de σb entre la parte superior del tronco y la superficie. Por otraparte, para los proyectos de aguas profundas, el efecto significativo de la columna deagua en v debe ser incluido.

• Orientación a los esfuerzos

La orientación de los esfuerzos principales se puede determinar usando diversosrecursos. Aquí se discuten los enfoques populares.

- Mapa de esfuerzos Mundial

Si no hay información disponible para el bien o en el campo, la compilación mundo deestrés las orientaciones pueden consultarse (por ejemplo, ver el Mundial sitio MapaEstrés en la World Wide Web en http: //www-wsm.physik.uni-karlsruhe .de /).

Sin embargo, la mayoría de los datos son a partir del análisis de la sismicidad profunda,que se produce a profundidades mucho mayores que los pozos típicos campospetroleros.

- Los mapas geológicos

Un mapa geológico del campo debe ser examinado para ver si se han identificadofallas mayores. En las proximidades de los defectos, los esfuerzos principales se hangirado más probable a alinearse en paralelo a la superficie de la falla (por ejemplo,Barton y Zoback,1994).

- Anisotropía Shear

Ondas de corte son ondas polarizadas y son por lo tanto sensible a las diferencias enlas propiedades elásticas del material en la dirección perpendicular a su trayectoria dedesplazamiento. Si las propiedades son suficientemente diferentes, ondas de cortepolarizadas en una dirección viajarán significativamente más rápido que la polarizadaen la dirección ortogonal. Si la formación de roca contiene una población de defectosque tienen una distribución uniforme de la orientación, los defectos que son normales aσH están bajo más estrés que aquellos normal a σh. Una onda de corte dedesplazamiento vertical y paralelo polarizado a σHserán, por tanto, viajar más rápidoque una onda de cizalladura polarizada perpendicularmente a σH.

Sin embargo, la mayoría de los datos son a partir del análisis de la sismicidad profunda,que se produce a profundidades mucho mayores que los pozos típicos campospetroleros.

-Desbloqueos de pozos

La presencia de un pozo en la formación genera un cambio local en las tensiones, unproceso conocido como la concentración de tensión (véase la Sección 3 a 5,7). Cuandola presión en el orificio bien cae por debajo de un cierto nivel, la formación puede fallaren la compresión o de corte, y los brotes de pozo pueden formar. La ruptura essimétrica y de doble ala. En un pozo vertical, la interpretación es sencilla, puesto que elacimut de la ruptura se corresponde con el azimut de σh

sih es una dirección del esfuerzo principal. En pozos desviados y horizontales, laubicación de los brotes es una función de la relación de tensiones (σ2 - σ3) / (σ1 - σ3) yla orientación del pozo con respecto a las solicitaciones. El procesamiento esnecesario, y en algunos casos puede identificar tanto la orientación de las tensiones yla relación entre ellos.

La forma más sencilla de detectar los brotes es examinar la pista de registro grabadopor una pinza de cuatro brazos. Registros de imagen más sofisticados también puedenutilizarse . Especial cuidado se debe tomar para no misidentify características talescomo asientos de claves y sobre el fresado como brotes de acné. Para obtener másinformación sobre la identificación de los brotes, vea Bratton et al. (1999) y Maury et al.(1999).

Supuestos de interpretación simples se utilizan para inferir magnitudes de los esfuerzosde los brotes (Cesaro et al., 1997). Sin embargo, actualmente no existe una técnicadeduce de forma fiable las magnitudes de los esfuerzos de la presencia de brotes porsí solos.

- Fracturas inducidas por la perforación

Debido a la concentración de tensión que resulta de la presencia de la boca del pozo,las tensiones de tracción pueden ser generadas en la pared del pozo cuando la presiónen el pozo se eleva por encima de un cierto nivel. Si se alcanza la resistencia de laroca, las fracturas inducidas por la perforación será creado. Estas fracturas seproducen fácilmente identificables paralelo al eje del pozo en dos conjuntos, 180 ° de

separación. Ellos pueden ser continuas o discontinuas; estos últimos son los llamadosen fracturas escalón.

Fracturas inducidas por la perforación son poco profundas y conductora, lo que loshace evidente en los registros de imagen eléctricos, como la registrada por laFormación Microeléctricas FMI * Cobertura Total. Se distinguen de las fracturasnaturales porque los conjuntos de fracturas paralelas al pozo, en algunos casos desdehace cientos de pies.

En un pozo vertical, fracturas subverticales inducidas por la perforación se producen enla dirección del esfuerzo máximo horizontal. En los pozos desviados y horizontales, ense observan fracturas escalón. Un análisis similar al realizado para los brotes puedenproducir relaciones de esfuerzo y direcciones de los esfuerzos.

Una comprobación final consiste en verificar que cualquier desglose ocurren 90 ° defracturas inducidas por la perforación.

- Las pruebas en núcleos

La recuperación de núcleos introduce efectos no lineales debido al cambio brutal deestrés (es decir, la descarga) a la que los núcleos eran subproyectada. Recuperaciónanelástico cepa (ASR) o el análisis de la tensión diferencial (DSA) pueden dar ladirección de los esfuerzos principales (véase la Sección 3 a 6,4) (Voigt, 1968; Siegfriedy Simmons, 1978; Strickland y Ren, 1980). En el caso de rocas duras, descarga rápidadel núcleo crea una población de defectos (es decir, microgrietas) relacionados con elcampo de tensiones en el momento de extracción de muestras (es decir, el estadoactual de estrés). A condición de que la población de los defectos es dominante en lamuestra, que es usualmente el caso, la técnica DSA dará información sobre el estadoactual de estrés. Esta técnica también proporciona el orden de los esfuerzosprincipales, lo que es muy útil cuando se sospecha que el esfuerzo vertical no es unatensión principal o no la tensión principal máxima.

-Población de las fracturas naturales

Esta técnica no proporciona información sobre el estado actual de estrés y, por tanto,no es útil a menos que las fracturas fueron creadas por el estado actual de estrés. Elestado de estrés cambia a menudo y de manera significativa en la escala de tiempogeológico. El estado actual de la tensión, que es de interés para la fracturaciónhidráulica, es típicamente diferente de la que en el momento de la creación de lasfracturas en la formación.

- Diagnóstico de fracturas hidráulicas

Microsismicidad o inclinómetros (por ejemplo, Warpinski,1994) (véase la Sección 12 a1,1) puede proporcionar una estimación del azimut de una fractura hidráulica. Debido auna fractura hidráulica propaga perpendicular al esfuerzo principal mínimo, susdiagnósticos proporcionan información acerca de la dirección

del esfuerzo principal mínimo, aunque después de los hechos.

• Medición de la tensión principal mínimo

El esfuerzo principal mínimo que actúa sobre una la formación sólo puede medirse porseparado y de forma indirecta.

El análisis de laboratorio de núcleos (véase la mención anterior de DSA y ASR) puedeproporcionar a partir de mediciones de deformación de la relación de tensionesefectivas que actúan sobre la formación en el momento del núcleo fue tomada. Estastécnicas se discuten en detalle en la Mediciones de esfuerzos, mediante la técnica de

fracturación hidráulico pueden realizará en agujeros o aberturas entubados. Comotambién se discute en la Sección 3 a 6,2, las pruebas miden la presión a la que unafractura de 3 a 10 ft se abre o se cierra para producir una estimación de la tensión totalmínimo actuando ing en la formación como promedio durante una altura de variosmetros. Otra ventaja de la técnica es que las capas delimitador también pueden serprobados.

Presión de cierre determinada a partir de un tratamiento de calibración fracturaciónhidráulica es también una estimación de la tensión mínima total que actúa sobre laformación. La diferencia de la técnica anterior es que la medición se promedia sobre unvolumen mucho mayor de la roca y por lo general corresponde a la zona de pago. Acondición de que el promedio se toma en cuenta, los valores de tensión principalesmínimas producidas por tanto la técnica de fracturación hidráulica micro y calibraciónfracturación hidráulica de acuerdo (por ejemplo, Desroches y Woods, 1998) con laexcepción de situaciones complejas. Presión análisis derivativa del tratamiento decalibración también puede proporcionar la tensión total mínimo promedio de la capa delímite, lo que permite el crecimiento en altura primario de la fractura (ver barra lateral9C).

• Medición de la tensión principal intermedia

La tensión principal intermedia está siempre deducirse de una relación que implica almenos el esfuerzo principal mínimo (Haimson y Huang, 1989; ItoyHayashi, 1991; Guoet al., 1993). Obtenciónuna buena estimación de la tensión principal intermedia esdifícil. Se menciona sólo porque erauna vez popular para utilizar la presión dedisgregación para el cálculo (Hubbert y Willis, 1957). Sin embargo, el trabajo másreciente sobre el proceso de descomposición (Detournay y Carbonell, 1994) muestraque la presión de disgregación proporciona estimaciones fiables y no se debe utilizaren el análisis de tensiones.

Estimación continua de esfuerzo principal mínimo frente a la profundidad

En cuanto a las otras propiedades mencionadas en este capítulo, el objetivo es obtenerun perfil de estrés (es decir, una descripción continua) del valor y la orientación delesfuerzo principal mínimo sobre la zona de interés. Para generar la mejor descripcióncontinua de la información disponible, también se debe utilizar la información geológica.

El procedimiento de tres pasos procede de lo general a un caso particular. En primerlugar la perspectiva cuenca global se utiliza para determinar el régimen de tensión másprobable que actúa sobre la formación.

Un modelo matemático (también llamado un modelo de tensión) se elige en el segundopaso para representar la variación de las tensiones a través de la secuencia de interésque comprende la zona productiva y saltando capas.

Se selecciona el modelo y calibrado usando mediciones de tensión y propiedades deformación. Proporciona datos de tensión para el diseño de tratamientos defracturamiento hidráulico para la secuencia de interés.

Finalmente, después de un tratamiento de calibración, mayor refinamiento basado en lalitología produce las variaciones de tensión en las capas a ser estimulados.

- Regímenes de tensión

Una evaluación del régimen de tensión establece la causa prevista para lasvariaciones de tensión yacimiento a yacimiento a través de la formación y ayuda aidentificar un modelo matemático para definir el perfil de tensiones.

Cinco estados de tensión pueden ser definidas en términos de los esfuerzos principales(Fig. 4.8) (Engelder, 1993).

El caso más simple consiste en los tres esfuerzos principales en igualdad decondiciones (es decir, el estado litostática de tensión). Esto puede ocurrir en losmateriales con poca o ninguna resistencia a la cizalladura, tales como pizarras pococonsolidadas, o en los materiales que fluyen, como la sal. También puede ser abordadode sedimentos muy sobrepresionadas.

Este estado de tensión no es ampliamente documentada porque la tensión por logeneral no es medida en estos materiales. El segundo caso más sencillo se produceen las regiones donde los dos esfuerzos horizontales son iguales y menor que latensión vertical de la sobrecarga.

Este régimen se puede esperar en las cuencas ubicadas en, de intraplaca tranquilas.Para el resto de casos, las tres principales magnitudes de los esfuerzos difierensignificativamente. In-situ mediciones de tensión y el análisis de imágenes de pozoconcurrir a indicar que este es el más probable situación.

Esfuerzos horizontales desiguales pueden atribuirse a las fuerzas tectónicas o efectosque resultan de la presencia de una característica geológica (por ejemplo, un pliegue ofalla).

Dependiendo de la ordenación de las tensiones, tres casos se definen:

- σ es el máximo esfuerzo principal: lo normal criticar régimen

- σ es el mínimo esfuerzo principal: empuje criticar régimen

- σ es la intermedia σ esfuerzo principal: régimen de falla de desgarre.

Mediciones de estrés de todo el mundo también indican que la presión de poro, litologíay la posición de la capa dentro de la estructura (Por ejemplo, Whitehead et al,1987;.Thiercelin yPlumb, 1991; Aleksandrowski et al son., 1992) factores que in fluyenen la variación de las tensiones en rocas sedimentarias. Normalmente, la presión deporo cambios induce cambios de esfuerzos que son mayores que los asociados a lalitología, tectónica ajuste y la posición estructural o estratigráfica.

El régimen de estrés es extremadamente importante. Dependiendo del régimen estrés,estructuras litológicas idénticas pueden inducir muy diferente

Estrés contrasta. Por ejemplo, en una arena típica secuencia / esquisto

(Fig. 4-15A), las pizarras tienen mayor Destaca que las areniscas en un ambientetectónico relajado, mientras que las areniscas tienen mayor subraya que las lutitas enun ambiente tectónico compresivo (Fig. 4-15B).

MODELOS DE ESTRÉS MATEMÁTICAS

Para la configuración tectónica de la cuenca, la más probable de los cinco estados deestrés descritos anteriormente se identifica. El estado probable del estrés guías elorden de las tensiones y seleccionar.

Figura 4-15A. Estrés Esquema per fi les de a través de una secuencia de arena / lutitacamas mostrar la tensión de dos miembros finales per fi les observado en rocassedimentarias. Per fi l se observa con mayor frecuencia el estado de relajación. Elestado comprimido per fi l se espera siempre que sea signi fi deformación horizontalperalte está presente.

Mediciones de estrés de todo el mundo también indican que la presión de poro, litologíay la posición de la capa dentro de la estructura (Por ejemplo, Whitehead et al,1987;.Thiercelin yPlumb, 1991; Aleksandrowski et al son., 1992) factores que in fluyenen la variación de las tensiones en rocas sedimentarias. Normalmente, la presión deporo cambios induce cambios de esfuerzos que son mayores que los asociados a lalitología, tectónica ajuste y la posición estructural o estratigráfica.

El régimen de estrés es extremadamente importante. Dependiendo del régimen estrés,estructuras litológicas idénticas pueden inducir muy diferente

Estrés contrasta. Por ejemplo, en una arena típica secuencia / esquisto

(Fig. 4-15A), las pizarras tienen mayor Destaca que las areniscas en un ambientetectónico relajado, mientras que las areniscas tienen mayor subraya que las lutitas enun ambiente tectónico compresivo (Fig. 4-15B).

MODELOS DE ESTRÉS MATEMÁTICAS

Para la configuración tectónica de la cuenca, la más probable de los cinco estados deestrés descritos anteriormente se identifica. El estado probable del estrés guías elorden de las tensiones y seleccionar.

Figura 4-15A. Estrés Esquema per fi les de a través de una secuencia de arena / lutitacamas mostrar la tensión de dos miembros finales per fi les observado en rocassedimentarias. Per fi l se observa con mayor frecuencia el estado de relajación. Elestado comprimido per fi l se espera siempre que sea signi fi deformación horizontalperalte está presente.

Mediciones de estrés de todo el mundo también indican que la presión de poro, litologíay la posición de la capa dentro de la estructura (Por ejemplo, Whitehead et al,1987;.Thiercelin yPlumb, 1991; Aleksandrowski et al son., 1992) factores que in fluyenen la variación de las tensiones en rocas sedimentarias. Normalmente, la presión deporo cambios induce cambios de esfuerzos que son mayores que los asociados a lalitología, tectónica ajuste y la posición estructural o estratigráfica.

El régimen de estrés es extremadamente importante. Dependiendo del régimen estrés,estructuras litológicas idénticas pueden inducir muy diferente

Estrés contrasta. Por ejemplo, en una arena típica secuencia / esquisto

(Fig. 4-15A), las pizarras tienen mayor Destaca que las areniscas en un ambientetectónico relajado, mientras que las areniscas tienen mayor subraya que las lutitas enun ambiente tectónico compresivo (Fig. 4-15B).

MODELOS DE ESTRÉS MATEMÁTICAS

Para la configuración tectónica de la cuenca, la más probable de los cinco estados deestrés descritos anteriormente se identifica. El estado probable del estrés guías elorden de las tensiones y seleccionar.

Figura 4-15A. Estrés Esquema per fi les de a través de una secuencia de arena / lutitacamas mostrar la tensión de dos miembros finales per fi les observado en rocassedimentarias. Per fi l se observa con mayor frecuencia el estado de relajación. Elestado comprimido per fi l se espera siempre que sea signi fi deformación horizontalperalte está presente.

Figura 4-15B. Desbloqueos Litología controlado, lo que indica un estado comprimido.

El modelo de estrés que proporciona un continuo Descripción del esfuerzo horizontalmínimo como una función de la profundidad sobre la zona de interés. Para el, casolitostática más simple:

(4-31)

Para el caso en el que el horizontal igual las tensiones son menores que el esfuerzovertical, la modelo puede ser el modelo uniaxial o la modelo de fallos de fricción, coninsuficiencia computarizada entre la tensión horizontal y la vertical estrés.

Para los tres casos restantes de horizontal desigual destaca, es conveniente utilizar elporoelástico modelo de estrés o un fracaso fricción modelo, con insuficiencia calculaentre el mínimo y tensiones principales máximas y la pedido procedente del régimen defallamiento.

Para seleccionar el modelo de estrés, las mediciones de la magnitud de la tensiónprincipal mínimo son necesarios para varios puntos en la considerada secuencia. Dosmedidas son la absoluta mínimo.

La metodología de fi ne el coeficiente de tierra estrés K como la relación entre laefectiva esfuerzo vertical y la mínima eficaz esfuerzo horizontal

(4-32)

que se aproxima, a la de primer orden, por

(4-33)

Donde p es la presión de poro (Fig. 4-16).

K * se representa gráficamente con respecto a las variables v, E, verdadero zprofundidad vertical

, Φ and p. fuerte correlación entre K *,v and p favorece mediante el modelo uni axial

Figura 4-16. Factor de K = ((σ h - P) / (σv - P)) como una función de tensión efectivavertical (equivalente a la ZTVD) (Morita et al., 1998).

Un continuo per fi l de σ es obtenido mediante el uso de la siguiente ecuación con la αconstante Biot como medida especial potencialmente litología dependiente parámetrode calibración:

(4-34).

El uso de este modelo es razonable para baja porosidad, baja permeabilidad areniscas,lutitas y carbonatos. Fuerte correlación entre K *, ν, E y P favorece mediante el modeloporoelástico. De hecho, un efecto significativo del módulo de Young sugiere actividadtectónica. Un continuo perfil de σh es obtenido mediante el uso de la siguienteecuación:

(4-35)

Donde el εH mínima tensión tectónica y el máximo εH deformación tectónica son lacalibración primaria factores (es decir, primero se ajusta con α = 1) y α es el parámetrode calibración secundaria ajustado una vez que se ajustan las cepas tectónicas.

La cantidad y el signo de las tensiones tectónicas deben ser compatibles con laconfiguración geológica. Por ejemplo, cepas negativas no son posibles en una

compresión medio ambiente. Este modelo se aplica en litologías similares a lasaplicables a la ecuación. 4-34.

Fuerte correlación entre K *, la fricción ángulo φ and p (pero no ε o ν) favorece el usode la modelo de fallo incipiente:

Donde N Φ es el coeficiente de tensión pasiva.

Este modelo es adecuado para mediano y alta porosidad areniscas (15% y mayores) yarcillas apoyadas rocas, sobre todo en las regiones de la normalidad (o crecimiento)fallamiento. El ángulo de fricción de estas rocas no varía mucho, así que este ajusterendimientos sólo pequeñas variaciones de las tensiones como una función de lalitología.

Correlación entre K *, φ y p con salida de la ecuación. 4-37 sugiere el uso de lapuramente friccional modelo:

(4-38)

Este modelo es apropiado en alta porosidad, alta permeabilidad de areniscas, tizas ypizarras. Ella corresponde a la roca en reposo si los pactos de roca.

No hay parámetros de calibración de los modelos gobernado por la fricción conexcepción de la fricción ángulo.

La calibración se llevó a cabo mediante la modificación de la fricción ángulo.

El efecto de las variaciones de presión de poro (a través ya sea el agotamiento oinundaciones de agua; véase la Sección 3-5,7) y las variaciones de temperaturatambién pueden ser añadido al modelo seleccionado (por ejemplo, Perkins y Gonzales,1984). Otro efecto que puede ser considerado es relajación de la tensión; reduce ladiferencia entre el mínimo y el máximo tensiones (Por ejemplo, Prats, 1981),especialmente en las pizarras.

Una vez que el modelo de estrés se construye, por lo general es portátil dentro de lamisma secuencia en la misma cuenca, siempre que las diferencias signi fi cativas en lapresión de poro y, posiblemente, de la temperatura que son teniendo en cuenta.

La metodología defendida en este capítulo se basa en procesos físicos que subyacen ala forma matemática del modelo seleccionado para construir un estrés per fi l. Otras

formas matemáticas se pueden seleccionar, pero sin con formación geológico, laportabilidad del estrés per fi l de otro así no es probable.

El estrés perfil de ajuste después de una calibración tratamiento

Como se mencionó anteriormente, el análisis de una calibración tratamiento produce unpromedio de al mínimo tensión que actúa en la zona productiva (llamado cierre presión)y, posiblemente, un valor de la promedio contraste de esfuerzos entre la zona de pagoy la capa de límite en el que la fractura mayo han crecido.

Si sólo la tensión que actúa sobre la σPZde pago es disponible, el estrés basado enmodelos perfil puede haber reducido o cambiado para honrar su valor en profundidad.Si la tensión que actúa sobre un σBL capa de delimitación es también disponible,además de calibración se puede realizar.

Es preferible modificar los parámetros del modelo matemático para honrar estosvalores de esfuerzo, pero los parámetros pueden no estar disponibles en el tiempo deltratamiento de calibración. Si este es el caso, un esfuerzo de interpolación basado en lalitología puede ser usado como sigue.

Una de las propiedades de la formación puede normalmente se identificó comorepresentante de la diferencia en tensiones (por ejemplo, el porcentaje de dolomita enuna secuencia de carbonato o el volumen de arcilla en una secuencia / arena deesquisto). Para esta propiedad A, APZ y ABL son sus valores en la zona productiva y lasaltando capas, respectivamente, y las tensiones en la proximidad de la zona de pagopuede estimarse como una función lineal de A:

(4-39)

Donde las constantes de regresión lineal son:

Este enfoque se ha aplicado con éxito tanto para la arena /lutita (Miller y Smith, 1989;Smith et al., 1989) y las secuencias de carbonato.

4-6. ZONIFICACIÓNLa mayoría de los modelos utilizados en la estimulación de yacimientos requierendefinir con zonas constante, o posiblemente linealmente variando, las propiedadesdentro de cada zona. Una vez que todas las propiedades requeridas han sidorecogidas, los registros necesarios ser dividida en zonas en zonas distintas que será elfinal entrada para el proceso de estimulación. Si paralelo, horizontal camas se supone,

las zonas deben ser en última instancia define en TVD. Si las camas no son paralelas ono horizontal, más complicado y transformaciones especiales deben ser hechas, peroestos ajustes están fuera la alcance de este capítulo.

La zonificación puede hacerse subjetivamente con la mano o con objetividad en unaforma llamada cuadratura de registro, que era desarrollado para la evaluación de laformación (Trouiller et al., 1989; Serra y Andreani, 1991). Iniciar cuadratura usos lafunciones de respuesta de las herramientas introducidas en "Litología" en la Sección 4-4.2. Sin embargo, no lo es directamente aplicable a la estimulación de yacimientosporque considera sólo las mediciones clásicas utilizadas en la formación evaluación(por ejemplo, la porosidad, densidad, resistividad).

Ella hace caso omiso de la presión de poro, la permeabilidad, mecánico propiedades ytensiones, que son parte integral de la zonificación proceso considerado aquí. Además,dado que no respuesta existe ecuación aún para estas últimas propiedades, la salidade las zonas por cuadratura de registro debe ser de forma manual refinida. PZ (4-40)(4-41)

Una solución simple es considerar tantas zonas como hay cambios significativos. Peroesto no es práctico porque más de 100 zonas podrían ser de fi nido y sólo un númerolimitado de zonas puede ser considerado. Por lo tanto, las zonas más amplias deben fiprimera definir. El primer paso es decidir qué propiedad o conjunto de propiedades,deben guiar la definición de zonas. En la arena / esquisto secuencias, por ejemplo, elvolumen de arcilla es un guía de primaria, mientras que en las secuencias decarbonato, la porcentaje de dolomita es una buena guía principal.

Sin embargo, barreras de permeabilidad (por lo general asociados con la presión deporo y por lo tanto hincapié en los cambios), los cambios en propiedades elásticas y loscambios en las tensiones debe también ser considerado. El conjunto de propiedadesseleccionado para guiar el proceso de zonificación también debe reflejar el geológicoentendimiento de que guió la elección del modelo para las tensiones. Determinación dela pérdida de fluido altura es también parte del proceso de zonificación. Las zonasdeben estar de fi ne de una manera coherente, de modo que la pérdida de fluidocoeficiente de determina a partir de un tratamiento de calibración que es significativopara el resto de la secuencia.

Un ejemplo de zonificación se presenta en la Fig. 4-17. Este secuencia arena / lutitaembalse tiene fuertes variaciones en la permeabilidad y la presión de poro a causa delagua inundaciones. Las principales propiedades seleccionadas a De zonas finas fueronla separación entre arenas y lutitas y el perfil de la presión de poro. Más zonas seañadieron a considerar los cambios bruscos en el módulo de Young, que resultado enla de fi nición de 25 zonas. Zonificación para la formación evaluación hubiera sidosignificativamente diferente, reflejo del analista diferente punto de vista.

Una vez que las zonas han sido de fi nido, deben ser poblado con un valor constante (oposiblemente linealmente variando, por presión de poro y tensiones). Para capasdelgadas con un contraste significativo, tomando el valor pico se prefiere, mientras queen camas gruesas, tomando una media lejos a partir de los límites de capas seprefiere.

Por último, la mayoría de las mediciones de registro de ejemplo la formación a tan sólounos metros de la boca del pozo. La zonificación proceso descrito aquí, sin embargo,puebla zonas con un valor constante a lo largo de la extensión de la cama, ignorandocualquier heterogeneidad lo largo de la cama. La constancia mayo ser arbitraria,especialmente para entornos geológicos sabe que típicamente tienen variacioneslaterales de propiedades (por ejemplo, los canales, las arenas de barras).

Crosswell tomografía (Warpinski et al., 1998b) muestra que la formación propiedadespueden variar de forma significativa a lo largo de una cama en menos de 50 pies dedesplazamiento horizontal. Todavía conocimiento del medio ambiente geológico es elúnico erficado de la información desarrollada a partir de la zonificación proceso.

4.17AInformación de registro para la zonificación.4.17AInformación de registro para la zonificación.4.17AInformación de registro para la zonificación.

4.17B Correspondiente modelo de formación zonal.

CARACTERISTICAS DE LA FORMACION

WELL LOGS

4.1 INTRODUCCION

El propósito de este capítulo es describir, estrictamenteel contexto de la estimulaciónde yacimientos, el uso de geofísica información (comúnmente conocida como logs)para obtener una descripción de la formación afectada por un tratamiento de

estimulación.Una diferencia fundamental entre estos dos procesos es que se requieren todas laspropiedades no sólo para las formaciones con hidrocarburos (zonas productivas), perotambién para las formaciones adyacentes (saltando capas).

Se mostrara un modelo de la formación que se desea estimular. El modelo consiste enuna serie de capas paralelas o camas, con propiedades conocidas para cada capa.Cada propiedad en una capa es una constante, promedió la propiedad o una funciónlineal de la profundidad (por ejemplo, porospresión) (Fig.4-1).

FIGURA 4.1 Modelode la tierraen las inmediaciones dela formaciónde ser estimulado.

Cada cuenca de sedimentación tiene su "estilo" propio caracterizado por propiedadesúnicas.

Además, la sucesión de capas no es arbitraria, pero todo el mundo obedece a unalógica que es capturado por el noción de secuencia (por ejemplo, arena / secuencia depizarra, piedra caliza /secuencia de margas)

4.2 PROFUNDIDAD

Hay varios tipos de profundidades utilizados en el campo petrolero, los cuales son lossiguientes:

Profundidad vertical verdadera (TVD) es como su nombre lo indica, la profundidad demedida a lo largo la vertical.

Profundidad medida (MD) es la distancia medida a lo largo la trayectoria del pozo.

MD durante la perforación se mide por lalongitud de la tubería que ha entrado enel terreno.

Sin embargo, la conversión de MD a TVD debe ser fiable porque MD se requiere paracalcular la la fricción del fluido y de desplazamiento de fluido, pero el TVD esrequerido para diseñar la colocación de tratamiento. Para ejemplo, la altura de lafractura se relaciona enTVD, no en MD. En cualquier punto a lo largo del pozotrayectoria, un aumento de la profundidad vertical verdadera ΔTVD se relaciona con unaumento de medida ΔMD

FIGURA 4.1 Modelode la tierraen las inmediaciones dela formaciónde ser estimulado.

Cada cuenca de sedimentación tiene su "estilo" propio caracterizado por propiedadesúnicas.

Además, la sucesión de capas no es arbitraria, pero todo el mundo obedece a unalógica que es capturado por el noción de secuencia (por ejemplo, arena / secuencia depizarra, piedra caliza /secuencia de margas)

4.2 PROFUNDIDAD

Hay varios tipos de profundidades utilizados en el campo petrolero, los cuales son lossiguientes:

Profundidad vertical verdadera (TVD) es como su nombre lo indica, la profundidad demedida a lo largo la vertical.

Profundidad medida (MD) es la distancia medida a lo largo la trayectoria del pozo.

MD durante la perforación se mide por lalongitud de la tubería que ha entrado enel terreno.

Sin embargo, la conversión de MD a TVD debe ser fiable porque MD se requiere paracalcular la la fricción del fluido y de desplazamiento de fluido, pero el TVD esrequerido para diseñar la colocación de tratamiento. Para ejemplo, la altura de lafractura se relaciona enTVD, no en MD. En cualquier punto a lo largo del pozotrayectoria, un aumento de la profundidad vertical verdadera ΔTVD se relaciona con unaumento de medida ΔMD

FIGURA 4.1 Modelode la tierraen las inmediaciones dela formaciónde ser estimulado.

Cada cuenca de sedimentación tiene su "estilo" propio caracterizado por propiedadesúnicas.

Además, la sucesión de capas no es arbitraria, pero todo el mundo obedece a unalógica que es capturado por el noción de secuencia (por ejemplo, arena / secuencia depizarra, piedra caliza /secuencia de margas)

4.2 PROFUNDIDAD

Hay varios tipos de profundidades utilizados en el campo petrolero, los cuales son lossiguientes:

Profundidad vertical verdadera (TVD) es como su nombre lo indica, la profundidad demedida a lo largo la vertical.

Profundidad medida (MD) es la distancia medida a lo largo la trayectoria del pozo.

MD durante la perforación se mide por lalongitud de la tubería que ha entrado enel terreno.

Sin embargo, la conversión de MD a TVD debe ser fiable porque MD se requiere paracalcular la la fricción del fluido y de desplazamiento de fluido, pero el TVD esrequerido para diseñar la colocación de tratamiento. Para ejemplo, la altura de lafractura se relaciona enTVD, no en MD. En cualquier punto a lo largo del pozotrayectoria, un aumento de la profundidad vertical verdadera ΔTVD se relaciona con unaumento de medida ΔMD

Profundidaddondeθes la desviacióndel pozode la verticalen ese punto.La integracióndela ecuación. 4-1lo largo del pozotrayectoriapermitelaconversión entre MD y

TVD.

Durante el proceso se forman las camas las cuales forma un espesor, pero suslímitespuedenhacerun ánguloδcon la horizontal. Elánguloδes llamadola caídadelaformación

Un aumento del espesor verdadero del lecho (ΔTBT) se relaciona con un aumento dela profundidad medida:

Laesquemática delefecto deun caminodesviadoen lapresentación deun registroenMD,TVDyTBTse presentaen la Fig. 4-2.

FIGURA 4.2 El efecto dela desviación del pozoycapas inclinadasen lapresentación delos registros.

4.3 TEMPERATURA

La temperatura de la formación es una de las variables mas criticas en la mayoría delas operaciones de perforación y rehabilitación de pozos, dependiendo de laprofundidad vertical del hoyo. Por lo tanto es de suma importancia determinar el valorcorrecto de la temperatura de la formación.

Profundidaddondeθes la desviacióndel pozode la verticalen ese punto.La integracióndela ecuación. 4-1lo largo del pozotrayectoriapermitelaconversión entre MD y

TVD.

Durante el proceso se forman las camas las cuales forma un espesor, pero suslímitespuedenhacerun ánguloδcon la horizontal. Elánguloδes llamadola caídadelaformación

Un aumento del espesor verdadero del lecho (ΔTBT) se relaciona con un aumento dela profundidad medida:

Laesquemática delefecto deun caminodesviadoen lapresentación deun registroenMD,TVDyTBTse presentaen la Fig. 4-2.

FIGURA 4.2 El efecto dela desviación del pozoycapas inclinadasen lapresentación delos registros.

4.3 TEMPERATURA

La temperatura de la formación es una de las variables mas criticas en la mayoría delas operaciones de perforación y rehabilitación de pozos, dependiendo de laprofundidad vertical del hoyo. Por lo tanto es de suma importancia determinar el valorcorrecto de la temperatura de la formación.

Profundidaddondeθes la desviacióndel pozode la verticalen ese punto.La integracióndela ecuación. 4-1lo largo del pozotrayectoriapermitelaconversión entre MD y

TVD.

Durante el proceso se forman las camas las cuales forma un espesor, pero suslímitespuedenhacerun ánguloδcon la horizontal. Elánguloδes llamadola caídadelaformación

Un aumento del espesor verdadero del lecho (ΔTBT) se relaciona con un aumento dela profundidad medida:

Laesquemática delefecto deun caminodesviadoen lapresentación deun registroenMD,TVDyTBTse presentaen la Fig. 4-2.

FIGURA 4.2 El efecto dela desviación del pozoycapas inclinadasen lapresentación delos registros.

4.3 TEMPERATURA

La temperatura de la formación es una de las variables mas criticas en la mayoría delas operaciones de perforación y rehabilitación de pozos, dependiendo de laprofundidad vertical del hoyo. Por lo tanto es de suma importancia determinar el valorcorrecto de la temperatura de la formación.

La siguiente fórmula nos muestra la relación existente entre la Temperatura de laformación y la profundidad vertical del pozo:

Temperatura de Formación = (Temperatura en Superficie ó Ambiente) +(Gradiente de Temperatura x Profundidad Vertical del Pozo TVD)

Donde:Temperatura de Formación esta dada en ºF (Fahrenheit)Temperatura ambiente también en ºF (Fahrenheit)Gradiente de Temperatura está en ºF/ft (Fahrenheit/pies)TVD en ft (pies)

4.4 PROPIEDADESRELACIONADAS CONLADIFUSIÓN DEFLUIDOS

La difusión defluidosse rige porla porosidad, lapermeabilidad,presión de poro ylos tiposde líquidosenelformación. Esta sección presentamedios paradeterminarestosparámetros a partir delos registros. Litologíayla saturación.

4.4.1 POROSIDAD

La porosidad es la capacidad de una roca de tener poros, entendiendo por porocualquier espacio de una masa rocosa que no esté ocupado por un material sólido, sinopor un fluido (agua, aire, petróleo,..). Cuantitativamente, la porosidad se define como elespacio total ocupado por poros en un volumen determinado de roca.

Porosidad total m = (Vh / V) 100

Donde:

Vh : Volumen de huecos

V: Volumen total

Porosidad de algunos tipos de rocas (en %):

Gravas de 25-40 arenas y gravas de 25-30 arenas de 25 a 47 arcillas de 44-50 limos de 34 a 50 caliza de 1-17 arenisca de 4-26

La porosidadse divideclásicamenteen dos grupos:

Porosidad primariaconsiste enel espacio originalentre los granosque formanlamatriz de la rocao de laespaciopresente dentro delaspartículassedimentariasenlatiempodedeposición.

La porosidad secundariaconsiste en elespacio queeracreado porfuerzastectónicasque creanmicrogrietasydisoluciónde agua, crearcavidades.

La distinciónentre primario y secundarioporosidad esimportante en la medidaque laporosidadse utiliza enmuchas correlacionespara desarrollaruna primera estimacióndelas otras propiedades (por ejemplo, resistencia de la rocaode permeabilidad).Lacorrelacionesse basan principalmente enlaporosidad primaria, no la

porosidad secundaria.Otra distinciónimportante es quedel totalφtotalporosidad yφeffporosidad efectiva. eltotalporosidades el volumenno ocupado porroca sólida.

Sin embargo, partedel volumen dela porosidad totalestá ocupadopor el fluidoqueno sepuede mover(es decir,agua unida). Laporosidad efectivaes el volumenocupadoporfluidosmóviles, y es la porosidadde interés parala mayoría deaplicaciones decampos petroleros. Una excepción notablees lauso deφtotalpara todos los cálculosqueimplicanreservorioflujo transitorio.

Una última preocupación es que ningún registro agujero abierto o entubado medidas deporosidad directamente. Más bien, una propiedad relacionada a la porosidad es lo quese mide. Esta es la razón por una combinación de mediciones de porosidad se prefierepara estimar φeff.¿Qué medidas se utilizan varía dependiendo de la secuencialitológica y posiblemente la provincia geológica.

La porosidad de la densidad

Las herramientas de densidad emiten rayos gamma de energia intermedia en la paredde un pozo. Los rayos gamma chocan con los electrones presentes en la formacion,pierden energia y se dispersan despues de sucesivos choques. El numero de choquesse relaciona con el numero de electrones por unidad de volumen, la densidad deelectrones.La densidad de electrones para la mayoria los minerales y fluidos que se encuentran enlos pozos de petroleo y gas, es directamente proporcional a su densidad volumetrica,ρvolumterica

La densidad volumetrica medida con la herramienta es la ρregistro, resulta de los efectoscombinados del fluido (porosidad) y la roca (matriz)y se utiliza para computar la

medición de porosidad del registro de densidad (Ødensidad). La densidad del fluido el delagua 1 gr/cm3. Ødensidad = ρmatriz − ρregistroρmatriz − ρLas rocas yacimiento más comunes son:

Arenisca (ρmatriz = 2,65 gr/cm3) Caliza (ρmatriz = 2,71 gr/cm3) Dolomita (ρmatriz = 2,87 gr/cm3)

Figura 1: Herramienta de porosidad derivada de la densidad

Herramienta de porosidad derivada de la densidad. Una fuente radioactiva emite rayos gamaen la formación, donde estos interactúan con los minerales y los fluidos, algunos rayos gammavuelven a los detectores donde son contados y se miden sus niveles de energía.

La porosidad de neutrones

Las herramientas de porosidad-neutrón emiten neutrones rápidos de alta energía (delorden de 106 eV) de fuentes químicas o electrónicas.

medición de porosidad del registro de densidad (Ødensidad). La densidad del fluido el delagua 1 gr/cm3. Ødensidad = ρmatriz − ρregistroρmatriz − ρLas rocas yacimiento más comunes son:

Arenisca (ρmatriz = 2,65 gr/cm3) Caliza (ρmatriz = 2,71 gr/cm3) Dolomita (ρmatriz = 2,87 gr/cm3)

Figura 1: Herramienta de porosidad derivada de la densidad

Herramienta de porosidad derivada de la densidad. Una fuente radioactiva emite rayos gamaen la formación, donde estos interactúan con los minerales y los fluidos, algunos rayos gammavuelven a los detectores donde son contados y se miden sus niveles de energía.

La porosidad de neutrones

Las herramientas de porosidad-neutrón emiten neutrones rápidos de alta energía (delorden de 106 eV) de fuentes químicas o electrónicas.

medición de porosidad del registro de densidad (Ødensidad). La densidad del fluido el delagua 1 gr/cm3. Ødensidad = ρmatriz − ρregistroρmatriz − ρLas rocas yacimiento más comunes son:

Arenisca (ρmatriz = 2,65 gr/cm3) Caliza (ρmatriz = 2,71 gr/cm3) Dolomita (ρmatriz = 2,87 gr/cm3)

Figura 1: Herramienta de porosidad derivada de la densidad

Herramienta de porosidad derivada de la densidad. Una fuente radioactiva emite rayos gamaen la formación, donde estos interactúan con los minerales y los fluidos, algunos rayos gammavuelven a los detectores donde son contados y se miden sus niveles de energía.

La porosidad de neutrones

Las herramientas de porosidad-neutrón emiten neutrones rápidos de alta energía (delorden de 106 eV) de fuentes químicas o electrónicas.

La herramienta de porosidad-neutrón emite neutrones de alta energía que chocan conlas moléculas presentes en las rocas y fluidos de formación pierden energía (figuraderecha) y finalmente alcanzan el nivel de energía termal (0,0025 eV) en una regiónsituada a cierta distancia de la fuente. Algunos de los neutrones termales retornan a laherramienta donde son contados por los detectores.Estos conteos se convierten en una medición del índice de hidrogeno (IH), que seutiliza para computar la medición de porosidad-neutrón. Finalmente los neutronestermales son capturados por los elementos de la formación.

Donde: φN: Porosidad de neutronesΦD: Porosidad de la densidad

φeff :Eficacia de la porosidad

La porosidaddesónico

Consiste de un transmisor que emite impulsos sónicos (ondas de sonido) y unreceptor que capta y registra los impulsos, el sonido emitido del transmisor chocacontra las paredes del agujero , esto establece ondas de compresión y decizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared delagujero y ondas dirigidas dentro de la columna del fluido

Donde:A:Es Unaconstante

Δt: Denotala Medidadel tiempo detránsitode unaondasonoraenlaformación.

Δtma: El Tiempo detránsitoenlamatriz (seconoceunpartirde lalitología).

La porosidadderesistividad

La porosidadtambién se puedeestimar a partir dela resistividadmediciones. Silaresistividad de lamatriz de la rocase supone que esinfinitaen comparacióncon ladelfluido, la conductividad dela formaciónes proporcionala la porosidad. Elfactor deformaciónFse introducecomo una relación:

La herramienta de porosidad-neutrón emite neutrones de alta energía que chocan conlas moléculas presentes en las rocas y fluidos de formación pierden energía (figuraderecha) y finalmente alcanzan el nivel de energía termal (0,0025 eV) en una regiónsituada a cierta distancia de la fuente. Algunos de los neutrones termales retornan a laherramienta donde son contados por los detectores.Estos conteos se convierten en una medición del índice de hidrogeno (IH), que seutiliza para computar la medición de porosidad-neutrón. Finalmente los neutronestermales son capturados por los elementos de la formación.

Donde: φN: Porosidad de neutronesΦD: Porosidad de la densidad

φeff :Eficacia de la porosidad

La porosidaddesónico

Consiste de un transmisor que emite impulsos sónicos (ondas de sonido) y unreceptor que capta y registra los impulsos, el sonido emitido del transmisor chocacontra las paredes del agujero , esto establece ondas de compresión y decizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared delagujero y ondas dirigidas dentro de la columna del fluido

Donde:A:Es Unaconstante

Δt: Denotala Medidadel tiempo detránsitode unaondasonoraenlaformación.

Δtma: El Tiempo detránsitoenlamatriz (seconoceunpartirde lalitología).

La porosidadderesistividad

La porosidadtambién se puedeestimar a partir dela resistividadmediciones. Silaresistividad de lamatriz de la rocase supone que esinfinitaen comparacióncon ladelfluido, la conductividad dela formaciónes proporcionala la porosidad. Elfactor deformaciónFse introducecomo una relación:

La herramienta de porosidad-neutrón emite neutrones de alta energía que chocan conlas moléculas presentes en las rocas y fluidos de formación pierden energía (figuraderecha) y finalmente alcanzan el nivel de energía termal (0,0025 eV) en una regiónsituada a cierta distancia de la fuente. Algunos de los neutrones termales retornan a laherramienta donde son contados por los detectores.Estos conteos se convierten en una medición del índice de hidrogeno (IH), que seutiliza para computar la medición de porosidad-neutrón. Finalmente los neutronestermales son capturados por los elementos de la formación.

Donde: φN: Porosidad de neutronesΦD: Porosidad de la densidad

φeff :Eficacia de la porosidad

La porosidaddesónico

Consiste de un transmisor que emite impulsos sónicos (ondas de sonido) y unreceptor que capta y registra los impulsos, el sonido emitido del transmisor chocacontra las paredes del agujero , esto establece ondas de compresión y decizallamiento dentro de la formación, ondas de superficie a lo largo de la pared delagujero y ondas dirigidas dentro de la columna del fluido

Donde:A:Es Unaconstante

Δt: Denotala Medidadel tiempo detránsitode unaondasonoraenlaformación.

Δtma: El Tiempo detránsitoenlamatriz (seconoceunpartirde lalitología).

La porosidadderesistividad

La porosidadtambién se puedeestimar a partir dela resistividadmediciones. Silaresistividad de lamatriz de la rocase supone que esinfinitaen comparacióncon ladelfluido, la conductividad dela formaciónes proporcionala la porosidad. Elfactor deformaciónFse introducecomo una relación:

Donde: Ro es la resistividad de la formación 100%saturadacon salmuera, Rw de resistividad.Archie(1942) postuló queelfactor de formaciónestá relacionado con laporosidad totalporla relación

Donde: a ymsonconstantes que dependendel tipo dede la formación. Por ejemplo, a =0,62yM =2,15porareniscaslimpias.

4.4.4. LITOLOGÍA Y SATURACIÓN

La litología y la saturación son las primeras entradas para el diseño de las matricespara los tratamientos de acidificación. La litología es también parte de la informacióngeneral que debe ser considerada para un modelo de tensión Para la fracturaciónhidráulica, la saturación es utilizada para estimar la compresibilidad del fluido deformación para el cálculo de la compresibilidad controlada en pérdida de fluido.

Saturación

La saturación de agua Sw es la fracción del volumen poral ocupado por agua. Pordefinición 1-Swes la fracción del volumen poral ocupado por hidrocarburos. También deinterés es la saturación de agua irreducibleSwique es la fracción de volumen de porosocupada por agua ligada a la formación. Se presta especial atención en la evaluaciónde la formación tanto a la porosidad y a la saturación porque su producto define elvolumen de hidrocarburos en el reservorio. Del mismo modo para la estimulación dereservorio, estas son cantidades importantes porque indirectamente gobiernan el flujode fluidos en un medio poroso lleno de agua e hidrocarburos.

La permeabilidad relativa al agua está vinculada a la saturación, La compresibilidadtotal de los fluidos de la formación, que se utiliza para la determinación de la pérdida defluido durante el tratamiento de fracturamiento hidráulico, también se calcula utilizandola saturación. El valor de Swse obtiene principalmente a través de mediciones deresistividad.

En una formación limpia (es decir, una formación sin pizarras u otro conductorminerales), toda la conductividad de la formación está asociada con agua salada en elespacio poral.

Conductividad es el recíproco de la resistividad. Para el valor de la resistividadverdadera Rt, que es más allá de los trastornos asociados con el pozo, Archie (1942)deriva experimentalmente que:

Donde: Ro es la resistividad de la formación 100%saturadacon salmuera, Rw de resistividad.Archie(1942) postuló queelfactor de formaciónestá relacionado con laporosidad totalporla relación

Donde: a ymsonconstantes que dependendel tipo dede la formación. Por ejemplo, a =0,62yM =2,15porareniscaslimpias.

4.4.4. LITOLOGÍA Y SATURACIÓN

La litología y la saturación son las primeras entradas para el diseño de las matricespara los tratamientos de acidificación. La litología es también parte de la informacióngeneral que debe ser considerada para un modelo de tensión Para la fracturaciónhidráulica, la saturación es utilizada para estimar la compresibilidad del fluido deformación para el cálculo de la compresibilidad controlada en pérdida de fluido.

Saturación

La saturación de agua Sw es la fracción del volumen poral ocupado por agua. Pordefinición 1-Swes la fracción del volumen poral ocupado por hidrocarburos. También deinterés es la saturación de agua irreducibleSwique es la fracción de volumen de porosocupada por agua ligada a la formación. Se presta especial atención en la evaluaciónde la formación tanto a la porosidad y a la saturación porque su producto define elvolumen de hidrocarburos en el reservorio. Del mismo modo para la estimulación dereservorio, estas son cantidades importantes porque indirectamente gobiernan el flujode fluidos en un medio poroso lleno de agua e hidrocarburos.

La permeabilidad relativa al agua está vinculada a la saturación, La compresibilidadtotal de los fluidos de la formación, que se utiliza para la determinación de la pérdida defluido durante el tratamiento de fracturamiento hidráulico, también se calcula utilizandola saturación. El valor de Swse obtiene principalmente a través de mediciones deresistividad.

En una formación limpia (es decir, una formación sin pizarras u otro conductorminerales), toda la conductividad de la formación está asociada con agua salada en elespacio poral.

Conductividad es el recíproco de la resistividad. Para el valor de la resistividadverdadera Rt, que es más allá de los trastornos asociados con el pozo, Archie (1942)deriva experimentalmente que:

Donde: Ro es la resistividad de la formación 100%saturadacon salmuera, Rw de resistividad.Archie(1942) postuló queelfactor de formaciónestá relacionado con laporosidad totalporla relación

Donde: a ymsonconstantes que dependendel tipo dede la formación. Por ejemplo, a =0,62yM =2,15porareniscaslimpias.

4.4.4. LITOLOGÍA Y SATURACIÓN

La litología y la saturación son las primeras entradas para el diseño de las matricespara los tratamientos de acidificación. La litología es también parte de la informacióngeneral que debe ser considerada para un modelo de tensión Para la fracturaciónhidráulica, la saturación es utilizada para estimar la compresibilidad del fluido deformación para el cálculo de la compresibilidad controlada en pérdida de fluido.

Saturación

La saturación de agua Sw es la fracción del volumen poral ocupado por agua. Pordefinición 1-Swes la fracción del volumen poral ocupado por hidrocarburos. También deinterés es la saturación de agua irreducibleSwique es la fracción de volumen de porosocupada por agua ligada a la formación. Se presta especial atención en la evaluaciónde la formación tanto a la porosidad y a la saturación porque su producto define elvolumen de hidrocarburos en el reservorio. Del mismo modo para la estimulación dereservorio, estas son cantidades importantes porque indirectamente gobiernan el flujode fluidos en un medio poroso lleno de agua e hidrocarburos.

La permeabilidad relativa al agua está vinculada a la saturación, La compresibilidadtotal de los fluidos de la formación, que se utiliza para la determinación de la pérdida defluido durante el tratamiento de fracturamiento hidráulico, también se calcula utilizandola saturación. El valor de Swse obtiene principalmente a través de mediciones deresistividad.

En una formación limpia (es decir, una formación sin pizarras u otro conductorminerales), toda la conductividad de la formación está asociada con agua salada en elespacio poral.

Conductividad es el recíproco de la resistividad. Para el valor de la resistividadverdadera Rt, que es más allá de los trastornos asociados con el pozo, Archie (1942)deriva experimentalmente que:

Dónde:

A, m y n son constantes que están en función de la formación.

Debido a la resistividad se mide generalmente en diferentes profundidades deinvestigación, es posible medir tanto la resistividad de la zona lavadaRxo, donde todo elfluido móvil ha sido desplazado desde la formación de filtrado de lodo, y la resistividadde la formación virgenRt alejado del pozo.

La siguiente expresión es por lo tanto útil porque es independiente de la porosidad:

Donde Rmf es la conocida como la resistividad filtrada de lodo

α típicamente el valor asignado es 5 ⁄8.

Rwpuede ser determinado a partir de catálogos de agua, muestraso mediciones SP.

Litología

El objetivo de un análisis litológico es obtener un a la distribución volumétrica de losminerales y fluidos en la formación como una función de la profundidad. el concepto seexplica por primera vez en esta sección con el ejemplo de análisis de una secuencia dearena / esquisto.

El concepto a continuación, se generaliza a cualquier tipo de formación.

Históricamente, mucho trabajo se dedicó a la arena /secuencias de esquisto (porejemplo, 40 papeles en ShalySands, 1982). La forma más simple de análisis litológicoen tales formaciones es un indicador, es decir un indicador de arcillosidad, un indicadorde la relación volumétrica de los minerales de arcilla para arena limpia. El indicadorarcillosidad más cruda se basa en medición de rayos gamma. Si toda radiactividadnatural en una arena / secuencia de esquisto se supone que proviene de minerales dearcilla, los valores de rayos gamma de alta (> 90 unidades API) indican una pizarra (esdecir, casi exclusivamente minerales de arcilla), valores de rayos gamma de baja (<20unidades API) indican una arenisca limpia, y los valores intermedios indican unamezcla de arcilla y arena.

Esta escala se puede refinar aún más mediante la introducción de una ecuación simplerespuesta de una herramienta de rayos gamma.

Por ejemplo:

Esta ecuación lineal se refiere cuantitativamente al recuento de rayos gamma a laconcentración de óxido de potasio (K2O) en porcentaje. Para un simple modelomineralógico, tal como cuarzo y un mineral de arcilla, la proporción de cuarzo a laarcilla puede ser determinada con la ayuda de esta ecuación. Herramientas basadas endiferentes principios físicos son combinaciones sensibles a diferente de átomos ominerales. Cada respuesta de la herramienta TR se puede caracterizar por unaecuación, no necesariamente tan simple como Ec. 4-11, pero que siempre pueden serarrojados en una forma la participación de la fracción volumétrica de n y minerales almenos una fracción volumétrica de fluidoVf’.

Donde VimineraIes la fracción volumétrica del mineral. Las ecuaciones pueden ser

lineales o no lineales. Cada rendimientos de salida de la herramienta una ecuaciónsimilar a la ecuación (4-12) con las fracciones de volumen de n minerales y la de fluidosde formación para formar un sistema de generalmente no lineal con ecuacionesresueltas en un nivel de profundidad de profundidad base de nivel (generalmente cada6 pulg.) para las diversos fracciones de volumen

Obviamente, hay que hacer hipótesis sobre que los minerales se encuentran en laformación. En primer lugar, más minerales que no son ecuaciones no se puedenresolver para, por lo que el más pequeño es el número de registros, más limitado elnúmero de minerales. En segundo lugar, no único conjunto de minerales explica larespuesta de un conjunto de herramientas para la formación. Varios conjuntos deminerales pueden igualmente bien encajar el conjunto de registros con muy diferentesresultados. Un modelo mineralógico para la formación debe ser identificados antes delanálisis litológico es llevado a cabo. El modelo mineralógico debe ser validado por ungeólogo familiarizado con el área antes ningún crédito se puede dar una salidalitológica.

4.4.5. Permeabilidad

La permeabilidad es una medida de la facilidad con la que los fluidos pueden fluir através de una formación. La permeabilidad S.I. unidad es m2, pero la unidad de campopetrolífero habitual es la miliDarcy (md).

La permeabilidad es un tensor, y su valor depende de la orientación del flujo. Enausencia de extensa fracturas o fisuras naturales o grande horizontal anisotropía de losesfuerzos, la permeabilidad kH paralelo a la ropa de cama de la formación, que eshorizontal en el modelo de la tierra asumido aquí, puede ser considerado isotrópica, y

el flujo horizontal no ha preferida dirección. En la presencia de fracturas naturales ogrande anisotropía de los esfuerzos horizontales, sin embargo, la permeabilidad puedevariar horizontalmente y el flujo horizontal puede tener una dirección preferida. Lapermeabilidad perpendicular (Es decir, vertical) para el colchón kV es por lo general amenos 1 orden de magnitud más pequeña para arenisca embalses. Para yacimientosde areniscas laminadas, puede ser más de 2 órdenes de magnitud menor. En algunosyacimientos carbonatados, sin embargo, kV puede ser igual o más grande que kH. Sino se da precisión, la permeabilidad de interés es kH. Para problemas específicos,kHkVe incluso los componentes horizontales de kH pueden estar requeridos. Para lospozos verticales, kH es suficiente para describir prácticamente todos los fenómenos deproducción o de inyección.

Para los pozos horizontales omulti ramificados, cualquier contraste en kH tambiéntendrá un impacto en la producción ó inyección.Cuando varios fluidos están presentes,se acostumbra introducir permeabilidades relativas. Si k es el absoluto (o "total")permeabilidad de la formación para un solo fluido, la permeabilidad relativa al agua eskrw.

Donde kW es la permeabilidad efectiva de la formación al agua. Del mismo modo, lapermeabilidad relativa kro relaciona la permeabilidad efectiva al petróleo ko a lapermeabilidad k total.

Permeabilidades relativas dependen típicamente en el agua la saturación de laformación Sw (Fig. 4-4) (Amyx et al., 1960). Por ejemplo, las relaciones Park-Jonesproducen.

Donde m es típicamente 3, mientras que A y B deben ser determinadas por calibración(por ejemplo, en los datos del testigo).

Después se calculan permeabilidades al agua y al petróleo simplemente multiplicandola permeabilidad k total entre permeabilidades relativas de la secuencia de interés aagua y petróleo, respectivamente.

La saturación de agua irreducible Swi puede obtenerse para las formaciones desoporte de hidrocarburos ya sea de laboratorio, mediciones en núcleos o medicionesde RMN(El analista de registros, 1996, 1997); se le asigna un valor de 1 enformaciones que no son hidrocarburos que devengan.

En el contexto de la estimulación de yacimientos, desplazamiento de fluidogeneralmente se trata como cilindrada.

Por lo tanto, los llamados permeabilidades de punto final son importantes (es decir, lapermeabilidad de la formación de petróleo a saturación de agua irreducible y lapermeabilidad de la formación de agua a saturación máxima del agua).

Las permeabilidades de punto final pueden ser muy diferentes. Para la selección decandidatos y posterior tratamiento y evaluación, la permeabilidad de interés es el de laformación de hidrocarburos nativas. Para el diseño y ejecución de un tratamiento deestimulación, sin embargo, el interés está en la permeabilidad de la formación al aguainyección porque los fluidos a base de agua son por lo general se inyecta en laformación.

Permeabilidad a los fluidos del yacimiento móviles naturales puede estimarse bien pormedidas indirectas o directas.

Las mediciones directas (pruebas) Proporcionar formación de mediciones discretas dela permeabilidad. Indirecto mediciones proporcionan un registro continuo de lapermeabilidad que deben calibrarse con las medidas (por ejemplo, en núcleos o pormedio de la formación ópruebas).

Medidas indirectasLas siguientes mediciones indirectas relacionadas con la permeabilidad querequiere calibración, por lo general en los núcleos,a una zona de agua. Sinembargo, son los mejores mediospara interpolar la permeabilidad entre lapermeabilidad directa y las mediciones.

Correlación de porosidad y saturación de aguaLa porosidad es una cantidad obvio para referirse a la permeabilidad porqueporosidad interconectada se requiere que tengan permeabilidad. Variasecuacionesque relacionan la permeabilidad a la porosidad (por ejemplo,Carmen,1983; Wylie y Rose, 1950; Timur, 1968)son de la siguiente forma:

Donde C es una constante que es una función de latipo de roca y el tamaño de granodel material granular.

Los exponentes x e y son una función de la secuencia de interés, y la porosidad deestimaciónes como se explica en la Sección 4-4.1.

Se debe enfatizar que la calibración es absolutamente necesaria y que la calibraciónesespecífica tanto a la secuencia y la litología.

Una vez expresiones han sido calibrados para un particular, secuencia, sin embargo,también proporcionanbuenas estimaciones continuas de permeabilidad dentro delcampo. 4A Es un ejemplo prácticoque ilustra la precaución necesaria cuando se estáutilizando una correlación permeabilidad porosidad.

La permeabilidad de la litología y la porosidad

La permeabilidad se rige por una escala de longitud que corresponde al tamaño de ladinámicamente de los poros conectados (es decir, poros que permiten que el flujo defluido) (Herron et al., 1998).

Para formaciones de alta permeabilidad (es decir,> 100 md), una buena estimación dela permeabilidad es proporcionado porel modelo k-lambda:

Donde las constantes C y m nuevo dependen del tipo de formación. Para más bajapermeabilidad de formaciones, se deben hacer correcciones para obtenerunaestimación de primer orden de la permeabilidad. El KLAMBDA modelo de la ecuación.4-18, por lo tanto, es mejorutilizado para las formaciones de alta permeabilidad.

Λ es una escala de longitud que es difícil de medir.

Sin embargo, es inversamente proporcional a la superficie o área de los poros Sdividido por el volumende los poros V, que es una relación medida por

Herramientas de RMN. Esto hace que la permeabilidad k-lambda un buen método paraestimar la permeabilidad de mediciones de RMN en formaciones de alta permeabilidad

Además, los valores de S y V, y por lo tanto Λ, se puede medir por los mineralesindividuales. Si un análisis mineralógico de la formación ha sidohecho (ver "Litología"en la Sección 4-4.2), Λ puede ser estimado utilizando un promedio volumétrico de Λparacada mineral constituyente. Cuanto mejor sea la calidadde la estimación de lalitología, mejor será la resultante de la estimación de la permeabilidad. En particular,esteenfoque funciona mejor cuando el registro geoquímicose utiliza para determinar lalitología (Herron et al., 1998).

Permeabilidad de la onda de Stoneley

Cuando un pulso de presión se emite dentro de un pozo, una onda guiada llama unaonda de Stoneley es propagada fácilmente a lo largo del pozo. laolaviaja a lo largo delpozo y empuja el fluido a través del lodo en la formación como se moviliza fluido en laformación, se altera laatenuación y respuesta de frecuencia de la formación.

Este efecto fue modelado por Biot (1956b, 1956c). Si se considera el lodo unamembrana elástica, una estimación de la permeabilidadde la formación de agua sepuede calcular (Brie et al., 1998).

La formación debe tener un mínimo de 12% porosidad y permeabilidad baja a media (1a100 md) para los mejores resultados. Este es un poco profundamedición de lapermeabilidad, limitado típicamente ala zona invadida. Si el gas se encuentra en lazona invadida, los resultados son erróneos.

Aunque la permeabilidad de la Stoneleyde onda es una medida indirecta, es decercarelacionada con una medición de la permeabilidad cierto.

Una vez más, la calibración es importante porque la medición es sensible a laspropiedades elásticas del revoque de filtración, que son desconocidos.

Medidas directas:

-Probadores de formación

Para medir la permeabilidad, probadores de formación e hidráulicamente aislar la partede la formación debe ser probado. Durante drawdown, se extrae el líquidode laformación a una velocidad controlada. Presióndespués se deja de rebote a unequilibriovalor (es decir, la acumulación). Tanto la reducción yacumulación se analizanpara estimar la permeabilidadde la formación.

Los probadores de formación se pueden dividir en dosgrupos sobre la base de lapermeabilidad resultantemedida: herramientas con una sola sonda yherramientas conmúltiples sondas o un empacador y sondade montaje (Fig. 4-5).

FIG 4-5 Herramientas de sondeo y herramientas empacadoras y la probeta. VIT =pruebas de interferencia vertical.

Herramientas de una sola sonda, pulse una sonda contra lapared del pozo para lograrun sello hidráulico. Lapequeña cantidad de líquido, por lo general filtrado de lodo,esretirado durante drawdown. El estado estacionario caída de presión en el Ap sondasumidero está constituida por

Donde C es la contabilidad de un factor de forma de la curvatura del pozo, μ es laviscosidad del fluido (Generalmente la del filtrado de lodo), q es la tasa de extracciónde fluido, Rp es el radio de la sonda, y K (η) es la integral elíptica completa de laprimera clase de η módulo. K (η) se puede aproximar por π / 2 (1 + 1 / + 4η2 η4). Laexpresión del caso isotrópico kH =kV se utiliza típicamente para calcular unaestimación de kH.

Una vez que se detuvo drawdown, la presión rebota de nuevo a la presión de laformación (ver Sección 4-4.2). Además de μ, la expresión que rige el comportamientode la presión ahora también incluye el φ porosidad de la formación y el total

ct compresibilidad del fluido en la formación.

Declinación de presión estimaciones de permeabilidadson por lo general diferente.Para la pequeña reducciónvolúmenes (es decir, del orden de 20 cm3), El uso de laseprefiere porción reducción de la prueba para la estimación de la permeabilidad de laformación.

Entonces, una medida de la permeabilidad horizontal kH al agua se puede obtener.

Ensayos de permeabilidad a cabo con las herramientas se realizan comúnmenteporque son simple, rápida y fiable. Por otra parte,

Estas pruebas proporcionan un buen indicador relativo de permeabilidad de laformación. El volumen de investigación es del orden de unos pocos pies.

En la configuración de múltiples sonda de una formación herramienta probador, variassondas se utilizan, separados por varios metros. Se envía un pulso de presión a travésde una sonda, y la respuesta de la formación se controla en la ubicación de las otrassondas. Este método permite la determinacióntanto de kH y kV

En la configuración del empacador y la probeta, un straddlepacker se utiliza para aislarparte de la formación a retirar lo que puede ser un gran volumen de fluidos. Larespuesta de la formación se controla por una sonda de varios metros por encima delempacador.

Esta configuración también permite la determinación tanto de kHkV, especialmente enalta permeabilidad formaciones que requieren un gran volumen retirada para crear unarespuesta de la presión medible en la sonda.

La ventaja obvia de la sonda múltiple herramientas y herramientas empacador y laprobeta es que se producen kHkV estimaciones. Sin embargo, el radio de investigaciónsobre la formación también es mucho mayor que con una herramienta de un solosonda (es decir, al menos 3 veces la separación entre las sondas), que se aparta deuna medición de punto discreto. En en particular, la viscosidad y la compresibilidadtérminos de las ecuaciones que rigen el flujo corresponden a los del fluido deformación. Estos parámetros adicionales deben ser determinados para estimar lapermeabilidad. Así, el diseño de la formación pruebas utilizando múltiples sonda yempacador y la probeta herramientas es fundamental para la obtención de datosrepresentativos

- Pruebas de Pozos

El mismo procedimiento que el utilizado para la formación las pruebas se utilizandurante la prueba también. El pozo se encuentra fluyendo a una velocidad constantedurante la reducción antes de que se cierre y la acumulación de presión observado(véase el capítulo 2).

Bien pruebas tiene un volumen mucho mayor de investigación y produce unaestimación de un compuesto kH. Este valor compuesto es crucial para la evaluacióneconómica de los tratamientos de estimulación.

Sin embargo, para la Kestimulación de la matriz, especialmente de fluido la colocacióny el desvío, el conocimiento de la permeabilidad dentro de cada capa es esencial, porlo tanto la necesidad de mediciones continúas de la permeabilidad por los métodosdescritos aquí.

4-4.4. LA PRESIÓN DE PORO

La presión de poro es la presión del fluido en la formación.

Después de la producción, su valor puede diferir significativamente de un estrato al

siguiente dentro de una secuencia.

Es un aporte necesario para el diseño de estimulación de la matriz tratamientos de

múltiples capas, aunque sólo sea en la cuenta para y potencialmente tomar medidas

para controlar el flujo cruzado entre las zonas. La presión de poro también influye

fuertemente en el estado de tensión o “Stress” en una formación (tanto como el 50%) y

es una pieza crítica de información para el diseño de tratamientos de fracturamiento

hidráulico.

• Medición de la presión de poro

Además de ser medido por las pruebas de pozos, la presión de poro se mide por los

probadores de formación. Una vez logrado el sello entre el Probador y la formación, el

líquido se retira de la formación para reducir la presión en el probador por debajo de la

presión de poro de campo lejano. El flujo es entonces detenido, y si la formación tiene

suficiente permeabilidad, la formación fluirá para equilibrar el probador con la mayor

parte de la formación. La presión en el probador se elevará hasta que se alcanza una

oscilación de la aguja entre dos valores. La presión correspondiente a la meseta se

toma como una estimación de la presión de poro.

En formaciones de baja permeabilidad (< 1 md), dos efectos pueden tener un impacto

en la medición de la presión. En primer lugar, la formación no puede suministrar

suficiente fluido en un tiempo lo suficientemente corto como para equilibrar con la

herramienta o probador. En este caso, la medición puede ser abortada antes de llegar

a una marcación de la aguja significativa. En segundo lugar, incluso si se llega a una

elevación, puede indicar equilibrio con la presión más alta de poro locales inducidas por

la perforación sobrebalance (Fig. 4-6).

Este efecto se conoce comúnmente como la sobrealimentación (Phelps et al, 1984;

Lane, 1993). Es por lo tanto una práctica razonable poner en duda la presión de poro

mediciones asociadas con una movilidad que es menos de 1md/cp .

Figura 4-6.En las formacionesde alta permeabilidad, lapérdida del fluido líquidoa través delrevoque de

filtraciónse disipafácilmente sinsignificativoaumento dela presión de formación. Enzonas de baja

permeabilidad, ellíquido que se escapaa través delrevoque de filtraciónno puede evacuarfácilmente.En

esteúltimo caso, midela presióninmediatamente detrás delrevoque de filtraciónes más alta quela

verdaderapresión de la formación.

PBH= presióndel pozo, pf=campo lejanopresión de poro.

• Perfiles de presión

Debido a la presión de poro es una medición de punto, existen diferencias entre las

mediciones. Los vacíos se pueden llenar mediante la construcción de perfiles de

presión.

Si hay varios fluidos en la formación (por ejemplo, una mezcla de agua, petróleo y gas),

sólo uno de ellos es móvil y continúa a través del espacio poroso.

Este fluido se denomina fluido continuo. Bajo condiciones estáticas (es decir, sin flujo),

los cambios de presión como una función de la profundidad el resultado de sólo la

gravedad. En otras palabras, los cambios de presión son una función de la densidad

del fluido en la formación continua:

Donde p es la presión de poro, zTVD es la vertical verdadera profundidad, ρf es la

densidad del fluido continuo, y g es la aceleración de la gravedad.

Un depósito de presión normalmente se compone de formaciones donde p es cercano

a una presión de referencia dado por una columna continua de salmuera hasta la

superficie, que corresponde a un gradiente de presión entre 0,43 y 0,45psi/ft en

unidades de campo:

Donde ρbrine es la densidad de la salmuera. Un reservorio sobre presurizado consiste

de formaciones donde p es mucho mayor que la presión de referencia, y un reservorio

bajo presurizado muestra valores de p que son mucho menores que la presión de

referencia.

En un reservorio virgen (es decir, no producidos), todos las zonas permeables son

equilibradas con otras, y las mediciones de la presión de poro trazan frente TVD debe

formar una línea recta con una pendiente dada por la densidad del fluido continuo en la

formación. La línea recta se puede utilizar para interpolar los valores de presión de poro

entre el señalar mediciones. La pendiente va a cambiar dependiendo del fluido , que

permite la determinación de los contactos de fluidos (Fig. 4-7 ) (Stewart et al. , 1982 ;

Desbrandes y Gualdrón , 1988 ) .

En yacimientos desarrollados o aquellos con estructuras complejas, la construcción de

perfiles de presión requiere muchas mediciones de la presión de poro. La identificación

de los gradientes es una poderosa herramienta para la detección de discontinuidades

en la presión de poro que lo más probable corresponde a discontinuidades en la

permeabilidad y discontinuidades en magnitudes de los esfuerzos.

Figura 4-7. Un perfil depresión verticaldefinelos tipos de fluidos

ylos niveles defluidode contacto.

4-4.5. EFECTO SKIN Y RADIO DE DAÑO.Efecto Skin es una medida del daño infligido a la permeabilidad de la formación en las

proximidades de la pared del pozo.

El daño puede ser el resultado de la perforación y terminación procesos o la producción

de fluidos de la formación. De ahí que, el efecto Skin puede variar durante la vida de un

pozo.

Para la selección de candidatos y posterior tratamiento evaluación, el efecto Skinde

interés es el que está relacionado con flujode la formación (es decir, efecto skin de

producción). Para el diseño y ejecución de untratamiento de estimulación, sin embargo,

el efecto skin de interés es el que relaciona la inyección de los fluidos de tratamiento

dentro de la formación.

Efectos skin de Producción y de skin de la inyección puede ser muy diferente.

El radio de daño es una estimación de en qué medida el daño se extiende dentro de la

formación. El efectoSkin y radio de daño son elementos importantes para la diseño de

estimulación de la matriz, ya que afectan la tipo y volumen de los líquidos de la matriz

requeridas y la técnicas de desviación para la colocación de fluido (véase el capítulo

19). Sin embargo, estos parámetros son difíciles de obtener, y ningún método actual

es totalmente satisfactorio. Los siguientes métodos proporcionan estimaciones de

crudo.

• EfectoSkinHay variosmedios para medirel Efecto Skin de producción. A la hora delregistro, el

efecto Skin de producciónse mide porpruebas de formación. Es, sin embargo,

extremadamente dependiente dela geometría dela prueba(Frimann-Dahlet al., 1998).

Selectivaspruebas de pozomiden unvalor integradodelefecto Skin de

producciónsobrelas zonas de interésen el

momento en que sellevó a cabo laprueba de pozo. Actualmenteno haymedios para

medircontinuamenteel efectoSkin de producción.

Esinclusomásdifícil estimarel efecto Skin de inyección. Este puede serobtenidoen el

momento dela talamediante la realización dela prueba de inyección conuna

configuraciónempacadora y la probetadel probador. Utilizandomedicionesde ondasde

Stoneley

junto con las estimacionesde permeabilidades unpotencialmedio para

determinarelefecto Skin de inyección continuamente. Sin embargo, con la tecnología

actual, el efecto Skin de inyección esun parámetro querequierede calibración.

•Radio de DañoPara unpozo verticalperforado conlodoconductivo,unPerfil dela invasiónpuedeser

calculada a partirde registros de resistividad(Souhaiteet al., 1975). Los registros de

resistividadproporcionanmediciones de resistividadenvariasprofundidades

deinvestigación(por ejemplo, 10, 20, 30, 60y90pulgadas). Siempre que no

existauncontraste de resistividadentreelfiltrado de lodoyfluido de formaciónvirgen,

cadamedición de resistividadreflejalo mucho que elfluido de formaciónsedesplazapor el

filtrado dellodo. Dando como resultadoel perfilinvasiónno se correlacionaestrictamentea

un perfil dedañoinducido por la perforación, pero es unarazonableestimaciónde primer

orden. Esta técnicapuede serextendida apozosno verticalesmediante la inclusión del

efecto de lainmersiónentre el pozoyla formación(Anderson et al., 1996).

Actualmente no haymediosgeofísicos paramedirla ubicación del dañoresultante de

laproducción defluidos de la formación, a pesar de time-lapserayos gammase puede

correlacionarconla acumulación deóxido radioactivo.

4-4.6. COMPOSICIÓNDEFLUIDOSAunquehay mediosde registropara la determinaciónindirectala composicióndelos fluidos

de formación, queestánlimitados básicamente a distinguirentreel agua(salmuera), el

gas y el petróleo(por ejemplo, Schiumaet al., 1997). Algunosse pueden establecer

conclusionessobre el tipo deaceitela medición de sudensidad específicaa travésde

perfiles depresión(véase la Sección 4 a 4,4).

El único métodofiable para determinarlacomposición de los fluidosde fondo de pozoes

recogerno contaminadamuestras de fluidospara análisis de laboratorio.

El muestreose logra mejorconprobadores de formación(véase"Probadores de

formación" en la Sección 4-4.3). Por ejemplo, elMDT*Modularde

FormaciónDinámicaTesterpuedemedir tantola resistividady las propiedadesópticas de

losel fluido que fluyeadistinguir entreno contaminada

fluido de la formaciónylaoilbaseagua oinvadirlodo de perforacióno defiltrado de lodo.

Para obtener más informaciónelmuestreo de fluidos, consulte Hashemetal.(1997)

yAkramet al. (1998).

4-5. Propiedades Relacionadas Con La Deformación Y Fractura De La Roca

Según lo presentado en los capítulos 3 y 5, la geometría de una fractura hidráulica

depende fuertemente de las propiedades tanto mecánicas de la formación rocosa, que

describen cómo la formación se deformará debajo de un cambio en las tensiones y las

tensiones que actúan sobre la formación. Las propiedades mecánicas de la formación y

las tensiones in situ no son independientes. Una diferencia en las propiedades

mecánicas entre dos formaciones adyacentes generalmente conduce a una diferencia

en las tensiones in situ. Con excepción de las situaciones más simples, por lo menos

un modelo cualitativo debe utilizarse para explicar la relación entre las propiedades

mecánicas de la formación y las tensiones.

4-5.1. Propiedades mecánicas

• Propiedades elásticas

La única herramienta que responde a las propiedades elásticas de la formación es el

sónico. Cuando se crea un pulso de presión en un pozo llenado de líquido, como

resultado los complejos fenómenos que ocurren en el límite entre el pozo y la formación

en la propagación de los distintos tipos de ondas en la formación (<biblio>). Los dos

tipos de ondas de interés para la estimación de las constantes elásticas del medio son

ondas de compresión (ondas P) y ondas de cizalla (ondas S). La herramienta sónica

mide la velocidad de propagación característica de las ondas P y S. En un medio

isotrópico, sólo las dos constantes elásticas de los módulo del esquileo G y coeficiente

de Poisson ν son independientes. Están relacionadas con la velocidad de propagación

de una onda P arriba y la de una onda S por:

La velocidad de propagación puede ser reemplazada con el Δttiempo que tarda una

onda para recorrer una distancia fija d (por ejemplo, entre una fuente y un receptor):

DondeΔtS y ΔtC son la onda S y onda P,respectivamente. El módulo de Young E se

relaciona con las dos constantes por:

Estas ecuaciones merecen algunos comentarios. En primer lugar, se requiere una

medida de ρb. En segundo lugar, compresiones y mediciones de velocidad de onda

cortante son cruciales para la determinación de E y ν. En particular, las ondas de

compresión y cizalla deben viajar en la formación para producir una estimación realista

de ν imperturbada — en otras palabras, las medidas "profundas" de arriba y nos son

esenciales. Una combinación de registrossonicos grabados con diferentes fuentes (por

ejemplo, monopolo y dipolo) por lo tanto, puede ser necesaria para asegurar la calidad

de la compresión y cizallamiento estimaciones de velocidad de onda Para las zonas

donde no se conoce la velocidad de cizalla, sintético puede ser generada desde el

análisis litológico, pero estos valores deben utilizarse con precaución.

Tercero, porque se obtiene Gmás directamente, debe ser considerado el principal

parámetro elástico en correlaciones, según lo discutido posteriormente

Resultado del procesamiento sonico — en la consideración de otros efectos, como la

de los fluidos en las cercanías del pozo — es una estimación continua versus

profundidad de las propiedades elásticas de un material elástico lineal isótropo. Sin

embargo, propagación de la onda es un fenómeno de tensión pequeña con una tasa de

gran tensión. Formaciones rocosas aparecen más rígidas en respuesta a una onda

elástica que en un examen de laboratorio de mecánica de rocas, donde se aplican

mucho más grandes tensiones en un menor grado de deformación. De hecho, cuanto

más débil la roca, cuanto mayor sea la diferencia entre las propiedades elásticas

derivados de mediciones acústicas (es decir, las supuestas propiedades dinámicas) y

los derivados de experimentos de laboratorio (es decir, las propiedades estáticas). Se

cree que la diferencia no es tanto de la tasa aplicada cepa resultados como la cantidad

de tensión aplicada a la roca (Hilbert et al., 1994; Plona y Cook, 1995). Sin embargo, no

hay una correspondencia biunívoca entre propiedades elásticas medidas por los

registros sónicos y los medidos por experimentos de laboratorio, que se aproximan más

de cerca el comportamiento durante el fracturamiento.

Las comunidades de sonico y mecánica de rocas debaten sobre el conjunto de

medidas que representen apropiadamentelas propiedades elásticas de materiales, y

una preocupación similar se aplica a los que las medidas del módulo de Young y

coeficiente de Poisson debe utilizarse para modelar el fracturamiento hidráulico. El

trabajo de Papanastasiou (1997), junto con la evidencia experimental de van Dam et al

(1998), muestra que el módulo de Young relevante para el fracturamiento hidráulico es

el módulo de descargando medido durante experimentos de laboratorio. El valor de

descarga el módulo se encuentra entre del módulo tangente clásico medido con

pruebas de laboratorio de núcleos y del módulo determinado con las mediciones de

registro sonico (Hilbert et al., 1994; Plona y Cook, 1995). Para el coeficiente de

Poisson, no hay mucha diferencia entre los valores del cociente de Poisson

determinada en núcleos de carga y descargando.

Además, mide la diferencia entre el coeficiente de Poisson en el laboratorio y que

determinó por herramientas de sonico, con las disposiciones enumeradas

anteriormente, no es grande, siempre y cuando no hay compactación se produjo

durante la prueba de laboratorio. Si se produce la compactación, un modelo puramente

elástico ya no es válido.

Por lo tanto, los valores de coeficiente de Poisson son generalmente válidos. Deben

revisar los datos para el módulo de Young. Varias correlaciones se utilizan para estimar

las propiedades elásticas estáticas de propiedades elásticas dinámicas (por ejemplo,

mapache, 1968; van Heerden, 1987; Jizba y Nur, 1990; Morales, 1993). Las

correlaciones fueron desarrolladas mediante la comparación de las propiedades

elásticas de pruebas de laboratorio sobre muestras de propiedades elásticas que se

determina a partir de los registros sónico entramos los pozos entubados. De una

parcela de dinámica versus datos estáticos de varios pozos en una formación

específica, se obtuvo una nube de puntos y una curva equipado a él.La mayoría de las

correlaciones son una variante de:

Donde státic es la propiedad elástica estática y dinámica la correspondiente propiedad

dinámica elástica. Se determinan las constantes A, α y B; Α comúnmente se asigna un

valor de 1.

Para areniscaslimpias, han desarrollado las correlaciones entre la porosidad y la

relación del módulo de Young dinámico y módulo de Young de carga estática. En

porosidad muy baja (<5%), el readio es muy cercano a 1, mientras que es cercano a 10

cuando es 40% de porosidad.

Las correlaciones pueden utilizarse para obtener las primeras estimaciones del módulo

de Young de la estática y coeficiente de Poisson de una formación de mediciones

dinámicas.

Si utiliza la correlación fue desarrollada a partir de rocas pertenecientes a la secuencia

de datos (por ejemplo, arena / pizarra Flysch) similar a la de la formación — o, mejor

aún, de rocas pertenecientes a la cuenca del mismo como la formación — las

propiedades elásticas resultantes pueden ser consideradas representativas. De lo

contrario, un punto de calibración debe ser identificado (por ejemplo, mediante la

realización de una calibración de fractura prueba; vea la sección 9-7). Incluso con una

correlación confiable, la calibración es crítica para determinar el módulo de Young, y los

resultados pueden rescatar completamente el perfil módulo de Young. Cociente de

Poisson en esta situación es generalmente sin cambios.

El método preferido para la obtención de un registro continuo de las propiedades

elásticas de fracturamiento hidráulico es para calibrar la salida de procesamiento sonic

precisará resultados de las pruebas de núcleo (es decir, para determinar una

correlación específica) (véase la sección 3-4.4). Los núcleos deben ser de la sección

del reservorio y sus capas delimitadoras para representar completamente la secuencia.

Las pruebas deben realizarse a una presión confinante similar a la que en el fondo de

formación y con una presión de poro controlado similar a la de la reserva. Deben medir

tanto la carga como módulos de Young de la descarga y coeficientes de Poisson.

Luego se trazan la dinámica versus propiedades estáticas para que cada formación

seleccionar la función de escala apropiada; ¿por ejemplo, es la relación entre la

constante de propiedades dinámicas y estáticas a lo largo de la secuencia, o es una

función de la porosidad, de profundidad vertical, litología, etc..? La calibración

resultante es generalmente aplicable dentro del campo (por ejemplo, Edimann et al.,

1998).

Ángulo de fricción, la fuerza y la tenacidad de fractura

Los tres parámetros de fractura dureza, fuerza y fricción ángulo ϕ son de interés porque

están todos relacionados con la falla de las rocas. Sin embargo, no hay mediciones

geofísicas sensibles directamente a cualquiera de los tres. Ángulo de fuerza y fricción

se miden rutinariamente en los nucleos, pero la resistencia a la fractura es mucho más

difícil de medir en el laboratorio (véase la sección 3-4.6).

Resistencia a la fractura y el ángulo de fricción son bastante consistentes dentro de un

tipo particular de la roca, siempre que se consolidó. Las tablas pueden ser usadas

(Senseny y Pfiefle, 1984; Atkinson y Meredith, 1987; Plomada, 1994a) para

proporcionar las primeras estimaciones de sus valores.

Un número de factores afecta la resistencia a fractura o dureza y la escala de los

procesos (ver sección 6-7). Si la resistencia a la fractura se define como un parámetro

de material, no es dependiente de la escala (Vliet, 1999) y su efecto en el

fracturamiento hidráulico es pequeño (Desroches et al., 1993), que permite a su vez

algún error en su determinación. Sin embargo, una dureza aparente puede utilizarse

para incluir varios procesos que ocurren en las proximidades de la punta de una

fractura de propagar en materiales suaves, especialmente en areniscas no

consolidadas (Ayoub et al, 1992b). En ese caso, la resistencia a la fractura llamada es

puramente un parámetro calibrado (véase sección 5-4.5 y Sidebar 9B) que no tiene

mucho en común con la resistencia a la fractura verdadera del material. Por areniscas,

también se puede estimar la resistencia a la compresión no confinada (UCS) de las

rocas de correlación con los datos de registro sonico (por ejemplo, Kowalski, 1975). El

ángulo de fricción también puede estimarse utilizando correlaciones con propiedades

físicas como porosidad (por ej., plomo, 1994a) pero con menos éxito.

De hecho, la clave es la litología, no una propiedad física determinada.

• Formaciones suaves

La deformación de las formaciones suaves es difícil de describir con elasticidad lineal.

Varios métodos se han propuesto, como elasticidad modificada (Franquet y

Economides, 1999), para el módulo de que Young y coeficiente de Poisson son las

funciones del estado de tensión y la plasticidad (e.g., Papanastasiou, 1997;

Nikolaevskiy y Economides, 2000). Estos métodos requieren parámetros adicionales

que no se puede determinar por métodos geofísicos actuales.

4.5.2. Esfuerzos

El estado de fuerzas en la tierra es uno de los principales factores que influyen en lageometría de una fractura hidráulica, se puede describir con tres tensiones principalesque son perpendiculares entre sí: maxima tensión principal σ1, tensión principalintermedia σ2 y esfuerzo principal mínimo α3. Debido a que las direcciones de losesfuerzos principales son ortogonales, la dirección de dos tensiones principalesdescribe de forma automática la dirección de todos ellos. Sin embargo, la descripciónes completa sólo cuando el orden se conoce.

Una descripción completa del estado de fuerza se ilustra mejor con un ejemplo de undepósito nominal en profundidad (> 2.000 pies). El peso de los sedimentos, de la αvesfuerzo de sobrecarga, suele ser uno de los esfuerzos principales. Las otras dostensiones principales son, por tanto horizontal. El azimut del esfuerzo horizontal mínimoσh completa la descripción de la orientación de las tensiones, porque el esfuerzohorizontal máximo σH es horizontal y ortogonal a αh. Lo que falta es el orden de lastensiones. Es σv la tensión principal máxima σ1, en cuyo caso h es el esfuerzoprincipal mínimo σ3 y σH es la tensión principal intermedia σ2? O se v el esfuerzoprincipal mínimo, o incluso la tensión principal intermedia? Cada uno de estos casoscorresponde a una tensión diferente régimen, discutida posteriormente. Unadescripción completa del estado de estrés es de particular importancia debido a lasfracturas hidráulicas se propagan perpendicularmente a la tensión principal mínimo. Siσ3 es horizontal, se creará una fractura vertical; Si 3 es vertical, se creará unafractura horizontal; Si σ3 está inclinado, se creará una fractura inclinada normal a ella

El valor de σv se determina primero. En segundo lugar, la orientación de σh se determina. Esto podría ser una

consideración en la planificación de la red de drenaje del depósito. Pero lo másimportante, la orientación de los esfuerzos principales puede variarsignificativamente de una capa a la siguiente, y de ese modo mejorar lacontención de la fractura hidráulica.

Finalmente, el valor de la tensión mínima como una función de la profundidad sedetermina y compara con la de la sobrecarga para determinar que el estrés es3.

Para algunos casos en una cuenca de empuje de fallo, especialmente en carbonatoscon fuertes contrastes propiedades elásticas, el orden de las tensiones puede diferir deuna capa a la siguiente, afectando fuertemente el tratamiento.

En otras palabras, no sólo es la magnitud de σh de preocupación, sino también laorientación y el orden de las tensiones principales. Para las formaciones superficiales(≤2000 pies), la situación puede ser más compleja porque la carga excesiva no esnecesariamente un esfuerzo principal.

Determinación de la montera

La sobrecarga es el peso de la columna de sedimentos. Aunque no se midedirectamente, que puede ser fácilmente calculada con la integral sobre la profundidadde la densidad aparente:

Sin embargo, σb raramente se mide hasta la superficie más de una vez en la vida deun campo (es decir, para los perfiles sísmicos). La investigación puede ser necesarioobtener una estimación de σb entre la parte superior del tronco y la superficie. Por otraparte, para los proyectos de aguas profundas, el efecto significativo de la columna deagua en v debe ser incluido.

• Orientación a los esfuerzos

La orientación de los esfuerzos principales se puede determinar usando diversosrecursos. Aquí se discuten los enfoques populares.

- Mapa de esfuerzos Mundial

Si no hay información disponible para el bien o en el campo, la compilación mundo deestrés las orientaciones pueden consultarse (por ejemplo, ver el Mundial sitio MapaEstrés en la World Wide Web en http: //www-wsm.physik.uni-karlsruhe .de /).

Sin embargo, la mayoría de los datos son a partir del análisis de la sismicidad profunda,que se produce a profundidades mucho mayores que los pozos típicos campospetroleros.

- Los mapas geológicos

Un mapa geológico del campo debe ser examinado para ver si se han identificadofallas mayores. En las proximidades de los defectos, los esfuerzos principales se hangirado más probable a alinearse en paralelo a la superficie de la falla (por ejemplo,Barton y Zoback,1994).

- Anisotropía Shear

Ondas de corte son ondas polarizadas y son por lo tanto sensible a las diferencias enlas propiedades elásticas del material en la dirección perpendicular a su trayectoria dedesplazamiento. Si las propiedades son suficientemente diferentes, ondas de cortepolarizadas en una dirección viajarán significativamente más rápido que la polarizadaen la dirección ortogonal. Si la formación de roca contiene una población de defectosque tienen una distribución uniforme de la orientación, los defectos que son normales aσH están bajo más estrés que aquellos normal a σh. Una onda de corte dedesplazamiento vertical y paralelo polarizado a σHserán, por tanto, viajar más rápidoque una onda de cizalladura polarizada perpendicularmente a σH.

Sin embargo, la mayoría de los datos son a partir del análisis de la sismicidad profunda,que se produce a profundidades mucho mayores que los pozos típicos campospetroleros.

-Desbloqueos de pozos

La presencia de un pozo en la formación genera un cambio local en las tensiones, unproceso conocido como la concentración de tensión (véase la Sección 3 a 5,7). Cuandola presión en el orificio bien cae por debajo de un cierto nivel, la formación puede fallaren la compresión o de corte, y los brotes de pozo pueden formar. La ruptura essimétrica y de doble ala. En un pozo vertical, la interpretación es sencilla, puesto que elacimut de la ruptura se corresponde con el azimut de σh

sih es una dirección del esfuerzo principal. En pozos desviados y horizontales, laubicación de los brotes es una función de la relación de tensiones (σ2 - σ3) / (σ1 - σ3) yla orientación del pozo con respecto a las solicitaciones. El procesamiento esnecesario, y en algunos casos puede identificar tanto la orientación de las tensiones yla relación entre ellos.

La forma más sencilla de detectar los brotes es examinar la pista de registro grabadopor una pinza de cuatro brazos. Registros de imagen más sofisticados también puedenutilizarse . Especial cuidado se debe tomar para no misidentify características talescomo asientos de claves y sobre el fresado como brotes de acné. Para obtener másinformación sobre la identificación de los brotes, vea Bratton et al. (1999) y Maury et al.(1999).

Supuestos de interpretación simples se utilizan para inferir magnitudes de los esfuerzosde los brotes (Cesaro et al., 1997). Sin embargo, actualmente no existe una técnicadeduce de forma fiable las magnitudes de los esfuerzos de la presencia de brotes porsí solos.

- Fracturas inducidas por la perforación

Debido a la concentración de tensión que resulta de la presencia de la boca del pozo,las tensiones de tracción pueden ser generadas en la pared del pozo cuando la presiónen el pozo se eleva por encima de un cierto nivel. Si se alcanza la resistencia de laroca, las fracturas inducidas por la perforación será creado. Estas fracturas seproducen fácilmente identificables paralelo al eje del pozo en dos conjuntos, 180 ° de

separación. Ellos pueden ser continuas o discontinuas; estos últimos son los llamadosen fracturas escalón.

Fracturas inducidas por la perforación son poco profundas y conductora, lo que loshace evidente en los registros de imagen eléctricos, como la registrada por laFormación Microeléctricas FMI * Cobertura Total. Se distinguen de las fracturasnaturales porque los conjuntos de fracturas paralelas al pozo, en algunos casos desdehace cientos de pies.

En un pozo vertical, fracturas subverticales inducidas por la perforación se producen enla dirección del esfuerzo máximo horizontal. En los pozos desviados y horizontales, ense observan fracturas escalón. Un análisis similar al realizado para los brotes puedenproducir relaciones de esfuerzo y direcciones de los esfuerzos.

Una comprobación final consiste en verificar que cualquier desglose ocurren 90 ° defracturas inducidas por la perforación.

- Las pruebas en núcleos

La recuperación de núcleos introduce efectos no lineales debido al cambio brutal deestrés (es decir, la descarga) a la que los núcleos eran subproyectada. Recuperaciónanelástico cepa (ASR) o el análisis de la tensión diferencial (DSA) pueden dar ladirección de los esfuerzos principales (véase la Sección 3 a 6,4) (Voigt, 1968; Siegfriedy Simmons, 1978; Strickland y Ren, 1980). En el caso de rocas duras, descarga rápidadel núcleo crea una población de defectos (es decir, microgrietas) relacionados con elcampo de tensiones en el momento de extracción de muestras (es decir, el estadoactual de estrés). A condición de que la población de los defectos es dominante en lamuestra, que es usualmente el caso, la técnica DSA dará información sobre el estadoactual de estrés. Esta técnica también proporciona el orden de los esfuerzosprincipales, lo que es muy útil cuando se sospecha que el esfuerzo vertical no es unatensión principal o no la tensión principal máxima.

-Población de las fracturas naturales

Esta técnica no proporciona información sobre el estado actual de estrés y, por tanto,no es útil a menos que las fracturas fueron creadas por el estado actual de estrés. Elestado de estrés cambia a menudo y de manera significativa en la escala de tiempogeológico. El estado actual de la tensión, que es de interés para la fracturaciónhidráulica, es típicamente diferente de la que en el momento de la creación de lasfracturas en la formación.

- Diagnóstico de fracturas hidráulicas

Microsismicidad o inclinómetros (por ejemplo, Warpinski,1994) (véase la Sección 12 a1,1) puede proporcionar una estimación del azimut de una fractura hidráulica. Debido auna fractura hidráulica propaga perpendicular al esfuerzo principal mínimo, susdiagnósticos proporcionan información acerca de la dirección

del esfuerzo principal mínimo, aunque después de los hechos.

• Medición de la tensión principal mínimo

El esfuerzo principal mínimo que actúa sobre una la formación sólo puede medirse porseparado y de forma indirecta.

El análisis de laboratorio de núcleos (véase la mención anterior de DSA y ASR) puedeproporcionar a partir de mediciones de deformación de la relación de tensionesefectivas que actúan sobre la formación en el momento del núcleo fue tomada. Estastécnicas se discuten en detalle en la Mediciones de esfuerzos, mediante la técnica de

fracturación hidráulico pueden realizará en agujeros o aberturas entubados. Comotambién se discute en la Sección 3 a 6,2, las pruebas miden la presión a la que unafractura de 3 a 10 ft se abre o se cierra para producir una estimación de la tensión totalmínimo actuando ing en la formación como promedio durante una altura de variosmetros. Otra ventaja de la técnica es que las capas delimitador también pueden serprobados.

Presión de cierre determinada a partir de un tratamiento de calibración fracturaciónhidráulica es también una estimación de la tensión mínima total que actúa sobre laformación. La diferencia de la técnica anterior es que la medición se promedia sobre unvolumen mucho mayor de la roca y por lo general corresponde a la zona de pago. Acondición de que el promedio se toma en cuenta, los valores de tensión principalesmínimas producidas por tanto la técnica de fracturación hidráulica micro y calibraciónfracturación hidráulica de acuerdo (por ejemplo, Desroches y Woods, 1998) con laexcepción de situaciones complejas. Presión análisis derivativa del tratamiento decalibración también puede proporcionar la tensión total mínimo promedio de la capa delímite, lo que permite el crecimiento en altura primario de la fractura (ver barra lateral9C).

• Medición de la tensión principal intermedia

La tensión principal intermedia está siempre deducirse de una relación que implica almenos el esfuerzo principal mínimo (Haimson y Huang, 1989; ItoyHayashi, 1991; Guoet al., 1993). Obtenciónuna buena estimación de la tensión principal intermedia esdifícil. Se menciona sólo porque erauna vez popular para utilizar la presión dedisgregación para el cálculo (Hubbert y Willis, 1957). Sin embargo, el trabajo másreciente sobre el proceso de descomposición (Detournay y Carbonell, 1994) muestraque la presión de disgregación proporciona estimaciones fiables y no se debe utilizaren el análisis de tensiones.

Estimación continua de esfuerzo principal mínimo frente a la profundidad

En cuanto a las otras propiedades mencionadas en este capítulo, el objetivo es obtenerun perfil de estrés (es decir, una descripción continua) del valor y la orientación delesfuerzo principal mínimo sobre la zona de interés. Para generar la mejor descripcióncontinua de la información disponible, también se debe utilizar la información geológica.

El procedimiento de tres pasos procede de lo general a un caso particular. En primerlugar la perspectiva cuenca global se utiliza para determinar el régimen de tensión másprobable que actúa sobre la formación.

Un modelo matemático (también llamado un modelo de tensión) se elige en el segundopaso para representar la variación de las tensiones a través de la secuencia de interésque comprende la zona productiva y saltando capas.

Se selecciona el modelo y calibrado usando mediciones de tensión y propiedades deformación. Proporciona datos de tensión para el diseño de tratamientos defracturamiento hidráulico para la secuencia de interés.

Finalmente, después de un tratamiento de calibración, mayor refinamiento basado en lalitología produce las variaciones de tensión en las capas a ser estimulados.

- Regímenes de tensión

Una evaluación del régimen de tensión establece la causa prevista para lasvariaciones de tensión yacimiento a yacimiento a través de la formación y ayuda aidentificar un modelo matemático para definir el perfil de tensiones.

Cinco estados de tensión pueden ser definidas en términos de los esfuerzos principales(Fig. 4.8) (Engelder, 1993).

El caso más simple consiste en los tres esfuerzos principales en igualdad decondiciones (es decir, el estado litostática de tensión). Esto puede ocurrir en losmateriales con poca o ninguna resistencia a la cizalladura, tales como pizarras pococonsolidadas, o en los materiales que fluyen, como la sal. También puede ser abordadode sedimentos muy sobrepresionadas.

Este estado de tensión no es ampliamente documentada porque la tensión por logeneral no es medida en estos materiales. El segundo caso más sencillo se produceen las regiones donde los dos esfuerzos horizontales son iguales y menor que latensión vertical de la sobrecarga.

Este régimen se puede esperar en las cuencas ubicadas en, de intraplaca tranquilas.Para el resto de casos, las tres principales magnitudes de los esfuerzos difierensignificativamente. In-situ mediciones de tensión y el análisis de imágenes de pozoconcurrir a indicar que este es el más probable situación.

Esfuerzos horizontales desiguales pueden atribuirse a las fuerzas tectónicas o efectosque resultan de la presencia de una característica geológica (por ejemplo, un pliegue ofalla).

Dependiendo de la ordenación de las tensiones, tres casos se definen:

- σ es el máximo esfuerzo principal: lo normal criticar régimen

- σ es el mínimo esfuerzo principal: empuje criticar régimen

- σ es la intermedia σ esfuerzo principal: régimen de falla de desgarre.

Mediciones de estrés de todo el mundo también indican que la presión de poro, litologíay la posición de la capa dentro de la estructura (Por ejemplo, Whitehead et al,1987;.Thiercelin yPlumb, 1991; Aleksandrowski et al son., 1992) factores que in fluyenen la variación de las tensiones en rocas sedimentarias. Normalmente, la presión deporo cambios induce cambios de esfuerzos que son mayores que los asociados a lalitología, tectónica ajuste y la posición estructural o estratigráfica.

El régimen de estrés es extremadamente importante. Dependiendo del régimen estrés,estructuras litológicas idénticas pueden inducir muy diferente

Estrés contrasta. Por ejemplo, en una arena típica secuencia / esquisto

(Fig. 4-15A), las pizarras tienen mayor Destaca que las areniscas en un ambientetectónico relajado, mientras que las areniscas tienen mayor subraya que las lutitas enun ambiente tectónico compresivo (Fig. 4-15B).

MODELOS DE ESTRÉS MATEMÁTICAS

Para la configuración tectónica de la cuenca, la más probable de los cinco estados deestrés descritos anteriormente se identifica. El estado probable del estrés guías elorden de las tensiones y seleccionar.

Figura 4-15A. Estrés Esquema per fi les de a través de una secuencia de arena / lutitacamas mostrar la tensión de dos miembros finales per fi les observado en rocassedimentarias. Per fi l se observa con mayor frecuencia el estado de relajación. Elestado comprimido per fi l se espera siempre que sea signi fi deformación horizontalperalte está presente.

Mediciones de estrés de todo el mundo también indican que la presión de poro, litologíay la posición de la capa dentro de la estructura (Por ejemplo, Whitehead et al,1987;.Thiercelin yPlumb, 1991; Aleksandrowski et al son., 1992) factores que in fluyenen la variación de las tensiones en rocas sedimentarias. Normalmente, la presión deporo cambios induce cambios de esfuerzos que son mayores que los asociados a lalitología, tectónica ajuste y la posición estructural o estratigráfica.

El régimen de estrés es extremadamente importante. Dependiendo del régimen estrés,estructuras litológicas idénticas pueden inducir muy diferente

Estrés contrasta. Por ejemplo, en una arena típica secuencia / esquisto

(Fig. 4-15A), las pizarras tienen mayor Destaca que las areniscas en un ambientetectónico relajado, mientras que las areniscas tienen mayor subraya que las lutitas enun ambiente tectónico compresivo (Fig. 4-15B).

MODELOS DE ESTRÉS MATEMÁTICAS

Para la configuración tectónica de la cuenca, la más probable de los cinco estados deestrés descritos anteriormente se identifica. El estado probable del estrés guías elorden de las tensiones y seleccionar.

Figura 4-15A. Estrés Esquema per fi les de a través de una secuencia de arena / lutitacamas mostrar la tensión de dos miembros finales per fi les observado en rocassedimentarias. Per fi l se observa con mayor frecuencia el estado de relajación. Elestado comprimido per fi l se espera siempre que sea signi fi deformación horizontalperalte está presente.

Mediciones de estrés de todo el mundo también indican que la presión de poro, litologíay la posición de la capa dentro de la estructura (Por ejemplo, Whitehead et al,1987;.Thiercelin yPlumb, 1991; Aleksandrowski et al son., 1992) factores que in fluyenen la variación de las tensiones en rocas sedimentarias. Normalmente, la presión deporo cambios induce cambios de esfuerzos que son mayores que los asociados a lalitología, tectónica ajuste y la posición estructural o estratigráfica.

El régimen de estrés es extremadamente importante. Dependiendo del régimen estrés,estructuras litológicas idénticas pueden inducir muy diferente

Estrés contrasta. Por ejemplo, en una arena típica secuencia / esquisto

(Fig. 4-15A), las pizarras tienen mayor Destaca que las areniscas en un ambientetectónico relajado, mientras que las areniscas tienen mayor subraya que las lutitas enun ambiente tectónico compresivo (Fig. 4-15B).

MODELOS DE ESTRÉS MATEMÁTICAS

Para la configuración tectónica de la cuenca, la más probable de los cinco estados deestrés descritos anteriormente se identifica. El estado probable del estrés guías elorden de las tensiones y seleccionar.

Figura 4-15A. Estrés Esquema per fi les de a través de una secuencia de arena / lutitacamas mostrar la tensión de dos miembros finales per fi les observado en rocassedimentarias. Per fi l se observa con mayor frecuencia el estado de relajación. Elestado comprimido per fi l se espera siempre que sea signi fi deformación horizontalperalte está presente.

Figura 4-15B. Desbloqueos Litología controlado, lo que indica un estado comprimido.

El modelo de estrés que proporciona un continuo Descripción del esfuerzo horizontalmínimo como una función de la profundidad sobre la zona de interés. Para el, casolitostática más simple:

(4-31)

Para el caso en el que el horizontal igual las tensiones son menores que el esfuerzovertical, la modelo puede ser el modelo uniaxial o la modelo de fallos de fricción, coninsuficiencia computarizada entre la tensión horizontal y la vertical estrés.

Para los tres casos restantes de horizontal desigual destaca, es conveniente utilizar elporoelástico modelo de estrés o un fracaso fricción modelo, con insuficiencia calculaentre el mínimo y tensiones principales máximas y la pedido procedente del régimen defallamiento.

Para seleccionar el modelo de estrés, las mediciones de la magnitud de la tensiónprincipal mínimo son necesarios para varios puntos en la considerada secuencia. Dosmedidas son la absoluta mínimo.

La metodología de fi ne el coeficiente de tierra estrés K como la relación entre laefectiva esfuerzo vertical y la mínima eficaz esfuerzo horizontal

(4-32)

que se aproxima, a la de primer orden, por

(4-33)

Donde p es la presión de poro (Fig. 4-16).

K * se representa gráficamente con respecto a las variables v, E, verdadero zprofundidad vertical

, Φ and p. fuerte correlación entre K *,v and p favorece mediante el modelo uni axial

Figura 4-16. Factor de K = ((σ h - P) / (σv - P)) como una función de tensión efectivavertical (equivalente a la ZTVD) (Morita et al., 1998).

Un continuo per fi l de σ es obtenido mediante el uso de la siguiente ecuación con la αconstante Biot como medida especial potencialmente litología dependiente parámetrode calibración:

(4-34).

El uso de este modelo es razonable para baja porosidad, baja permeabilidad areniscas,lutitas y carbonatos. Fuerte correlación entre K *, ν, E y P favorece mediante el modeloporoelástico. De hecho, un efecto significativo del módulo de Young sugiere actividadtectónica. Un continuo perfil de σh es obtenido mediante el uso de la siguienteecuación:

(4-35)

Donde el εH mínima tensión tectónica y el máximo εH deformación tectónica son lacalibración primaria factores (es decir, primero se ajusta con α = 1) y α es el parámetrode calibración secundaria ajustado una vez que se ajustan las cepas tectónicas.

La cantidad y el signo de las tensiones tectónicas deben ser compatibles con laconfiguración geológica. Por ejemplo, cepas negativas no son posibles en una

compresión medio ambiente. Este modelo se aplica en litologías similares a lasaplicables a la ecuación. 4-34.

Fuerte correlación entre K *, la fricción ángulo φ and p (pero no ε o ν) favorece el usode la modelo de fallo incipiente:

Donde N Φ es el coeficiente de tensión pasiva.

Este modelo es adecuado para mediano y alta porosidad areniscas (15% y mayores) yarcillas apoyadas rocas, sobre todo en las regiones de la normalidad (o crecimiento)fallamiento. El ángulo de fricción de estas rocas no varía mucho, así que este ajusterendimientos sólo pequeñas variaciones de las tensiones como una función de lalitología.

Correlación entre K *, φ y p con salida de la ecuación. 4-37 sugiere el uso de lapuramente friccional modelo:

(4-38)

Este modelo es apropiado en alta porosidad, alta permeabilidad de areniscas, tizas ypizarras. Ella corresponde a la roca en reposo si los pactos de roca.

No hay parámetros de calibración de los modelos gobernado por la fricción conexcepción de la fricción ángulo.

La calibración se llevó a cabo mediante la modificación de la fricción ángulo.

El efecto de las variaciones de presión de poro (a través ya sea el agotamiento oinundaciones de agua; véase la Sección 3-5,7) y las variaciones de temperaturatambién pueden ser añadido al modelo seleccionado (por ejemplo, Perkins y Gonzales,1984). Otro efecto que puede ser considerado es relajación de la tensión; reduce ladiferencia entre el mínimo y el máximo tensiones (Por ejemplo, Prats, 1981),especialmente en las pizarras.

Una vez que el modelo de estrés se construye, por lo general es portátil dentro de lamisma secuencia en la misma cuenca, siempre que las diferencias signi fi cativas en lapresión de poro y, posiblemente, de la temperatura que son teniendo en cuenta.

La metodología defendida en este capítulo se basa en procesos físicos que subyacen ala forma matemática del modelo seleccionado para construir un estrés per fi l. Otras

formas matemáticas se pueden seleccionar, pero sin con formación geológico, laportabilidad del estrés per fi l de otro así no es probable.

El estrés perfil de ajuste después de una calibración tratamiento

Como se mencionó anteriormente, el análisis de una calibración tratamiento produce unpromedio de al mínimo tensión que actúa en la zona productiva (llamado cierre presión)y, posiblemente, un valor de la promedio contraste de esfuerzos entre la zona de pagoy la capa de límite en el que la fractura mayo han crecido.

Si sólo la tensión que actúa sobre la σPZde pago es disponible, el estrés basado enmodelos perfil puede haber reducido o cambiado para honrar su valor en profundidad.Si la tensión que actúa sobre un σBL capa de delimitación es también disponible,además de calibración se puede realizar.

Es preferible modificar los parámetros del modelo matemático para honrar estosvalores de esfuerzo, pero los parámetros pueden no estar disponibles en el tiempo deltratamiento de calibración. Si este es el caso, un esfuerzo de interpolación basado en lalitología puede ser usado como sigue.

Una de las propiedades de la formación puede normalmente se identificó comorepresentante de la diferencia en tensiones (por ejemplo, el porcentaje de dolomita enuna secuencia de carbonato o el volumen de arcilla en una secuencia / arena deesquisto). Para esta propiedad A, APZ y ABL son sus valores en la zona productiva y lasaltando capas, respectivamente, y las tensiones en la proximidad de la zona de pagopuede estimarse como una función lineal de A:

(4-39)

Donde las constantes de regresión lineal son:

Este enfoque se ha aplicado con éxito tanto para la arena /lutita (Miller y Smith, 1989;Smith et al., 1989) y las secuencias de carbonato.

4-6. ZONIFICACIÓNLa mayoría de los modelos utilizados en la estimulación de yacimientos requierendefinir con zonas constante, o posiblemente linealmente variando, las propiedadesdentro de cada zona. Una vez que todas las propiedades requeridas han sidorecogidas, los registros necesarios ser dividida en zonas en zonas distintas que será elfinal entrada para el proceso de estimulación. Si paralelo, horizontal camas se supone,

las zonas deben ser en última instancia define en TVD. Si las camas no son paralelas ono horizontal, más complicado y transformaciones especiales deben ser hechas, peroestos ajustes están fuera la alcance de este capítulo.

La zonificación puede hacerse subjetivamente con la mano o con objetividad en unaforma llamada cuadratura de registro, que era desarrollado para la evaluación de laformación (Trouiller et al., 1989; Serra y Andreani, 1991). Iniciar cuadratura usos lafunciones de respuesta de las herramientas introducidas en "Litología" en la Sección 4-4.2. Sin embargo, no lo es directamente aplicable a la estimulación de yacimientosporque considera sólo las mediciones clásicas utilizadas en la formación evaluación(por ejemplo, la porosidad, densidad, resistividad).

Ella hace caso omiso de la presión de poro, la permeabilidad, mecánico propiedades ytensiones, que son parte integral de la zonificación proceso considerado aquí. Además,dado que no respuesta existe ecuación aún para estas últimas propiedades, la salidade las zonas por cuadratura de registro debe ser de forma manual refinida. PZ (4-40)(4-41)

Una solución simple es considerar tantas zonas como hay cambios significativos. Peroesto no es práctico porque más de 100 zonas podrían ser de fi nido y sólo un númerolimitado de zonas puede ser considerado. Por lo tanto, las zonas más amplias deben fiprimera definir. El primer paso es decidir qué propiedad o conjunto de propiedades,deben guiar la definición de zonas. En la arena / esquisto secuencias, por ejemplo, elvolumen de arcilla es un guía de primaria, mientras que en las secuencias decarbonato, la porcentaje de dolomita es una buena guía principal.

Sin embargo, barreras de permeabilidad (por lo general asociados con la presión deporo y por lo tanto hincapié en los cambios), los cambios en propiedades elásticas y loscambios en las tensiones debe también ser considerado. El conjunto de propiedadesseleccionado para guiar el proceso de zonificación también debe reflejar el geológicoentendimiento de que guió la elección del modelo para las tensiones. Determinación dela pérdida de fluido altura es también parte del proceso de zonificación. Las zonasdeben estar de fi ne de una manera coherente, de modo que la pérdida de fluidocoeficiente de determina a partir de un tratamiento de calibración que es significativopara el resto de la secuencia.

Un ejemplo de zonificación se presenta en la Fig. 4-17. Este secuencia arena / lutitaembalse tiene fuertes variaciones en la permeabilidad y la presión de poro a causa delagua inundaciones. Las principales propiedades seleccionadas a De zonas finas fueronla separación entre arenas y lutitas y el perfil de la presión de poro. Más zonas seañadieron a considerar los cambios bruscos en el módulo de Young, que resultado enla de fi nición de 25 zonas. Zonificación para la formación evaluación hubiera sidosignificativamente diferente, reflejo del analista diferente punto de vista.

Una vez que las zonas han sido de fi nido, deben ser poblado con un valor constante (oposiblemente linealmente variando, por presión de poro y tensiones). Para capasdelgadas con un contraste significativo, tomando el valor pico se prefiere, mientras queen camas gruesas, tomando una media lejos a partir de los límites de capas seprefiere.

Por último, la mayoría de las mediciones de registro de ejemplo la formación a tan sólounos metros de la boca del pozo. La zonificación proceso descrito aquí, sin embargo,puebla zonas con un valor constante a lo largo de la extensión de la cama, ignorandocualquier heterogeneidad lo largo de la cama. La constancia mayo ser arbitraria,especialmente para entornos geológicos sabe que típicamente tienen variacioneslaterales de propiedades (por ejemplo, los canales, las arenas de barras).

Crosswell tomografía (Warpinski et al., 1998b) muestra que la formación propiedadespueden variar de forma significativa a lo largo de una cama en menos de 50 pies dedesplazamiento horizontal. Todavía conocimiento del medio ambiente geológico es elúnico erficado de la información desarrollada a partir de la zonificación proceso.

4.17AInformación de registro para la zonificación.4.17AInformación de registro para la zonificación.4.17AInformación de registro para la zonificación.

4.17B Correspondiente modelo de formación zonal.