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YACIMIENTOS NATURALMENTEFRACTURADOS
Ing. Azucena Chavira González
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OBJETIVOS DEL CURSO
OBJETIVO GENERAL: En este curso se estudiaran los conceptos básicos de la
Ingeniería de Yacimientos.
El participante, al término del curso, tendrá losconocimientos para poder cuantificar el volumenoriginal de hidrocarburos de los yacimientos pormétodos directos o indirectos con la finalidad de
determinar las reservas de hidrocarburos líquidostotales.
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SISTEMA DE EVALUACIÓN
Exámenes 80 %
Tareas y Participación: 20 %
Asistencia: Condición de Evaluación (≥ 80%)
Exentos: Mayor a 8.0 (No hay redondeo)
Final : Reprobados (
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BIBLIOGRAFÍA
1. Ali M. Saidi, Reservoir Engineering of Fractured Reservoir,( Fundamentals and Practical Aspects ), 1987, 865 paginas.*
2. Lorenz, John C., Conjugate Fracture Pairs In The Molina Member Of The Wasatch Formation, Piceance Basin,Colorado: Implications For Fracture origins And Hydrocarbon Production / Exploration. Natural Fracture Systems-1997. Four corners Geological Society.
3. Lorenz, John C. SPE Sandia National Laboratories. Conjugate Fracture Zones: Potential “Sweet Spot” ReservoirsWithin Regional Parallel-Fracture Systems.
4. Garrett, C.H. y Lorenz J.C. Fracturing Along The Grand Hogback, Garfield County, Colorado.
5. Hanks, Catherine L., Lorenz, John, Teufel, Lawrence, y Krumhardt, Andrea P. Lithologic and Structural Controls onNatural Fracture Distribution and Behavior Within the Lisburne Group, Northeastern Brooks Range and North SlopeSubsurface, Alaska.
6. Lorenz, John C., Farrel, Helen E., Hanks, Catherine L., Rizer, William D., Sonnenfeld, Mark D. Characteristics ofNatural Fractures in Carbonete Strata.
7. Neal, James T., Consultant, and Lorenz, John C., Sandia National Laboratories. Holbrook Anticline, Arizona: AnExposed Analog For Fractured Reservoirs Over Salt-Dissolution Fronts.
8. Lorenz, John C., Hill, Robin E. Measurement and Analysis of Fractures in Core. Geological Studies Relevant toHorizontal Drilling in Western North America. Rocky Mountain Association of Geologists- 1992.
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BIBLIOGRAFÍA
9. Lorenz, John C., Hill, Robin E. Susurface Fracture Spacing: Comparision of Inferences From Slant / Horizontal andVertical Cores. Copyright 1994 Society of Pretoleum Engineers. SPE Formation Evolution, March 1994.
10. Lorenz, John C. Lithology: The Missing Ingredient in Core Fracture Analysis.
11. Lorenz, John C., Finley, Sharon J., Warpinski, Norman R. Significance of Coring-Induced Fractures in Mesaverde Core,Northwestern Colorado.
12. Lorenz, John C. Recognition And Use Of Induced Fractures, And Other Fractures In Core Producer By The CoringProcess.
13. Hill, R. E., Peterson, R.E., CER Corp, Warpinski, N.R., Lorenz, J.C., Teufel, L.W. Techniques for DeterminingSubsurface Stress Direction and Assessing Hydraulic Fracture Azimuth.
14. Lorenz, J.C. Stresses and Fractures in the Frontier Formation, Green River Basin, Predicted from Basin-MarginTectonic Element Interactions. 1995 Field Conference Guidebook. Wyoming Geological Association.
15. Lorenz, J.C. Heartburn in Predicting Natural Fractures: The Effects of Differential Fracture Susceptibility inHeterogeneous Lithologies. Fractured Reservoirs: Characterization and Modeling Guidebook-1997. Rocky MountainAssociation of Geologists.
16. Lorenz, J.C., Cherney, Jenny L., Schechter, David S., Whigham, Chris L. Natural Fractures in the SpraberryFormation, Midland brasin, TX: The Effects of Mechanical Stratigraphy on Fracture Variability and Reservoir Behavior.
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BIBLIOGRAFÍA
17. Teufel, Lawrence W. Natural Fracture Characteristics and effects. August 1996. The Leading Edge.
18. Lorenz, J.C., Warpinski, Norman R., Teufel, Lawrence W., Branagan, Paul T., Sattler, Allan R., Northrop, David A.Results of the Multiwell Experiment. In situ stresses, natural fractures, and other geological controls on reservoirs.
19. Eos. Vol. 69, August 30, 1988, Pages 817, 825-826.
20. Lorenz, J.C., Billingsley, Randal L., Evans, Lesley W. Permeability Reduction by Pyrobitumen, Mineralization, andStress Along Large Natural Fractures in Sandstones at 18,300 ft. Depth: Destruction of a Reservoir.
21. Warpinski. N.R., Lorenz J.C. Examination of a Cored hydraulic Fracture in a Deep Gas Well.
22. Lorenz, J.C. Analysis of Fractures in Vertical and Deviated Core.
23. Lorenz, J.C., Teufel, Lawrence W., Warpinski, Norman R. Regional Fractures I: A Mechanism for the Formation ofRegional Fractures at Depth in Flat-Lying Reservoirs.
24. 25. Lorenz, J.C., Finley, Sharon J. Regional Fractures II: Fracturing of Mesaverde Reservoirs in the Piceance Basin,Colorado.
26. 4. Dr. Roberto Aguilera. Naturally fractured reservoirs. Segunda edición. Pennwell publishing company. Tulsa.Oklahoma; 1995, ISBN D-87814-499-8, 518 p.
*Libro clásico
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DESARROLLO DEL CURSO
TEMARIO:
1. Tipos y Características de las Fracturas.
2. Medición y Análisis de Fracturas en núcleos, registros y afloramientos.
3. Origen de las Fracturas: Mecánicas y Predicción.
4. Efectos de las Fracturas en los Yacimientos.
5. Yacimientos de Gas Entrampado.
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Introducción
Más del 90 por ciento de los yacimientos de hidrocarburos nacionales se ubican en la
clasificación de naturalmente fracturados, razón por la cual este tema resulta prioritario
para el IPN. Su objetivo es consolidar, mediante el trabajo teórico-experimental, el
conocimiento científico y tecnológico que permita definir las mejores alternativas de
explotación en este tipo de yacimientos, transfiriendo desarrollos tecnológicos a PemexExploración y Producción.
Actualmente, el estudio de los Yacimientos Naturalmente Fracturados (YNF) representa
una tecnología en crecimiento. Para explotarlos de manera adecuada es precisoidentificar y modelar los sistemas de fracturas, cavidades de disolución y bloques de
matriz. Esto requiere aplicar, de manera consistente, diversas fuentes de información de
tipo estático y dinámico; lo que hace necesario desarrollar tecnologías de vanguardia para
comprender los mecanismos de interacción de los fluidos con dichos sistemas.
Fuente: http://www.imp.mx/investigacion/ynf/ynf.htm
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Introducción
En esta asignatura se trataran algunos aspectos que han sido considerados convenientes
de analizar antes de abordar de lleno el estudio de la permeabilidad relativa en
Yacimientos Naturalmente Fracturados.
Es posible encontrar una gran cantidad de literatura en la que se aborde el estudio de los
YNF, es por esto, que los aspectos que se tocaran aquí pretenden dar una breve
ilustración sobre algunos conceptos importantes que son necesarios conocer previamente
al tema central del presente curso.
Fuente: http://www.imp.mx/investigacion/ynf/ynf.htm
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Introducción
Se revisarán conceptos generales sobre las fracturas y su clasificación; se discutirán los
conceptos de porosidad y permeabilidad secundaria, se evaluarán las teorías planteadas
para explicar la migración de los hidrocarburos para este tipo de yacimientos, luego se
expondrán dos de las más importantes clasificaciones que se han desarrollado para los
YNF, posteriormente se hablará de los mecanismos de producción que aplican en los YNFy finalmente se tratarán los procesos de flujo que tienen lugar en los YNF.
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DESARROLLO DEL CURSO
TEMARIO:
Introducción.
1. Tipos y Características de las Fracturas.
2. Medición y Análisis de Fracturas en núcleos, registros y afloramientos.
3. Origen de las Fracturas: Mecánicas y Predicción.
4. Efectos de las Fracturas en los Yacimientos.
5. Yacimientos de Gas Entrampado.
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Un yacimiento carbonatado naturalmente fracturado es tal que su sistema multiporoso
está integrado por: microfracturas, fracturas, microvúgulos, vúgulos, macrovúgulos,
canales de disolución, cavernas, poros y varios tipos de redes de fracturas que
coexisten simultáneamente saturados de fluidos.
El yacimiento carbonatado naturalmente fracturado se conceptualiza como un modelo
de doble porosidad, debido a que los resultados de su caracterización petrofísica
deben ser incorporados dentro de un modelo de doble porosidad para el simulador
numérico.
Fuente: Caracterización Integral de Yacimientos: Obtención de la Información Requerida por los Simuladores Numéricos de Yacimientos NaturalmenteFracturados, Ulises Ortiz Galicia, UNAM, 2014
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Dicha conceptualización del modelo de doble porosidad consiste en separar y agrupar la
porosidad en: microfracturas, microvúgulos, cristalina, intercristalina, intergranular, en un
medio poroso denominado porosidad primaria; en tanto que la porosidad macro: asociada a
vúgulos y fracturas, se agrupa en otro medio poroso denominado porosidad secundaria. Lo
anterior requiere analizar y definir modelos petrofísicos para todas las propiedades de ambos
medios, así como para un tercer medio, es decir, el sistema de interacción de los medios
primario y secundario, el sistema de doble porosidad.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
La caracterización petrofísica de yacimientoscarbonatados naturalmente fracturados es la
metodología que se elaboró para obtener el
conjunto de parámetros petrofísicos del sistema
primario, secundario y de doble porosidad,
aplicando el conjunto de modelos petrofísicos de
mezclado y de transición alternante.
Un yacimiento es naturalmente fracturado,
cuando éste contiene fracturas que han sido
creadas por acción de la naturaleza y que tienen
un efecto significativo sobre las características
que definen el flujo de fluidos a través de éste.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
La condición antes expresada, es importante para considerar a un yacimiento como YNF ya
que, según Aguilera (1980), todos los yacimientos se encuentran fracturados en menor o
mayor escala, aunque solo deben ser considerados como YNF aquellos en los que el
fracturamiento contribuya al proceso de flujo en el mismo.
Los YNF pueden ser encontrados en una amplia variedad de litologías, tales como dolomitas,calizas, areniscas, lutitas, anhidritas, rocas ígneas, metamórficas y carbones.
Afloramiento de un carbonato fracturado en Medio OrienteFuente: www.slb.com/carbonates
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Los YNF se originaron a partir dedepósitos de sedimentos tal como
sucede con los yacimientos
convencionales, es decir, con
porosidad íntergranular, a diferencia de
éstos últimos, en los YNF se alteró la
continuidad de la roca como resultado
de algún tipo de actividad tectónica.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Estas discontinuidades ocasionan considerables dificultades en la descripción de laestructura interna y del flujo de fluidos dentro de este tipo de yacimientos. Además de los
parámetros que son necesarios para describir la matriz en un yacimiento homogéneo, en los
YNF se requiere de parámetros adicionales, debido a la presencia de fracturas, estilolitas
(residuos químicos formados durante la disolución de la matriz) y ‘vugs’.
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Los YNF pueden ser representados a través de dos subsistemas: la matriz y lasfracturas; cada uno de éstos posee propiedades petrofísicas diferentes, lo cual hace que
el comportamiento de este tipo de yacimientos sea distinto al comportamiento que
presentan los yacimientos homogéneos.
La correcta evaluación de las propiedades de cada subsistema y la integración
adecuada de éstas, para la formulación del modelo que mejor se adapte a las
condiciones reales de flujo en el yacimiento, es un factor crítico en la ingeniería de los
YNF.
La complejidad de los YNF radica en que estos pueden presentar variación tanto en la
clase, como en la morfología de las fracturas que lo constituyen, e incluso puede haber
variación en la relación de la capacidad de almacenamiento entre matriz y fracturas.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Inclusive, la variación en la distribución de los patrones de fracturamiento de la roca conlleva
a que los YNF presenten una alta complejidad para la caracterización de los procesos deflujo que ocurren en el yacimiento.
Se han planteado (Aguilera, 1980; Van Golf-Racht, 1982; Osorio, 2003) varias
clasificaciones para los YNF, a continuación se presentarán dos de las más empleadas a
nivel mundial, según su capacidad de almacenamiento y la porosidad y permeabilidad del
sistema matriz-fractura.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Fuente: http://blog-petrolero.blogspot.mx/2008/12/los-desafios-
de-la-simulacion-numerica.html
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Clasificación Según su Capacidad de Almacenamiento
La capacidad de almacenamiento en un yacimiento está dada por el producto entre la
porosidad y la saturación de los fluidos presentes en la roca, representando que tanto fluido
puede acumular el yacimiento.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Según esta clasificación existen tres tipos de YNF:
Yacimientos Tipo A: En este tipo de yacimientos la capacidad
de almacenamiento de la matriz es mucho mayor en relación
con la de las fracturas.
Yacimientos Tipo B: Estos yacimientos poseen una capacidad
de almacenamiento prácticamente igual para la matriz y para las
fracturas.
Yacimientos Tipo C: En los yacimientos Tipo C, la capacidad de
almacenamiento es debida fundamentalmente a las fracturas,
ya que la porosidad de la matriz es despreciable.
http://www.portaldelpetroleo.com/2012/12/curvas-de-permeabilidad-relativa-parte.html
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Clasificación de Acuerdo a la Porosidad y Permeabilidad del Sistema Matriz-
Fractura
De acuerdo a la porosidad y permeabilidad que presenten el subsistema matriz y fracturas,
se ha desarrollado una clasificación para los YNF dividiéndolos en cuatro categorías (Osorio,
2003):
Yacimientos Tipo I: En este tipo de YNF las fracturas proveen la porosidad y la permeabilidad del
yacimiento, mientras que en la matriz la magnitud de estas propiedades es despreciable.
Yacimientos Tipo II: Son aquellos yacimientos en los cuales las fracturas proveen la
permeabilidad del yacimiento y la matriz proporciona la capacidad de almacenamiento para losfluidos (porosidad).
Yacimientos Tipo III: En estos yacimientos las fracturas le proporcionan la permeabilidad, sin
embargo, la matriz, por si misma, posee buena porosidad y permeabilidad.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Yacimientos Tipo IV: A los yacimientos de este tipo las fracturas no le aportan permeabilidad o
porosidad de manera significativa. Por el contrario, la matriz sí posee buena porosidad ypermeabilidad, con lo cual las fracturas se convierten en barreras al flujo, las cuales hacen al
yacimiento heterogéneo.
Fuente: La naturaleza de los yacimientos naturalmente fracturados, Tom Bratton, Denver, Colorado, EUA 2006
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Mecanismos de Producción en los YNF
En la mayoría de los YNF gran parte de la capacidad de flujo es debida a las fracturas, las
cuales conectan los bloques de matriz con la cara del pozo para que los fluidos se puedan
producir. En tales yacimientos, los mecanismos físicos que hacen posible que los fluidos
sean producidos son los siguientes (Schlumberger, 2001):
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Evaluación de Funciones de Transferencia de Fluidos Matriz-fractura en un Yacimiento Naturalmente Fracturadocon Segregación Gravitacional Ubicado en el Área Norte de Monagas-Venezuela, Jesús Millán, 2011
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Expansión del Petróleo
Debido a la producción, la presión en el sistema de fracturas disminuye, el petróleo fluye
desde la matriz a la fractura para equilibrar la presión de ésta con la presión de los
alrededores en la fractura.
Este mecanismo de producción puede ser concebido como la expansión del petróleo dentro
de los bloques de matriz, cuando la presión del yacimiento está por encima de la presión de
burbuja, o por la expansión de la capa de gas, cuando éste se haya por debajo de tal
presión.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Imbibición Capilar
La imbibición capilar espontánea se produce cuando la fractura contiene una fase mojante
y el petróleo en el interior de la matriz es la fase no mojante. Durante este fenómeno, el
agua imbibe en la matriz, y el petróleo es expulsado de la matriz a la fractura. La cantidad
de líquido transferido depende de: la mojabilidad de la roca matriz, la permeabilidad de la
matriz, y la intensidad de la fractura.
Cuando se introduce agua en las fracturas, el agua fluirá y se desplazará por acción de las
fuerzas capilares dentro de la matriz desplazando al petróleo que se halla allí almacenado.En yacimientos en los que haya presencia de gas, el petróleo será la fase mojante y el gas
la fase no mojante, presentándose también la imbibición.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Si no hay drenaje gravitacional, entonces la producción de petróleo seguirá hasta alcanzar
la saturación residual de petróleo, es decir, la saturación a la cual se equilibraran las fuerzas
capilares entre las fases mojante y no mojante.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
http://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/6142/1/CAPITULO%201.doc.
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Drenaje Gravitacional
Este tipo de mecanismo de producción se presenta cuando hay una diferencia de
densidades entre las fases agua-petróleo, a través de la matriz, lo cual origina el intercambio
de fluidos entre la matriz y las fracturas, ya que la fase más pesada forzará a la fase más
liviana para que fluya a través de las fracturas hacia los pozos y ésta se pueda producir.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Fuente: preview_html_m48e8b7a1.png
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Difusión Molecular:
La difusión molecular, consiste en la vaporización de los componentes del gas y del petróleo
dentro de ambas fases. Por ejemplo, en un modelo de gas condensado en el que no halla
petróleo presente, el gas se difundirá de una región de bajo radio de vaporización petróleo-
gas hacia una región de alto radio de vaporización petróleo-gas, por su parte, las moléculaspesadas que se hayan vaporizado, fluirán en la dirección opuesta, es decir, de la región de
alto radio de vaporización petróleo-gas, hacia la de más bajo radio.
La difusión molecular del gas y del petróleo entre el subsistema matriz y fracturas, puede
llegar a ser un mecanismo de producción significativo de la matriz, en especial en
yacimientos de gas condensado, como es el caso de los yacimientos del Piedemonte
Llanero colombiano.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Desplazamiento Viscoso:
Consiste en el movimiento de los fluidos cuando un diferencial de presión es aplicado a
través del yacimiento. En un YNF con un gradiente de presión en el subsistema fracturas, el
fluido se moverá a través de estas hacia los pozos debido a que los fluidos intentarán
mantener el equilibrio hidrostático en el sistema.
En muchas ocasiones, el gradiente de presión es pequeño debido a que las facturas
presentan una alta permeabilidad efectiva, en esos casos, será razonable ignorar el
desplazamiento viscoso de los fluidos de la matriz por el gradiente de presión que se hallaen las fracturas. Sin embargo, si las fracturas tienen una permeabilidad moderada, en
relación con la de la matriz, entonces es de esperar que el flujo desde y hacia la matriz,
causado por el gradiente de presión a través de las fracturas, actué como un mecanismo
significativo de producción.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Los dos primeros mecanismos de flujo tratados antes, son los que predominan en la mayoría
de los YNF, aunque en algunos casos el drenaje gravitacional puede ser un mecanismo
importante de producción.
Los últimos dos mecanismos pueden ser despreciados, ya que su aporte no es significativoal compararlo con el que presentan los demás.
Se debe recordar que en los yacimientos no fracturados, el principal mecanismo de
producción es el desplazamiento viscoso (Sarma, 2003).
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Modelos de Flujo en YNF
El estudio y definición de los procesos de flujo que tienen lugar en los YNF es un gran
desafío, ya que el modelamiento de la interacción que tiene lugar entre los fluidos y los dos
subsistemas que los componen no es una labor sencilla.
La interacción compleja de los mecanismos que hacen posible la transferencia de masaentre la matriz y las fracturas dificulta el desarrollo de un modelo matemático simple que se
ajuste a la realidad del fenómeno de flujo.
El modelo tradicional para describir el comportamiento de los YNF, fue desarrollado en 1960por Barenblatt (Aguilera, 1980), se denominó “Modelo de Doble Porosidad” y puede ser
resumido de la siguiente manera:
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
• Existen dos regiones dentro del yacimiento, cada una con diferente porosidad y
permeabilidad.• Una de las regiones está constituida por las fracturas, las cuales presentan una alta
conductividad, siendo las responsables del transporte de los fluidos desde el yacimiento
hacia el pozo.
• La otra región se halla conformada por la matriz; ésta tiene baja conductividad y se
encarga de alimentar con fluido a las fracturas, actuando como una fuente o almacén, de
fluidos uniformemente distribuida.
La transferencia de fluidos entre los bloques de matriz y de fracturas se encuentra
gobernada por una función de transferencia, la cual controla la interacción entre los bloques
de matriz y las fracturas.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
La mayoría de formulaciones del modelo de doble porosidad difieren principalmente en la
manera que la función de transferencia es definida (Sarma, 2003).
Warrent and Root (1963), desarrollaron la ecuación de difusión para los YNF, considerando
un modelo físico de doble porosidad, como el descrito por Barenblatt.
El modelo de Warren and Root (1963), establece que las fracturas constituyen una red de
canales de flujo paralelo al eje principal de permeabilidad; por su parte el subsistema de
matriz se encuentra constituido por bloques homogéneos e isotrópicos, la representación del
modelo es mostrada en la Figura 2.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
El trabajo de Warren and Root (1963) constituyó la primera solución completa de línea
fuente para la ecuación de difusión aplicada a yacimientos de doble porosidad. Desde esemomento, y teniendo en cuenta las múltiples fallas que presentaban los modelos, se han
reformulado sus principios teóricos para tratar de establecer un modelo que refleje la
realidad del proceso de flujo que sucede en los YNF.
Figura 2: Idealización de un YNF para el Modelo de Warrent and Root (Tomado de Warrent
and Root, 1963)
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
El trabajo de Warren and Root (1963) constituyó la primera solución completa de línea
fuente para la ecuación de difusión aplicada a yacimientos de doble porosidad. Desde esemomento, y teniendo en cuenta las múltiples fallas que presentaban los modelos, se han
reformulado sus principios teóricos para tratar de establecer un modelo que refleje la
realidad del proceso de flujo que sucede en los YNF.
Idealización del Modelo de un YNF (Tomado de Warrent and Root, 1963)
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
El modelo de Warren and Root, aplica solo para flujo monofásico a través de YNF, es por
esto que autores posteriores (Kazemi et. al., 1976) desarrollaron la extensión de tal modelopara flujo multifásico. Sin embargo, el modelo multifásico, desarrollado por Kazemi et. al.
(1976), no tenía en cuenta los principios físicos que rigen tal flujo para los procesos de
imbibición, drenaje y segregación gravitacional, con lo cual el modelo perdía validez.
El flujo multifásico en yacimientos fracturados depende, entre otros factores, de los efectos
combinados no lineales entre la conectividad hidráulica y la mojabilidad de las fracturas y la
matriz, la permeabilidad y porosidad del subsistema matriz, el tamaño y forma de los bloques
de matriz, la presión capilar y la tensión interfacial entre las diferentes fases (Sarma, 2003).
Otra dificultad que se debe afrontar durante el modelamiento de los YNF es el alto grado de
heterogeneidad y anisotropía que se presenta en el sistema fracturado.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
¿Qué es un Yacimiento Naturalmente
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¿Qué es un Yacimiento NaturalmenteFracturado?
Como se mencionó antes, la heterogeneidad tiene lugar en la variación espacial en ladistribución y dirección de las fracturas, al igual que en la variación de las propiedades de las
fracturas. Por su parte la anisotropía se origina como resultado de la excesiva diferencia que
se presenta en las propiedades del flujo a través del sistema matriz-fracturas, además, del
sentido direccional que presentan las propiedades del sistema fracturado.
Sarma (2003) afirma que las formulaciones existentes del modelo de doble porosidad tienen
muchas limitaciones, en el sentido que han sido derivadas bajo suposiciones simplificadas e
idealizadas, además, bajo un desarrollo matemático enfocado hacia el flujo monofásico a
través del yacimiento.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
¿Qué es un fractura?
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¿Qué es un fractura?
Las fracturas son discontinuidades aproximadamente planas que separan bloques de roca
con desplazamiento perpendicular al plano de ruptura. La discontinuidad es ocasionada poresfuerzos que exceden el límite elástico de la roca. Cada una de las zonas o ámbitos que
resultan de una superficie de ruptura se denominan bloque. Si existe y es perceptible un
desplazamiento a lo largo del plano de fractura, esto es, donde la roca ha tenido un
movimiento relativo a lo largo del plano de la fractura, tiene lugar una falla. La inclinación del
plano de falla es llamado echado.
Desde una perspectiva general se manejan diversos modelos para representar los medios
fracturados. En el más simple se consideran bloques de roca, separados por planos de
ancho variable, representando fracturas. En este modelo se considera que las fracturas
tienen poca influencia sobre la porosidad de las formaciones y alta repercusión en la
permeabilidad del sistema, así la capacidad de desplazamiento de fluidos está controlada
por las fracturas, mientras los bloques de la matriz se relacionan con la capacidad de
almacenamiento.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
¿Qué es un fractura?
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¿Qué es un fractura?
Las fracturas son definidas como una discontinuidad que resulta de esfuerzos que exceden
la resistencia a la ruptura de una roca. Estas pueden producirse por deformación de la rocao por algún proceso físico-químico.
Desde el punto de vista geomecánico, en la superficie de una fractura han tenido lugar
esfuerzos que han debilitado la fuerza de cohesión que tenía la roca a lo largo de ésta
superficie originando un rompimiento en la continuidad a nivel de la matriz de la roca.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Fuente: Estrategias para desarrollar yacimientos naturalmente fracturados de aceite
pesado, Sergio Berumen, Diavaz-Geociencias, 2013
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Clasificación de las Fracturas
De acuerdo con su origen:
Las fracturas pueden ser clasificadas dentro de cuatro grandes grupos:
Fracturas Tectónicas: Este tipo de fracturas tienen su origen en algún encuentro tectónico local;
se deben principalmente a fallamientos o plegamientos de la roca en tal punto. Este tipo de
fracturas ayudan al mejoramiento de la permeabilidad e incluso de la capacidad de
almacenamiento de la roca.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Evolución de relieves de fracturas tectónicas.http://educativa.catedu.es/44700165/aula/archivos/repositorio/3500/3660/h
tml/5_cadenas_de_fractura.html
Cl ifi ió d l F t
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Clasificación de las Fracturas
Fracturas Regionales: Al igual que las fracturas tectónicas, éstas se originan por eventos
tectónicos, sin embargo, a diferencia de las anteriores éstas se caracterizan porque se desarrollan
a través de áreas de terreno muy grandes con un cambio relativamente pequeño en el sentido de
su orientación.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Fracturas regionales.Fuente: La Zona de fractura Boulder-Lefroy en Australia. Hodkiewicz,
P., 2003.
Clasificación de las Fracturas
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Clasificación de las Fracturas
Fracturas Diagenéticas: Estas fracturas se originan cuando en la roca tiene lugar una reducciónen su volumen, ya sea por secamiento de la roca, contracción térmica, dolomitización e incluso
por lixiviación. Se generan por esfuerzos de tensión sobre la roca que producen el fracturamiento
de la misma.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Fuente: Procesos diagenéticos en reservorios carbonatadosgasopetrolíferos cubanos, Yusdany William Garcia Lavin
W.Griem (1999, 2010)
Clasificación de las Fracturas
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Clasificación de las Fracturas
Fracturas Asociadas con la Superficie: Una roca que se halla en la corteza terrestre se encuentra
sometida a una carga litostática (overburden) que equilibra los otros esfuerzos a los que estásometida la roca, cuando hay variación en la carga litostática, por ejemplo, al llevar la roca a
superficie o tras una fuerte erosión en el terreno, el equilibrio inicial se verá alterado, con lo cual
los esfuerzos de compresión terminan por fracturar la roca originando las fracturas asociadas con
la superficie.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Fuente: Ciencias de la Tierra (geología - geografía), Faustto Guerrerociudad de La Plata Provincia de Buenos Aires - Argentina
Clasificación de las Fracturas
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Clasificación de las Fracturas
Según su Morfología
Se pueden agrupar las fracturas a partir de cinco categorías:
Fracturas Abiertas: Se caracterizan porque su superficie no ha sido alterada por procesos de
mineralización secundaria, estando “limpias” al ser halladas.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Fuente: www.idean.gl.fcen.uba.ar
Clasificación de las Fracturas
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Clasificación de las Fracturas
Fracturas Deformadas: En éstas ha tenido lugar una modificación en su estado luego de su
formación, debido a esfuerzos que han producido deslizamientos entre las superficies de lafractura.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
http://geologiauapiv.blogspot.mx/2012_12_01_archive.html
Clasificación de las Fracturas
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Clasificación de las Fracturas
Fracturas Parcialmente Mineralizadas: En la superficie de este tipo de fracturas se presenta
mineralización secundaria parcial, por ejemplo, de cuarzo o calcita, que disminuye el área decontacto entre la matriz y la fractura. Sin embargo, estas mineralizaciones actúan como un
agente de sostén natural que impide el cierre de la fractura.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Modelo de mineralización Lo Aguirre, Chile
Clasificación de las Fracturas
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Fracturas Completamente Mineralizadas: En este caso la mineralización es de tal magnitud
que la fractura queda totalmente taponada por los cristales que se han precipitado a lo largode su superficie.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Fuente: Fallas y Zonas de Cizalla (Parte 2): Aplicaciones al Estudio de Sistemas Mineralizados y laExploración, Roberto Oyarzun y Miguel Doblas
Clasificación de las Fracturas
Clasificación de las Fracturas
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Fracturas Vugulares: También conocidas como ‘vugs’, se caracterizan porque el espacio
libre que hay en ellas puede generar porosidades incluso del 100% en algunos intervalos,con lo cual su capacidad de almacenamiento es altísima. Son cavidades que se producen en
la roca por disolución de materiales calcáreos durante la intrusión de fluidos.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Clasificación de las Fracturas
Clasificación de las Fracturas
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Clasificación Según su Comportamiento
De acuerdo con el comportamiento que presentan en el tiempo, las fracturas pueden
clasificarse como estáticas o dinámicas.
• Fracturas Estáticas: Son las fracturas cuya conductividad permanece constantedurante toda la vida productiva del yacimiento.
• Fracturas Dinámicas: Aquellas fracturas cuya conductividad suele reducirse de manera
considerable a medida que la presión de poro disminuye debido a la deformación de lafractura.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Clasificación de las Fracturas
PROPIEDADES DEL MEDIO
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PROPIEDADES DEL MEDIO
POROSIDAD
La porosidad es la característica física más conocida de un yacimiento depetróleo. La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento defluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen de la rocaque corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos.
= + Se concluye:
Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede sermayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximovalor teórico que puede alcanzar es 1.
Muchas veces la porosidad es expresada como un porcentaje, esta cantidad
resulta de multiplicar la ecuación por 100.
= Volumen Total de roca.= Volumen de poros. = Volumen de sólidos.
∅ =
=
0% ≤ ∅ ≤ 100%
Clasificación de las Fracturas
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En muchas ocasiones, para el desarrollo de modelos que representen el comportamiento de
los YNF se asume que la porosidad de fractura es mínima y consecuentemente la capacidadde almacenamiento de éstas es muy pequeña en relación a la capacidad de
almacenamiento de la matriz, lo cual se traduce en que el volumen de fluido almacenado en
las fracturas puede ser despreciado.
La porosidad de la fractura es rara vez mayor al 1.5 o 2 %. Usualmente, esta es menor que
el 1 % (Aguilera, 1980). Esto hace que la capacidad de almacenamiento de las fracturas sea
muy pequeña, con lo cual la mayor parte de los fluidos se hallen almacenados en la matriz
de la roca.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Clasificación de las Fracturas
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD
Clasificación de la porosidad según en punto de vista morfológico (interconexión delos poros)
Catenary o Poros Interconectados:
Este tipo de porosidad tiene más de una garganta poralconectada con otros poros, la extracción de hidrocarburo esrelativamente fácil en este tipo de poros.
Cul-de-sac, conectados o sin salida
Este tipo de porosidad tiene una garganta poral conectada conotros poros; se puede producir hidrocarburo por la presiónnatural del yacimiento.
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD
Poro cerrado o aislado
El poro se encuentra completamente cerrado, no tieneninguna garganta poral conectada con otros poros; enun proceso normal no es capaz de producirhidrocarburo.
Porosidad efectiva (∅)
Se define como el volumen total de la roca querepresenta espacios que pueden contener fluidos y seencuentran comunicados entre sí; es la relación entre elvolumen de poros interconectados con el volumen totalde roca del yacimiento.
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD
Porosidad no efectiva o residual (∅)
Es aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que está conformadapor los espacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí; es larelación entre el volumen total de poro cerrado con el volumen a granel.
Porosidad absoluta o total (∅)
La sumatoria del volumen de los porosno interconectados más el volumen delos poros interconectados es igual alvolumen total de los poros de la roca,
entonces la porosidad absoluta es igual ala sumatoria de la porosidad efectivamás la porosidad no efectiva (residual).
= +
_ = ∅ + ∅ PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS ROCAS, ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, EVALUACIÓN DE FORMACIONES,
Clasificación de las Fracturas
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Porosidad
La porosidad representa la fracción de espacio vacío que tiene una roca. Es definida como la
relación entre el volumen de la roca disponible para el almacenamiento de fluidos y el
volumen total de ésta.
La porosidad efectiva, es decir, el porcentaje de espacio vacío en la roca que se hallainterconectado, es la que interesa al ingeniero de yacimientos, ya que el volumen de fluido
que se encuentra almacenado allí es el que puede ser recuperado.
En los YNF puede haber dos tipos de porosidad, dependiendo del momento en que esta se
originó.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005http://www-ig.unil.ch/cours/geophyse/rese11.htm
Clasificación de las Fracturas
CLASIFICACIÓN DE LA
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CLASIFICACIÓN DE LAPOROSIDAD
Según su tiempo de posicionamiento
Porosidad Primaria
La porosidad primaria es aquella que se origina en el momento en que los sedimentosfueron depositados para formar la roca.
Es la que posee la roca de la fase depositacional (inicio de enterramiento, los granosno han sido alterados, fracturados, disueltos)
Depende de:
Uniformidad del tamaño de granos
Arreglo y la distribución de los sedimentos
Régimen de depositación
Forma de los granos Redondez de los granos
Compactación
Cementación y el grado de interconectividad entre los espacios vacíos
La porosidad primaria se puede dividir en dos tipos.
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http://www-ig.unil.ch/cours/geophyse/rese11.htm
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Según su tiempo de posicionamiento
Porosidad intergranular o entre partículas
Ésta se produce entre los granos de un sedimento, es típica de las areniscas. Tambiénse encuentra generalmente en calizas recién depositado. Sin embargo, a menudo en lascalizas se pierde esta porosidad por la cementación.
En la porosidad intergranular las gargantas porales se encuentran interconectadas unascon otras. A menos que la cementación se amplíe con el tiempo, este tipo de porosidades muy buena y presenta también buena permeabilidad. En este tipo la porosidadefectiva es equivalente a la porosidad total.
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Según su tiempo de posicionamiento
Porosidad intragranular o intrapartícula
Ésta ocurre dentro de los mismos granos del sedimento. Ésta porosidad es típica en elrecién posicionamiento de los esqueletos de la calizas. No es habitual que estos porosse conserven. Generalmente son rellenados durante el entierro a principios de lacementación, pero en algunos casos, el cemento puede ser lixiviado para dejar el poro
intragranular original.
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Clasificación de las Fracturas
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Según su tiempo de posicionamiento
Porosidad Secundaria
También conocida como porosidad inducida, este tipo de porosidad es generada por la
acción de procesos geomecánicos que fueron desarrollados sobre la roca después de la
depositación de los sedimentos; este tipo de porosidad no tiene relación directa con la forma
o distribución de las partículas sedimentarias.
De manera general, se puede decir que la porosidad secundaria es debida a la solución,
recristalización, apertura y dolomitización de las fracturas.
En los YNF se presentan ambos tipo de porosidades. La porosidad primaria corresponde a
la porosidad del subsistema matriz y es llamada porosidad de matriz, fm, mientras que la
porosidad secundaria corresponderá a la porosidad de las fracturas, la cual es llamada
porosidad de fractura, ff.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Clasificación de las Fracturas
Clasificación de las Fracturas
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La porosidad total de un YNF es el resultado de la suma algebraica de las porosidades
primaria y secundaria, es decir:
Dónde:
ft: Porosidad total del yacimiento
fm: Porosidad del subsistema matrizff: Porosidad del subsistema Fracturas
La evaluación de la porosidad de la matriz se hace generalmente a partir de muestras de
núcleos, por otra parte, la evaluación de la porosidad de las fracturas es un proceso muchomás complejo, ya que los núcleos tienden a romperse a lo largo de los planos de las
fracturas naturales, o se inducen fracturas a través de estos, lo cual dificulta la medición de
tal propiedad.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
http://www-ig.unil.ch/cours/geophyse/rese11.htm
Clasificación de las Fracturas
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Porosidad secundariaLa porosidad secundaria es la porosidad formada dentro de un depósito después delposicionamiento primario. Es causada por la acción de fuerzas tectónicas o de fluidos enla roca madre después del posicionamiento primario. Los principales tipos de porosidadsecundaria son:
FenestralesSe desarrolla donde hay una laguna en el marco de la roca, más grande que el normalsoportado por los espacios porosos del grano.
Es característico de lagunares, es causado por la deshidratación, contracción ydeformación de las láminas. Esta tipo de porosidad es la menos frecuente.
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Según su tiempo de posicionamiento
Intercristalina
Se produce entre los cristales y es el tipo de porosidad encontrado en importantesyacimientos de petróleo y gas. En calizas recristalizadas, porosidad intercristalina esinsignificante. Sin embargo, a menudo, las dolomitas cristalinas presentan altaintercristalinidad.
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Según su tiempo de posicionamiento
Fractura
La fractura de las formaciones puede ocurrir por el rompimiento de cualquier roca frágil yno por deformación plástica. Así, hay yacimientos fracturados en las pizarras, cementadoduro de areniscas cuarcitas, calizas, dolomías y, por supuesto, rocas del basamento, comogranitos y metamórficas.
Las fracturas pueden desarrollarse a partir de las fuerzas tectónicas asociadas con elplegamiento y fallas.
La porosidad por fractura puede resultar en altas tasas de producción durante la pruebainicial de un pozo, seguido de un rápido descenso en la producción después. Cuando unaroca se ha fracturado, las fracturas no necesariamente permanecen abiertas. Pueden
cementarse más tarde por sílice, calcita o dolomita.PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS ROCAS, ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, EVALUACIÓN DE FORMACIONES,
FACTORES QUE INFLUYEN EN
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FACTORES QUE INFLUYEN ENLA POROSIDAD
CARACTERÍSTICAS DE LA POROSIDAD
Las porosidades de las formaciones subterráneas pueden variar en alto grado. Los carbonatos densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas (sal, anhidrita, yeso, silvita, etc.)
pueden tener una porosidad prácticamente de cero. Las areniscas bien consolidadas pueden tener una porosidad de 10 al 15%. Las arenas no consolidadas pueden llegar a 30% o más de porosidad.
Las lutitas o arcillas pueden tener una porosidad con contenido de agua de más de 40%, sinembargo los poros individuales so generalmente pequeños, lo que hace que la roca seaimpermeable al flujo de líquidos.
Calidad de la roca en función de la porosidad
Como la porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de la roca, lacalidad de la roca yacimiento puede ser determinada en función a la porosidad, como se
observa en la tabla mostrada a continuación.
PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS ROCAS, ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, EVALUACIÓN DE FORMACIONES,
FACTORES QUE INFLUYEN EN
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FACTORES QUE INFLUYEN ENLA POROSIDAD
Carbonatos
En los carbonatos, la porosidad secundaria en usualmente más importante que laporosidad primaria. Los factores que afectan son la fracturación, la disolución y lasustitución química.
Fracturas
Las fracturas son grietas en la roca, una fractura ideal es el espacio formado entre losladrillos. Aunque la porosidad es generalmente pequeña, a menudo de 1-2%, las fracturasson muy útiles para permitir el paso de fluidos de manera más fácil entre las rocas. Por lotanto mejoran en gran medida la capacidad de dejar fluir el fluido en la roca.
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PERMEABILIDAD
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PERMEABILIDAD
Permeabilidad.
Es uno de los parámetros de las rocas que se determina, para saber la cantidad dehidrocarburos que contiene el yacimiento, así como también la facilidad con la quefluirán a través del sistema poroso al pozo. Así, el grado de permeabilidad de una rocaestará definido de acuerdo con la facilidad que presente para el paso de fluidos pormedio de ella.
La permeabilidad es una propiedad del medio poroso y es una medición de la capacidaddel medio para transmitir fluidos. Los yacimientos pueden tener permeabilidadprimaria y secundaria. La permeabilidad primaria también se conoce comopermeabilidad de la matriz, y la permeabilidad secundaria se conoce comopermeabilidad de la fractura.
CARACTERÍSTICAS
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CARACTERÍSTICASDE LA PERMEABILIDAD
Factores que influyen en la permeabilidad
Los factores que influyen en la porosidad efectiva también influyen en lapermeabilidad, es decir:- El tamaño de los granos.- El empaquetamiento.- La redondez y esfericidad de los granos- La distribución.- La litificación (cementación y consolidación).
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Factores que influyen en la permeabilidad
En forma general, se puede afirmar que la velocidad con la que el fluidoatraviesa el material depende de tres factores básicos:
- La porosidad del material.
- La densidad del fluido considerado, afectado por su temperatura.- La presión a que está sometido el fluido
PERMEABILIDAD
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PERMEABILIDAD
Ecuación de Darcy.
El primero en estudiar este concepto fue Henry Darcy (1856) al investigar el flujo deagua a través de filtros de arena para la purificación de agua. Estableció una relaciónpara el flujo de fluidos en un medio poroso y sus estudios fueron retomados,aplicándose en el desarrollo de varias industrias, como la petrolera.
La forma elemental de la ecuación de Darcy es:
L
k
q a )( gh P
A
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Permeabilidad.
La forma elemental de la ecuación de Darcy es:
= −
: /
:
: ó (/)
:
Pero; =
= −1,127
: é
: á ó
Escuela Politécnica Nacional, Ingeniería en Petróleos, Evaluación de Formaciones, Propiedades Petrofísicas De Las Rocas
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Permeabilidad.
Darcy experimentó con filtros de arena y encontró que el gasto a través del empaquede arena era proporcional a la carga hidrostática del fluido (ρ, g, h), más una presión(P) ejercida sobre la superficie libre del líquido, que causa el movimiento del fluido enuna longitud (L) dada, mediante una sección transversal de área (A) perpendicular a ladirección de flujo donde esta área es un área aparente ya que considera todo y solo se
fluye a través del espacio poroso. La constante de proporcionalidad (K) es lapermeabilidad.
L
kq a
)( gh P A
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Permeabilidad.
donde h es la altura medida sobre un nivel constante de referencia, ρ es ladensidad del fluido y g es la aceleración de la gravedad. Darcy sólo consideróagua, no pudiendo así aplicarse de forma general a otros campos relacionadoscon el flujo de fluidos. Investigaciones posteriores ya consideran otros fluidos
tomando en cuenta el efecto de la viscosidad (μ). Al introducir este término seobserva que es inversamente proporcional al gasto del fluido. Por lo que laecuación de Darcy adquiere una forma más general:
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Permeabilidad.
Ahora, si L se mide en una cierta dirección y el ángulo de buzamiento con lahorizontal es α, entonces h=L(senα) y la ecuación queda de la siguiente manera:
donde Δp/L es el gradiente de presión en la dirección de flujo por lo que a α sele considera positivo cuando el flujo es buzamiento arriba o negativo cuando esbuzamiento abajo. En esta ecuación de flujo, la velocidad que se obtiene al
dividir al gasto por el área, no es la velocidad real, es sólo aparente, ya que notoda la sección del área transversal está disponible para el flujo del fluido.Ahora si se quiere estimar la velocidad del flujo real en el medio poroso, setendrá que dividir entre la porosidad.
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Validez de la Ecuación de Darcy
A pesar de que la ecuación de Darcy ha sido aceptada por la industria petroleracomo válida, es conveniente definir mejor las condiciones bajo las cuales sepuede suponer válida. La determinación experimental de la ecuación de Darcyconsidera:
Flujo en estado estable.En las pruebas de laboratorio, debido al tamaño de los núcleos, lascondiciones de flujo transitorio duran usualmente pocos minutos, sin embargoen la práctica, debido a la naturaleza de los fluidos y las dimensiones delyacimiento, se pueden originar condiciones de flujo transitorio durante meseso incluso años.
Flujo Laminar
La ecuación de Darcy es inválida para números de Reynolds mayores de uno.Afortunadamente en aplicaciones prácticas, generalmente el flujo es laminar.Sin embargo, en las cercanías del pozo cuando las velocidades son elevadas,
por ejemplo en producción de gas, puede ocurrir flujo turbulento.Escuela Politécnica Nacional, Ingeniería en Petróleos, Evaluación de Formaciones, Propiedades Petrofísicas De Las Rocas
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
La roca se encuentra saturada completamente por un solo fluido.Esto significa que la ecuación de Darcy no aplica en regiones donde fluya másde un fluido; sin embargo, existen modificaciones para hacerla aplicable aflujo multifásico.
El fluido no reacciona con la roca
Existen casos donde esto no se cumple, por ejemplo cuando un pozo esestimulado durante un trabajo de fracturamiento hidráulico. Los fluidosusados pueden reaccionar con los minerales de la roca y reducir lapermeabilidad.
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
La roca es homogénea e isotrópicaEsto significa que la estructura porosa y sus propiedades deben ser igualesen cualquier dirección. En la práctica, la naturaleza de los procesos quedieron origen a la roca, y las grandes extensiones arenales del yacimientopueden producir variaciones en la permeabilidad en varias direcciones
CLASIFICACIÓN
Existen tres tipos de Permeabilidad
Permeabilidad absoluta o intrínseca Permeabilidad efectiva Permeabilidad relativa
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CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Permeabilidad absoluta.
Es aquella en la cual sólo se considera un fluido mojante presente en elmedio poroso saturándolo al 100%. Esto es, si se tiene un solo fluidohomogéneo en el medio poroso, entonces la permeabilidad que se tiene novariará considerando que el fluido no reaccione con el medio, esta propiedades propia del sistema y será la misma, no importando el fluido, no debe
reaccionar con la roca.
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Permeabilidad efectiva (Ke).
Se considera que en el medio poroso se tiene presente más de un fluido, esdecir, dos fases por lo menos en el sistema. La permeabilidad efectiva es lapermeabilidad a un fluido en particular, ya sea este aceite, gas o agua. Sedice también que la permeabilidad efectiva a un fluido es la conductividaddel medio poroso a éste, cuando existe una cierta saturación del medio,menor de 100%, de dicho fluido. Esta permeabilidad, no sólo depende de laroca, sino también de las cantidades y propiedades de los fluidos presentesen ella. Estas permeabilidades cambiarán en función de la variación de lassaturaciones que tengan. Se ha encontrado que: 0 ≤ Ke ≤ K.
Donde el subíndice f indica el tipo de fluido.
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Permeabilidad relativa (Kr).
Es la relación de la permeabilidad efectiva de cualquier fluido (aceite, gas oagua) con respecto a la permeabilidad absoluta (Kr =Kef/Ka). Se expresa enfracción ya que nunca es mayor a uno (0 ≤ Kr ≤ 1). Esta permeabilidad, enotras palabras, indica la facilidad de flujo de un fluido a través de la roca, enpresencia de otro u otros fluidos comparados con la facilidad de flujo que setendría si únicamente fluyera un fluido.
Krf= Permeabilidad relativa al fluido fKf= Permeabilidad al fluido fK= Permeabilidad absoluta
TIPOS DE PERMEABILIDAD
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• Permeabilidad de la matriz
Es la permeabilidad de la roca sin tomar en cuenta las fracturas. Tomando encuenta la ley de Darcy para fluidos incompresibles, la permeabilidad puedecalcularse con la siguiente ecuación:
k =
∆
=
∆
Reacomodando términos y expresada en unidades prácticas la ecuación deDarcy queda de la siguiente manera:
=0.001127∆
Dónde:
=
=
= á () Δ = ó (/2)
= () = ()
TIPOS DE PERMEABILIDAD
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• Permeabilidad de la fractura
La presencia de fracturas abiertas y no cementadas incrementa de maneraconsiderable la permeabilidad de la roca. Es posible estimar la permeabilidadde una fractura con un método similar al utilizado para la permeabilidadvugular.
La permeabilidad de la fractura con base en el ancho de la fractura es:
= 54106(darcys)
En dónde es el ancho de la fractura en pulgadas.
TIPOS DE PERMEABILIDAD
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La medición de la permeabilidad de la roca se hace con muestras de núcleos enequipos llamados permeámetros; en el momento de hacer estas mediciones se
debe tener especial cuidado con la orientación de los núcleos, ya que, como se
mencionó antes, cada dirección de flujo arrojará un valor diferente de
permeabilidad.
Normalmente, la permeabilidad de la matriz es menor que la permeabilidad de la
fractura. Si estas tienen el mismo valor, el sistema se comportará como
homogéneo y sin fracturas.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
TIPOS DE PERMEABILIDAD
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Si la permeabilidad de la matriz es cero y las fracturas son distribuidasaleatoriamente, el sistema tendrá un comportamiento homogéneo. Sin embargo, si
la permeabilidad de la matriz es cero, pero las fracturas tienen una dirección
preferencial, entonces se tendrá flujo lineal a través del yacimiento.
Además, si la permeabilidad de la matriz es muy pequeña y el yacimiento es
ampliamente fracturado, el sistema se comportará como homogéneo y sin
fracturas.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
TIPOS DE PERMEABILIDAD
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La gran mayoría de los YNF son heterogéneos, es decir, hay variaciones
macroscópicas en las propiedades de la formación. La idea que las fracturas son
canales de flujo homogéneos, es una concepción bastante ideal que no tiene
aplicación valida en la realidad.
No obstante, si bien la roca es fracturada homogéneamente, la percolación del
agua puede causar depositación mineral secundaria, la cual reducirá la
permeabilidad o taponará completamente los canales de flujo. Por lo tanto, es
posible que las fracturas de carácter homogéneo cambien con el tiempoconvirtiéndose en barreras para el flujo que harán que la roca se comporte como
heterogénea.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
CARACTERÍSTICAS DE FRACTURAS
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Algunas de las características de las fracturas que intersectan al pozo son:
longitud, distancia al pozo, permeabilidad.
Comúnmente el rumbo y echado de las fracturas exhiben la misma dirección, su
productividad está relacionada con su densidad, apertura y conectividad, varían de
tamaño tanto horizontal como vertical.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
Fuente: comet_rock_orientation.jpg
CARACTERÍSTICAS DE FRACTURAS
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Para conocer la distribución y
características de las fracturas se debe
llevar a cabo levantamientos geológico-
estructurales de detalle. Estos
levantamientos son convencionales y
consisten en documentar información
básica sobre las fracturas: su
orientación e inclinación,
desplazamiento relativo, longitud, ancho
de la zona de afectación, tipo dematerial geológico presente y colección
de muestras cuando es posible.
Fuente: Generalidades Yacimientos Naturalmente Fracturados Permeabilidad Relativa, Colombia, 2005
bloglemu.blogspot.com
FRACTURAS ESFUERZO DE CORTE VS.FRACTURA ESFUERZOS DE TRACCIÓN
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Los tipos de fracturas se dividen en dos grupos relacionados con su modo de
formación: las fracturas por esfuerzo de corte que se forman en la cizalladuraparalela a la fractura creada y la fractura por esfuerzos de tracción (fractura de
extensión) que se forman con una tracción perpendicular a la fractura creada.
FRACTURA ESFUERZOS DE TRACCIÓN
Geología Estructural 2012.
Fuente: La naturaleza de los yacimientos naturalmente fracturados, Tom Bratton, Denver, Colorado, EUA 2006
FRACTURAS ESFUERZO DE CORTE VS.FRACTURA ESFUERZOS DE TRACCIÓN
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Las fracturas por esfuerzo de corte y las fracturas de tracción descritas a partir de
experimentos de laboratorio poseen contrapartes netas que existen naturalmente;las fracturas por esfuerzo de corte corresponden a fallas, mientras que las
fracturas de tracción corresponden a grietas.
Fuente: La naturaleza de los yacimientos naturalmente fracturados, Tom Bratton, Denver, Colorado, EUA 2006
FRACTURA ESFUERZOS DE TRACCIÓN
FRACTURAS ESFUERZO DE CORTE VS.FRACTURA ESFUERZOS DE TRACCIÓN
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El diagrama muestra las direcciones de los tres esfuerzos principales: el esfuerzo
de compresión principal máximo 1, el esfuerzo de compresión principal mínimo 3,y el esfuerzo intermedio 2.
Fuente: La naturaleza de los yacimientos naturalmente fracturados, Tom Bratton, Denver, Colorado, EUA 2006
FRACTURA ESFUERZOS DE TRACCIÓN
FRACTURAS ESFUERZO DE CORTE VS.FRACTURA ESFUERZOS DE TRACCIÓN
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Considérense los esfuerzos principales en compresión, en un espacio tridimensional con
sigma 1 vertical, y sigma 2 y sigma 3 horizontales.
Si el máximo esfuerzo principal es vertical se tiene una falla normal.
Si el máximo esfuerzo principal es horizontal y el mínimo vertical, falla inversa.
Y la de rumbo para máximo y mínimo esfuerzos de compresión horizontales.
Los esfuerzos principales son los que se aplican sobre los planos ortogonales de un sistema,
planos en los cuales el cortante es nulo. Esos planos también Principales, son los
resultantes de rotar el sólido hasta obtener los esfuerzos normales máximos sobre elsistema. Aquí se admite que en el esfuerzo de la dirección vertical y por lo tanto en el plano
horizontal, existe esa condición.
Fuente: Manual de Geología para Ingenieros, Capítulo 11, Geología Estructural, Gonzalo Duque Escobar .
FRACTURA ESFUERZOS DE TRACCIÓN
FRACTURAS REGIONALES VS.FRACTURAS SOBRE
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Fracturas Regionales:
Al igual que las fracturas tectónicas, éstas se originan por eventos tectónicos, sinembargo, a diferencia de las anteriores éstas se caracterizan porque se
desarrollan a través de áreas de terreno muy grandes con un cambio
relativamente pequeño en el sentido de su orientación.
Fracturas de orden regional que se asocian al fallamiento geológico delbasamento rocoso. Se pueden afectar secuencias de cientos o miles de metros de
profundidad.
Fuente: “ Fundamentos de geofísica “ ( 1986 ) Alhambra, S. A., Udias Vallina y J. Mezcua Rodríguez.
www.unalmed.edu.co
FRACTURAS REGIONALES VS.FRACTURAS SOBRE
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Fracturas Sobre:
Los márgenes de subducción marcan aquellos en los que las placas convergen
unas contra otras. Este movimiento obliga a una de ellas a introducirse por debajo
de la otra, resultando que la litosfera se consume o destruye. Cuando una de las
dos placas es de naturaleza continental, la placa oceánica es la que se introducepor debajo de la continental debido a la baja densidad de esta última, que opone
una gran resistencia a penetrar en el manto de mayor densidad. De esta forma, la
litosfera continental se ha conservado prácticamente constante, mientras la
oceánica se crea y se destruye. En los márgenes en que se intenta destruir lalitosfera continental se produce un cambio en el sentido del movimiento y se
hunde la placa oceánica opuesta, o se produce un cambio en las características
del margen de las placas.
Fuente: “ Fundamentos de geofísica “ ( 1986 ) Alhambra, S. A., Udias Vallina y J. Mezcua Rodríguez.
FRACTURAS REGIONALES VS.FRACTURAS SOBRE
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Las anomalías gravimétricas a lo largo de un corte transversal al margen de
subducción muestran un mínimo muy pronunciado y abrupto sobre la sima
oceánica, seguido por una anomalía positiva suave. Esta parte positiva de la
anomalía se explica por el aumento en la densidad de la placa con la profundidad
por compactación del material en su interior. Esta anomalía positiva es la
característica gravimétrica más importante, mientras que la anomalía negativa, a
pesar de su valor alto, responde a fenómenos más superficiales, tales como la
formación de la sima oceánica y la fracturación del material de la litosfera
oceánica en la zona donde empieza a doblarse hacia el interior.
Fuente: “ Fundamentos de geofísica “ ( 1986 ) Alhambra, S. A., Udias Vallina y J. Mezcua Rodríguez.
FRACTURAS REGIONALES VS.FRACTURAS SOBRE
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Las anomalías magnéticas no ofrecen datos de especial interés en estas zonas.
Los valores de flujo térmico si reflejan la estructura profunda de las placasbuzantes, dando valores menores que la media. La disminución de flujo térmico es
aquí debida a la presencia de la placa litosférica, más fría que el material del
manto en el que se introduce.
Fuente: “ Fundamentos de geofísica “ ( 1986 ) Alhambra, S. A., Udias Vallina y J. Mezcua Rodríguez.
globesuanzes.blogspot.com
CAPAS Y FALLAS
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El relieve terrestre, es el resultado de un balance dinámico queevoluciona en el tiempo entre procesos constructivos y destructivos,
a éste tipo de dinámica se le conoce de manera genérica como ciclo
geográfico.
Dicha dinámica produce cambios en el relieve de una determinada
región dando origen a distintas formas de relieve en la superficie
terrestre, formadas por el movimiento de las placas tectónicas que
se deslizan sobre el manto terrestre fluido.
CAPAS Y FALLAS
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Los movimientos que afectan a la corteza terrestre provienen de las
siguientes fuerzas:
• Movimientos Tectónicos
• Movimientos ascensionales del
magma.
• Presión litostática ejercida
sobre los fondos marinos,
debido a la acumulación de
enormes masas de sedimentos
• Acción de las corrientes de
convección del manto
terrestre.
FALLAS: INTRODUCCIÓN
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Cuando se supera la capacidad de deformación plástica de una roca,se fractura, generando bloques separados. Pueden ser de dos tipos:
fallas y diaclasas.
Falla: es cuando un bloque se desplaza respecto del otro, por el
plano de falla.
Diaclasa: es cuando los bloques no se desplazan uno con respecto del
otro y se forman grietas
FALLAS: INTRODUCCIÓN
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El plano de falla es el que rompe la continuidad de los estratos y separa
dos bloques. El que está sobre el plano de falla tiene la posibilidad deestar hundido o levantado, según el tipo de falla, pero siempre será el
techo. Por debajo del plano de falla estará el piso. En algunos casos el
plano de falla será vertical y no se hablará de techo ni piso. Si hay
desplazamientos verticales de los bloques, habrá uno levantado y otro
hundido.
El espejo de falla es la parte del plano de falla que queda expuesta a la
intemperie, donde las estrías anuncian el sentido y la dirección del
desplazamiento de los bloques.
Fuente: Manual de Geología para Ingenieros, Capítulo 11, Geología Estructural, Gonzalo Duque Escobar .
FALLAS: INTRODUCCIÓN
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Salto de Falla
Bloque de Techo
Partes de una Falla
FALLAS: INTRODUCCIÓN
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Fallas fundamentales.
Hay tres tipos de fallas fundamentales, clasificadas desde el punto de vista de los
esfuerzos que la generan: normal, inversa y de rumbo.
Fuente: Manual de Geología para Ingenieros, Capítulo 11, Geología Estructural, Gonzalo Duque Escobar .
Tipos de fallas. 1. Falla normal o de tensión aparente; 2. Falla inversa o decompresión aparente; 3. Falla de rumbo izquierdo; 4. Falla de rumbo derecho.
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100 Fuente: http://cienciasnaturalesdeartal13.blogspot.mx/p/tectonica-de-placas.html
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Salto de Falla
Bloque de Techo
Falla Normal o DirectaEs la falla formada por esfuerzos orogénicos de tracción o distensivos, aquí elespejo de falla queda expuesta a la acción del suelo y relativamente losbloques se separan o alejan. El plano de falla buza hacia el bloque hundido.
FALLAS: INTRODUCCIÓN
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Falla Inversa
Cuando la disposición de los bloques parece responder a esfuerzos de compresión. El
empuje de los dos bloques parecen aproximarse entre sí; en ella el espejo de falla, que
también se puede observar en el bloque levantado, que es el techo, queda a la sombra.
Los labios de falla, que son la porción de los bloques afectada por la propagación de las
fracturas, tienen una extensión a lado y lado del plano de falla, que depende del tipo de
roca y de la magnitud de los esfuerzos. Los dos bloques sufren más en las fallas inversas
porque las rocas resisten más a la compresión, y al acumular más energía de
deformación, estos se destrozan en mayor proporción.
Fuente: Manual de Geología para Ingenieros, Capítulo 11, Geología Estructural, Gonzalo Duque Escobar .
FALLAS: INTRODUCCIÓN
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Bloque de Techo
Bloque de Piso
Falla Inversa
FALLAS: INTRODUCCIÓN
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Falla de Rumbo
Es de cizalladura o transcurrente; el desplazamiento puede ser derecho o izquierdo
dependiendo de lo que suceda con el bloque del frente, cuando un observador mira
desde el otro bloque. Si aquel se desplaza a la derecha, la falla será de rumbo dextrógiro
y si lo hace hacia la izquierda, la falla será de rumbo levógiro o sinextrógiro.
Pero en la corteza, donde la mayoría de los esfuerzos son de compresión, las fallas
normales, inversas o de rumbo tienen el mismo origen, pues el estado de esfuerzos que
las producen es el mismo y tan solo es la orientación la que cambia.
Fuente: Manual de Geología para Ingenieros, Capítulo 11, Geología Estructural, Gonzalo Duque Escobar .
FALLAS: INTRODUCCIÓN
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Otras denominaciones para las fallas simples.
Las fallas simples suelen denominarse aludiendo no sólo a la naturaleza de los esfuerzosque les da origen, sino también a la disposición del plano de ruptura con relación a los
estratos (en rocas sedimentarias) o a su inclinación con respecto al horizonte, entre otras
características.
Otros tipos de fallas. 1. Falla conforme si el plano es paralelo a los estratos; 2. Falla contraria si el plano es perpendicular a los estratos; 3.
Falla vertical si el plano de falla es vertical; 4. Falla en tijera, charnela o de torsión.
Fuente: Manual de Geología para Ingenieros, Capítulo 11, Geología Estructural, Gonzalo Duque Escobar .
FALLAS: INTRODUCCIÓN
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Sistemas compuestos de fallas
Se encuentran las fallas escalonadas, los horts o pilares y los graben o fosas. Dependiendo
de la dirección de los esfuerzos regionales, todo el sistema será un sistema de fallas
maestras con tendencia inversa o normal, según sea la correlación entre los esfuerzos
principales.
Fuente: Manual de Geología para Ingenieros, Capítulo 11, Geología Estructural, Gonzalo Duque Escobar .
Fuente: docentes.educacion.navarra.es
ESPACIAMIENTO, LONGITUD YDISTRIBUCIÓN DE APERTURA
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Espaciamiento de las fracturas
El espaciamiento de las fracturas puede ser medido en términos, del promedio de lasdistancias medidas perpendicularmente a las fracturas, o bien del número promedio de
fracturas encontradas en una distancia dada (normal a la fractura). En el primer caso, el
espaciamiento queda representado por una distancia (20 cm); en el segu
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