Mecanismos de Transporte en YNC: Tipo Shale Gas

 Para entender la dinámica del flujo de fluidos en los YNC tipo shale gas, hay que enfocarse en el contexto de donde se genera el flujo y es desde su almacenamiento hasta donde va a llegar (a la cara del pozo), encontrándose 4 principales mecanismos de flujo: Desorción del gas, Darcy, Difusión y Flujo no Darcy.

Figura 1: Esquema de los principales mecanismos de transporte de flujo.

 

Mecanismos de almacenamiento de gas en los yacimientos tipo Shale Gas

En los yacimientos convencionales los hidrocarburos se almacenan solo en los espacios porosos, pero existen múltiples mecanismos de almacenamientos activos en los Shale (Swami, Settari, & Javadpour, 2013). En estos tipos de yacimientos el gas se encuentra almacenado principalmente en tres formas: almacenado como gas libre/comprimido en la red de poros y fracturas naturales (si está presente), adsorbido en la superficie de la materia orgánica y posiblemente en minerales de arcilla, y disuelto en hidrocarburo líquido y querógeno (Javadpour & Ettehadtavakkol, 2015).

Figura 2: Modelo de almacenamiento de yacimientos no convencionales de gas adaptado de (Swami, Settari, & Javadpour, 2013).

Adsorción en Shale Gas

Castellanos (2015) destaco que en el caso de los yacimientos no convencionales de gas que presentan contenido de materia orgánica, el mecanismo de almacenamiento que la diferencia de un yacimiento típico de gas, donde el gas se encuentra comprimido en los poros y fracturas de la formación, es el fenómeno adicional de adsorción que presentan las moléculas de gas en las paredes orgánicas de la roca y el cual se conoce como adsorción física o fisorción, en la que la especie adsorbida conserva su naturaleza química.

Parte significativa del gas almacenado en las lutitas orgánicamente ricas se encuentra adsorbido en el querógeno y en las arcillas debido a que la alta presión y la gran superficie específica de los nanoporos proveen excelentes condiciones para la adsorción. La otra parte consiste en gas que se encuentra alojado en el espacio poral de la roca. El gas adsorbido provee una importante contribución a la cantidad de gas almacenado en los yacimientos tipo oil & Gas Shales. Además, es responsable del sostenimiento de la producción de gas pasado varios años aportando los caudales de producción cuasi constantes o de muy bajas declinaciones a tiempos de producción elevados (Ruiz Maraggi, 2016).

El modelo más comúnmente utilizado en la industria petrolera para describir el fenómeno de adsorción de los gases en sólidos es el desarrollado por Langmuir, el cual considera que una molécula de gas que es adsorbida en un solo lugar no afecta a las moléculas vecinas, además de que estas no distinguen los sitios para la adsorción.

La isoterma de Langmuir describe la máxima cantidad de gas adsorbido que un yacimiento no convencional puede contener bajo ciertas condiciones de contenido de materia orgánica, presión y temperatura (Castellanos, 2015). El modelo de Langmuir (visto en la entrega anterior) es el modelo comúnmente más usado para la cuantificación de la descripción de adsorción/desorción de gas (Aiza & Álvarez, 2019).

Por lo tanto la desorción del gas como fenómeno de transporte ocurre una vez generado en el yacimiento una caída de presión donde el gas que originalmente se encuentra almacenado en el material orgánico, se libera (más adelante se explica).

 

Fenómenos de transporte en yacimientos no convencionales tipo Shale Gas

El flujo de fluido a través de los nanoporos del Shale Gas es diferente al flujo en los yacimientos convencionales. La presencia de gargantas de poros ultra-apretados y gas adsorbido y disuelto en la materia orgánica hace que este tipo de rocas plantea desafíos para modelar los mecanismos de transporte del gas (Amin, Mohammad, Ehsan, Liu, & Mehdi, 2020).

La industria del petróleo tiene una amplia experiencia en la caracterización de poros y modelado del flujo de fluidos en las redes de poros de los yacimientos que contienen hidrocarburos. Sin embargo, para los poros a nanoescala en sistemas de lutitas, los métodos de caracterización necesitan modificaciones. Y en muchos casos, métodos de caracterización completamente nuevos (Javadpour & Ettehadtavakkol, 2015).

Figura 3: Evolución y producción del gas en Shale Gas (Javadpour, Fisher, & M, 2007).

La figura 3 (a-e) ilustra la secuencia de producción de gas a diferentes escalas de longitud. La producción de un nuevo pozo perforado (a) pasa por los poros grandes (b) y luego por los poros más pequeños (c). Durante el agotamiento del yacimiento, el equilibrio termodinámico entre querógeno/arcillas y la fase gaseosa en los espacios porosos cambia. Por lo tanto, el gas se desorbe de la superficie del querógeno/arcillas (d). Este proceso de desequilibrio hace que las moléculas de gas se difundan desde la mayor parte del querógeno a la superficie del querógeno expuesto a la red de poros (e).

Los mecanismos o fenómenos de trasportes del gas desde que fluye desde la matriz hasta las fracturas naturales e inducidas y desde allí hasta llegar al pozo se pueden ver resumidos en la figura 4.

Figura 4. Diagrama del mecanismo de transporte del gas en Shale Gas (Peng, y otros, 2020) y (Guo, Wei, & Liu, 2015).

Como se muestra en la figura 4, los mecanismos de transporte de gas en el Shale son: la difusión en el querógeno (materia orgánica) y se explica de la siguiente manera: en el nanoporo inorgánico, se incorporan un flujo tipo flujo viscoso, flujo de deslizamiento y difusión de Knudsen. En el nanoporo orgánico, la difusión superficial no se puede descuidar, excepto por los tres mecanismos de transporte anteriores y en las fracturas naturales e inducidas ocurre solo ocurre flujo viscoso. La difusión en el querógeno es provocada por un gradiente de concentración entre la mayor parte del querógeno y la superficie del querógeno expuesto a la red de poros orgánicos, el flujo viscoso es inducido por colisiones intermoleculares, el flujo de deslizamiento y la difusión de Knudsen son el resultado de colisiones significativas entre las moléculas de gas y la pared del nanoporo. La difusión superficial es causada por un gradiente de concentración entre la región de volumen y la capa de adsorción debido a una gran cantidad de moléculas de gas absorbidas en la superficie de los poros orgánicos (Peng, y otros, 2020) y (Javadpour, Fisher, & M, 2007).

Flujo por Difusión

La difusión es el fenómeno por el cual las moléculas en estado líquido o gaseoso tienden a distribuirse uniformemente en todas las partes del espacio disponible como consecuencia de un gradiente de concentración. También se establece como la capacidad de las moléculas gaseosas para pasar a través de aberturas pequeñas, tales como paredes porosas (Geankoplis, 1998). La difusión de gas es uno de los principales fenómenos que controlan el flujo en la producción de gas de los yacimientos de gas de lutitas. Para los yacimientos tipo Shale se suele hablar de difusión de Knudsen cuando el flujo es gobernado por la interacción entre las moléculas del gas y la pared del poro (nanoporos) y esto ocurre cuando la trayectoria media libre de las partículas del gas son mayores al tamaño de poro donde circulan (Shen, Li, Xu, Sun, & Huang, 2017).

Otro tipo de difusión que ocurren en los yacimientos tipo Shale Gas es la difusión superficial, la cual también ocurre por diferencia de concentración (figura 5), esta vez al comenzar la producción, las partículas absorbidas en la pared del poro comienzan a desorberse dejando espacios vacíos en la superficie (cambiando la concentración), esto crea una atracción proveniente de las vacantes de adsorción generadas por la desorción en la región de baja presión. Por lo tanto, las moléculas de gas adsorbidas se difunden a lo largo de la pared de los poros desde la región de alta presión a la región de baja presión (Liehui, y otros, 2020).

Figura 5. Diagrama del mecanismo de difusión superficial (Liehui, y otros, 2020).

Por último, también se tiene que el proceso de control de transporte de masa del gas disuelto en el querógeno es la difusión molecular. Dependiendo de la geoquímica de los materiales orgánicos (madurez térmica, fuente orgánica, etc.), se podría esperar una solubilidad de gas diferente. Una vez que la producción comienza desde un yacimiento, el gas comprimido en los espacios porosos intersticiales se expande primero; luego, el gas adsorbido en las superficies de los poros en el querógeno se desorbe a la red de poros. En esta etapa, la concentración de moléculas de gas en la superficie interna de los poros disminuye y crea un gradiente de concentración en la mayor parte del querógeno, lo que desencadena la difusión del gas (Javadpour & Ettehadtavakkol, 2015).

 

Flujo Darcy

Este tipo de flujo bastante conocido y es el principal presente en todos los yacimientos convencionales, basado en la ley de su autor Darcy, se fundamenta en que rige el flujo de fluidos en el medio poroso. Fue definida a mediados del siglo XIX por Henry Darcy. Según (Ahmed & McKinney, 2005) dicha ley establece que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es directamente proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido.

 

Flujo No Darcy

Es el tipo de flujo característico y representativo de fluidos como el gas, debido a presentar flujo turbulento o movimiento caótico de sus partículas entre ellas.

La presencia de un flujo tipo Darcy o no Darcy, radica principalmente en la velocidad del mismo en el medio poroso, es decir, si el flujo se mantiene laminar o turbulento, si la tasa de gas es baja o alta.

Todos estos 4 principales mecanismos de trasporte se presentan entre la matriz y la fractura artificial, para llevar el gas a la cara del pozo.

Ahora se puede entonces hacerse esta pregunta: ¿cómo es el flujo de gas en esta escala de nanoporos en los yacimientos no convencionales tipo Shale?

 

Flujo del gas en nanoporos

En los nanoporos la interacción entre las moléculas del gas y la pared del poro gobiernan el flujo, en determinadas condiciones de presión y temperatura, la distancia entre las moléculas de gas (trayectoria libre media) supera el tamaño de los poros. En tales condiciones, las moléculas de gas pueden moverse individualmente a través de los poros y el concepto de flujo continuo no puede ser aplicable. El número de Knudsen (𝐾𝑛) es la relación entre el camino libre medio (λ) y el diámetro de los poros (d) y se puede utilizar para identificar diferentes regímenes de flujo y la representa la ecuación 1 (Javadpour & Ettehadtavakkol, 2015).

𝐾𝑛=𝜆𝑑

Donde:

𝜆: Camino libre medio de las moléculas del fluido [m].

𝑑: Diámetro de poro [m].

En función del valor del número adimensional de Knudsen se distinguen cuatro regímenes de flujo, representados en la tabla 1.

Tabla 1 Regímenes de flujo en función del número de Knudsen

Regímenes de flujo

Los regímenes de flujo asociados a los fenómenos de trasportes en los yacimientos tipo Shale gas se basan en la interacción que existe entre la partícula del fluido y el medio poroso, mientras que los regímenes de flujo mencionados con anterioridad están relacionados al cambio de presión en el tiempo. Una de las características distintivas más notables es que estos regímenes de flujo incluyen ecuaciones distintas a las usadas generalmente.

Medio continuo: en el régimen de flujo continuo según, (Weijun, Xizhe, Yanmei, Yuping, & Weigang, 2017) son válidas las ecuaciones de Navier-Stokes. El transporte de la cantidad de movimiento es proporcional a la viscosidad del fluido. Se verifica la hipótesis de no deslizamiento en la interface sólido-fluido, resultando válido la Ley de Darcy.

Flujo deslizante: cuando el tamaño del poro se aproxima al camino libre medio entre las moléculas del gas, el flujo a través de este es más alto al propuesto por la ley de Darcy. En condiciones de flujo de deslizamiento, a diferencia del flujo sin deslizamiento, la velocidad de las moléculas de gas en el límite de las gargantas de los poros no se puede establecer en cero, y la velocidad de deslizamiento debe considerarse en el modelado de flujo (Amin, Mohammad, Ehsan, Liu, & Mehdi, 2020). Se presenta en la figura 6, la comparación esquemática entre no-slip y condiciones de flujo de deslizamiento.

Figura 6. Diagrama esquemático de las condiciones de velocidad de flujo sin deslizamiento (a) frente a deslizamiento (b) para el flujo de gas (Amin, Mohammad, Ehsan, Liu, & Mehdi, 2020).

Flujo transicional: el flujo de transición ocurre en la región de transición entre el flujo de deslizamiento y las condiciones de difusión de Knudsen o flujo molecular. Por lo tanto, en términos de cantidades de Kn, se espera ver una condición de flujo de transición cuando 0.1 <Kn<10 (Amin, Mohammad, Ehsan, Liu, & Mehdi, 2020). En este punto el camino libre medio de las moléculas de gas es del mismo orden como el tamaño de los poros de los medios porosos. El régimen es el flujo de transición es uno de los mecanismos más complejos debido a que no solo considera el efecto de deslizamiento, también incluye la difusión de Knudsen (Weijun, Xizhe, Yanmei, Yuping, & Weigang, 2017).

Flujo molecular: cuando Kn excede de 10, el transporte de gas es el flujo libre molecular o difusión de Knudsen. Este tipo de régimen de flujo de gas, que es un transporte difusivo, puede modelarse por la difusión de Knudsen.

Toda esta dinámica que se ha establecido hasta ahora está encerrando otro concepto fundamental y en el que corresponde el medio de conexión desde el yacimiento hasta la cara del pozo, las fracturas. Para complementar estas bases teóricas, algunos puntos importantes que considerar en cuanto a las fracturas y modelos de yacimiento a aplicar para finalmente modelar este tipo de yacimientos no convencionales tipo Shale Gas.

 

Referencias:

1.- Rendón, Laura y Marrero, Eduardo (2021). Descripción de los fenómenos de transporte del gas en yacimientos no convencionales tipo shale gas. Trabajo Especial de Grado presentado ante la ilustre Universidad Central de Venezuela. Facultad de Ingeniera. Escuela de Ingeniería de Petróleo.

2.- Javadpour, F., & Ettehadtavakkol, A. (2015). Gas Transport Processes in Shale. In R. Rezaee, & R. Rezaee (Ed.), Fundamentals of Gas Shale Reservoirs (pp. 245-266). New Jersey: John Wiley & Sons, Inc. doi:https://doi.org/10.1002/9781119039228.ch11.

3.- Castellanos, F. 2015. Caracterización dinámica de yacimientos no convencionales de shale gas. México.

4.- Ruiz Maraggi, L. (2016). Aspectos de Ingeniería de Reservorios en la Analogía entre la Formación Vaca Muerta y los Principales Shale Gas / Oil Plays de Estados Unidos. Buenos Aires: Universidad de Buenos Aires.

5.- Amin, T., Mohammad, S., Ehsan, H., Liu, K., & Mehdi, O. (2020). Flow modeling in Shale Gas reservoirs: A comprehensive revie. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 1-100. doi:https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103535.

6.- Peng, H., Feng, G., Jian, H., Jia, L., Xue, Y., & Zhaopeng, Z. (2020). Shale Gas transport mechanisms in inorganic and organic pores based on lattice Boltzmann simulation. Energy Reports, 6, 2641-2650. doi:https://doi.org/10.1016/j.egyr.2020.09.021.

7.- Guo, c., Wei, M., & Liu, H. (2015). Modeling of Gas Production from Shale Reservoirs Considering Multiple Transport Mechanisms. Plos one, 10(12). doi:https://doi.org/10.1371/journal.pone.0143649-

8.- Geankoplis, C. (1998). Procesos de transporte y operaciones unitarias. Mexico: Compañia editorial continental S.A de C.V.

9.- Shen, W., Li, X., Xu, Y., Sun, Y., & Huang, W. (2017). Gas Flow Behavior of Nanoscale Pores in Shale Gas Reservoirs. Energies(10), 751. doi:doi:10.3390/en10060751.

10.- Liehui, Z., Hongbin, L., Yulong, Z., Jun, X., Xian, P., & Qiu, L. (2020). Gas transport characteristics in Shale matrix based on multiple mechanisms. Chemical Engineering Journal, 368, 100-130. doi:https://doi.org/10.1016/j.cej.2019.124002.

11.- Swami, V., Settari, A., & Javadpour, F. (2013). A Numerical Model for Multi-Mechanism Flow in Shale Gas Reservoirs with Application to Laboratory Scale Testing. London: EAGE Annual Conference & Exhibition incorporating SPE Europec. doi:https://doi.org/10.2118/164840-MS.

12.- Weijun, S., Xizhe, L., Yanmei, X., Yuping, S., & Weigang, H. (2017). Gas Flow Behavior of Nanoscale Pores in Shale. Energies, 1-12.

13.- Ahmed, U., & Meehan, N. (2016). Unconventional Oil and gas resources exploitation and development. Boca Raton: Baker Hughes. doi:13: 978-1-4987-5941-0.

Estimación de los Volúmenes Originales de Hidrocarburos en YNC: tipo Shale Gas

 Esta séptima entrega se enfoca en la primera etapa de la explotación de los yacimientos de Shale Gas y estimar el contenido de gas. En la figura 1 se establecen los elementos básicos para llevar a cabo la explotación de un yacimiento de Shale Gas ⁽²⁾.

Figura 1.- Elementos básicos para explotar yacimientos de Shale Gas (Fuente: Castellanos, 2015) ⁽³⁾.

Como se muestra en la figura anterior, se está en una etapa de evaluación rápida para inferir el potencial de las lutitas a ser consideradas como YNC tipo Shale gas.

Los yacimientos de Shale Gas cuentan con lo que se conoce como “doble porosidad”, es decir, dos almacenamientos principales, el de la matriz de la roca y el de las fracturas naturales. La matriz presenta muy baja permeabilidad, por lo tanto, casi todos los yacimientos de este tipo deben ser hidráulicamente estimulados para alcanzar una producción rentable. En los mismos, se presenta un fenómeno conocido como “la adsorción del gas”, que es el efecto por el cual las moléculas de gas se adhieren a la superficie de los granos de la roca, y a veces es considerada para establecer un modelo de “tripe porosidad”. Es importante destacar que el gas adsorbido puede ser producido, por lo cual debe ser contabilizado para estimar que fracción del gas original en sitio representa, y evaluar los efectos que podría tener en la producción.

La relación que existe entre la porosidad presente en la matriz, las fracturas naturales, fracturas hidráulicas y materia orgánica, influye en la producción así como en la declinación de la misma, presentándose altas producciones iniciales, para luego mostrar tasas de declinación bajas y estables. Dicho esto, la expectativa de vida de un pozo de Shale Gas es de aproximadamente 30 años. Siendo el flujo de los primeros años gobernado por el gas presente en las fracturas de la roca, y luego por el gas proveniente de la matriz, donde se reportan tasas constantes y prolongadas (figura 2) ⁽²⁾.

Figura 2.- Curva de declinación típica de un yacimiento de Shale Gas (Fuente: Valencia, 2017) ⁽²⁾

Para lograr una cuantificación del gas original presente en yacimientos no convencionales, se deben establecer consideraciones como la existencia de un gas libre, definido como el gas atrapado dentro del poro de la roca, además existe la estimación por características de la formación, la roca absorberá gas dentro de su estructura, siendo este la definición de gas absorbido, para poder cuantificar se debe mediante una interpretación de curvas, denominadas curvas o ecuación de Langmuir ⁽²⁾.

Determinación del GOES en yacimientos no convencionales

Entonces el este gas puede almacenarse intersticialmente en los espacios porosos, entre los granos de la roca o en las fracturas de las lutitas, o ser adsorbido en la superficie de los componentes orgánicos contenidos en éste ⁽¹⁾.

Gas in situ= gas libre +gas adsorbido

Figura 3.- Gas en los shale ⁽¹⁾.

                        Donde se tiene que:

·         De esta manera, el gas libre original en sitio, se calcula conociendo el área(A), espesor (h), porosidad, saturación de agua (Sw) y factor volumétrico de formación del gas (Bg)  del yacimiento bajo estudio.

El gas intersticial o libre es determinado a partir de los valores de la porosidad efectiva y de saturación de gas derivados de los cálculos realizados a través de toma de datos de registros eléctricos.

Figura 4.- Porosidad estimada de zona de shale Gas interpretado en registros eléctricos ⁽¹⁾.

·         El gas original en sitio adsorbido por la roca, se determina conociendo el área (A), espesor (h), porosidad del yacimiento. Además se deben definir dos parámetros muy importantes que son , que es la densidad aparente del gas, y , determinado a partir  y (volumen y presión Langmuir respectivamente), es el contenido inicial de gas obtenido a través de la ecuación y curvas de Langmuir.

La isoterma de Langmuir fue desarrollada para describir el equilibrio del gas que se encuentra retenido en los poros y en el componente orgánico (querógeno) a temperatura constante.

 Figura 5.- Curva de Langmuir ⁽¹⁾.

Relaciona la adsorción (proceso en el cual las moléculas de gas o liquido se adhieren a una superficie formando una película sobre la misma) de moléculas de una superficie solida con la presión de gas o concentración de un gas que se encuentra atrapado dentro del contacto con esa superficie solida a una temperatura que no varíe, partiendo del principio “los gases, al ser absorbidos por la superficie sólida, forman únicamente una capa de espesor mono molecular”, parte de la explicación según este principio indica que a medida que la molécula se encuentre a temperatura constante y una alta presión, este gas se encontrara atrapado en una capa alrededor de las paredes del poro, sin embargo al cambiar sus condiciones iniciales, este se liberara yendo de la formación al lugar donde se encuentra coexistiendo con el gas libre, por eso, se debe sumar a la estimación del GOES en yacimientos no convencionales, de esta manera, el gas absorbido debido a que cuando ocurre la liberación pasa a formar parte del gas original en sitio, puede ser cuantificable (Wei, et. al., 2016).

La ecuación e isotermas de Langmuir se obtienen de manera experimental, donde se parte de una ecuación fundamental:

El volumen de Langmuir ( ), describe el gas adsorbido cuando la presión tiende a infinito, mientras que la presión de Langmuir ( ), describe la presión cuando la cantidad de gas adsorbido es igual a la mitad del volumen de Langmuir, tal como se describe en la figura 5. Dicho esto, es importante destacar que tanto el volumen como la presión de Langmuir son valores constantes, determinados de manera experimental, para cada yacimiento de Shale Gas (Wang, 2017).

Una vez se conoce  y , y la presión a la cual se encuentra el yacimiento (P), es posible determinar el volumen de gas adsorbido que presenta la roca bajo estudio.

Referencias:

1.- Alexander, Tom. (2012). “La revolución del Gas de lutitas”, Schlumberger.

2.- Salazar, Fouad y Fernández, Alexis. 2019. Diseño de una metodología orientada a la caracterización de yacimientos no convencionales de shale gas. Trabajo Especial de Grado para optar al título de ingeniero de Petróleo. Universidad Central de Venezuela. Caracas.

3.- Castellanos, F. 2015. Caracterización dinámica de yacimientos no convencionales de shale gas. México.

4.- Valencia, E. 2017. Caracterización dinámica de yacimientos convencionales y no convencionales, desarrollo de la caracterización estática. México.

5.- Wei, W. 2016. Protein adhesión depends on interprotein thiol-mediated redox modulation. (Vol 7). (N. Chem, Ed).

6.- Wang, H. 2017. What Factors control shale gas production and production decline trend in fractured systems: a comprehensive analysis and investigation. Petroleum and geosystem engineering department. 1-29.

Geomecánica, Fragilidad y Sweet Spots

Siguiendo con la evaluación de YNC, toca ahora con la caracterización geomecánica. De acuerdo a lo indicado por Cook J. (2007), la geomecánica es el estudio de cómo se deforman los suelos y las rocas, hasta terminar a veces en su falla, en respuesta a los cambios de esfuerzos, presión, temperatura y otros parámetros ambientales⁽¹⁾. La geomecánica es aplicable en los aspectos de extracción de hidrocarburos, desde la exploración hasta la producción, así como el abandono de los pozos, y a través de todas las escalas presentes en los pozos, pasando por las operaciones de disparos y perforación, hasta una escala tan grande como la del modelado de cuencas y yacimientos petroleros⁽²⁾.

La finalidad de los modelos es relacionar la información disponible con las propiedades mecánicas de la roca, esfuerzos y presión de poro presentes requeridas cuando no es posible obtener muestras o núcleos. Un modelo geomecánico bien construido permite determinar el estado de esfuerzos en el yacimiento, sus propiedades mecánicas y térmicas en la formación de interés o en estratos aledaños en cualquier dirección del campo analizado.

Los componentes de un modelo geomecánico son: el modelo del campo de esfuerzos actuando en el área incluida la dirección y magnitud de los tres (3) esfuerzos principales, las propiedades mecánicas de la roca, la presión de poro y las propiedades térmicas de la roca. Estos parámetros son utilizados para muchos análisis posteriores como, por ejemplo: diseñar estrategias de control de arena, diseño de modelos numéricos para simular yacimientos sensibles a esfuerzos, optimización los procesos de perforación, predicción de la estabilidad del pozo, entre otros.

En la Figura 1 se ven representados los pasos a seguir mediante la elaboración de un modelo geomecánico y que sirva para la generación de un modelo robusto en donde se puedan identificar los intervalos o Sweet Spots que más adelante abordaremos.

Fuente: Sánchez Carlos (2013).

Figura 1: Pasos a seguir para la elaboración de un modelo geomecánico.

Para establecer este modelo propuesto por Sánchez (2013), vamos a hacer mención de aquellos parámetros que hay que considerar en el recuadro enmarcado en rojo de la figura 1, entre ellos, el campo de esfuerzos, Módulo de Young y Relación de Poisson:

Campo de Esfuerzos

El campo de esfuerzos de cualquier punto de la corteza terrestre está definido por cuatro elementos: los tres esfuerzos ortogonales principales y la presión de poros (Almeida et al., 2010). En la Figura 2, se presenta un esquema que muestra los diferentes tipos de fuerzas actuantes en una superficie de una muestra en estudio.

Todas las rocas que componen la corteza terrestre están sometidas a tres esfuerzos ortogonales principales: un esfuerzo vertical de sobrecarga (σv), originado por los estratos que se encuentran suprayacentes, un esfuerzo horizontal máximo (σHmax) y un esfuerzo horizontal mínimo (σhmin). Estas tres componentes más la presión de poros conforman el tensor de esfuerzos en cualquier punto de la corteza terrestre (esfuerzos efectivos).

Fuente: Guacuto, 2017.

Figura 2: Representación de los esfuerzos ortogonales principales.

Propiedades Mecánicas de la Roca

De acuerdo a lo establecido por Cook J. (2007), son características únicas de la roca, de tipo cuantitativo, que permiten predecir el comportamiento mecánico de formaciones rocosas, estas pueden ser utilizadas en el planteamiento de modelos analíticos y numéricos de predicción, estas propiedades mecánicas son el resultado de su composición mineralógica, estructura e historia geológica, deformación e impacto ambiental, incluyendo los procesos de alteración y meteorización, dichas propiedades que vamos a mencionar de acuerdo al enfoque de esta lectura son:

Módulo de Young

Como señala Gutiérrez et al., (1970), es una medida de la rigidez de la roca al aplicarle una carga unidimensional. Este representa la deformación axial del material en función de la carga aplicada, se puede medir en el laboratorio (conocidas como medidas estáticas) usando núcleos o calcular de registros (medidas dinámicas, derivadas de estos), existen numerosas correlaciones para su estimación.

Para un material elástico lineal e isótropo, el módulo de Young tiene el mismo valor para una tracción que para una compresión, siendo una constante independiente del esfuerzo siempre que no exceda de un valor máximo denominado límite elástico, y es siempre mayor que cero. Tanto el módulo de Young como el límite elástico son distintos para los diversos materiales. El módulo de elasticidad es una constante elástica que, al igual que el límite elástico, puede encontrarse empíricamente con base al ensayo de tracción del material (Figura 3).

Figura 3: Representación de la estimación de Young.

Para un material isotrópico y elástico puede ser calculado de acuerdo a la Ecuación 1.

E=σ/є                                                                                               Ecuación 1

Donde:

E: Es el módulo de elasticidad.

σ: Es la carga ejercida sobre el área de sección transversal del objeto.

Є: Es la deformación unitaria en cualquier punto de la muestra.

Relación de Poisson

 

Relaciona la expansión de la roca lateralmente con la expansión vertical a gran profundidad, los esfuerzos horizontales suelen ser altos, ya que gracias a que la roca no puede deformarse a grandes profundidades, debido a rocas suprayacentes. Esta deformación se transforma en esfuerzo que se acumula en la roca. La Ecuación 2, describe la relación de Poisson (Faría, 2000).

v=-∈l/∈a                                                                             Ecuación 2

Donde:

εl: deformación por expansión lateral.

εa: deformación por compresión longitudinal.

    

                                                            Ecuación 3     

Donde:

Vp: Velocidad de las ondas de compresión.

Vs: Velocidad de cizallamiento.

Otro parámetro o también llamado relación o índice, es el que corresponde a la fragilidad en el cual nos enfocaremos ya que permite junto a los ya estudiados parámetros geoquímicos y mencionados en el Blog anterior, definir las zonas donde realizar el fracturamiento en YNC tipo Shale Gas.

Donde:

Vp: Velocidad de las ondas de compresión.

Vs: Velocidad de cizallamiento.

Otro parámetro o también llamado relación o índice, es el que corresponde a la fragilidad en el cual nos enfocaremos ya que permite junto a los ya estudiados parámetros geoquímicos y mencionados en el Blog anterior, definir las zonas donde realizar el fracturamiento en YNC tipo Shale Gas.

 

Índice de Fragilidad ⁽²⁾

La fragilidad (capacidad de la roca a fracturarse), es una de las propiedades mecánicas más importantes de las rocas. Sin embargo, no existe un acuerdo en cuanto a la definición o a la forma de medirla. En el trabajo de Vilas et al., (2011) se mencionan las diferentes formas en que varios investigadores expresan y utilizan este concepto. Morley (1944), y Hetényi (1966), definen la fragilidad como una falta de ductilidad. Ramsay (1967), define la fragilidad en cuanto a la ruptura de la cohesión interna. A continuación, se presenta el análisis realizado para determinar el índice de fragilidad en el campo La Concepción (Gutiérrez, 2015).

El índice de fragilidad relacionado a la mineralogía de las lutitas está regido por la Ecuación 4, el cual fue calculado en función del porcentaje de COT estimado por los autores anteriormente mencionados.

                  

                                                            Ecuación 4

Si se tiene información sobre los valores de %COT en peso, la Ecuación 5 es aplicada para anexar este parámetro al cálculo y así, obtener resultados más precisos.

                                  

                                                          Ecuación 5

Donde:

IF: Índice de Fragilidad

Qz: Contenido de cuarzo.

Carb: Contenido de carbonato.

Arcilla: Cantidad de arcilla.

COT: Porcentaje en peso de COT.

En este algoritmo la cantidad de arcilla es una variable muy importante a tomar en cuenta, ya que, con esta es generado un desbalance de la ecuación debido a que, si el material o la roca bajo tensión tiene una gran región de comportamiento elástico, pero sólo una pequeña región de comportamiento plástico, no absorbe mucha energía antes de fallar, por lo que se considera frágil.

Rickman (2008) también propone otra forma de estimar el índice de fragilidad combinando el módulo de Young y la relación de Poisson (Ecuación 6). Este método propone que la relación de Poisson refleja la habilidad de la roca a fallar bajo cierto esfuerzo y el módulo de Young está relacionado con la habilidad de mantener la fractura abierta.

Para el cálculo del índice de fragilidad se debe obtener el módulo de Young dinámico y la relación de Poisson a partir del registro sónico dipolar (Ecuación 7), según Mullen (2007).

                                 

                                                Ecuación 6

                                                                               

                                                Ecuación 7

Donde:

Ed: Modulo de Young dinámico.

ʋ: Relación de Poisson.

ρ: Densidad de bulk.

Δts: Tiempo de transito de corte

Δtc: Tiempo de tránsito compresional.

Para determinar el módulo de Young estático y la relación de Poisson estática se puede hacer usando correlaciones locales o con mediciones de laboratorio. Para usos prácticos se sabe que en lutitas, no existe diferencia entre la relación de Poisson dinámica y estática (Mullen, 2007), y el módulo de Young estático se puede obtener a partir de la Ecuaciones 8 y 9.

                                             

                               Ecuación 8

                                                        

                               Ecuación 9

Donde:

Ed: Modulo de Young dinámico.

Es: Modulo de Young estático.

Debido a que las unidades del módulo de Young y la relación de Poisson son muy diferentes entre sí, se le agregan constantes que son valores límite para unificar los resultados (Ecuaciones 10 y 11).

                               

                                           Ecuación 10

                          

                                                Ecuación 11

Los valores unificados son sumados y promediados, siendo el valor final un coeficiente de porcentaje (Ecuación 12). 

                     

       
                                              Ecuación 12

En la Figura 4 se muestra la gráfica de la relación del módulo de Young y la relación de Poisson para determinar el índice de fragilidad.

Fuente: Rickman 2008.

Figura 4: Gráfico cruzado del módulo de Young y la relación de Poisson.

Al obtener el estudio del comportamiento frágil o dúctil de la formación se debe analizar y estimar el comportamiento de la fractura que se desea inducir, efectuando un modelo de fracturas adecuando con base a la información existente.

Intervalos objetivos o Sweet Spots

Los intervalos de interés o Sweet Spots, corresponden a un nombre que se otorga al lugar o áreas objetivos dentro de uno o varios segmentos de la formación donde se puede generar la mejor producción potencial. Los ingenieros toman en cuenta los aspectos geomecánicos, petrofísicos y geoquímicos para determinar y representar dentro de cada pozo perforado, las áreas prospectivas para la producción de hidrocarburos dentro del yacimiento. Los Sweet Spots dentro de yacimientos no convencionales pueden definirse por la riqueza o espesor de la roca generadora, por fracturas naturales o factores geoquímicos que indiquen aspectos relevantes en el estudio de la misma; utilizando datos geológicos para analizar núcleos extraídos de las perforaciones realizadas, datos extraídos de registros eléctricos y datos sísmicos (Galuccio, 2014).

Una formación con un índice de fragilidad igual o mayor a 40% representa una formación  técnicamente fracturable hidráulicamente ⁽¹²⁾. Sin embargo, para formación con menor valores de fragilidad pueden ser considerados como sweet spots, pero el fluido utilizado a fracturar debe ser apropiado.

Las figuras a continuación muestran los valores obtenidos con relación al índice de fragilidad en función a la mineralogía de formaciones de Shale Gas a nivel mundial (Fernández et al., 2015), a pesar de obtenerse este índice por el 20%, fue aceptable. 

Figuras 5 y 6: Fragilidad en función de la mineralogía en formaciones tanto en Usa como en Europa (Fernández et al., 2015).

Para definir los sweet spots en el trabajo de Fernández et al., (2015), se recolectaron los valores de COT de las principales formaciones que por el índice de fragilidad mostraron valores por encima de 20%, y que mostraron por lo menos un 2% (%wt) del COT calculado, tal como se muestra en la siguiente Tabla 1 ⁽¹⁴⁾.

Tabla 1.  Intervalos de interés definidos bajo parámetros de fragilidad y COT (Fernández et al., 2015).

En la siguiente figura se muestra un set de registros eléctricos ya evaluados donde después de integrar los resultados de los parámetros geoquímicos como COT y geomecánicos como Módulo de Young, relación de Poisson, la dirección de los 3 esfuerzos y el índice de fragilidad, se determinan los intervalos prospectivos a proponer para la geonavegación de los pozos:

Figura 7: Shale evaluation results for La Luna Formation, Well PL-1402 SPE – 185606-MS (Lobo et al., 2017) ⁽¹⁶⁾.

Para determinar los intervalos prospectivos de los yacimientos no convencionales tipo shale gas, se establecen una serie de cut-offs basados en la experiencia tenida en los múltiples “plays” de los Estados Unidos (Boyer et al., 2006. Jarvie et al., 2007; Sone and Zoback, 2012), mostrados en la siguiente tabla 2 ⁽¹⁴⁾.

Tabla 2.  Intervalos de interés definidos bajo parámetros de fragilidad y COT (Fernández et al., 2015).

Es así que podemos entonces hablar de las zonas de aterrizaje o “landing zones” para ir en busca de una mejor productividad obtenida en la combinación de la geonavegación y fracturamiento hidráulico.

Landing Zones

De acuerdo con Lazzari (2017), el punto de aterrizaje o zonas de aterrizaje (landing zones) pertenece a las coordenadas objetivos del proyecto de perforación el cual ha sido establecido por medio de estudios previos en el área geológica del yacimiento, el punto de aterrizaje indica la profundidad a la cual el pozo se completará y drenará el área donde se encuentran presentes los hidrocarburos, los intervalos de interés o Sweet Spots proporcionan una visión más clara al definir el objetivo, ya que han sido analizados a través de datos geológicos que permiten lograr una mayor precisión en el punto de aterrizaje, dado que es indispensable cumplir con las necesidades del proyecto respecto de la recuperación final.

En los yacimientos no convencionales es importante conocer la profundidad a la cual se desea perforar, debido a que al considerar un proceso de fracturamiento hidráulico en la zona productora, el pozo suele estar asociado a un tipo de perforación horizontal, con la finalidad de poder obtener la mayor área de drenaje permitida por el yacimiento y con ello, generar una producción de hidrocarburo rentable (Galuccio, 2014).

En la próxima figura, se muestra compuesta de un registro de pozo con sus intervalos prospectivos maximizados en lo que se ha seleccionado para realizar los landing zones, de base a tope y luego de forma lateral con los espaciamientos debidamente evaluados para no interferir cada pozo, así como también las etapas de fractura.

Figura 8: Ejemplo gráfico de selección de los landing zones (IAPG, 2020).

Espero que les haya sido de su agrado estos conceptos y primeras lecturas sobre el abordaje de los YNC tipo Shale Gas en cuanto a su evaluación. Les dejamos las referencias para su comprensión más en detalle.

Ing. Eliana Alvarado G.

Referencias Bibliográficas:

1.- Cook John (2008). Articulo Técnico, “Oilfield Review 28, No 1” presentado por la empresa Schlumberger, Oil Shale.

2.- Ramírez, Ángel (2021). Generación y evaluación de un modelo geomecánico analítico para la simulación del fracturamiento hidráulico de pozos. Trabajo Especial de Grado a ser presentado ante la ilustre Universidad Central de Venezuela, Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería de Petróleo.

3.- Almeida y Cornielis, 2010. Correlaciones entre las clasificaciones geomecánicas. [Trabajo especial de grado, Universidad Nacional de Colombia].

4.- Guacuto, J. y Azocar, Y. (2017). Caracterización Geomecánica del Yacimiento Eoceno Frac B2-X-68, para el Diseño de Fracturas en la Unidad de Producción Lagunillas Lago, Lago Norte, Estado Zulia. [Trabajo especial de grado, Universidad Central de Venezuela]. Repositorio institucional Saber UCV. http://saber.ucv.ve/handle/123456789/18047.

5.- Gutiérrez, M., Lewi, R.W. (1970). “The role of geomechanics in reservoir simulation”. SPE/ISRM Paper 47392.Trondheim, Norway, vol. 2, pp. 439–448.

6.- Faría, A., Crux., J., Pilloud, A., & Canache, M. 2000. Biostratigraphic and Lithostratigraphic Study of the La Luna Formation and its Lateral Equivalents in Western Venezuela. SEPM Research Conference Paleogeography and Hydrocarbon Potential of the La Luna Formation and Related Cretaceous Anoxic Systems.7.-Vilas, B., Gonzales, A., Hernández, M., Quintero, F., Ricaurte, P., Rojas, I., Toribio, E., Vargas, A. “Estado del arte lutitas gasíferas”. PDVSA INTEVEP. No. de documento: SEA-0226, 2011.

8.- Morley JE, Vellas B, Van Kan GA. (2013). “Frailty consensus: a call to action”. J Am Med Dir Assoc; 14:392-7.

9.- Hetényi M. (1966). Handbook of experimental stress analysis. New York. John Wiley & Sons, Quinta edición.

10.- Ramsay S. (1967). Influencia de la fragilidad con respecto al campo de esfuerzo de las rocas. J Am Soc. 66(3): 473-479.

11.- Gutiérrez A. (2015). “Estudio de los yacimientos no convencionales de lutitas petrolíferas y su potencial de explotación en la Formación La Luna en Venezuela”. [Trabajo especial de grado, Universidad Central de Venezuela].

12.- Rickman, R., Mullen, M., Petre, E., Grieser, B., and D. Kundert, (2008). A practical use of shale petrophysics for stimulation desing optimization: All shale plays are not clones of the Barnett shale, SPE 115258, Denver, Estados Unidos.

13.- Mullen, M., R. Roundtree, and B. Barree (2007). A composite determination of rock properties for stimulation desing (what to do when you don’t have a sonic log), SPE 108139, Denver, Estados Unidos.

14.- Fernández, L. Quintero, Y., Calderón, Z. (2015). Análisis de la Fragilidad para identificar sweet spots en formaciones de Shale Gas. Revista Fuentes. El Reventón Energético. Vol. 13 N°2. Jul-Dic – pp-103/110.

15.- Galuccio M., 2014. Articulo técnico “Walking rigs, Vaca Muerta” YPF.