En la tercera parte del tema de mecánica de las rocas aplicado al fracturamiento hidráulico, se estará explicando todo lo concerniente a la presión de ruptura de fractura, multifracturas, poroelasticidad y dirección de fracturamiento hidráulico.
La mecánica de las rocas juega un papel fundamental en la fase de diseño y operaciones de fracturamiento hidráulico.
La mecánica de las rocas (también llamada reología de las rocas), es la ciencia teórica y aplicada del comportamiento mecánico de las rocas.
Parte de esta teoría es aceptada por todos los especialistas, pero otros fenómenos que actúan dentro de la formación son interpretados de manera diferente según los “gurúes”, y por ende en los diferentes simuladores.
Presión de Ruptura
En un pozo inclinado no solamente hay un esfuerzo debido a la tortuosidad sino que también hay un gran esfuerzo inicial para romper la formación.
Este mayor esfuerzo es dependiente de la inclinación (β) pero también de la orientación (α) en función de la dirección de los esfuerzos horizontales máximo y mínimo.
Lo vemos representado en este gráfico de la Figura 1, donde se considera que no hay efectos de tortuosidad.
Si el pozo es vertical, o sea la inclinación es 0, la relación entre la presión de ruptura y la presión neta será 1. A medida que el pozo es más inclinado, y según su dirección versus la dirección de los esfuerzos máximos y mínimos, la presión de ruptura varia y puede llegar a 1,6 veces la presión de ruptura de un pozo vertical.
O sea si en los pozos verticales de la zona tenemos normalmente presiones de ruptura de 5.000 lpc, en un pozo desviado a 60° y en la dirección de σmax, debemos esperar una presión de ruptura de 7.500 lpc.
Es importante saberlo para definir de antemano el equipamiento necesario en locación para la operación. En caso de pozos desviados es importante conocer las direcciones de los esfuerzos en el yacimiento antes de perforar.
Multifracturas
Como parte de los efectos de tortuosidades, y además de los efectos de geometría, la existencia de fracturas múltiples en el NWB puede generar exceso de presión.
Estas pueden existir en la vecindad del pozo (near wellbore), o lejos en la formación (far field). Cada caso tendrá un impacto diferente sobre la geometría de la fractura y también sobre la respuesta de la presión (Figura 2).
Existe la presencia de fracturas múltiples en la vecindad del pozo que son manejadas como tortuosidad, pero las fracturas en el reservorio son motivo de discusiones entre los especialistas que no pueden ponerse de acuerdo.
En consecuencia, no todos los simuladores permite simularlas. Una escuela dice que cuando se fractura se generan frecuentemente fracturas múltiples debido a la heterogeneidad en la formación.
Se inician fracturas en cada punzados y no necesariamente se junten en una, o unas, fractura(s) grande(s). La otra escuela considera que es poco lógico porque la naturaleza siempre busca el esfuerzo mínimo.
Si hay varias fracturas cada una competiría con la otra, lo que implicaría tener cada vez más fricción en el sistema, ya que a tener menos caudal en cada fractura estas tendrían menos ancho.
Además cuando se abre una fractura, los esfuerzos en la vecindad crezcan y limitan la apertura de otro fractura cerca de la primera.
O sea la existencia de fracturas múltiples como cosa normal iría en contra de la lógica de la naturaleza. Aceptan que se inicien varias fracturas, pero consideran que normalmente solamente una crezca.
Por supuesto hay casos particulares donde ambas escuelas están de acuerdo, como los pozos desviados, donde sí habrá fracturas múltiples, pero iniciando a una cierta distancia una de otra.
Cerca del pozo, en el momento que se inicia el bombeo es probable que se generen varias fracturas en diferentes punzados, pero más lejos del pozo solamente una o unas pocas siguen creciendo.
Estas fracturas múltiples significan canales angostos donde no podrá pasar el agente de sostén. No necesariamente van generar demasiado exceso de presión, y no son siempre detectadas a menos de hacer un slug de agente de sostén.
Estas condiciones deben ser corregidas antes de iniciar el tratamiento en sí para evitar un arenamiento prematuro.
Dentro la formación (far field) las fracturas múltiples serán paralelas, siempre y cuando los esfuerzos máximo y mínimo son diferentes.
Esta demostrado por ensayos de laboratorio que con una diferencia de solamente 50 lpc entre σmax y σmin, las fracturas tendrán una dirección única. Para que no interactúan entre si, es necesario una cierta distancia entre fracturas.
Si los esfuerzos eran exactamente iguales, o por lo menos con una diferencia inferior a 50 lpc, las fracturas podrían tener una forma dendrítica o sea en todas las direcciones, tal como se observa en la Figura 3. Esto existiría solamente en una zona completamente relajada, sin efectos tectónicos, lo que es más representativo de formaciones muy blandas y poca consolidadas.
En conclusión algunas de las condiciones favoreciendo la presencias de fracturas múltiples son:
- Poca diferencia entre esfuerzo máximo y el esfuerzo mínimo.
- Presencia de fracturas o fisuras naturales.
- Inclinación del pozo.
- Tipo de formación.
- Tipo de punzado.
Poroelasticidad
En formaciones de alta permeabilidad hay otro fenómeno que puede generar incremento de presión al inicio de la operación: el efecto de poroelasticidad de las rocas.
Hemos visto que los esfuerzos eran en parte dependientes de la presión poral. Si la formación es muy permeable, la presión poral en una zona cercana a la cara de la fractura crecerá rápidamente a medida que el leak-off penetra la matriz (para expresar esta contrapresión pueden ver en la literatura el término de «backpressure»).
Esto da lugar a que se incremente el gradiente de fractura en esta zona. En capas de baja permeabilidad donde el leak-off es más lento, el fenómeno no es tan importante, y trabajando a caudal normal de fractura no se ve.
Una vez iniciada la fractura la presión vuelve a la normalidad y la geometría será la prevista. Pero si no se toma en consideración en el diseño de la operación esto puede generar problemas de alta presión al inicio de la operación.
La velocidad de incremento de los esfuerzos (contrapresión o back pressure) es menor que la velocidad de incremento de la presión poral.
La ruptura de la formación ocurrirá cuando la presión poral sobrepase los esfuerzos en la vecindad de la cara de la fractura. En los tratamientos para control de arena (frac-pack) que se hacen generalmente en capas muy permeable, se debe considerar la poroelasticidad.
La manera de evitar el efecto de poroelasticidad es iniciar la fractura lo más rápidamente posible. Para esto se debe ir a caudal de fractura lo más rápidamente posible y no tardar dos o tres minutos como tiene tendencia a hacerlo algunos supervisores. En la Figura 4, se puede observar el efecto de Poroelasticidad.
En la Figura 5 se observa un ejemplo del efecto de poroelasticidad durante una prueba de minifrac. Cuando se incrementó paulatinamente el caudal para hacer el Step Up Rate Test con agua, la presión se incrementa bien por encima de la presión de fractura estimada.
Por llegar a la presión máxima permitida (+/- 7.500 lpc) se tuvo que parar la operación. Después de un tiempo insuficiente para que la presión se difunda en la formación se empezó nuevamente el bombeo.
La presión fue aún mayor. En la tercera tentativa con gel crosslinkeado se consiguió la rotura de la formación y se terminó el bombeo con la presión prevista (+/-5.600 lpc).
Antes de hacer el tratamiento de fractura se esperó lo suficiente para que la presión se estabilice en la formación. Se inyectó nuevamente empezando inmediatamente a alto caudal y así se fracturó sin inconveniente.
Las dos primeras inyecciones son con un fluido que no es crosslinkeado y que no forma revoque sobre las caras de la fractura.
El revoque limitaría el leak-off del fluido a la formación y así limitaría el incremento de presión. En este caso la presión poral genera un incremento de esfuerzo de 1.900 lpc que hace incrementar la presión de tratamiento hasta el limite operacional obligando parar el bombeo.
Durante las dos últimas secuencias de inyección el efecto aislante del revoque generado por el fluido crosslinkeado permitió la extensión de la fractura prácticamente con la presión estimada en función del gradiente de fractura de la zona.
Valores típicos de propiedades de mecánica de las rocas
Es importante la necesidad de la calidad de la información para diseñar una fractura. Pero si uno está preparando un diseño para una zona nueva y no tiene todavía todos los parámetros de las rocas bajo análisis, los simuladores tienen incluidos valores promediadas.
Estos valores son función del tipo de formación y de la profundidad. Estos datos se utilizan solamente cuando no hay otra información, y para hacer un pre diseño. Deberán siempre ser corregidos con datos real antes de empezar la operación. Estos valores se presentan en la Tabla 1.
| Formación | Tipo | E (lpc * E6) | n | Toughness (lpc)1/2 |
|---|---|---|---|---|
| Arenisca | No consolidada | 0,2 a 1,3 | 0,25 a 0,35 | 1.200 a 1.500 |
| Arenisca | Consolidada | 1 a 8 | 0,15 a 0,30 | 1.200 a 1.500 |
| Limo | 4 a 8 | 0,20 a 0,30 | 750 a 1.300 | |
| Lutita | 1 a 5 | 0,25 a 0,45 | 750 a 1.300 | |
| Caliza | 5 a 13 | 0,30 a 0,35 | 600 a 1.000 |
Dirección (Azimuth)
Hemos visto que la dirección de los esfuerzos define la dirección, o azimuth, de la fractura. Entonces ¿en que nos puede favorecer conocer estas direcciones? En reservorio de relativamente buena permeabilidad se hacen fracturas cortas (30 m – 50 m) y entonces no es tan importante saber la dirección de la fractura ya que no influirá en el pattern de producción o inyección.
Pero en yacimientos de baja permeabilidad, donde es necesario diseñar fracturas largas, el drenaje del reservorio se hará en una elipse alrededor de la fractura, y no en un círculo.
Por lo tanto, según la posición de los pozos se puede obtener un drenaje casi total del reservorio, o dejar muchas zonas no drenadas y otras drenadas simultáneamente por dos fracturas.
O sea en estos casos es muy importante conocer previamente la dirección preferencial de fractura (Figura 6).
Se puede determinar la dirección preferencial de fractura por perfil caliper 4 brazos y perfiles de imágenes observando la posición de los break-out, o también en perfil sónico dipolar orientado observando la dirección de los esfuerzos máximos y mínimos.
Pero si esta información no es disponible se puede tomar en consideración otros datos como la posición del pozo en relación con algunas fallas.
Cerca de una falla normal (Figura 7), zona de extensión, el componente mínimo de los esfuerzos in situ es generalmente perpendicular a la orientación de la falla.
Entonces las fracturas inducidas hidráulicamente se propagarán en un plano paralelo al plano de la falla. Los componentes principales de los esfuerzos son en el orden siguiente: σhmin < σhmax< σv.
Si la falla es inversa (Figura 8), zona de compresión, el componente mínimo de los esfuerzos in situ es generalmente directamente paralelo a la orientación de la falla inversa.
Entonces se debe esperar que la fractura sea perpendicular a la falla. Los componentes principales de los esfuerzos son en el orden siguiente: σv < σhmin < σhmax.
Cerca de una falla lateral (falla es de desplazamiento), el componente mínimo de los esfuerzos in situ es generalmente directamente perpendicular a la orientación de la falla y el esfuerzo máximo es paralelo a la falla (Figura 9). Entonces las fracturas inducidas hidráulicamente se propagan en un plano paralelo al plano de la falla.
Los componentes principales de los esfuerzos son en el orden siguiente: σhmin < σv < σhmax. Aproximándose a la montaña (Figura 10), los componentes vertical y horizontal de los esfuerzos in situ se incrementan debido al incremento de la sobrecarga de la montaña.
La sobrecarga extra crea un desplazamiento de las rocas en las direcciones indicadas por las flechas. Más lejos de la montaña este efecto resulta en un esfuerzo horizontal principal (en la dirección perpendicular a la cadena de la montaña) y en un incremento del componente vertical del esfuerzo.
El componente vertical puede pasar a ser superior al valor normal de sobrecarga de 1 lpc/pie. El componente mínimo horizontal es paralelo a la montaña, y por lo tanto la dirección de las fracturas es perpendicular a la montaña.
Estas consideraciones son solamente indicativas y deben ser tomadas con reserva ya que en función de la distancia entre el pozo y la falla la dirección de los esfuerzos puede cambiar.
Hoy en día se hacen cada vez más pozos horizontales para tratar de tener el mayor contacto posible con el reservorio en un solo pozo. Pero algunos de estos pozos horizontales necesiten ser fracturados.
En este caso es muy importante conocer de antemano cuál es la dirección de los esfuerzos (Figura 11 y Figura 12), ya que las fracturas pueden ser paralelas, perpendiculares u oblicuas en relación con la dirección del pozo.
Para obtener un mejor caudal de producción lo que es generalmente más beneficioso es una serie de fracturas perpendiculares al pozo.
El problema de las fracturas perpendiculares al pozo es que siempre hay una zona de restricción al flujo cerca del pozo. Este debe ser considerar antes de perforar (drill) el pozo.
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