Clasificación de los Yacimientos Naturalmente Fracturados
La mayoría de los yacimientos, si no todos, contienen fracturas. El grado en que las fracturas inciden en el flujo de fluidos a través de un yacimiento es lo que debería dictar el nivel de recursos necesarios para identificar, caracterizar y modelar las fracturas. Los efectos de las fracturas pueden cambiar a lo largo de la vida productiva del yacimiento como las presiones y los tipos de fluidos cambian durante las etapas de recuperación primaria y secundaria. Por otra parte, las fracturas no siempre conducen fluido; a menudo constituyen barreras para el fluido. Los yacimientos fracturados se clasifican en base a la interacción existente entre las contribuciones de porosidad y permeabilidad relativas tanto del sistema de fracturas como del sistema de matriz, tales como:
Yacimientos Tipo 1. Las fracturas proveen tanto los elementos de porosidad como los elementos de permeabilidad.
Yacimientos Tipo 2. Poseen baja porosidad y baja permeabilidad en la matriz y las fracturas proveen la permeabilidad esencial para la productividad.
Yacimientos Tipo 3. Poseen alta porosidad y pueden producir sin fracturas, de manera que las fracturas en estos yacimientos proveen permeabilidad adicional.
Yacimientos de tipo M. Poseen alta porosidad y permeabilidad matricial, de manera que las fracturas abiertas pueden mejorar la permeabilidad, pero las fracturas naturales a menudo complican el flujo de fluidos en estos yacimientos a través de la formación de barreras.
Yacimientos Tipo 4. En estos las fracturas no suman porosidad y permeabilidad adicional significativa, sino que, por el contrario, suelen constituir barreras para el flujo.
Yacimientos Tipo G. Esta clasificación ha sido creada para los yacimientos de gas fracturados no convencionales, tales como los yacimientos CBM, y para los yacimientos de gas condensado fracturados. La mayoría de los yacimientos de Tipo G corresponden o se aproximan a la clasificación de Tipo 2.
Para que la clasificación NFR resulte válida, se debe conocer tanto el sistema de fracturas naturales como el sistema de matriz de un yacimiento, además de la compleja interacción de flujo entre esos sistemas. Muchos son los factores que afectan el flujo de fluidos en un yacimiento NFR, incluyendo la orientación de los esfuerzos, las direcciones de las fracturas naturales, si las fracturas están rellenas de minerales o son abiertas, las propiedades y fases de los fluidos de yacimientos, y la historia de producción e inyección el campo. Hoy en día, existen varias tecnologías para encarar los yacimientos NFR. Las técnicas más comunes de evaluación de fracturas de pequeña escala, basadas en registros, utilizan tecnologías de generación de imágenes de la pared del pozo ultrasónicas y de resistividad, que pueden ser desplegadas mediante métodos con cable o LWD.
Tomado de http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish06/aut06/naturally_fract_reservoirs.ashx
