Identifican fracturas naturales de rocas en zona petrolera

Un modelo tridimensional desarrollado con el software Petrel encontró que la longitud promedio de fracturas naturales de rocas del subsuelo en pozos petroleros de los complejos Pauto y Floreña, ubicados en el Piedemonte llanero, oscila entre 300 y 1.600 m.

La detección de fisuras es una importante señal para perforar nuevos pozos, además, gracias al modelo se logró determinar que estas se encuentran espaciadas cada cuatro pies.

El espaciamiento entre las fracturas naturales de rocas del subsuelo y su capacidad para permitir flujo de fluidos como petróleo y agua son las variables que más afectan la producción de petróleo en yacimientos naturalmente fracturados. Si hay menos espaciamiento, hay más permeabilidad y, por tanto, mayor producción.

Los yacimientos estudiados están ubicados al norte de los campos de Cusiana y Cupiagua, en la región de la Orinoquia. Para ello se utilizó información que incluyó imágenes de radar, fotografías aéreas y datos de sísmica, de geoestadística y de producción petrolera.

El uso del modelo también permitió conocer propiedades petrofísicas que mostraron ser pobres, ya que en las rocas se identificaron porosidades cercanas al 3,5 % y permeabilidades de 0,7 milidarcys (unidad de medida de la permeabilidad), que representan la capacidad que tienen las rocas de transportar fluidos. Esta última fue la propiedad más sensible a la presencia de fracturas y una de las de mayor impacto en la simulación del yacimiento.

A partir del modelo se hicieron planos que muestran lo podría ocurrir a gran escala. “Es un trabajo muy interesante porque es de mucho cuidado, se requiere mucho conocimiento de la formación geológica, y de una gran capacidad para asociar variables para lograr un buen resultado”, afirma Sergio Lopera Castro, profesor de la Facultad de Minas de la Universidad Nacional de Colombia (U.N.) Sede Medellín.

Interacción de fluidos

El magíster en Ingeniería de Petróleos, Zorel Gutiérrez Granados, quien desarrolló el estudio como parte de su tesis de posgrado, explica que es importante conocer la interacción de los fluidos cuando pasan de las fisuras a los poros de la roca.

Al respecto, el docente Lopera Castro expone que las fisuras hacen que mejore la capacidad de las rocas para permitir el flujo de fluidos. Para conocer sobre esto, son necesarios los modelos, ya que se trata de encontrar el sitio donde es mejor perforar el pozo para encontrar mayores probabilidades de incrementar la producción de petróleo.

El modelo es un método novedoso aplicado por primera vez en el Piedemonte llanero colombiano. “Introdujimos una nueva simulación basada en las fracturas naturales, porque debido a ellas los fluidos se movían diferente”, afirma el magíster.

Predicciones más reales

La historia de la formación del Piedemonte llanero, zona de una estructura compleja, se remonta al periodo Oligoceno, que inició hace unos 35,4 millones de años y que finalizó hace unos 23,3 millones de años.

Esta zona es una de las más prolíficas para la producción de hidrocarburos en Colombia, por lo que es fundamental para el sector petrolero analizar las rocas que están en el subsuelo. Estas se fracturan por efecto del movimiento de la tierra, explica el docente, quien asesoró la tesis.

La investigación supone un aporte para el sector petrolero y una ventaja para mapear las estructuras, ya que permite  predecir de manera más precisa volúmenes o movimientos de fluidos para planear trabajos futuros. “El modelo propuesto es muy importante en el Piedemonte llanero, además, este tipo de propuestas deben seguirse elaborando. debería seguirse aplicando la elaboración de modelos tridimensionales”, concluye Gutiérrez Granados.