Optimización del fracturamiento en formaciones de arenisca naturalmente fracturadas usando propante malla 100

Abstract

El proceso de fracturamiento hidráulico inicia con la operación de minifrac (minifractura) mediante el bombeo del mismo fluido que se usara el tratamiento principal a caudal de fractura para contactar la mayoría de la roca a estimular, y obtener la siguiente información vital para el éxito del tratamiento principal, como la eficiencia de fluido, geometría de fractura y propiedades mecánicas de la roca. Posteriormente se realiza el tratamiento principal que comienza con la inyección del pad (que generalmente es un gel reticulado de alta viscosidad que induce fracturas produciendo la geometría de fractura y ocasiona el ancho necesario por donde ingresa la lechada de fractura compuesta por el propante acarreado en el gel reticulado); luego se bombea la lechada de fractura y finalmente se culmina con el desplazamiento de la lechada hasta la profundidad del tope de los punzados. El objetivo de la tesis de investigación es optimizar la producción de los hidrocarburos mediante el servicio de fracturamiento hidráulico en rocas reservorios de arenisca de baja permeabilidad naturalmente fracturados por eventos tectónicos. En este tipo de formaciones durante el proceso de fracturamiento hidráulico se genera un sistema de fracturas compuesto por las fracturas inducidas y las fracturas naturales; ya que la presión de fondo es mayor a la presión de apertura de las fracturas naturales, generando que las fracturas naturales se dilaten y admitan gel reticulado + agente sostén malla 100. La presión de apertura de las fracturas naturales se obtiene del análisis de la función G, con la condición de que el mecanismo de filtrado sea dependiente de la presión (PDL). La anchura promedio de las fracturas naturales en areniscas de baja permeabilidad es de 1mm y el diámetro máximo del propante que puede ser admitido es 0.333 mm, por lo tanto, el propante malla 100, que está comprendido en el rango de propante 70/140 cuyo diámetro varía desde 0.105 mm a 0.210 mm es capaz de ingresar y posicionarse en las fracturas naturales y en las fracturas inducidas. La idea principal de la tesis es inyectar el pad en conjunto con el propante malla 100 y después bombear un propante de mayor dimensión que la malla 100 en la lechada de fractura para mantener abiertas las fracturas inducidas en la roca. Concluido el fracturamiento hidráulico; se obtendrá un sistema de fracturas (fracturas naturales e inducidas) que estén debidamente apuntalados; generando una adecuada conductividad adimensional, conductividad de fractura, y distribución areal de propante. Los beneficios que se esperan conseguir es incrementar la producción de hidrocarburos debido a que, durante la vida productiva del reservorio, las fracturas naturales y fisuras estarán abiertas por la presencia de propante malla 100 actuando como agente sostén en estas; lo que se sintetiza en un mayor volumen de contacto entre las fracturas y la roca reservorio. El propante malla 100 minimiza un riesgo de arenamiento ya que disminuye la perdida de fluido por filtrado y permite posicionar todo el propante dentro del sistema de fracturas.

The hydraulic fracturing process begins with the minifrac operation by pumping the same fluid used in the main treatment at fracture flow rate to contact most of the rock to be stimulated and get the following vital information for the success main treatment, such as fluid efficiency, fracture geometry and rock mechanical properties. Subsequently, the main treatment is carried out, which begins with the injection of the pad (which is generally a high-viscosity crosslinked gel that induces fractures, producing the fracture geometry and causes the necessary width through which the fracture slurry, composed of the proppant carried in the crosslinked, gel will enter); then the fracture slurry is pumped and finally it culminates with the displacement of the slurry to the depth of the top of the formation. The objective of the research thesis is to optimize the production of hydrocarbons through the hydraulic fracturing service in low permeability sandstone reservoirs with naturally fractures by tectonic events. In this type of formation, during the hydraulic fracturing process, a system of fractures is generated, made up of induced fractures and natural fractures; since the downhole pressure is greater than the opening pressure of the natural fractures, causing the natural fractures to dilate and admit cross-linked gel + 100 mesh proppant. The opening pressure of the natural fractures is obtained from the analysis of the function G, with the proviso that the leakoff mechanism is pressure dependent (PDL). The average width of natural fractures in low permeability sandstone is 1mm and the maximum diameter of the proppant that can be admitted is 0.333mm, therefore, the 100-mesh proppant, which is included in the 70/140 proppant range whose diameter varies from 0.105 mm to 0.210 mm is able to enter and position itself in natural fractures and induced fractures. The main idea of the thesis is to inject together the pad with the 100-mesh proppant and then pump a proppant larger than the 100 mesh into the fracture slurry to keep open the induced fractures in the rock. When the hydraulic fracturing is completed; an adequate propped system of fractures will be obtained; generating adequate dimensionless conductivity, fracture conductivity, and proppant areal distribution. The benefits that are expected to be achieved is to increase the production of hydrocarbons since during the productive life of the reservoir, the natural fractures and fissures will be open due to the presence of a 100-mesh proppant, which is synthesized in a greater volume of contact between the fractures and the reservoir rock. The 100-mesh proppant minimizes the risk of screen-out by reducing the loss of fluid by leakoff and positioning all the proppant within the fracture system.