Determinación de los patrones de fracturamiento de la Formación Mirador en el anticlinal del Guavio, mediante el análisis de imágenes de pozo. Implicaciones en la permeabilidad y productividad del reservorio

Abstract

El propósito de este trabajo de investigación fue determinar los patrones de fracturamiento según el rumbo y buzamiento, así como la zonificación de permeabilidad de fracturas en la Formación Mirador mediante datos de subsuelo en el Anticlinal del Guavio. La metodología utilizada para el logro de este propósito consistió en primera instancia en la elaboración del modelo geomecánico mediante el uso de información de registros eléctricos de los pozos perforados en el Anticlinal, en especial los registros de imágenes de pozo. Este modelo geomecánico definió la magnitud de los tres esfuerzos principales, la presión de poros y las propiedades elásticas de las rocas en el área de estudio. A partir de las imágenes de los pozos Cóndor-1 y Cóndor-2 en el intervalo de la Formación Mirador se analizaron e interpretaron las poblaciones fracturas presentes en la Formación, las cuales finalmente de acuerdo a su orientación se clasificaron en cuatro familias, la Familia-1 en dirección N70°W, Familia-2 N10°E, la Familia-3 N30°W y Familia-4 N60°E , cada una de ellas con una historia de evolución geológica diferente trazada desde el Paleoceno hasta el Reciente. Posteriormente se integraron los datos del modelo geomecánico con los obtenidos de la interpretación de fracturas y se calcularon los esfuerzos de corte y normales para cada uno de los planos de las fracturas usando el Criterio de Falla de Coulomb para determinar si cada plano era potencialmente activo. A través del trabajo con los diagramas de Mohr en dos y tres dimensiones se establecieron para cada uno de los pozos los intervalos de poblaciones de fracturas críticamente estresadas y óptimamente orientadas es decir aquellas que a condiciones de esfuerzos actuales y gracias a su orientación están en corte o próximas a fallar, del tal manera que favorecen la permeabilidad y por ende la producción del yacimiento. Los resultados aquí obtenidos se compararon con la zonificación de fracturas que se realizó a partir de los datos del programa sísmico Guavio Este-3D y los hallazgos son sorprendentemente coherentes, este análisis demostró que hay dos zonas de fracturas al tope de la Formación Mirador en el Anticlinal del Guavio, la primera en dirección NNW donde está la menor población de fracturas y la segunda y mas importante en dirección SSW que es la zona donde están localizados los pozos Productores Cóndor-1 y Guavio-1. Estos hallazgos explican porque la zona con mejores posibilidades para el desarrollo de proyectos de producción de hidrocarburos en el Anticlinal del Guavio es la que corresponde al SSW lo que corrobora que las fracturas con posibilidades de producir petróleo se encuentran hacia los flancos del Anticlinal preferiblemente y no sobre el eje como en un principio se creía. Otro resultado importante fue la correlación entre los patrones de fracturas aquí encontrados y los patrones de fracturas en la superficie del Anticlinal del Guavio encontrados por el grupo de investigación de fracturas de la Universidad Nacional de Colombia dirigido por el profesor Andreas Kammer. / Abstract. The purpose of this research was to determine the patterns of fracturing based on strike and dip fractures direction and permeability of fractures zoning in the Mirador Formation by using subsurface data in Guavio Anticline. The methodology for achieving this purpose was at first instance the geomechanical model development using information from electric well logs from wells drilled in the Anticline, particularly well logs images. Geomechanical model defined the magnitude of the three principal stresses, pore pressure and elastic properties of rocks in the study area. From the images of the wells Cóndor-1 and Cóndor-2 in the range of the Mirador Formation were analyzed and interpreted fracture populations present in the Formation, which finally according to their orientation were classified in fourth families, Family-1 N70oW direction, Family-2 N10oE direction, Family-3 N30oW, and Family-4 N60oE each of them have a different geological evolutionary history drawn from the Paleocene age to Recent. Subsequently integrated geomechanical model data with those obtained from the interpretation of fracture and calculated shear and normal stress for each of the planes of fractures using the Coulomb Failure Criterion to determine whether each plane was potentially active or not. By working with Mohr diagrams in two and three dimensions were established for each of the wells ranges of populations of critically stressed fractures and optimally oriented, in other words, those fractures that in conditions of current stress and thanks to its orientation are in shear or close to failing, so that enhance the rocks permeability and hence the reservoir production. The results obtained were compared with the zoning of fractures obtained from the data processing and interpreting of seismic program Guavio East-3D; the findings are remarkably consistent with those from well images analysis. This analysis showed that there are two fracture zones at the top of the Mirador Formation in the Guavio Anticline, the first one in NNW direction where there is the smallest population of fractures and the second and more important in SSW is the area where are located the oil producers wells Condor-1 and Guavio-2. These findings explains why the area with the greatest potential for development of hydrocarbon production projects in the Guavio Anticline is that one that corresponds to the SSW which confirms that fractures with the potential to produce oil are located on the limbs of the anticline and not in the hinge of the fold as initially believed. Another important result was the correlation between fracture patterns found here and fracture patterns on the surface of the Guavio Anticline found by the research group of fractures of the National University of Colombia headed by Professor Andreas Kammer.