Comportamiento esfuerzo deformación en discontinuidades presentes en rocas debido a fracturamiento hidráulico en yacimientos de hidrocarburos no convencionales

Abstract

En el presente trabajo se investiga el comportamiento mecánico de discontinuidades geológicas presentes en el subsuelo cuando se realizan operaciones de fracturamiento hidráulico. Se desarrollaron 2 modelos numéricos de elementos finitos (FEM) utilizando elementos cohesivos para representar las discontinuidades y simular el fracturamiento hidráulico en rocas con permeabilidad intrínseca diferente. Se encontró que la energía de fractura se optimiza en tratamientos de fracturamiento hidráulico realizados en rocas de menor permeabilidad. En la roca de menor permeabilidad se obtuvo: Mayor apertura de fractura, mayor longitud de fractura, mayor desplazamiento de los bordes de fractura, mayor esfuerzo normal en la zona del proceso cohesivo, mayor espesor de la zona en donde se da el proceso cohesivo y menor presión de inyección. En un siguiente nivel de la investigación se incluyó una fractura natural en el modelo, se estableció una metodología para manejar las características topológicas de los elementos cohesivos con el fin de dar continuidad al flujo del fluido en los puntos de intersección de la fractura hidráulica (FH) y la fractura natural (FN) permitiendo la propagación de las dos discontinuidades luego de la intersección. Se encontró que la presencia de la FN en el medio de propagación de la FH genera una caída característica en la presión de inyección que representa una marca dejada por la presencia de la FN. También se encontró que la FN y la FH, en el punto de inyección, sufren un cerramiento por efecto de la propagación simultánea de las dos discontinuidades. Este comportamiento realístico tiene implicaciones significativas para los tratamientos de estimulación en la vida real, teniendo en cuenta que la geometría alcanzada por la FN y la FH son aspectos que condicionan el flujo de los hidrocarburos al controlar el paso de materiales propantes. En el mismo sentido el cerramiento de las discontinuidades puede romper ciertos tamaños de partícula del material propante que ingresó previamente a las discontinuidades (Texto tomado de la fuente).

This work investigates the mechanical behavior of geological discontinuities present in the subsurface during hydraulic fracturing operations. Two numerical finite element models (FEMs) were developed using cohesive elements to represent the discontinuities and simulate hydraulic fracturing in rocks with different intrinsic permeability. It was found that fracture energy is optimized in hydraulic fracturing treatments performed in rocks with low permeability. In the rock with low permeability, the following were obtained: larger fracture aperture, greater fracture length, greater displacement of the fracture edges, greater normal stress in the cohesive process zone, greater thickness of the zone where the cohesive process occurs, and lower injection pressure. At the next level of investigation, a natural fracture was included in the model, and a methodology was developed to manage the topological characteristics of the cohesive elements to provide continuity to the fluid flow at the intersection points of the hydraulic fracture (HF) and the natural fracture (NF), allowing the propagation of the two discontinuities after the intersection. It was found that the presence of the NF in the medium generates a characteristic drop in the injection pressure that represents a mark left by the presence of the NF. It was also found that the NF and HF at the injection point undergo closure due to the simultaneous propagation of the discontinuities. This realistic behavior has significant implications for real-life stimulation treatments, considering that the geometry achieved by the NF and HF influences hydrocarbon flow by controlling the passage of proppant materials. Similarly, the closure of the discontinuities can break up certain particle sizes of the proppant material that previously entered the discontinuities.