Estudio de la distribución de apertura de fracturas en las formaciones Agua Nueva y San Felipe (Cretácico Superior), al oriente de San Luis Potosí, como análogos a yacimientos carbonatados naturalmente fracturados

Abstract

"Los yacimientos naturalmente fracturados son considerados la mayor fuente de hidrocarburos tanto en México como a nivel mundial, por lo que es de suma importancia conocer la geometría y distribución de fracturas que está afectando a un yacimiento. Una técnica utilizada frecuentemente para lograr dicha caracterización es el uso de afloramientos análogos a las rocas que almacenan el hidrocarburo, ya que estos son el único medio en donde se puede observar directamente la distribución de fracturas. Existen en la actualidad diversos trabajos acerca de la caracterización de fracturas en afloramientos análogos, sin embargo, la mayoría de ellos se ha enfocado en la longitud, y pocos en su apertura. En este trabajo se analiza la distribución de las aperturas de fracturas en las formaciones Agua Nueva y San Felipe (Cretácico Superior Turoniano y Coniaciano-Santoniano, respectivamente), las cuales afloran en la parte oriental de San Luis Potosí, dentro del cinturón plegado y cabalgado de la Sierra Madre Oriental. Estas dos unidades constan de estratos de calizas y calizas arcillosas intercalados con lutitas, localmente consideradas productoras (roca almacén) en algunos campos dentro de la Provincia Petrolera de la Cuenca Tampico-Misantla, al noreste de México, como lo son el bloque Ébano-Pánuco-Cacalilao y Altamira, entre otros. Por esta razón es posible considerarlos como afloramientos análogos al yacimiento, el cual, si bien es ya maduro, no se conoce a detalle la geometría del sistema de fractura que lo gobierna. Para este estudio se seleccionaron 9 localidades de campo, donde mediante técnicas convencionales de geología estructural se obtuvieron datos geométricos de fracturas. También se realizó la medición de su espaciamiento en una dimensión (scanline) y de su apertura, obteniendo alrededor de 2,500 datos, tanto de afloramiento como en microscopio. De acuerdo a la orientación de fracturas, se identificó un principal set de fracturas de orientación NE-SW, las cuales están parcialmente abiertas con cemento sincinemático de calcita y algunas impregnaciones de hidrocarburo. Se observó un mayor fracturamiento en las rocas de la Formación Agua Nueva. También, dentro de esta misma Formación se encontró evidencia incluida en los cementos de las microfracturas de las distintas etapas de apertura que sufrieron al momento de su formación (textura crack-seal). Los diagramas de frecuencia vs. apertura de fracturas se analizaron para conocer la distribución espacial de las mismas. Se observó que las fracturas en la Formación Agua Nueva tienen xiii un comportamiento que se adapta mejor a leyes de potencia, con un exponente de distribución cercano a 0.75. Basado en dicho exponente y apoyado con datos de fractura de núcleos verticales del yacimiento, se estimó una intensidad de 4 fracturas conductivas por metro lineal. Por otra parte, en la Formación San Felipe se encontró una distribución mejor modelada con ecuaciones de tipo exponencial, por lo que realizar un escalamiento en esta Formación no es viable. Este tipo de trabajos han demostrado ser de gran utilidad a la hora de caracterizar redes de fracturas, ya que son relativamente sencillos y de bajo costo, además, estos aportan datos cuantitativos para la creación de modelos estáticos y dinámicos, los cuales son de vital importancia durante la planeación y desarrollo de pozos o en prácticas de recuperación mejorada de hidrocarburos."

"Naturally fractured reservoirs are considered a major source of hydrocarbons both in Mexico and worldwide, hence it is very important to know the geometry and fracture distributions that is influencing a reservoir. A technique frequently used to achieve such characterization is the study of outcrops analogous to rocks that store the hydrocarbons, since these are the only locations where the fracture distribution can be viewed directly. There exist several examples of fracture characterization in outcrops analogous, most of which have focused on fracture length and only few on fracture aperture. In the present work, the fracture-aperture distribution in the Agua Nueva and San Felipe formations (Upper Cretaceous Turonian and Coniacian-Santonian, respectively) is analyzed, in outcrops located in the eastern part of San Luis Potosí, within Sierra Madre Oriental fold-and-thrust belt. These units are composed of limestone, argillaceous limestone and minor claystone. Both formations are reservoir rocks in some oil fields within the Tampico-Misantla Basin oil province in Northeast Mexico, such as the Ebano-Panuco- Cacalilao and Altamira play, amongst others. These are thus outcrops analogous to the reservoir, in which, although it is already a mature field, the fracture system geometry that controls them it is still unknown. In this study, 9 field localities were selected, and through conventional structural geology techniques, geometric data from fractures were obtained, also, the spacing between them and aperture size were measured in 1D (scanline), obtaining ca. 2,500 data both in outcrop and thin sections. According to fracture orientation, a main set was recognized, whose fractures trend NE-SW, which are partially sealed with syn-kinematic calcite cement and some hydrocarbon impregnations. More fractures were encountered in samples from the Agua Nueva Formation than from the San Felipe Formation. In the Agua Nueva Formation, we found evidence within microfracture cements of several opening stages through time (crack-seal texture). Frequency vs fracture aperture plots were analyzed in order to characterize the fractureaperture spatial distribution. It was noticed that fractures from the Agua Nueva Formation have a trend best modeled with power law equations and a distribution exponent close to 0.75. Based on this exponent and supported with fracture data from vertical borehole cores retrieved from reservoir wells, we estimate a fracture intensity about 4 conductive fractures per lineal meter. In xv contrast, the fracture distribution in the San Felipe Formation is better fit by exponential equations, so that it is not feasible to carry out scaling methods in these rocks. This research has proven useful in characterizing fracture networks, since they are relatively simple and inexpensive. Further, this type of investigation provides quantitative data for static and dynamic modeling, which has vital importance during planning and development of wellbores or enhanced hydrocarbon recovery."