Estimulación hidráulica de reservorios no convencionales de tipo shale y tight inducidas por corrosión bajo tensión

Abstract

El enfoque clásico utilizado para explicar el proceso de fracturamiento hidráulico de formaciones No Convencionales (NoC) del tipo shale oil/gas y tight sands, no contempla la interacción fisicoquímica del fluido de fractura con la roca. Sin embargo, este fenómeno es reconocido por numerosos investigadores como el responsable de causar las fisuras naturales en muchos reservorios de rocas NoC a nivel mundial. En este trabajo se propone el mecanismo de Corrosión Bajo Tensión controlado por difusión para explicar el fenómeno de iniciación y propagación subcritica de fisuras inducidas durante la estimulación hidráulica. Dicho mecanismo permite predecir la velocidad de propagación de la fractura (Vp) en función de los parámetros fisicoquímicos del fluido y el campo de tensiones actuante en la fractura inducida. La interacción entre las tensiones y ciertas soluciones acuosas empleadas en la estimulación hidráulica de rocas producen un estado de debilidad en el material geológico que promueve la propagación de fisuras en condiciones de cargas mecánicas inferiores a las tensiones de rotura. De esta manera, las fracturas creadas propagan siguiendo las alteraciones naturales de la roca y no necesariamente la dirección establecida por el campo tensional (máximo esfuerzo), como predice la teoría clásica de fractura. Como consecuencia de esto, las fracturas creadas son del tipo dendríticas o ramificadas, según lo confirman los registros microsísmicos obtenidos durante operaciones de fractura de formaciones NoC.El trabajo presenta la evidencia experimental de campo y los estudios experimentales que se están llevando a cabo para demostrar el mecanismo de fractura propuesto.