Modelo teórico de la permeabilidad de las fracturas aplicado a los yacimientos de gas metano asociado a mantos de carbón (2017)
La producción de los yacimientos de gas metano asociado a los mantos de carbón (CBM) está controlada no solo por el comportamiento del flujo de los fluidos a través del medio poroso (gas y agua), sino también por el cambio del volumen de la roca generado en las etapas de desorción del gas desde la matriz del carbón hacia su sistema de fracturas. Las interacciones complejas entre el esfuerzo y la química de desorción del gas en los mantos de carbón ejercen una fuerte influencia en el comportamiento de las propiedades de la roca y, en particular, en la evolución de la permeabilidad de la estructura carbonosa. En la literatura existe un amplio registro de modelos teóricos y empíricos para evaluar el comportamiento de la permeabilidad en los yacimientos de CBM. Sin embargo, la comparación de los modelos con las observaciones de laboratorio y de campo indica que las ecuaciones actuales de permeabilidad solo explican parcialmente los resultados obtenidos en los estudios de las propiedades del yacimiento. Lo anterior obedece al hecho de que los modelos teóricos tienen una capacidad limitada para representar el impacto de las interacciones entre la matriz y la fractura en la evolución de la permeabilidad del carbón. Casi todos los modelos desarrollados se derivan de la hipótesis de un medio poroso con presión de sobrecarga constante, deformación uniaxial y condiciones de presión en equilibrio. Estas suposiciones sugieren que el impacto de las interacciones de la matriz de la roca y de las fracturas en el comportamiento de la permeabilidad del carbón todavía no se ha entendido completamente por lo que las mejoras adicionales que se realicen en el modelo son válidas y necesarias. Esta brecha de conocimiento define el objetivo de este trabajo. En este estudio se presenta el desarrollo de un modelo teórico para determinar el cambio de la permeabilidad como una función de la presión de poro y de las propiedades fundamentales medibles en la roca, tales como los módulos elásticos de la matriz del carbón, la constante de Biot, la porosidad y las propiedades relacionadas con la sorción de gas, sobre la base de un enfoque integrado de un análisis conceptual. El modelo de permeabilidad desarrollado utiliza la ley constitutiva de poroelásticidad para relacionar la variación del esfuerzo interno de la roca con la deformación inducida por la sorción del carbón, incorpora el efecto de la interacción matriz-fractura para las diferentes condiciones de frontera y utiliza un conjunto de datos derivado de estudios de campo y de laboratorio para verificar el comportamiento del modelo desarrollado. Con base en los resultados obtenidos, se determinó que los perfiles de permeabilidad dependían principalmente de la relación de reducción del módulo elástico y de la variación de la expansión inducida por la sorción del gas de la matriz del carbón bajo condiciones de frontera variables. Así, cuando el volumen de matriz del carbón es constante, la deformación será controlada por el comportamiento de la expansión y por la contracción de las fracturas. Para el caso de la deformación uniaxial, sólo una fracción de la deformación de las fracturas contribuirá un cambio total debido a que no hay una condición límite que restrinja la deformación vertical. Finalmente, se evaluó el impacto de la heterogeneidad en el comportamiento de la permeabilidad del carbón, mediante el desarrollo de un análisis de sensibilidad de las propiedades de la matriz de la roca y de la fractura. En este estudio se identificaron los factores más significativos que alteraron la respuesta de la permeabilidad de la roca y de los niveles de producción de gas, que incluyen: la deformación debido a cambios en los esfuerzos, la presencia de alta densidad de fracturas naturales y el efecto de las propiedades mecánicas de la roca.