Análisis de pruebas de presión para Yacimientos

Naturalmente Fracturados

Gustavo Ramírez Arias

Alfredo Salas Saucedo

Autor del articulo

Dr. Heber Cinco Ley

Que es un YNF?

Son aquellos Yacimientos en los cuales la roca almacenadora presenta fracturas, por lo que se encuentran formados por dos sistemas compuestos, uno de material poroso y una red de fracturas de alta permeabilidad.

La optimización de la explotación de un yacimiento requiere una completa descripción de la formación. Para lograr una caracterización confiable se requiere de una combinación de información de varias fuentes como son:

- Sísmica.- Información Geológica.- Registros de Pozos.- Análisis de Núcleos.- Análisis de Fluidos.- Datos de Producción.- Pruebas de Variación de Presión.

Los YNF contienen una importante cantidad del total de reservas de HC’s a nivel mundial, tan solo en México mas del 80% de la producción proviene de este tipo de Yacimientos.

Debido a la complejidad de estos sistemas y a la gran importancia de los mismos surge la necesidad de tener una mejor comprensión de su comportamiento.

Origen de las fracturas

Principales tipos de yacimientos en rocas naturalmente fracturadas

Descripción de la metodología

Caracterización de familias de fracturas

Integración a diferentes escalas

Actualmente los avances en el análisis de pruebas de presión permiten una caracterización más confiable de estos sistemas, basados en nuevos modelos de flujo:

• Yacimientos Homogéneos.• Múltiple región o yacimiento compuesto.• Medio Anisotropico.• Sistema de fractura simple• Medio de Doble porosidad.

Modelo de Yacimiento Homogéneo

Este tipo de modelo considera que las propiedades del yacimiento son constantes y que no varían a través del mismo.

Los elementos del sistema (matriz y fracturas) actúan como un solo medio.

La producción de fluidos es ocasionada por la expansión simultanea de ambos elementos.

La transferencia de fluidos entre los 2 medios ocurre de forma instantánea y sin resistencia.

Las condiciones para poder aplicar este modelo se presentan en 2 diferentes casos:

1) En Yacimientos altamente fracturados con pequeños bloques de matriz (a).

2) En Yacimientos donde los fluidos esta contenidos principalmente en el sistema de Fracturas (b).

El comportamiento del flujo en estos sistemas esta controlada por parámetros como:

- Capacidad de flujo de la formación.- Porosidad.- Viscosidad de los fluidos.- Compresibilidad total de la formación.

Estos parámetros son importantes ya que una parte importante del análisis de pruebas de presión consiste en el diagnostico del régimen de flujo.

Esto se logra a través de una grafica log-log de la derivada de la presión (Derivada de Bourdet) y el tiempo, permitiendo la detección de la geometría del flujo y la presencia de heterogeneidades en el yacimiento.

Los parámetros del sistema se estiman mediante el uso de graficas semi log especializadas P vs t.

1) Radial ( P vs log t)

2) Lineal (P vs t1/2)

3) Bilineal (P vs t1/4)

4) Esférico (P vs t -1/2)

5) Presión constante (P vs 1/t)

6) Estado Pseudo estacionario (P vs t)

Comportamiento de un solo Pozo.

Kh y S

Modelo de múltiple región o yacimiento compuesto

Son yacimientos que presentan fracturas de forma regional. Están formados por 2 regiones, una de alta y otra de baja transmisibilidad(c).

Estas regiones están caracterizadas por sus respectivas capacidades de flujo:

- Kh1 Alta productividad

- Kh2 Baja productividad

En este caso el yacimiento se comporta como un sistema radial compuesto.

Comportamiento de un solo Pozo.

Kh1 y Kh2 Vol. Poroso de datos del periodo Pseudoestacionario.

Modelo de Yacimiento Anisotrópico.

Este modelo exhibe planos de fractura paralelos(d).

Se comporta de forma anisotrópica, es decir la permeabilidad en la dirección de las fracturas(Kmax) es mucho mayor que la permeabilidad en la dirección normal a la fractura (Kmin).

Las pruebas de interferencia son ideales para evaluar los parámetros anisotrópicos incluyendo Kmax y Kmin y la orientación del principal eje de Permeabilidad.

Comportamiento en prueba de interferencia para YNF

anisotropicos.

KG (Kmin Kmax)1/2

Tipos de YNF.

Modelo de doble porosidad

• Modelo clásico para YNF

• Considera que la formación se compone de dos medios: • Red de fracturas • Matriz de roca.

• La red de fracturas proporcionan esencialmente los canales de flujo del yacimiento, y los hidrocarburos están contenidos en ambas partes del sistema.

• Los modelos propuestos hasta la fecha en esta categoría consideran bloques de la matriz de forma regular y asume que la transferencia de fluidos entre la matriz y las fracturas se produce a través de las condiciones de flujo transitorio o pseudoestacionario.

• Los bloques de la matriz son representados por cubos, paralelepípedos, cilindros o esferas.

Transferencia de flujo entre matriz y fracturas (qma-f)

Parámetros adimensionales

Gráfica semilogarítmica (flujo radial)

Región Sur

Campo Costero

Correlación a diferentes escalas

Región Marina Suroeste

Fracturamiento regional (RM Suroeste)

Conclusiones• La mayor parte de la producción se encuentra asociada a YNF.

• Por sus rasgos, son difíciles de caracterizar, modelar y simular.

• No se cuenta con casos análogos para emplearlos en la documentación de procesos de recuperación.

• Tecnologías emergentes.• Caracterización de los sistemas de fracturas.• Simuladores de yacimientos que incluyan porosidad de matriz, vúgulo y

fractura.• Recuperación mejorada con nuevos procesos.• Perforación no convencional.

Bibliografía

• Well-Test Analysis for Naturally Fractured Reservoirs by Heber Cinco-Ley