Caracterizacin de pruebas de pozo de porosidad secundaria a pequea y gran escala en yacimientos naturalmente fracturados.El estudio de este modelo se basa en el hecho que la porosidad secundaria, fracturas y vugulos, ocurren a varias escalas en yacimientos de carbonatos naturalmente fracturados.Basado en estos hechos, se desarrollaran modelos de permeabilidad simple para el comportamiento de presin transitoria de un pozo produciendo en un yacimiento naturalmente fracturado. Sistemas de triple porosidad, actuando a diferentes escalas, se asume que existe en yacimientos fracturados: matriz, medio poroso secundario a pequea y a gran escala, se considera flujo en series sobre este medio: la matriz cambia fluidos con la porosidad secundaria a pequea escala, la cual a su vez incrementa la porosidad secundaria a gran escala. En los primeros dos medios se asume que tienen un efecto local en el flujo del fluido y se manejan discontinuamente mientras que el tercero, el medio poroso secundario a gran escala, se considera que afecta el flujo del fluido a escala del yacimiento y es continuo. La solucin al problema arriba mencionado provee comportamiento de presin transitorio en el pozo que puede ser utilizado para caracterizar porosidad triple por medio de mtodos de pruebas de pozo.Los modelos ms comnmente utilizados en la caracterizacin de yacimientos naturalmente fracturados, a travs de pruebas de pozos se basan en el concepto de la doble porosidad: se asume que existen dos medios, matriz discontinua y fracturas discontinuas, intercambiando fluidos en el yacimiento. Otro modelo que recibe atencin, es el modelo de doble porosidad y doble permeabilidad, en este caso la matriz y las fracturas intercambian fluidos localmente pero se asume que los dos medios son continuos, sin embargo, el flujo a travs del yacimiento puede ser establecido a travs de cada medio. Se presenta un modelo de triple porosidad y doble permeabilidad para caracterizar heterogeneidades de las fracturas: matriz discontinua y dos conexiones de fractura continuas. La matriz del sistema provee soporte a las micro fracturas las cuales a su vez incrementa las macro fracturas; la contribucin de los dos sistemas fracturados al pozo de produccin, es tomado como un parmetro que refleja el grado de discontinuidad de estos dos sistemas a travs del yacimiento. Sobre las heterogeneidades, la porosidad vugular es una caracterstica principal de los yacimientos naturalmente fracturados de Mxico. Como en la conexin de la fractura, los vugulos existen en escalas de pequeas a grandes; estas pueden ser visualizadas en ncleos de yacimientos naturalmente fracturados.Las tcnicas empleadas para modelar la variedad de escalas y las heterogeneidades del yacimiento encontradas en yacimientos naturalmente fracturados son por la integracin de informacin geolgica y geofsica.

Para diferenciar entre conexiones a pequea y gran escala de porosidad secundaria, al revisar estudios de simulacin de yacimientos, del yacimiento Akal en el complejo Cantarell localizado al suroeste de Mxico. Akal ha estado bajo mantenimiento de presin por inyeccin de nitrgeno desde el ao 2000. Este requiere de un mayor aprovechamiento de la porosidad secundaria, manteniendo la misma porosidad total, para reproducir el movimiento de los contactos agua-aceite y gas-aceite, la produccin y la historia de invasin de los pozos.Los estudios de simulacin de yacimientos realizados con un simulador composicional, con propsito de reproducir concentraciones medidas de nitrgeno, despus de que la inyeccin de nitrgeno comenzara, indicaron un dato clave: la porosidad secundaria. Se necesitaron valores ms pequeos que en el modelo de aceite negro de Akal. El principal mecanismo de transporte de nitrgeno en la conexin de fracturas de la capa de gas, un volumen dado de nitrgeno llegara ms lejos en el yacimiento si la porosidad secundaria fuera ms pequea.Esto hace pensar la diferenciacin entre porosidad secundaria a pequea y gran escala, sera un modelo apropiado para el rendimiento apropiado de Akal. Mientras que la porosidad secundaria a pequea escala afectara el flujo de fluido localmente, la porosidad secundaria a gran escala dominara el flujo de fluido a la escala del yacimiento y por lo tanto seria el principal sistema de porosidad involucrado en el transporte convectivo del nitrgeno en la capa de gas.