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Metodología para obtener parámetros fractales

Metodología para obtener parámetros fractales

La metodología para la obtención de parámetros fractales usando datos petrofísicos y datos de transientes de presión para yacimientos naturalmente fracturados.

En la actualidad no existe una metodología para desarrollar una caracterización dinámica inicial. Calcular los parámetros fractales de un yacimiento naturalmente fracturado (YNF) resulta imposible establecer para el desarrollo del campo. Este trabajo introduce una nueva metodología donde los parámetros fractales.

La dimensión fractal (dmf) y el índice de conectividad (θ) se pueden calcular mediante el análisis de datos petrofísicos y de transientes de presión. Esta metodología identifica, valida y analiza YNF con geometría no euclidiana y sin participación de matriz.

Los parámetros fractales (dmf y θ) se calculan mediante la aplicación de la técnica derivada en la respuesta de transiente de presión del pozo; así como por la aplicación del análisis de rango re-escalado basado en datos de registros de pozos.

Del mismo modo, la aplicación práctica de esta metodología se demuestra a través de los resultados obtenidos de un caso de campo. En dicho campo se midió cuantitativamente la densidad de fractura (dmf) y la conectividad entre las fracturas (θ).

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Asimismo, este estudio mostró que estos parámetros fractales desempeñan un papel importante en el comportamiento de la producción.

En la actualidad, los parámetros fractales pueden obtenerse analizando únicamente el flujo pseudo estacionario a partir de la respuesta de presión de fondo. Asimismo, en casos de campo, pocas pruebas de pozo son lo suficientemente largas como para identificar.

Del mismo modo, la metodología introducida en este trabajo permite calcular los parámetros fractales analizando únicamente la respuesta del transiente de presión y datos petrofísicos; obteniendo resultados confiables para soportar intervenciones que puedan incrementar la producción del pozo a un corto plazo.

Durante el estudio se analizaron dos casos de campo con la metodología propuesta. El estudio condujo a las siguientes conclusiones y recomendaciones:

Se definió la metodología para identificar y analizar YNF con geometría fractal sin participación de matriz. Para este tipo de yacimientos, la densidad de fractura y la conectividad entre fracturas juegan un papel importante en el rendimiento de la producción.

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Asimismo, si estos yacimientos siguen tratando como embalses con geometría euclidiana. Se obtendrá un entendimiento erróneo de la densidad de fractura y su conectividad, lo que resultaría en: pozos improductivos; pronóstico de producción muy optimista, métodos ineficientes de recuperación primaria, secundaria y mejorada.

Se recomienda aplicar la misma metodología en Yacimientos naturalmente fracturados con participación matricial. Asimismo, evaluar los efectos de los coeficientes de matriz – fractura y los parámetros fractales en el rendimiento de la producción.

Finalmente, es recomendable considerar los parámetros fractales en modelos de simulación de yacimientos para calcular pronósticos de producción realistas. Luego establecer la mejor estrategia para incrementar los factores de recuperación de petróleo y gas.

Los ingenieros Lauro Jesús Vargas Muñoz, Rodolfo Gabriel Camacho Velázquez, John Zhangxing Chen y María del Carmen Muñoz Ruiz presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).

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