| Journal: | Ingeniería petrolera |
| Database: | PERIÓDICA |
| System number: | 000417109 |
| ISSN: | 0185-3899 |
| Authors: | Vázquez Zamora, Antonio Jonathan1 |
| Institutions: | 1Petróleos Mexicanos, Exploración y Producción, Villahermosa, Tabasco. México |
| Year: | 2018 |
| Season: | Ene-Feb |
| Volumen: | 58 |
| Number: | 1 |
| Pages: | 44-57 |
| Country: | México |
| Language: | Inglés |
| Document type: | Artículo |
| Approach: | Aplicado, descriptivo |
| Spanish abstract | A pesar de que los registros geofísicos de pozo y las pruebas de presión investigan diferentes volúmenes en el yacimiento, la comparación de éstos puede llevar a un mejor entendimiento del yacimiento. La relación de almacenamiento y el factor de partición estiman la relación de fluido almacenado dentro de las facturas en los yacimientos naturalmente fracturados a través de diferentes métodos. Por definición, estos parámetros son diferentes y solo convergen cuando las compresibilidades de la fractura y matriz son iguales, tal y como se presenta en este artículo. Se introduce una relación matemática para obtener la relación de almacenamiento por medio de la información de registros de pozos, con el fin de ser usado como un parámetro crítico para el diseño de pruebas de presión, decremento y/o incremento, por ejemplo, cuando no existe suficiente información disponible. La intensidad de fracturamiento se relaciona con estos parámetros y se utiliza para compararlos cuando los dos factores son obtenidos de forma independiente. Esto permite obtener información, no solo por una fuente, si no también combinarla y utilizarla para resolver algunos de los problemas que se presentan en los yacimientos naturalmente fracturados. Se incluye un ejemplo de campo para ilustrar la comparación de los parámetros y explicar la utilidad de estos factores en un yacimiento naturalmente fracturado maduro. La conclusión, en este caso, demuestra que existe una intensidad mayor en la lejanía del pozo, sustentada por un incremento en la intensidad de fracturamiento originado por una falla cercana |
| English abstract | Although, well logs and well tests data investigate different volumes in the reservoir, their comparison can lead to a better understanding of the reservoir. The storativity ratio and the partitioning factor estimate fluid storage ratio within the fractures in Naturally Fractured Reservoirs through different methods. The partitioning factor is estimated from well log data and the storativity ratio is estimated from well test analysis. By definition, these parameters are different, and only converge when the compressibilities of the fracture and matrix are equal, as presented in this paper. A mathematical relationship is presented to obtain the storativity ratio from well log data, in order to be used as a critical parameter to design a pressure test, drawdown and/or build up test as an example, when there is not enough available information. The fracture intensity index is related to these parameters and it is used to compare both parameters when the two factors are obtained independently. This is in order to obtain information not only from one source, but also to combine this information and be used to solve some problems present in naturally fractured reservoirs. A field example is included to illustrate the comparison of the parameters and explain the utility of these arguments in a mature carbonate naturally fractured reservoir. The conclusion of this example demonstrates that there is a higher fracture intensity index away from wellbore, which is supported for an increasing in fracture intensity close to a fault |
| Disciplines: | Ingeniería |
| Keyword: | Ingeniería petrolera, Yacimientos fracturados, Pruebas de presión, Coeficiente de partición, Modelo de doble porosidad |
| Keyword: | Petroleum engineering, Fractured fields, Pressure tests, Partition coefficient, Double porosity model |
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