Revista: | Ingeniería petrolera |
Base de datos: | PERIÓDICA |
Número de sistema: | 000417110 |
ISSN: | 0185-3899 |
Autores: | Vargas Muñoz, Lauro Jesús1 Camacho Velázquez, Rodolfo Gabriel2 Zhangxing, Chen3 Muñoz Ruiz, María del Carmen1 |
Instituciones: | 1Petróleos Mexicanos, Exploración y Producción, Villahermosa, Tabasco. México 2Universidad Nacional Autónoma de México, Facultad de Ingeniería, Ciudad de México. México 3University of Calgary, Calgary, Alberta. Canadá |
Año: | 2018 |
Periodo: | Ene-Feb |
Volumen: | 58 |
Número: | 1 |
Paginación: | 58-77 |
País: | México |
Idioma: | Inglés |
Tipo de documento: | Artículo |
Enfoque: | Aplicado, descriptivo |
Resumen en español | 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 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 y por la aplicación del análisis de rango re-escalado basado en datos de registros de pozos. La aplicación práctica de esta metodología se demuestra a través de los resultados obtenidos de un caso de campo en el que se midió cuantitativamente la densidad de fractura (dmf) y la conectividad entre las fracturas (θ). Este estudio muestra 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. En casos de campo, pocas pruebas de pozo son lo suficientemente largas como para identificar este periodo de flujo. Asimismo, 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 que puedan reducir la incertidumbre en el desarrollo de un campo |
Resumen en inglés | This work introduces a new methodology where the fractal parameters; fractal dimension (dmf) and connectivity index (θ) can be computed by the analysis of petrophysical and pressure transient data. This methodology identifies, validates and analyzes naturally fractured reservoirs (NFR) with non-Euclidean geometry and no matrix participation; the fractal parameters (dmf and θ) are calculated by the application of the derivative technique on well pressure transient response, and by the application of the rescaled range analysis based on well logs data. Additionally, the permeability and skin factor are computed based on the two equations proposed. The practical application of this methodology is illustrated through the reliable results obtained from two field cases, where the fracture density (dmf) and the connectivity of the fractures network (θ) were quantitative measured. This study shows that these fractal parameters play an important role on production performance. Currently, the fractal parameters can be obtained by analyzing only pseudo stationary flow from pressure response, in field cases few well tests are run long enough in time to identify it. Likewise, the methodology introduced in this work allows to compute the fractal parameters by only analyzing the transient pressure response and petrophysical data, obtaining reliable estimations to support activities to reduce the uncertainty in the development of the field |
Disciplinas: | Ingeniería |
Palabras clave: | Ingeniería petrolera, Yacimientos fracturados, Datos petrofísicos, Parámetros fractales, Transiente de presión |
Keyword: | Petroleum engineering, Fractured fields, Petrophysical data, Fractal parameters, Pressure transient |
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