Sample records for RESERVAS FRACTURADAS (fractured reservoirs)
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Porosidad de los yacimientos naturalmente fracturados: una clasificación fractal/ Porosity in naturally fractured media: A fractal classification

Miranda-Martínez, Ma. Eugenia; Oleschko, Klaudia; Parrot, Jean-Francois; Castrejón-Vacio, Fernando; Taud, Hind; Brambila-Paz, Fernando
2006-01-01

Resumen en español El movimiento y la distribución de fluidos a través de los medios porosos están determinados por su geometría. La naturaleza autosimilar de la estructura de estos medios ha sido el objeto de numerosos estudios que han documentado las relaciones de potencia ('power law') entre las principales medidas de poros y sólidos, y la resolución del método utilizado para su análisis. En la presente investigación se introduce un esquema fractal para clasificar los yacimiento (mas) s naturalmente fracturados (YNF) a partir de imágenes de tomografía computarizada de rayos X. Esta clasificación tiene como propósito extraer y medir algunos rasgos geométricos de los poros tanto a nivel global (firmagrama), como local (líneas de referencia) vía los clasificadores fractales. Los clasificadores fractales, extraídos de las imágenes digitales, fueron útiles para hacer un diagnóstico simple y rápido del tipo de porosidad de un núcleo a partir de su imagen. La dimensión fractal de masa (Dm y ), la dimensión espectral ofractón (),el exponente de Hurst (H) y la lagunaridad (Λ) de los YNF del sureste de México, son estadísticamente diferentes para los tres patrones de porosidad representativos de estos materiales: fracturas, cavidades y porosidad mixta. Para estimar los primeros dos (Dm y ), es necesario presegmentar la imagen en conjuntos de poros y sólidos, creando una imagen binaria, previo a la cuantificación fractal. En los últimos (H y Λ), la extracción de los parámetros se realiza directamente a partir de las imágenes originales evitando el proceso de segmentación, lo que permite proponer a los clasificadores H y Λ como estimadores más confiables de la porosidad de los YNF. Todos los clasificadores fractales, y en especial la dimensión fractal de masa y la lagunaridad de los tres patrones de porosidad arriba especificados, mostraron una correlación estadísticamente significativa con la porosidad (medida con técnicas tradicionales) de las capas geológicas con distinta capacidad productora de hidrocarburos. Este hecho abre un nuevo panorama para la modelación y pronóstico de la geometría de los YNF. Resumen en inglés The flow and distribution of fluids through pores in porous media are governed by their geometry. The self-similar behavior of the structure of these sets has been the subject of numerous studies that have documented the power laws relationship, among the principal measures of pores and solids, and the resolution of the method used for their analysis. A fractal scheme is introduced in order to extract and measure some geometric features of pores, using the mean values of (mas) their fractal classifiers, dividing these in global (ftrmagram) and local (reference line) classifiers. The mass fractal dimension (Dm), the spectral dimension orfracton (), the Hurst exponent (H) and the lacunarity (Λ) of naturally fractured reservoirs (YNF) of southeastern Mexico, have shown to be statistically different for the three most representative porosity sets: fractures, cavities and mixed porosity. The fractal classifiers, extracted from digital images obtained using X-ray computerized tomography, were useful for porosity classification in different patterns, starting from the core images. Dm and must be determined on presegmented images, which distinguish the pore and solid sets, prior to the fractal quantification, while H and Λ can be extracted from the original image, which drastically diminishes the bias in the porosity estimation. All fractal classifiers, including mass dimensions and lacunarity of the porosity patterns specified above for YNF, showed a statistically significant correlation with the porosity of the geological strata as determined by traditional techniques. All our results offer new perspectives for the modeling and forecasting of porosity in the naturally fractured deposits.

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NEW FINDING ON PRESSURE RESPONSE IN LONG, NARROW RESERVOIRS/ NUEVOS HALLAZGOS EN LA RESPUESTA DE PRESIÓN EN YACIMIENTOS ESTRECHOS Y LARGOS

Escobar, Freddy-Humberto; Muñoz, Oscar; Sepúlveda, Jairo; Montealegre, Matilde
2005-12-01

Resumen en español durante el proceso de caracterización de reservorio utilizando análisis de prueba de pozo, antes de definir el modelo de reservorio, es conveniente identificar correctamente los regímenes de flujo, los cuales aparecen como patrones característicos o “huellas digitales” que muestra la curva derivada de presión, porque proporcionan la geometría de las corriente de flujo (streamlines) de la formación probada. Se puede calcular un conjunto de propiedades de (mas) yacimiento utilizando apenas una porción de los datos transitorios de presión del régimen de flujo. Sin embargo, hay unos pocos casos con comportamientos no identificados que merecen nuestra atención. Los diez patrones de régimen de flujo comúnmente reconocidos en la presión o curvas derivadas de presión de pozos verticales u horizontales son: radial, esférica, hemisférica, lineal, bilineal, elíptica, pseudoestable, estable, doble porosidad o doble permeabilidad y de doble pendiente. Una pendiente de ½ de la tendencia de la derivada indica flujo lineal. Si ésto aparece a tiempos tempranos, se trata de un pozo hidráulicamente fracturado, pero si éste aparece inmediatamente después del régimen de flujo radial, pensamos en una indicación de canal. Una línea de pendiente -½ en los primeros tiempos del gráfico de la derivada es una indicación de flujo esférico o hemisférico. Sin embargo, si se observa esta línea una vez desaparece el flujo lineal, tenemos un régimen de flujo no identificado. Presentamos el caso de un yacimiento alargado con un pozo descentrado con respecto a los límites extremos y cerca a una barrera de presión constante. En los primeros tiempos, se observa el régimen de flujo radial y lo sigue un régimen de flujo lineal. Una vez la perturbación de presión alcanza la frontera abierta, se observa una pendiente de -½ en el gráfico de la derivada de presión que continúa hasta que se siente el extremo más lejano. Simulamos este comportamiento y graficamos las líneas isobáricas y descubrimos que el comportamiento parabólico aparece durante este periodo de tiempo. Se encontró un comportamiento típico en Colombia en un yacimiento de la cuenca de los Llanos Orientales. Resumen en inglés during the process of reservoir characterization using well test analysis, before defining the reservoir model, it is convenient to properly identify flow regimes, which appear as characteristic patterns or “fingerprints” exhibited by the pressure derivative curve, because they provide the geometry of the streamlines of the tested formation. A set of reservoir properties can be estimated using only a portion of the pressure transient data of the flow regime. H (mas) owever, there are few cases with unidentified behaviors that deserve our attention. The ten flow regime patterns commonly recognized in the pressure or pressure derivative curves of vertical or horizontal wells are: radial, spherical, hemispherical, linear, bilinear, elliptical, pseudosteady, steady, double porosity or permeability and doubled slope. A ½ slope of the derivative trend is an indication of linear flow. If this shows up early, a hydraulic fractured well is dealt with, but if this shows up immediately after the radial flow regime an indication of a channel comes to our mind. A -½-slope line at early times of the derivative plot indicates either spherical or hemispherical flow. However, if this line is observed once linear flow vanishes we are facing an unidentified flow regime. We present the case of a channel reservoir with a well off-centered with respect to the extreme boundaries and close to a constant pressure boundary. At early times, the radial flow regime is observed and is followed by the linear flow regime. Once the open boundary is reached by the pressure disturbance, a -½ slope is observed on the pressure derivative plot and it lasts until the far extreme is felt. We simulated this behavior and plotted the isobaric lines and found out that a parabolic behavior shows up during this period of time. A typical behavior was found in Colombia in a reservoir of the Eastern Planes basin.

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INTERPRETACION DE PRUEBAS DE INYECCION EN YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS/ INTERPRETATION OF AFTER CLOSURE TESTS IN NATURALLY FRACTURED RESERVOIRS

URIBE, OSCAR; TIAB, DJEBBAR; RESTREPO, DORA PATRICIA
2008-07-01

Resumen en español Este estudio presenta un nuevo método para determinar la transmisibilidad en yacimientos naturalmente fracturados usando el análisis del flujo radial en pruebas de calibración. El método se basa en el análisis del comportamiento de la derivada de la presión con el tiempo. El objetivo es simplificar y facilitar la identificación del flujo radial y la “garganta” característica que se observa en la derivada cuando se tienen yacimientos naturalmente fracturados. El (mas) método propuesto no requiere el conocimiento previo de la presión de yacimiento. Un grafico logarítmico es usado para determinar la permeabilidad, la presión promedio, el almacenamiento y el coeficiente que relaciona las permeabilidades s de la matriz y de las fracturas en el yacimiento. Resumen en inglés A new method for the determination of reservoir transmissibility using the after closure radial flow analysis of calibration tests was developed based on the pressure derivative. The primary objective of computing the pressure derivative with respect to the radial flow time function is to simplify and facilitate the identification of radial flow and the characteristic trough of a naturally fractured reservoir. The proposed method does not require a-priori the value of res (mas) ervoir pressure. Only one log-log plot is used to determine the reservoir permeability, average pressure, storativity ratio, and interporosity flow coefficient. The main conclusion of this study is that small mini-fracture treatments can be used as an effective tool to identify the presence of natural fractures and determine reservoir properties.

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FLUIDOS DIVERGENTES COMO ALTERNATIVA DE RECOBRO MEJORADO EN YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS: UN ESTUDIO EXPERIMENTAL/ DIVERGENCES FLUIDS AS ALTERNATIVE TO IMPROVED RECOVERY OF NATURALLY FRACTURES RESERVOIRS: AN EXPERIMENTAL STUDY

LOPERA CASTRO, SERGIO H.; RESTREPO, ALEJANDRO; OCAMPO FLÓREZ, ALONSO
2009-06-01

Resumen en español La Inyección de gas es usada ampliamente en campos de explotación de petróleo como un método de recobro mejorado. Sin embargo, este método puede resultar ineficiente si la formación productora favorece la canalización del gas debido a heterogeneidades. Fluidos divergentes, como las espumas, han sido inyectados a este tipo de yacimientos para aumentar la eficiencia de barrido, ya sea por reducción de la movilidad del gas o por bloqueo de su flujo a través de canal (mas) es preferenciales, que bien pueden ser fracturas o sistemas de fracturas naturales. Este estudio tiene como fin evaluar la eficiencia de una espuma para reducir la canalización del gas y aumentar el recobro de aceite al interior de medios porosos naturalmente fracturados. Se diseña una metodología en laboratorio que involucra la evaluación de la estabilidad de la espuma a alta temperatura, la compatibilidad de la solución espumante con los fluidos de formación, restringir la canalización del gas a través de la(s) fractura(s) y la obtención de parámetros para el óptimo desarrollo de las pruebas de desplazamiento a condiciones cercanas a las de yacimiento. Tomando el recobro de aceite como el parámetro con el cual se mide la eficiencia de los métodos, se encontró que el recobro adicional de aceite se incrementa en promedio en un 10%, cuando se cierran las fracturas con la solución espumante, en comparación con el cierre de fractura por aumento de la presión de sobrecarga. Se pudo verificar que la espuma actúa de manera eficiente como fluido divergente para bloquear fracturas y barrer fluidos que en general se encuentran en la matriz. Resumen en inglés Gas injection is widely used in fields of oil exploration as a method for enhanced recovery. However, this method may be inefficient when producer rock forming favors gas channeling due to heterogeneities. Divergent fluids such as foams have been injected into this type of reservoirs to increase efficiency of scanning, either by reducing gas mobility or by blocking its flow through preferential channels, which can be individual fractures or natural fractures systems. This (mas) study aims to evaluate the efficiency of foams in gas channeling reduction and increase of oil recovery in natural fractured porous medium. A methodology is designed for lab evaluation of foam stability at high temperature, as well as coupling of foam solution and formation fluids, restricting channeling of gas through the fracture(s) and obtaining parameters for optimal performance of tests adjusting to similar reservoir conditions. Using oil recovery as a parameter to measure efficiency of methods, we found that additional recovery is increased an average of 10% once fractures are closed with foam solution, in contrast to fracture closure by increasing of overload pressure. We could verify that foams act as an efficient fluid to block fractures which are common in the rock matrix. Use of divergent fluids allows the increase of crude oil in fractured reservoirs.

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ANÁLISIS DE PRUEBAS DE PRESIÓN EN YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS Y SENSIBLES A ESFUERZOS/ WELL TEST ANALYSIS IN NATURALLY FRACTURED AND STRESS SENSITIVE RESERVOIR

ARANGO ACEVEDO, MARIA ADELAIDA; NARANJO AGUDELO, ABEL DE JESÚS
2009-12-01

Resumen en español La caracterización de los yacimientos se realiza mediante diferentes técnicas como interpretación de registros, análisis de núcleos, sismicidad, interpretación de pruebas de pozo, entre otras. Las pruebas de presión constituyen una herramienta clave para la obtención de los parámetros característicos de los yacimientos de hidrocarburos. En las últimas décadas se han realizado estudios que consideran el cambio en las propiedades de la roca como respuesta a los (mas) cambios de presión que siente el yacimiento por las diversas actividades de producción. Teniendo esto en mente se desarrolla un software que permite la interpretación de transientes y que puede ser usado para diferentes escenarios. El planteamiento del problema presenta la ecuación de flujo monofásico de gas o petróleo para yacimientos naturalmente fracturados y considera la sensibilidad con el módulo de permeabilidad. La solución se realiza con el algoritmo de Stehfest, utilizado ampliamente en la industria petrolera. Resumen en inglés Reservoir characterization is carried out by means of different techniques like well logging, core analysis, seismicity, well test interpretation, among others. Well test interpretation constitutes a key tool to obtain specific parameters in hydrocarbon reservoirs and it is the subject of this work. In the last decades it has been carried out studies that consider the change in rock properties due to the changes of pressure for the different activities. Having this in min (mas) d a software is developed that allows well tests interpretation and it can be used for different scenarios. The problem presents the diffusivity equation of monophasic flow of gas or petroleum in naturally fractured reservoir and it considers the pressure sensitivity with the permeability module. The solution is carried out with Stehfest algorithm, used thoroughly in the oil industry.

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