REPBLICA HOLIVARIANA DE VENEZUELA

UNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIERA

DIVISIN DE POSTGRADOPROGRAMA DE POSTGRADO HN INGENIERA DE PETRLEO

PROGRAMA COMPUTARIZADO PARA REALIZAR BALANCE DE MATERIALES

UTILIZANDO UN MODELO DE DOBLE POROSIDAD EN YACIMIENTOS

NATURALMENTE FRACTURADOS

Trabajo de Grado presentado ante la

Ilustre Universidad del Zuia

para optar al Grado Acadmico de:

MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERA DE PETRLEO

Autor: Noel de Jess Toan

Tutor; Amrico Perozo, M.Sc.

Maracaibo, julio 2013

Toan, Noel de Jess. Programa Computerizado para Realizar Balance de Materiales

Utilizando un Modelo de Doble Porosidad en Yacimientos Naturalmente Fracturados.

(2013) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Divisin de Postgrado. Facultad de Ingeniera.

Maracaibo, Venezuela, 226 p. Tutor: Amrico Perozo.

RESUMEN

A travs de ste trabajo fue diseado programa computarizado para realizar Balance de

Materiales utilizando un modelo de doble porosidad en yacimientos naturalmente fracturados, el

cual fue generado a partir de los trabajos presentados por Penuela y col. (2001) y por Chacn y

Tiab (2007). Tales trabajos presentan nuevas ecuaciones para estimar el POES como una funcin

de la razn de capacidad de almacenamiento a condiciones iniciales de yacimiento y las

compresibilidades de la matriz y de las fracturas. Como metodologa de trabajo, fue diseado

algoritmo de programacin a travs de diagramas de flujo y la codificacin respectiva, para luego

generar el programa computarizado BALFRACT 1.0 en lenguaje Visual Basic 6.0, con el fin de

determinar el POES por dos metolodologas diferentes, como una funcin de una lnea recta,

obteniendo as resultados efectivos y confiables, para la matriz y fracturas, de manera que el

usuario pueda diagnosticar problemas de yacimiento, realizar anlisis de sensibilidad y obtener

resultados en el menor tiempo y al menor costo. Una vez generado el programa, el mismo fue

validado a travs de un ejemplo hipottico y a travs de datos reales de un yacimiento de la Costa

Occidental de PDVSA, estos ltimos obtenidos a travs de la revisin del comportamiento de

presin, produccin, anlisis PVT, registros de pozos, ncleos, entre otras variables. Los

resultados obtenidos con estos datos de campo utilizando BALFRACT 1.0 a travs del mtodo de

Penuela y col. (2001), indicaron que el POES no pudo ser estimado en vista de que el volumen

poroso del yacimiento no ha sido contactado en su totalidad y la ecuacin de balance de

materiales propuesta es valida tan pronto exista una buena comunicacin entre la matriz y las

fracturas. El mtodo de Chacn y Tiab (2007) pudo ser aplicado sin ningn tipo de problemas.

Palabras claves: yacimiento naturalmente fracturado, POES, capacidad de almacenamiento,

compresibilidad de la matriz y fracturas, anlisis PVT, algoritmo, codificacin, Visual Basic 6.0,

matriz, fracturas.

Correo electrnico del autor: noeldejesustoan@gmail.com / toann@pdvsa.com

Toan, Noel de Jess. Computer Program to Perform Material Balance Model Using Dual

Porosity in Naturally Fractured Reservoirs. (2013). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia.

Facultad de Ingeniera. Divisin de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 226 p. Tutor: Amrico

Perozo.

ABSTRACT

Through this research, a computer program was designed to perform Material Balance using a

dual porosity model in naturally fractured reservoirs, which was generated in compliance with the

method devised by Penuela et al. (2001) and Chacn Tiab's (2007). Their investigations showed

new equations to estimate the OOIP as a function of the storage capacity ratio to the reservoir

initial conditions and matrix and fracture compressibility. As methodology, a scheduling

algorithm was designed through flowcharts and respective coding, and then the BALFRACT 1.0

computer program was generated in Visual Basic 6.0, aimed at obtaining the OOIP using two

different methodologies as a function of a straight Une, thus obtaining effective and reliable

results to the matrix and fractures so that the user can diagnose reservoir problems, perform

sensitivity analysis and obtain results in the shortest time and at the lowest cost. After building

the program, t was validated through a hypothetical example and through an actual PDVSA

West Coast reservoir data which were obtained by reviewing pressure performance production,

PVT analysis, well logs, cores, and other variables. The results obtained with this actual data

using BALFRACT 1.0 through the Penuela et al. (2001) method, indicated the OOIP could not be

estimated because the reservoir porous volume has not been contacted in full and the material

balance equation proposed is valid as long as there is good communication between matrix and

fractures. Thus, Chacn Tiab's (2007) method could be applied without any problems. .

Key words: Naturally fractured reservoir, OOIP, storage capacity, matrix and fracture

compressibility, PVT analysis, algorithm, coding, Visual Basic 6.0, matrix, fractures.

Author's e-mail: noeldejesustoan@gmail.com / toann@pdvsa.com

DEDICATORIA

A Dios, por todas las bendiciones que he recibido a lo largo de la vida, mi alma y corazn te

pertenecen.

A mi querida Esposa Anyely, por su amor incondicional e infinito apoyo. A mi pequeo Hijo,

Carlos Eduardo, para contagiarlo de amor por la vida, de amor por si mismo y por todo lo que le

rodea, con el objetivo de verlo triunfar y sonrer.

A mi Madre Naida (+), Ta Nerva (+) y a mi hermano Rafael (+), que aunque la pena de

verlos partir aun me ahoga de tristeza, me inclino a la voluntad de nuestro Dios y le pido por sus

almas.

A mis Tos Tito, Nury y Nin, por sus consejos, apoyo, amor y presencia en momentos

importantes de mi vida.

A mi Padre Edixo, el cual me ha venido acompaando desde mi etapa inicial como estudiante.

A mis Primos, para que continen desarrollndose, en sus estudios y en el mbito profesional y

laboral.

A La Ilustre Universidad del Zulia y Profesorado, porque en sus aulas y bajo su tutela me

forme como ingeniero y ahora como magster.

A mi patria, porque es el pas ms hermoso del mundo, pleno de recursos y gente buena y

trabajadora.

A mi empresa PDVSA, por la formacin profesional que he recibido.

Noel de J. Toan.

AGRADECIMIENTO

A la Universidad del Zulia, por permitirme cursar estudios en esta Institucin siendo esta mi

casa principal formadora profesionalmente.

A PDVSA, por permitirme el manejo de datos de campo y, por ende, el desarrollo de esta

investigacin en sus instalaciones.

Al Ing. Francisco Salazar, por su apoyo en el desarrollo del programa computarizado.

Al Profesor Amrico Perozo, por su disponibilidad y contribucin profesional como asesor

experto, para el desarrollo de este trabajo de Grado.

Al Ing. Carlos Bnzer, por haber compartido grandes momentos en las aulas del postgrado y

fuera de ellas.

Al Ing. Pedro Muoz, por la atencin brindada para cumplir con recaudos administrativos de la

Universidad.

A Todos, mil gracias, indudablemente sin la colaboracin y el apoyo de ustedes no hubiese

culminado con xito este proyecto.

Noel de J. Toan.

TABLA DE CONTENIDO

Pgina

RESUMEN 3

ABSTRACT 4

DEDICATORIA 5

AGRADECIMIENTO 6

TABLA DE CONTENIDO 7

LISTA DE TABLAS 11

LISTA DE FIGURAS 12

INTRODUCCIN 17

CAPITULO I. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1. Planteamiento del problema 19

1.2. Objetivos de la investigacin 20

1.3. Justificacin de la investigacin 20

1.4. Alcance de la investigacin 21

1.5. Delimitacin de la investigacin 21

CAPTULO II. MARCO TERICO

2.1. Antecedentes de la investigacin 23

2.2. Yacimientos naturalmente fracturados 25

2.3. Caractersticas especficas de un yacimiento fracturado 28

2.3.1. Ausencia de zona de transicin 28

2.3.2. Posibles propiedades PVT constantes con profundidad 28

2.3.3. Cada de presin alrededor del pozo es pequea para altas tasas

de produccin 29

2.3.4. Declinacin de la presin 30

2.3.5. Razn gas-petrleo 31

2.3.6. Razn agua-petrleo 32

2.4. Clasificacin de yacimientos naturalmente fracturados 32

Pgina

2.4.1. Yacimientos del tipo 1 32

2.4.2. Yacimientos del tipo 2 32

2.4.3. Yacimientos del tipo 3 32

2.4.4. Yacimientos del tipo 4 32

2.4.5. Yacimientos del tipo A 33

2.4.6. Yacimientos del tipo B 33

2.4.7. Yacimientos del tipo C 33

2.5. Flujo cruzado en un yacimiento naturalmente fracturado 34

2.5.1. Intensidad o espaciamiento de las fracturas 34

2.5.2. Morfologa de las fracturas 35

2.5.3. Interaccin entre la matriz y las fracturas 36

2.6. Capacidad de almacenamiento 37

2.7. Compresibilidad de la matriz (Cm) y de las fracturas (Cf) 39

2.8. Coeficiente de interporosidad de flujo (K) 42

2.9. Estimacin de la porosidad de las fracturas 42

2.9.1. Anlisis de ncleos 43

2.9.2. Anlisis a nivel de campo-laboratorio 43

2.9.3. Registros de pozos 44

2.9.4. Pruebas de presin 45

2.10. Evaluacin emprica de la porosidad de las

fracturas 47

2.11. Estimacin de la saturacin de agua en la matriz y fracturas 48

2.12. Efecto directo de las fracturas en el flujo de fluidos 52

2.13. Guas generales para estimar reservas de petrleo y gas en yacimientos

naturalmente fracturados 55

2.13.1. Estimados volumtricos 55

2.13.2. Estimados por declinacin de produccin 60

Pgina

2.13.3. Estimados por balance de materiales 60

2.14. Balance de materiales en yacimientos de doble

porosidad 61

2.14.1. Metodologa propuesta por Penuela y Colaboradores (2001) 61

2.14.2. Metodologa propuesta por Chacn y Tiab (2007) 69

2.15. Aspectos generales de la programacin 71

2.15.1. Definiciones bsicas 71

2.15.2. Metodologa para la solucin de problemas por medio de un

programa computarizado 74

CAPTULO III. MARCO METODOLGICO

3.1. Tipode Investigacin 78

3.2. Diseo de la investigacin 78

3.3. Poblacin y muestra 79

3.4. Tcnicas e instrumentos de recoleccin de datos 80

3.5. Fases de la investigacin 80

3.5.1. Etapa 1 80

3.5.2. Etapa II 80

3.5.3. Etapa III 80

3.5.4. Etapa IV 80

3.6. Viabilidad de la investigacin 81

3.7. Resultados esperados de la investigacin y estrategias de difusin o

implementacin 81

3.7.1. Definir los criterios tcnicos y metodolgicos asociados al81

Balance de Materiales utilizando un modelo de doble porosidad...

3.7.2. Disear el algoritmo para el clculo de Balance de Materiales81

utilizando un modelo de doble porosidad

3.7.3. Validar el programa con datos de campo 82

CAPTULO IV. ANLISIS DE RESULTADOS Pgina

4.1. Objetivo 1: Definir los criterios tcnicos y metodolgicos asociados al

Balance de Materiales utilizando un modelo de doble porosidad 83

4.2. Objetivo 2: Disear el algoritmo para el clculo de Balance de Materiales

utilizando un modelo de doble porosidad 91

4.3. Objetivo 3: Validar el programa con datos de campo 181

CAPTULO V. MANUAL DEL USUARIO

5.1. Instalacin de BALFRACT 1.0 188

5.2. Creando o identificando el icono de BALFRACT 1.0 192

5.3. Acceso a BALFRACT 1.0 192

5.4. Uso de la aplicacin BALFRACT 1.0 192

5.4.1. Ventana principal de BALFRACT 1.0 192

5.4.2. Crear nueva simulacin 193

5.4.3. Guardar archivos de simulacin 194

5.4.4. Accesar archivos de simulacin 195

5.4.5. Formatos pre-establecidos de BALFRACT 1.0 195

5.4.6. Seccin "Ayuda" del programa 198

5.4.7. Seccin "Informacin General" 199

5.4.8. Seccin "Parmetros de Yacimiento" 200

5.4.9. Seccin "Parmetros PVT" 200

5.4.10. Seccin "Compresibilidad de la Roca" 206

5.4.11. Mtodo de Penuela 208

5.4.12. Mtodo de Tiab 211

CONCLUSIONES 215

RECOMENDACIONES 216

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS 217

GLOSARIO 219

LISTA DE TABLAS

Tabla Pgina

1 Valores tpicos de porosidad de las fracturas 47

2 Datos PVT, ejemplo tpico 85

3 Datos de presin y produccin, ejemplo tpico 85

4 Ejemplo tpico del Mtodo de Penuela y cois.

(2001) 86

5 POES de la matriz y de las Fracturas como una funcin de la variacin de la

compresibilidad de la roca 87

6 Ejemplo del Mtodo de Chacn y Tiab (2007) 89

LISTA DE FIGURAS

Figura Pgina

1 Yacimiento: A) Artificialmente Fracturado; B) Naturalmente Fracturado 26

2 Pozo Vertical y Desviado en un Yacimiento Naturalmente Fracturado 27

3 Zona de Transicin en un Yacimiento: A) No Fracturado; B) Naturalmente

Fracturado 28

4 Variacin de la Presin al Punto de Burbuja (Pb) vs. Profundidad en un

Yacimiento Fracturado 29

5 Distribucin alrededor de un pozo en un: A) Yacimiento fracturado; B)

Yacimiento convencional 30

6 Variacin de la declinacin de la presin vs. recobro (AP/ANp) en un

yacimiento fracturado y no fracturado 31

7 RGP vs. % Recobro en: A) Yacimientos Fracturados; B) Yacimientos no

fracturados 31

8 Estratificacin cruzada Cross-Bedding formado en una formacin

geolgica 33

9 Fotografa de roca con estructuras sedimentarias Estilolticas 34

10 Permeabilidad de las fracturas como una funcin del ancho y espaciamiento

de las fracturas 35

11 Porosidad de las fracturas como una funcin del ancho y espaciamiento de las

fracturas 35

12 Curva tpica de presin para un anlisis semi-logartmico en un yacimiento

naturalmente fracturado 38

13 Efecto de la compresibilidad de las fracturas y de la matriz en la capacidad de

almacenamiento 39

14 Compresibilidad de las fracturas como una funcin de los esfuerzos netos en

las fracturas 40

15 Porosidad de las fracturas como una funcin del ancho y espaciamiento de

las fracturas 44

13

Figura Pgina

16 Registro de un yacimiento ubicado en Argentina 46

17 Mtodo de Locke y Bliss para estimar espacio poroso de las fracturas 51

18 Efecto directo de varias morfologas de fracturas en la permeabilidad de un

ncleo completo 53

19 Petrleo impregnado a lo largo de las fracturas abiertas de un ncleo 53

20 Relacin de permeabilidad horizontal y vertical de un anlisis ncleo

naturalmente fracturado 54

21 Grfico Pl/2 vs Frecuencia Acumulada para Sw = 100% y Sw < 100% 58

22 Grfica esquemtica de la ecuacin de balance de materiales propuesta por

Penuela y colaboradores 65

23 Caso tpico presentado por Penuela y cois. (2001), donde se resalta el

comportamiento de un yacimiento naturalmente fracturado 66

24 Efecto de la compresibilidad de las fracturas en la estimacin del POES en la

matriz (A) y en las fracturas (B) 67

25 Balance de Materiales como una funcin de la capacidad de almacenamiento

para un yacimiento volumtrico subsaturado y naturalmente fracturado 70

26 Ejemplo de un Diagrama Nassi-Shneiderman 73

27 Ejercicio para el Clculo del rea de un Tringulo 77

28 Metodologa propuesta por Penuela y cois. (2001) y Chacn y Tiab

(2007) 84

29 Ejemplo tpico el mtodo de Penuela y cois.

(2001) 87

30 Grfico de Sensibilidad de Nf vs. Cf, en funcin de la variacin de la

Compresibilidad de la Matriz (Cm) 88

31 Grfico de Sensibilidad de Nf vs. Cf, en funcin de la variacin de la

Compresibilidad de la Matriz (Cm) 89

32 Ejemplo tpico el mtodo de Chacn y Tiab (2007) 91

33 Diagrama de Flujo para el Clculo del POES en la Matriz y Fracturas

Utilizando el Mtodo de Penuela y cois. (2001) y Chacn y Tiab (2007) 94

14

Figura Pgina

34 Informacin general del yacimiento, Caso Real cargado en BALFRACT 1.0... 181

35 Parmetros de yacimiento, Caso Real cargado en BALFRACT 1.0 181

36 Parmetros PVT, Caso Real cargado en BALFRACT 1.0 182

37 Clculo de la Compresibilidad de las Fracturas, Caso Real 183

38 Compresibilidad de la Roca, Caso Real cargado en BALFRACT 1.0 183

39 Resultados del Mtodo de Penuela y cois (2001), Caso Real, programa

BALFRACT 1.0 184

40 Mtodo grfico propuesto por Penuela y cois. (2001), Caso

Real 184

41 Mtodo grfico propuesto por Chacn y Tiab (2007), Caso Real 186

42 Archivo Ejecutable del programa BALFRACT 1.0 188

43 Inicio del asistente de instalacin de BALFRACT 1.0 189

44 Asistentede instalacin del programa BALFRACT 1.0 189

45 Seleccin de la carpeta de instalacin de BALFRACT 1.0 190

46 Confirmacin de instalacin en BALFRACT 1.0 190

47 Proceso de instalacin final de BALFRACT 1.0 191

48 Finalizacin de la instalacin de BALFRACT 1.0 191

49 Icono y acceso a BALFRACT 1.0 192

50 Ventana principal de BALFRACT 1.0 y su estructura interna 193

51 Creacin de Nueva Simulacin en BALFRACT 1.0 194

52 Opcin "Guardar" en BALFRACT 1.0 194

53 Opcin "Guardar como..." de BALFRACT 1.0 195

54 Abrir archivos de simulacin creados en BALFRACT 1.0 195

55 Acceso a formatos pre-establecidos de BALFRACT 1.0 196

56 Formato "Parmetros PVT" de BALFRACT 1.0 196

57 Formato "Produccin Penuela" de BALFRACT 1.0 197

58 Formato "Produccin Tiab" de BALFRACT 1.0 197

15

Figura Pgina

59 Datos requeridos para el Formato de "Produccin Tiab" en BALFRACT 1.0... 198

60 Seccin "Ayuda del Programa" en BALFRACT 1.0 198

61 Seccin "Informacin General" de BALFRACT 1.0 199

62 Modulo "Ayuda" en la seccin "Informacin General" de BALFRACT 1.0.... 200

63 Seccin Parmetros de Yacimiento en BALFRACT 1.0 200

64 Modulo "Ayuda" en la seccin "Parmetros de Yacimiento" de BALFRACT

1.0 201

65 Seccin "Parmetros PVT" a travs de datos de laboratorio o correlaciones 201

66 Carga manual de "Parmetros PVT" en BALFRACT 1.0 202

67 Editar Factores Volumtricos y Solubilidad en BALFRACT 1.0 202

68 Editar Seleccin de la Tabla en BALFRACT

1.0 203

69 ImportardatosPVTenBALFRACTl.0 203

70 Eliminar datos PVT en BALFRACT 1.0 204

71 Seleccin de correlaciones PVT en BALFRACT 1.0 204

72 Variables de entrada para realizar clculos utilizando correlaciones numricas

PVT 205

73 Propiedades PVT estimadas por correlaciones numricas 205

74 Modulo "Ayuda" en la seccin "Parmetros PVT" de BALFRACT 1.0 206

75 Compresibilidad de la matriz y de las fracturas utilizando correlaciones en

BALFRACT 1.0 207

76 Compresibilidad de la matriz y de las fracturas a partir de datos de ncleos

para ser cargadas en BALFRACT 1.0 207

77 Compresibilidad de la matriz y de las fracturas en BALFRACT 1.0 a partir de

correlaciones 208

78 Porcentaje de mineralizacin de las fracturas utilizando la correlacin

propuesta por Hall 208

16

Figura Pgina

79 Modulo "Ayuda" en la seccin "Compresibilidad de la Roca" de BALFRACT

1.0 209

80 Importar datos de produccin y presin para aplicar el "Mtodo de Penuela"

en BALFRACT 1.0 209

81 Resultados del "Mtodo de Penuela" en BALFRACT 1.0 210

82 "Re-iniciar", "Actualizar" y "Editar Seleccin" en el mtodo de Penuela,

programa BALFRACT 1.0 210

83 Mdulo "Ayuda" de la seccin "Mtodo de Penuela" de BALFRACT 1.0 211

84 Resultados grficos del mtodo de Penuela en BALFRACT 1.0 211

85 Importar datos de produccin y presin para aplicar el "Mtodo de Tiab" en

BALFRACT 1.0 212

86 Resultados del "Mtodo de Tiab" en BALFRACT 1.0 212

87 "Re-iniciar", "Actualizar" y "Editar Seleccin" en el mtodo de Tiab,

programa BALFRACT 1.0 213

88 Mdulo "Ayuda" de la seccin "Mtodo de Penuela" de BALFRACT 1.0 213

89 Resultados grficos del mtodo de Tiab en BALFRACT 1.0 214

INTRODUCCIN

La presente investigacin est relacionada con el diseo de un programa computarizado para

realizar balance de materiales utilizando un modelo de doble porosidad en yacimientos

naturalmente fracturados: BALFRACT 1.0. El programa fue desarrollado en lenguaje de

programacin Visual Basic 6.0 y permite estimar el POES como una funcin de una lnea recta

utilizando las nuevas metodologas de trabajo desarrolladas por Penuela y col. (2001) y Chacn y

Tiab (2007) en sus trabajos publicados en la Sociedad de Ingenieros de Petrleo, SPE, los cuales

consideran la roca matriz y las fracturas como un sistema interdependiente.

La estimacin del POES en yacimientos naturalmente fracturados es un tema bastante complejo y

con poca informacin en las literaturas existentes, por lo que es de inters tanto acadmico como

profesional profundizar en el tema mencionado. La necesidad de ahorrar tiempo en los clculos y

la indisponibilidad de un programa que permita realizar ste tipo de estimaciones como una

funcin de las compresibilidades del medio poroso y fracturado, han sido las causas por la cual se

desarroll la investigacin.

Como estrategia desde el punto de vista metodolgico, el presente trabajo fue efectuado bajo la

modalidad de investigacin de tipo descriptiva, ya que a travs de ella se determinaron atributos,

caractersticas y propiedades del programa computarizado. En cuanto al diseo de la

investigacin se refiere, la misma fue del tipo documental, ya que se apoy en fuentes

documentales (documentos de la Sociedad de Ingenieros de Petrleos, SPE), para el desarrollo de

la investigacin. No se dispone de una poblacin y muestra en vista de que el estudio fue basado

en el desarrollo de la aplicacin BALFRACT 1.0 , cuya metodologa de trabajo nunca antes ha

sido aplicada en los yacimientos de la Costa Occidental de PDVSA.

Asimismo, la informacin requerida para alcanzar los objetivos planteados ser recolectada

mediante tcnicas de observacin directa, anlisis documental, anlisis de contenido y asesoras

con especialistas en diversas disciplinas; y ser almacenada en las bases de datos, tanto en fsico

como en digital, bajo la forma de informes tcnicos, informes de gestin, fichas, registros de

magnitudes, entre otros.

18

Como objetivos planteados se tiene la definicin de los criterios tcnicos y metodolgicos

asociados al Balance de Materiales, el diseo del algoritmo (incluyendo los cdigos de

programacin), y la validacin del programa utilizando datos de campo.

Este trabajo est estructurado en cinco captulos, los cuales se describen a continuacin:

El Captulo I comprende el planteamiento del problema, objetivo general y especficos de la

investigacin, justificacin, alcance y delimitacin del mismo.

El Captulo II comprende el marco terico, el cual consta de los antecedentes de la investigacin,

bases tericas y definicin de trminos o variables bsicas necesarias para la estimacin del

Petrleo Original En Sitio (POES) utilizando el mtodo de Balance de Materiales considerando

un sistema de doble porosidad. Asimismo, se describen los aspectos generales necesarios para

iniciar el desarrollo del programa computarizado mediante lenguaje de programacin Visual

Basic 6.0.

En el Captulo III se presenta el marco metodolgico, el cual incluye el tipo de investigacin, la

poblacin en estudio, las tcnicas e instrumentos utilizados en la seleccin de la informacin, y

la metodologa de la misma.

En los Captulos IV y V se presentan el desarrollo del programa y su manual de uso,

respectivamente. Tambin es mostrado el anlisis de los resultados de la aplicacin de datos

reales de campo para la validacin del programa.

Finalmente, se presentan las conclusiones y recomendaciones correspondientes.

CAPITULO I

EL PROBLEMA

1.1. Planteamiento del problema

La Ecuacin clsica de Balance de Materiales es una de las herramientas fundamentales del

ingeniero de yacimientos a nivel mundial. Esta Ecuacin General de Balance de Materiales

(EBM), fue desarrollada por Schilthius en 1936, basada en dos principios bsicos de ingeniera:

la Ley de conservacin de masa y la Ley de conservacin de energa. La aplicacin de estos

principios a yacimientos de hidrocarburos con el fin defnir parmetros claves como el POES y

los mecanismos de produccin presentes, constituye el mtodo de Balance de materiales,

fundamentado en el principio de que el volumen poroso de un yacimiento (volumen de control),

puede ser determinado cada vez que se produce una reduccin de la presin como consecuencia

de la produccin de los fluidos. Para ello, se realiza un Balance Volumtrico entre los materiales

en el yacimiento y los producidos.

Una de las suposiciones bsicas de la Ecuacin de Balance de Materiales (EBM) convencional

considera que las propiedades de la roca, tal como porosidad y compresibilidad, son nicas y

uniformes a travs del yacimiento. Para sistemas de doble porosidad en yacimientos naturalmente

fracturados estas suposiciones pueden conducir a estimados errneos en las reservas. La

porosidad de la matriz y la de las fracturas van cambiando de forma diferente a medida que

cambia la presin ya que las fracturas son mucho ms compresibles que la matriz. Por lo tanto, a

fin de tomar en cuenta estas diferencias, se hace necesario evaluar la nueva tcnica de Balance de

Materiales propuesta para modelos de doble porosidad en yacimientos naturalmente fracturados

utilizando datos de reales de campo a travs de un programa de computacin, para as lograr dos

objetivos en uno, ya que se evaluar la tcnica propuesta de Balance de Materiales y a su vez, se

generar programa computarizado para su posterior intrusin dentro de la base de datos de

programas manejados por la Divisin de Postgrado de la Universidad del Zulia. Fueron

planteadas las siguientes interrogantes:

20

Ser factible realizar un programa computarizado que permita realizar Balance de Materiales

utilizando un modelo de doble porosidad en yacimientos naturalmente fracturados?.

El programa computarizado podr ser aplicado a los datos de campo de un yacimiento de la

Costa Oeste del rea Occidente?.

1.2. Objetivos de la investigacin.

1.2.1. Objetivo general:

Disear un programa computarizado para realizar Balance de Materiales utilizando un modelo de

doble porosidad en yacimientos naturalmente fracturados.

1.2.2. Objetivos especficos:

Definir los criterios tcnicos y metodolgicos asociados al Balance de Materiales utilizando

un modelo de doble porosidad.

Disear el algoritmo para el clculo de Balance de Materiales utilizando un modelo de doble

porosidad.

Validar el programa con datos de campo.

1.3. Justificacin de la investigacin

El desarrollo de sta investigacin se justifica ya que actualmente no se dispone de estimados del

POES utilizando modelos de doble porosidad en yacimientos naturalmente fracturados de la

Costa Occidental de PDVSA. De igual forma, tampoco se dispone de un programa

computarizado que permita realizar un Balance de Materiales utilizando un modelo de doble

21

porosidad en yacimientos naturalmente fracturados, que contribuya a sincerar las reservas en la

industria petrolera.

1.4. Alcance de la investigacin

La realizacin de este trabajo permitir el diseo de un programa computarizado para realizar

balance de materiales utilizando un modelo de doble porosidad en yacimientos naturalmente

fracturados (BALFRACT 1.0). El programa ser: a) realizado en lenguaje de programacin

Visual Studio 2008 y podr ser utilizado como recurso acadmico y prctico tanto en la

Universidad del Zulia como en la industria petrolera, lo cual permite al ingeniero de yacimientos

la estimacin del Petrleo Original En Sitio (POES) por dos metodologas diferentes como una

funcin de una lnea recta, obteniendo as resultados efectivos y confiables de manera que el

usuario pueda plantear soluciones en el menor tiempo y al menor costo posible: b) Podr ser

validado utilizando datos de campo.

Como punto final, el programa proporcionar un manual del usuario, presentado de forma

didctica en el Captulo V, que facilita su manejo y puede aclarar cualquier duda presentada

durante su uso. Cada seccin de BALFRACT 1.0 posee archivos de ayuda con teora acerca del

clculo del POES en yacimientos fracturados y las variables de entrada necesarias para los

clculos, con el fin de mostrar informacin conceptual de utilidad y de rpido acceso al usuario.

1.5. Delimitacin de la investigacin.

La delimitacin fue establecida de la siguiente manera:

Espacial: El estudio propuesto se realizar en las instalaciones de PDVSA Exploracin y

Produccin del edificio 5 de Julio, Maracaibo. La misma estar sustentada con informacin

de campo de los yacimientos de edad cretcica pertenecientes a una Unidad de Produccin de

la Costa Occidental de Venezuela.

22

Temporal: El tiempo estimado para la ejecucin de este proyecto se estima en un lapso de

ocho (8) meses comprendido entre la ultima semana de Noviembre de 2012 y Junio de 2013.

CAPITULO II

MARCO TERICO

En este captulo se presentan algunos trabajos realizados anteriormente por diferentes autores,

referentes al tema de estudio con la finalidad de utilizarse como base para el desarrollo de esta

investigacin.

2.1. Antecedentes de la investigacin

Chacn. A and Diebbar Tiab. (SPE 108107. 20071 "Imoact of Pressure Depletion on Oil

Recoverv in Naturallv Fractured Reservoirs".

Nuevas ecuaciones de Balance de Materiales para estimar Hidrocarburos Iniciales en Sitio en

Yacimientos Naturalmente Fracturados son desarrolladas para yacimientos saturados y sub-

saturados. Nuevos esquemas grficos son propuestos para yacimientos naturalmente fracturados

los cuales involucran la razn de capacidad de almacenamiento a condiciones iniciales de

yacimiento y las compresibilidades de la matriz y de las fracturas. La razn de capacidad de

almacenamiento es calculada de las pruebas de presin representadas durante las etapas

tempranas de produccin. Estos nuevos esquemas grficos requieren solo un parmetro de

regresin lineal, la pendiente de la lnea recta que pasa a travs del origen en un grfico

cartesiano, el cual reduce la incertidumbre que tradicionalmente dos parmetros de regresin

(intercepto y pendiente) introducen; como consecuencia, un mejor estimado del petrleo en sitio

con pocos datos histricos de produccin pueden ser obtenidos. Este nuevo mtodo es mostrado

para varios ejemplos de campo donde se mide el impacto del agotamiento de la presin en los

estimados de reservas y factores de recobro.

24

Penuela. G.. Idrobo. E.. Medina. C. and Meza. N. (SPE 68831. 200 IV "A New Material-Balance

Equation for Naturallv Fractured Reservoirs Usina a Dual Svstem Approach".

Una nueva Ecuacin de Balance de Materiales para yacimientos Naturalmente Fracturados es

presentada utilizando un modelo matemtico original que considera "Petrleo Negro" como

fluido de yacimiento en un medio poroso compuesto de un sistema de matriz y fracturas

interdependientes.

La Ecuacin propuesta conduce a un mtodo mejorado para la caracterizacin de yacimientos

Naturalmente Fracturados, el cual considera para el clculo del POES la diferencia de

compresibilidad entre el sistema matriz y fractura, por lo que las mismas son calculadas

independientemente. Asimismo, el Petrleo Original en Sitio en la matriz y en las fracturas es

estimado a travs de la una ecuacin lineal usando dos parmetros de regresin (intercepto y

pendiente). Este anlisis propuesto por Penuela y cois, muestra la capacidad de almacenamiento

que pueda tener el yacimiento en la matriz y en las fracturas. Estos estimados por separado de

acumulaciones de petrleo pueden tener significativamente implicaciones econmicas. Una pobre

comunicacin matriz-fractura mostrar inicialmente altas tasas de petrleo la cual declinara

rpidamente en vista de que el petrleo es producido de la red de fracturas. La reduccin de la

presin de poro debido a la produccin tendera a cerrar las fracturas dejando atrs considerables

reservas de petrleo en la matriz. Estimados de Petrleo Original en Sitio tanto en la matriz como

en las fracturas ayudara a los ingenieros de yacimientos y de produccin a decidir las estrategias

de explotacin para estos yacimientos complejos.

Las ecuaciones sealadas fueron aplicadas utilizando un ejemplo sinttico y un caso real de

campo. El ejemplo sinttico fue aplicado para validar el enfoque y examinar la sensibilidad de la

compresibilidad promedio de las fracturas. El ejemplo real pertenece al campo "El Segundo", el

cual esta asociado a un yacimiento carbonatico de baja porosidad localizado en Colombia. El

yacimiento tiene 8 pozos productores localizados a lo largo del principal tren de fracturas del

campo e ilustra la viabilidad o factibilidad de enfocar aplicaciones de campo a gran escala.

25

A continuacin presentaremos algunos fundamentos tericos y metodolgicos previos que son la

base de este trabajo de investigacin:

2.2. Yacimientos naturalmente fracturados

Antes de hablar de un yacimiento naturalmente fracturado, es importante entender el concepto de

fractura. Una fractura es definida como un plano discontinuo macroscpico dentro de la roca

yacimiento con un efecto positivo o negativo en el flujo multifsico de fluidos dentro del

yacimiento de hidrocarburos (Aguilera, 1995). Todos los yacimientos pueden contener al menos

algunas fracturas naturales; sin embargo, desde el punto de vista geolgico y de ingeniera

yacimientos, un yacimiento puede ser clasificado como naturalmente fracturado si una red

continua de fracturas de varios grados es distribuida de forma natural por todas las partes del

yacimiento (Chilingarian y cois., 1996). Tales fracturas fueron formadas naturalmente por la

madre naturaleza durante circunstancias geolgicas especficas. La presencia de algunas fracturas

dispersas inducidas por ingeniera de estimulaciones nunca transformar una roca reservorio en

un yacimiento naturalmente fracturado. La Figura 1 muestra de forma esquemtica las

diferencias entre un yacimiento naturalmente fracturado y un yacimiento fracturado

hidrulicamente.

La identificacin de una red de fracturas continuas en un yacimiento Naturalmente Fracturado es

reconocida por considerables prdidas de circulacin durante las operaciones de perforacin,

comportamiento especial en el anlisis de pruebas de presin (ej., doble pendiente de la curva),

entre otros aspectos. Segn Van Golf-Racht (1982), la confirmacin verdadera del carcter

fracturado de un yacimiento es el resultado de ciertas caractersticas especficas observadas

durante:

26

Figura 1. Yacimiento: A) Artificialmente Fracturado; B) Naturalmente Fracturado (Chilingarian y cois., 1996).

La etapa inicial del descubrimiento de un campo.

La evaluacin del desarrollo del yacimiento.

La fase de produccin.

Por otra parte, yacimientos naturalmente fracturados son encontrados en diferentes tipos de

litologas, tales como: arenas, carbonatos, arcillas, basamento, carbn, entre otros (Aguilera,

1995).

La mayora de las fracturas de importancia comercial son verticales o subverticales. Bajo estas

circunstancias, pozos verticales no tendrn la misma probabilidad de xito como los pozos

horizontales y/o direccionales (Aguilera, 1995).

27

Figura 2. Pozo vertical y desviado en un yacimiento naturalmente fracturado (Aguilera, R., 1996).

Uno de los conceptos bsicos de los sistemas de fracturas es su orientacin. Esta depende del

rgimen de esfuerzos que la formo, donde la propagacin de dicho sistema de fracturas depende

de los esfuerzos menores y mayores que estaban presentes en el momento que se formaron cada

una de las familias de fracturas, las cuales son series de fracturas originadas por el mismo

rgimen de esfuerzos con orientacin similar. Las fracturas de una misma familia tienen cierta

similitud respecto al ngulo que forman con alguna lnea de referencia. Para que un pozo

atraviese la mayora de las fracturas, debe perforarse con una trayectoria perpendicular a la serie

de planos de fracturas. Generalmente, los pozos horizontales o inclinados disminuyen la cantidad

de pozos necesarios para este propsito.

En la Figura 2 se muestra un pozo vertical y otro desviado en un yacimiento naturalmente

fracturado con fracturas verticales. Se observa que el pozo A no intersecta el tren de fracturas;

mientras que el pozo B es un pozo descubridor de hidrocarburos.

28

2.3. Caractersticas especficas de un yacimiento fracturado

2.3.1. Ausencia de zona de transicin: Debido a la ausencia de fuerzas capilares, el contacto entre

dos fluidos en una red de fracturas siempre ser horizontal y sin una zona de transicin (ver

Figura 3). En presencia de importantes y considerables presiones capilares, la distribucin de

saturacin de varios fluidos en la matriz es totalmente diferente a la encontrada en la red de

fracturas. Como consecuencia, el contacto entre dos fluidos en una red fracturada no podr ser

definido a travs de registros de pozos, ya que los registros reflejan esencialmente la distribucin

de la saturacin en la matriz. Los contactos pueden ser estimados a travs del monitoreo de los

niveles de produccin de los fluidos (gas y agua) en pozos observadores.

2.3.2. Posibles propiedades PVT constantes con profundidad: En un yacimiento fracturado, el

gradiente de presin al punto de burbuja vs. profundidad (APb/Ah), puede ser positivo o negativo.

Si la red de fracturas tiene buena continuidad (vertical y horizontal), un proceso de conveccin

tomar lugar como un resultado de un efecto combinado de expansin trmica de los fluidos y

compresin gravitacional. A travs del tiempo geolgico, este proceso de conveccin puede

establecer que la composicin y propiedades de los fluidos sea uniforme con profundidad (ver

Figura 4).

o o o o o

O GAS O O

o o o o o

W7//7///,PETRLEO

~_ AGUA _T~

Zona do Transicin

Cu-Petrtfco

Zona do Transicin

Agua-Potrtleo

0

o

o

~

O O 0

GAS O

0 O O

PETRLEO

AGUA ~

O

o

0

A B

Figura 3. Zona de Transicin en un Yacimiento: A) No Fracturado; B) Naturalmente Fracturado.

(Chilingarian y cois., 1996).

29

Capa de Gas

dh

Figura 4. Variacin de la Presin al Punto de Burbuja (Pb) vs. Profundidad en un yacimiento fracturado.

(Chilingarian, y cois., 1996).

2.3.3. Caida de presin alrededor del pozo es pequea para altas tasas de produccin: En un

yacimiento fracturado, la caida de presin alrededor del pozo es baja (Figura 5A) cuando es

comparada con grandes caidas de presin en yacimientos no fracturados, ya que los yacimientos

no fracturados exhiben o muestran baja permeabilidad con relacin a los yacimientos fracturados

(Figura 5B). Este comportamiento es debido a: a) El flujo de fluidos hacia el pozo en un

yacimiento fracturado ocurre solo a travs de la red de fracturas debido a que la matriz llena las

fracturas con los fluidos del yacimiento; b) Debido a las altas permeabilidades intrnsecas de las

fracturas comparadas con las de la matriz, altas tasas de produccin pueden estar asociada a bajas

caidas de presin; c) Pequeas cadas de presin requeridas para altas tasas favorecern el gas

libre encima de un gran rea.

30

-

f"~ -Pwf

18Lpt

1,

^\2000 Lpc \JLJ\

f

Presin

Ettttca

/A B

Yacimiento Yacimiento

Fracturado Convencional

Figura 5. Distribucin alrededor de un pozo en un: A) Yacimiento fracturado; B) Yacimiento convencional.

(Chilingarian y cois., 1996).

2.3.4. Declinacin de la presin: Segn Chilingarian (1996), la declinacin de la presin por

unidad de petrleo producido es normalmente bajo en un yacimiento fracturado que produce a

P

[AP/ANpJYacimiento Fracturados

Yacimiento No Fracturados

31

Figura 6. Variacin de la declinacin de la presin vs. recobro (AP/ANp) en un yacimiento fracturado y no

fracturado (Chilingarian y cois., 1996).

2.3.5. Razn gas-petrleo: Segn Chilingarian (1996), la razn gas-petrleo vs. recobro es ms

baja en un yacimiento fracturado comparado con la RGP de un yacimiento no fracturado (Figura

7). Esta diferencia es debido principalmente a la tendencia que tiene el gas liberado de segregar

rpidamente a travs de las fracturas hacia el tope del yacimiento en vez de fluir conjuntamente

con el petrleo hacia los pozos productores. Si los pozos son completados en la parte baja del

yacimiento, el gas liberado se mover y ser entrampado en la parte alta del yacimiento

mostrando una razn gas-petrleo baja comparada con aquellas RGP de yacimientos

convencionales con similares niveles de agotamiento.

8

% Recobro % Recobro

Figura 7. RGP vs. % Recobro en: A) Yacimientos Fracturados; B) Yacimientos no fracturados (Chilingarian y col.,

1996).

32

2.3.6. Razn agua-petrleo: La razn agua petrleo o corte de agua durante la vida productiva de

un yacimiento fracturado es esencialmente una funcin de la tasa de produccin. Para el caso de

un yacimiento no fracturado, esta razn agua-petrleo depender de las caractersticas de las

rocas, de los fluidos y de las tasas de produccin.

2.4. Clasificacin de yacimientos naturalmente fracturados

Neison (2001) identific cuatro tipos de yacimientos naturalmente fracturados basado en las

dimensiones de las fracturas, alterando as la porosidad de la matriz y la permeabilidad. La

clasificacin establecida fue la siguiente:

2.4.1. Yacimientos del tipo 1. Las fracturas proveen esencial capacidad de almacenamiento y

permeabilidad al yacimiento. Los yacimientos bajo sta clasificacin contienen alta densidad de

fracturas.

2.4.2. Yacimientos del tipo 2. Las fracturas proveen esencial permeabilidad y la matriz provee

esencial porosidad.

2.4.3. Yacimientos del tipo 3. La matriz presenta buena permeabilidad primaria y las fracturas

suministran adicional permeabilidad al yacimiento, ocasionando altas tasas de flujo.

2.4.4. Yacimientos del tipo 4. Las fracturas son llenadas con minerales y no proveen adicional

porosidad y permeabilidad. Este tipo de fracturas generan significante anisotropa en el

yacimiento, formando barreras al flujo de fluidos y dividiendo al yacimiento en pequeos

bloques.

Por otra parte, segn fue indicado por Aguilera (1998), desde el punto de vista de capacidad de

almacenamiento, los yacimientos naturalmente fracturados pueden ser agrupados en 3 tipos, a

saber:

33

2.4.5. Yacimientos del tipo A. El yacimiento tiene alta capacidad de almacenamiento en la matriz

y baja capacidad de almacenamiento en las fracturas.

2.4.6. Yacimiento del tipo B. El yacimiento tiene igual capacidad de almacenamiento en la matriz

y en las fracturas.

2.4.7. Yacimiento del tipo C. La capacidad de almacenamiento en ste tipo de yacimiento es

exclusiva de la red de fracturas.

Por otra parte, Nelson (2001) seal que tres principales factores pueden crear anisotropa en el

yacimiento con respecto al flujo de fluidos. Estos factores son: fracturas, estratificacin cruzada

(cross-bedding) y las estilolitas. La estratificacin cruzada se refiere a planos laminares

transversales o inclinadas a los planes principales de estratificacin (ver Figura 8).

Figura 8. Estratificacin cruzada Cross-Bedding formado en una formacin geolgica

(http://en.wikipedia.org/wiki/Cross-bedding).

Las inclinaciones sealadas no son un resultado de una deformacin post-deposicional, ms bien

guardan alguna relacin con la direccin del flujo de la corriente y con el ngulo de apoyo del

sedimento al momento de la depositacin. Este tipo de estructuras laminares contribuyen con la

heterogeneidad y complejidad del yacimiento en vista de que las mismas ocasionan que el flujo

de fluidos en el yacimiento se encuentre en una direccin diferente a la direccin de las

laminaciones principales.

34

Las estiloltas son lneas o fajas verticalmente estiradas, de trazo zigzagueante, que aparecen en

calizas y otras rocas similares (Figura 9). Se originan por disolucin localizada, que es producida

por presin. La superficie estiloltica esta marcada por un depsito delgado de material nsoluble,

generalmente arcilla, que queda como residuo al disolverse la calcita. De acuerdo a lo

mencionado, estas estructuras sedimentarias generan un bloqueo al flujo de fluidos dentro del

yacimiento.

2.5. Flujo cruzado en un yacimiento naturalmente fracturado

La evaluacin cuantitativa de un sistema de fracturas naturales en un yacimiento fracturado

requiere sean determinadas las caractersticas principales de las fracturas:

Figura 9. Fotografa de roca con estructuras sedimentarias Estilolticas.

(http://atlasaas.blogspot.eom/p/quimicas.html)

2.5.1. Intensidad o espaciamiento de las fracturas: El espaciamiento de las fracturas es uno de los

parmetros necesarios para predecir la porosidad y permeabilidad de las fracturas en un

yacimiento. Dificultades en la cuantificacin del espaciamiento de las fracturas frecuentemente se

incrementan debido al pequeo tamao de los mtodos de muestreo (observaciones en ncleos y

pozos) comparados con las dimensiones de la roca matriz y del espaciamiento a gran escala de las

fracturas en el yacimiento. Las variaciones en el espaciamiento pueden tener un dramtico efecto

en la porosidad y permeabilidad. Nelson (2001) present algunos diagramas los cuales combinan

el efecto del ancho y espaciamiento con la permeabilidad de las fracturas (ver Figura 10 y 11).

35

Estos diagramas reflejan cualitativamente las observaciones realizadas en ncleos y

afloramientos.

2.5.2. Morfologa de las fracturas: La morfologa de las fracturas puede influenciar la

permeabilidad direccional de toda la masa de roca alrededor de esta. La morfologa puede ser

observada en ncleos y afloramientos e inferida a travs de algunos registros de pozos. Existen

cuatro (04) tipos de planos morfolgicos de las fracturas:

1.0110'

i io ico

Eipaclainlruto de las Fracluriu (D) en cau

Figura 10. Permeabilidad de las fracturas como una incin del ancho y espaciamiento de las fracturas (Nelson,

R.A, 2001).

mvuu nuciuva

I - BT,

i n too

Espaclainlrulo de las Fr.icwr.n (D) cu cas

Figura 11

2001).

Porosidad de las fracturas como una funcin del ancho y espaciamiento de las fracturas (Nelson, R.A,

Fracturas Abiertas: Las fracturas abiertas, como su nombre lo indica, no posee material que

llene el ancho de estas. Tales fracturas son potenciales conductos abiertos al flujo de fluidos y

36

su permeabilidad es una funcin del ancho inicial de las mismas, de los esfuerzos efectivos,

de la rugosidad y del rea de contacto de las paredes de las fracturas.

Fracturas Deformadas: Estas fracturas estuvieron abiertas inicialmente y posteriormente

alteradas fsicamente por movimientos tectnicos. Su morfologa crea fuerte anisotropa

dentro del yacimiento.

Fracturas Mineralizadas: Son fracturas que han sido llenadas en un proceso de mineralizacin

dagentica o secundaria. Frecuentemente, este material cementante secundario esta integrado

por cuarzo, carbonato o una mezcla de ambos. La mineralizacin de las fracturas puede ser

parcial o completa. Su efecto en la permeabilidad depende del tipo de llenado y de la historia

dagentica del material. Usualmente las fracturas observadas mineralizadas totalmente son

barreras de permeabilidad. Por otra parte, las fracturas con mineralizacin parcial pueden

contribuir con el movimiento de los fluidos en el yacimiento. Las fracturas mineralizadas

ocurren frecuentemente en arenas, arcillas y calizas.

Vugas-Fracturas: Son alteraciones de la matriz alrededor de una fractura. Se forman cuando

los fluidos entran en contacto con la roca de baja permeabilidad a travs de los planos de

fracturas. Si estos fluidos tienen algn desequilibrio con la roca matriz, el proceso de

disolucin puede ocurrir. Las vugas son formadas adyacentemente y a lo largo de las

fracturas y son restringidas a las zonas estrechas de los canales fracturados.

2.5.3. Interaccin entre la matriz v las fracturas: Los yacimientos en los que las fracturas juegan

un importante rol en la produccin y en el almacenamiento de las reservas tiene que ser tratado

como un sistema de doble porosidad (matriz y fracturas). Interpretaciones de yacimientos que no

identifiquen la reduccin del recobro debido a interacciones adversas entre los dos sistemas

conducir a una incorrecta estimacin de las reservas y de los factores de recobro. Observaciones

realizadas a travs de secciones finas y anlisis de la permeabilidad direccional en ncleos

completos permitir ilustrar en un sentido relativo la posible interaccin y las tasas de flujo entre

las fracturas y la matriz. En muchos yacimientos, la comunicacin entre estos dos sistemas puede

ser buena; sin embargo, en otros casos esta comunicacin puede ser inhibida por mineralizacin

de las fracturas o deformacin a lo largo del plano de fracturas.

37

2.6. Capacidad de almacenamiento

En muchos casos, altas tasas iniciales de produccin han conducido a ingenieros a sobreestimar

los pronsticos de produccin en los pozos productores. Los ingenieros de yacimientos

usualmente asumen:

Las fracturas tienen capacidad de almacenamiento despreciable y son canales de alta

permeabilidad que permiten el flujo de fluidos.

La matriz tiene una importante capacidad de almacenamiento con una reducida

permeabilidad.

La primera asuncin ha conducido a fracasos en el desarrollo de yacimientos naturalmente

fracturados. Muchos yacimientos que producen a altas tasas y declinan drsticamente despus de

un corto periodo de tiempo. Esto ocurre debido a que el petrleo producible ha sido almacenado

en las fracturas. Por lo tanto, es importante estimar el Petrleo Original En Sitio con razonable

criterio dentro del sistema fracturado. La segunda asuncin debe ser considerada cuidadosamente.

Si la permeabilidad de la matriz es muy baja, el petrleo fluir muy lentamente de la matriz hacia

las fracturas y slo el petrleo almacenado originalmente en las fracturas ser producido en un

lapso de tiempo definido.

Otros parmetros que juegan un importante rol en el movimiento del petrleo desde la matriz

hacia las fracturas son: porosidad de la matriz (m), compresibilidad total de la matriz (Cm),

espaciamiento entre fracturas (e) y la viscosidad del petrleo (|io). Por otra parte, tal como fue

mencionado en la seccin 2.3 en el anlisis de la razn gas-petrleo de produccin, debido a la

baja viscosidad del gas, ste se mueve ms rpido que el petrleo desde la matriz hacia las

fracturas.

Chacn y Tiab (2007), mostraron que la capacidad de almacenamiento co es definida por:

38

(4xc,)f

, (4>xCt),(1)

El subndice "f" y "m" es referido a la fractura y a la matriz, respectivamente. Este parmetro o

mide la capacidad de flujo de la porosidad secundaria. Chacn y Tiab (2007) resaltaron el trabajo

realizado por Warren y Root (1963) para estimar w. La metodologa descrita considera que en un

sistema de doble porosidad se desarrollaran dos lneas rectas en el grfico semi-logartmico de

presin vs. tiempo de Horner como se muestra en la Figura 12.

5,800'

5,700

100,000 10,000 1,000 100

Horner time, At^t,, +

10

Figura 12. Curva tpica de presin para un anlisis semi-logartmico en un yacimiento naturalmente fracturado.

(Chacn y Tiab, 2007).

Si las lneas rectas (inicial y final) son identificadas y la diferencia de presin (8P) es establecida,

la capacidad de almacenamiento puede ser calculada usando la siguiente expresin:

5P

G>=10m (2)

Donde "m" es la pendiente de las rectas.

39

Chacn y Tiab (2007) mostraron una correlacin para determinar 0) como una funcin de la

porosidad (total/fracturas) y de la compresibilidad de la formacin (matriz/fracturas).

(0 = (3)

Esta ecuacin puede ser mostrada de forma grfica a travs de la Figura 13. Donde "Cm" es la

compresibilidad de la matriz y "Cf" es la compresibilidad de las fracturas "Cf", ambas en Lpc'1.

Ambos trminos sern mencionados en la seccin 2.7.

J_4 -H4UI

i. a .uui

I I I I lili

nrnmii

1.00

0.99

0.90

o.eo

070

o.eo

0.50 |IJ

0.40

0.300.20

0.10

0.05

0.02

0.01

(-4 +HHI

rTTnm

I lili

Til l7l4-MMI

I I I Illll

*- -t- + H Hl

I I I lili

I I I Illll

t

nuaa4 + MHIt-4 4-HHI

t--t

* -t + H Hl

I I I IJMI

I I I Illll

I I Illll

Lii'Jiii i 11 ni

i i 11 ni

Figura 13. Efecto de la compresibilidad de las fracturas y de la matriz en la capacidad de almacenamiento (Chacn y

Tiab, 2007).

2.7. Compresibilidad de la matriz (Cm) y de las fracturas (Cf)

Los trminos Cm y Q deben ser determinados en el laboratorio a travs de anlisis de ncleos.

Para el caso de no disponer de ncleos, estos valores pueden determinarse usando correlaciones

40

empricas. Para la matriz, puede usarse la correlacin desarrollada por Hall (1953), la cual fue

presentada por Mian (1992) en forma matemtica a travs de la ecuacin siguiente:

-0,415

(4)

Donde i, y Cm es la porosidad (fraccin) y compresibilidad (Lpc"1) de la matriz,

respectivamente.

Para las fracturas, puede usarse la correlacin desarrollada por Aguilera (1999), donde la

compresibilidad de las fracturas depende de los esfuerzos netos.

_* m 2.

* -Ol

-tCl

rntum

1.&C8 1-OS 1.E-04

Compresibilidad de las Fracturas, Lpc1

1.E-03

Figura 14. Compresibilidad de las fracturas como una funcin de los esfuerzos netos en las fracturas (Aguilera, R.,

1999).

Los esfuerzos netos son calculados usando la siguiente expresin (Chacn y Tiab, 2007):

= Pc-ocxPp (5)

41

Donde "Pe" es el esfuerzo neto efectivo (Lpc), "Pe" es la presin de confinamiento (Lpc), "Pp"

es la presin de poro o presin de yacimiento y "a" es el coeficiente de esfuerzo efectivo, el cual

es definido como:

"Kdiy" es el modulo de compresibilidad de la roca seca (poros + granos) y "Kg" es el modulo de

compresibilidad de los granos. Es asumido a = 1 para rocas porosas y dbiles ( > 5% y/o rocas

mal cementadas), donde Kg > Kdry, el cual hace despreciable el segundo trmino de la ecuacin

sealada para "a", por lo que lo que la ecuacin es reducida a:

Pe = Pc-Pp (7)

Por otra parte, cuando las fracturas en el yacimiento se encuentran abiertas y la mineralizacin

secundaria es pequea o despreciable, los hidrocarburos pueden fluir libremente desde la matriz

hacia las fracturas. La facilidad del flujo de fluidos depender del espaciamiento (e) y de la cada

de presin (AP) en las fracturas, de la viscosidad del fluido, de las propiedades de la matriz

(permeabilidad, porosidad y compresibilidad). Estas fracturas pueden proveer altas tasas iniciales

de produccin. El mayor problema con ste tipo de fracturas es que estas tienden a cerrarse a

medida que el yacimiento es agotado, dependiendo de los esfuerzos en sitio, de la presin inicial

y de la reduccin de la presin dentro de las fracturas. En otras palabras, las fracturas son ms

compresibles que la matriz de la roca. Si el yacimiento es sobre-presurizado, el cierre de las

fracturas puede ser significante conduciendo a pequeos recobros con altos cabeceos en los pozos

y altas perdidas econmicas (Aguilera, 1999). Para el caso contrario, cuando el yacimiento se

encuentra con baja presin, el cierre de las fracturas no es tan significante debido a que la

mayora de los cierres han ocurrido previamente. Para ste caso, la recuperacin de hidrocarburos

ser mayor que en los casos previos.

De acuerdo a lo sealado por Aguilera (1999), la correlacin desarrollada para el clculo de la

compresibilidad de las fracturas ha sido usada con xito a travs de los aos. La misma es una

42

aproximacin la cual no intenta remplazar el anlisis de los ncleos a nivel de laboratorio, por lo

que puede ser validada con datos de ncleo del yacimiento. En la Figura 14, la curva A esta

relacionada para fracturas naturales sin mineralizacin secundaria. Las curvas B hasta la F se

relacionan a fracturas con mineralizacin secundaria parcial. Las curvas G hasta L permiten

determinar la compresibilidad del sistema total, incluyendo fracturas, vugas y cavernas. Ellas

expresan una razn entre la porosidad de las fracturas y la porosidad total secundaria

(Vugas+fracturas). La mineralizacin en las fracturas est relacionada con el relleno de las

mismas con minerales, ocupando as su volumen y evitando tanto el flujo de fluidos como el

almacenamiento.

2.8. Coeficiente de interporosidad de flujo (A.)

El Coeficiente de Tnterporosidad (X) esta relacionado con el nivel de heterogeneidad del

yacimiento. El coeficiente X mide el intercambio de fluido que puede existir entre la matriz y las

fracturas (Chacn y Tiab, 2007). Un valor de X igual a la unidad indica ausencia de fracturas. A

menor valor de X, menor ser la transferencia de fluidos entre la matriz y las fracturas. Rangos de

X de 10'3 a 10*9 indican alta transferencia a pobre transferencia de fluidos entre matriz - fractura.

Este valor es determinado a travs de pruebas de presin. Para los efectos de ste trabajo de

grado, no es mencionado el procedimiento de clculo de sta variable X ya que sta variable no es

requerida para los clculos del balance de materiales.

2.9. Estimacin de la porosidad de las fracturas

El significado e importancia de la porosidad de las fracturas en la evaluacin de yacimientos y de

los problemas de potencial de produccin depender del tipo de yacimiento encontrado. En un

yacimiento fracturado, donde el sistema de fracturas provee esencial porosidad y permeabilidad

al yacimiento, un clculo temprano de la porosidad de las fracturas o volumen fracturado por

pozo es de importancia extrema. Se tener un preciso conocimiento preciso de este volumen tan

pronto como sea posible con el objeto de evaluar las propiedades del yacimiento. Si los datos lo

permiten, la estimacin debe ser actualizada continuamente a travs de datos de produccin y

mtodos de clculo.

43

La porosidad de las fracturas es una variable difcil de calcular. Entre los diversos mtodos para

estimar la misma, se pueden resaltar los siguientes:

2.9.1. Anlisis de ncleos: Anlisis de ncleos completos muestran un gran volumen de roca (3 a

5 pulg. de dimetro) comparado con un anlisis de un tapn de ncleo (3/4 pulg. de dimetro por

muestra), por lo que el anlisis de los tapones representan una medida inalcanzable de la

porosidad de las fracturas (Nelson, 2001). De un ncleo completo fracturado puede determinarse

la porosidad de las fracturas sustrayendo la porosidad de la matriz a la porosidad total medida.

Por ejemplo, si el ncleo no intersccta gran parte de las fracturas principales del yacimiento, la

porosidad de las fracturas medida ser muy baja ($f = 0). Este problema puede conducir a

estimados engaosos de porosidad de las fracturas; sin embargo, este es frecuentemente el primer

mtodo disponible para el anlisis de la porosidad de las fracturas.

2.9.2. Anlisis a nivel de campo-laboratorio: Debido a que las fracturas son entidades planas, la

porosidad y la permeabilidad de las mismas son directamente dependientes del ancho y

espaciamiento de stas (Nelson, 2001).

Kf=1x100 (9)f lj2xDj

Donde '%" es la porosidad de las fracturas, "Kf" es la permeabilidad de las fracturas, "e" es el

ancho efectivo de las fracturas y "D" es el espaciamiento de las fracturas cuyo plano de fracturas

es paralelo al gradiente de presin del fluido. El valor de "D" puede ser estimado por observacin

y anlisis directo de ncleos. En el laboratorio, la permeabilidad de las muestras de rocas

fracturadas y no fracturadas puede ser estimada a presin de confinamiento. Una vez determinada

Kf y estimado D, el ancho de las fracturas (e) puede ser determinado usando una de las

ecuaciones sealadas arriba. Una vez conocida 'V para una presin de confinamiento, puede

44

calcularse fy (Nelson, 2001). Otra manera de calcular f es usando la correlacin mostrada en la

Figura 15, donde (J)f es una funcin de D y e.

*a4)

i

9

oa

n

10

1

1 Curvas de igual espacltuniento >r . en las fracturas en cms. ^r ^r

Asumiendo un set de /T ^rfracturas paralelas / / j

espaciadas regularmente^' y^j _ >r

/ / /

104 103 10-2Ancho de las Fracturas (e) en cms

^/lOO a

10-1

Figura 15. Porosidad de las fracturas como una funcin del ancho y espaciamiento de las fracturas (Nelson, R.A,

2001).

2.9.3. Registros de pozos: Segn Nelson (2001), no existe una forma directa de calcular la

porosidad de las fracturas usando registros de pozos. Existen registros que han sido desarrollados

para detectar sistemas naturalmente fracturados, pero ninguno puede calcular la porosidad de las

fracturas directamente. La mayora de los mtodos iniciales usados (tal como el mtodo

gravimetrico), contribuyen con la medicin de la porosidad de la matriz en una herramienta y la

porosidad total en otra. La diferencia entre estos dos valores es considerado como la porosidad de

las fracturas (f = , -

45

fracturas ((|)f = Neutrn - smco)- La Figura 16 muestra un registro neutrn, snico y de densidad

de un pozo ubicado en un yacimiento de Argentina (Aguilera, 1995). La seccin contiene

anhidrita con porosidad fracturada. Se observa que el tiempo de transito del snico (At)

permanece aproximadamente constante a lo largo de toda la seccin; mientras que la densidad de

la matriz (pb) se reduce de 2,97 a 2,83 g/cc y la porosidad del neutrn ((|>n) se incrementa de 0 a

4%.

De acuerdo a Aguilera (1995), existen 4 principales problemas en el uso de la combinacin

snico-neutrn y/o densidad combinado. Primero, la combinacin provee valores de porosidad

secundaria total. La porosidad de las fracturas es conocida si y solo si se conoce que no exista

otro tipo de porosidad secundaria. Segundo, la porosidad total puede ser sub-estimada cuando no

es registrada toda la circunferencia del hoyo, es decir, cuando se tiene informacin de un solo

lado del hoyo. Consecuentemente, si existe una zona fracturada en el lado no registrado del hoyo,

la porosidad asociada no ser contabilizada. Tercero, el mtodo puede mostrar una porosidad de

las fracturas que no es real debido a la variacin de la arcillosidad. Finalmente, como ltimo

punto, la porosidad total puede ser sobre-estimada debido a irregularidades del hoyo.

2.9.4. Pruebas de presin: A travs de pruebas de presin no es posible determinar directamente

la porosidad de las fracturas. Tal como fue mencionado anteriormente, las pruebas de presin

permiten determinar la capacidad de almacenamiento (co) y el coeficiente de interporosidad de

flujo (X) de un yacimiento usando un anlisis semilog convencional, curvas tipo o la tcnica TDS

propuesta por Tiab, Igbokoyi y Restrepo (2006).

En yacimientos naturalmente fracturados donde la porosidad de la matriz (f), cuando la presin es reducida producto de la produccin de

petrleo, se observa que la tym se reduce y la f se incrementa (Tiab, Igbokoyi y Restrepo, 2006).

En vista de la carencia de una ecuacin que determina de forma directa la porosidad de las

fracturas, Tiab, Igbokoyi y Restrepo (2006) propusieron una ecuacin para determinar

CALIPER

INCHES

GAMMA

XfJ OITS

GR' CTaliper

DENSITY

a.o 8>IO

TRANSITTIME-jwBc/It

SO.

iAt

Figura 16. Registro de un yacimiento ubicado en Argentina (Aguilera, R., 1995).

46

(10)

La porosidad de las fracturas es generalmente un nmero pequeo comparado con la porosidad

normal de la matriz. La mayora de los yacimientos fracturados poseen menos de 1% de $ sin

47

embargo, este valor puede ser importante en yacimientos con gran extensin vertical y areal

(Nelson, 2001). La Tabla 1 muestra de forma tabular valores de f comnmente encontrados.

Tabla 1. Valores Tpicos de Porosidad de las Fracturas (Nelson, R.A , 2001).

Siempre menor que

Excluyendo pequeas zonas, menor que

En general, menor que

Vugas-Fracturas

2%

1%

0,5%

0 - valores altos

2.10. Evaluacin emprica de la porosidad de las fracturas

Porosidad secundaria sustancialmente exhibir diferentes valores para el caso de vugas

fracturas. Diferentes resultados son tambin esperados cuando se trata de macrofracturas y

microfracturas. Las macrofracturas son fracturas con amplia apertura y de extensin en el

yacimiento desarrolladas a travs de varias capas; mientras que las microfracturas (o fisuras) son

fracturas de estrecha apertura y de extensin limitada en el yacimiento, frecuentemente limitada a

un solo estrato.

Dependiendo del tipo de roca y del estado de los esfuerzos, las macrofracturas o microfracturas

sern ms predominantes. A continuacin se muestran rangos probables de porosidad secundaria

(Van Golf-Racht, 1982):

Red de macrofracturas: f = 0.01 - 0,5%

Fisuras aisladas: f = 0,001 - 0,01%

Red de Fisuras: f 0,01 - 2%

Vugas: f =0,1-3%

48

La mxima porosidad secundaria basada en la magnitud de la porosidad total es tambin dada por

varias correlaciones empricas, de las cuales las siguientes pueden ser inferidas (Van Golf-Racht,

1982):

^finx < 0,1 x , cuando (|>, < 10%.

^finx < >04 x ^i cuando fy > 10%

Desde el punto de vista de capacidad de almacenamiento, la exactitud de la porosidad de las

fracturas juega un importante rol, ya que permitir estimar los volmenes originales en sitio con

mayor precisin.

2.11. Estimacin de la saturacin de agua en la matriz y fracturas

Aguilera (1995) seala que cuando un yacimiento naturalmente fracturado es descubierto, por lo

regular siempre existirn serias dudas de la comercialidad del yacimiento a pesar de las altas tasas

de produccin que ste pueda tener., ya que se ha observado que los mismos declinan sus tasas de

produccin a niveles no comerciales. Las tasas iniciales altas provienen de los hidrocarburos

almacenados en las fracturas. Por lo tanto, es importante tener un estimado de la saturacin de

hidrocarburos en las fracturas.

El procedimiento presentado para la estimacin de la saturacin de agua no exacto, pero de

acuerdo a Aguilera (1995), el mismo provee resultados razonables en magnitud. Fue sealado que

un sistema fracturado es aproximadamente equivalente a un paquete de tubos, donde es posible

estimar la saturacin de hidrocarburos en las fracturas y en la matriz usando el siguiente

procedimiento (Aguilera, 1995):

Medir inicialmente el corte de agua. Se debe asegurar de que el agua sea de formacin y que

no este influenciada por los fluidos de perforacin.

49

Determinar la viscosidad del petrleo y del agua y el factor volumtrico del petrleo a

condiciones de yacimiento.

Estimar la saturacin de agua en las fracturas usando la siguiente ecuacin:

I1.XRAP

wf B0xuo+nwxRAP

Donde RAP es la razn agua-petrleo.

Asimismo, la saturacin de agua en la matriz (SUTn) es determinada usando la siguiente

ecuacin:

Donde Sw es la saturacin de agua promedio del sistema compuesto determinado, por

ejemplo, del anlisis del grfico de Pickett o del anlisis estadstico Pl/2, los cuales sern

discutidos en la seccin 2.12. La variable v es el coeficiente de particin de la porosidad, el

cual es la razn de la porosidad secundaria dividida por la porosidad total (Aguilera, 1995):

(13)

Este coeficiente representa la subdivisin de la porosidad total (t) entre la porosidad de la

matriz (fon) y la porosidad de secundaria (f). El coeficiente v puede ubicarse entre 0 y 1. Si

50

medir el valor de la presin como una funcin del volumen inyectado acumulado de agua

(Figura 17). El espacio poroso secundario, Vf, debido a su alta permeabilidad, ser el

primero en llenarse con el agua inyectada. Un abrupto incremento en la presin es registrado

luego, indicando que el espacio poroso de la matriz, Vm, ha sido llenado. El volumen poroso

total, V, = Vf +(|>f xVm, se considera que ser llenado cuando se registre en la prueba una

presin de 1000 Lpc. El coeficiente v o punto de ruptura se calcula usando la siguiente

expresin (Aguilera, 1995):

V V

Donde "Vf" es el volumen fracturado, "Vm" es el volumen de la matriz y "m" es la porosidad

de la matriz. Por otra parte, el coeficiente de particin puede ser estimado tambin a travs de

anlisis de presiones y datos de registros de pozos. Usando los registros de resistividad de

lectura corta y larga (Short Normal, Long Normal o Induccin), pueden utilizarse las

siguientes ecuaciones considerando que el fluido de perforacin es no conductivo:

.. .. ,1 vx

51

Volumen de Agua Inyectada, ce

Figura 17. Mtodo de Locke y Bliss para estimar espacio poroso de las fracturas (Nelson, R.A, 2001).

FxRmf(16)

Long Normal: =_vxt: Porosidad total de la formacin, fraccin.

Sw: Saturacin de agua, fraccin.

52

Sx0: Saturacin del filtrado del lodo de la zona invadida, fraccin.

La mayora de estos parmetros pueden tambin ser determinados usando anlisis de ncleos.

En vista de que las ecuaciones sealadas son una funcin v, las mismas deben ser resueltas y

despejarse v.

2.12. Efecto directo de las fracturas en el flujo de fluidos

Contrario a las creencias populares, los yacimientos naturalmente fracturados no siempre son

canales permeables. Ellos pueden actuar como barreras para impedir el flujo de fluidos (Nelson,

2001). El efecto de las fracturas naturales en la permeabilidad es dependiente de la morfologa y

de las caractersticas del plano de fracturas. La Figura 18 muestra diferentes morfologas de

fracturas de un anlisis de ncleo completo realizado por AMOCO, donde se observa variaciones

en la permeabilidad de la formacin. Es frecuentemente difcil determinar si las fracturas juegan

un importante rol en la produccin de fluidos de un pozo dado. Sin embargo, existen indicadores

a travs de anlisis de ncleos que permiten sospechar un posible control de las fracturas en la

produccin (Nelson, 2001). Los indicadores son:

Observaciones directas de planos de fracturas impregnados en ncleos pueden indicar control

de las fracturas. Frecuentemente, estos planos evidencian el movimiento prevaleciente de

petrleo a lo largo de los planos de fracturas (Figura 19).

Alta permeabilidad de pruebas de flujo de zonas de baja permeabilidad derivada de tapones

de ncleos pueden indicar control del flujo por las fracturas naturales. Un ejemplo de campo

es mostrado por AMOCO donde una permeabilidad mayor de 100 md fue obtenida de una

prueba de flujo de una zona con una permeabilidad menor de 1 md determinada a travs de

un tapn de ncleo a presin atmosfrica.

Control del flujo de fluidos tambin puede ser revelado a travs de un anlisis de ncleo

completo en 3 direcciones. Este anlisis permite evaluar el grado de comunicacin vertical a

travs del ncleo usando permeabilidades verticales y horizontales (Figura 20).

53

trice, m* nunca son:

HI-W

tuque nwct itws utigu uitunsiats

Nsn wasitK ihu a* una rtn owui im. uo . tim co.. nsn

Figura 18. Efecto directo de varias morfologas de fracturas en la permeabilidad de un ncleo completo (Nelson, R.

A, 2001).

Figura 19. Petrleo impregnado a lo largo de las fracturas abiertas de un ncleo (Nelson, R.A, 2001).

54

(a) (b)

Figura 20. Relacin de permeabilidad horizontal y vertical de un anlisis ncleo naturalmente fracturado (Nelson,

R.A., 2001).

La Figura 20 (a) muestra la variabilidad existente entre la permeabilidad vertical (Kv) y

horizontal (Kh) observada a travs del anlisis de un ncleo, donde existe una amplia dispersin

de puntos por encima y por debajo de la lnea isotrpica (lnea donde Kv = Kh), donde se

evidencia la alta heterogeneidad del yacimiento. En la Figura 20 (b) se reportan todas las

muestras que presentaron fracturas, de acuerdo a las pruebas obtenidas en el laboratorio. Estas

muestras son resaltadas con un cuadrado. En general, a excepcin de algunos casos, la mayora

de estas muestras fracturadas se encuentran por debajo de la lnea isotrpica en un rango donde la

permeabilidad vertical se encuentra entre 1 y 1/10 de la permeabilidad horizontal, lo cual puede

ser indicativo de anisotropa en la morfologa de las fracturas (fracturas verticales cerradas,

fracturas oblicuas, entre otros aspectos). Finalmente, en la Figura 20 (c) se presentan muestras

fracturadas resaltadas con un triangulo por encima de la lnea isotrpica donde Kv Kh,

indicando fracturas verticales abiertas al flujo de fluidos en el yacimiento (permeabilidad

anisotrpica).

55

2.13. Guas generales para estimar reservas de petrleo y gas en yacimientos naturalmente

fracturados

Aguilera (199S) seal algunos tratamientos a seguir entorno a su experiencia para la estimacin

de hidrocarburos en sitio y las reservas asociadas a yacimientos naturalmente fracturados.

2.13.1. Estimados volumtricos: Estimaciones del petrleo original en sitio (o gas en sitio) por

mtodos volumtricos en yacimientos naturalmente fracturados requieren el conocimiento previo

del rea, espesor petrolfero (o gasfero), el factor volumtrico del petrleo (o del gas), la

saturacin de agua en la matriz y fracturas. Establecer valores exactos de stos parmetros es casi

imposible, especialmente para el caso de la porosidad y la saturacin de agua en las fracturas

(Aguilera, 1995). Yacimientos fracturados deben producir inicialmente a altas tasas, lo cual en

muchos casos conduce a pronsticos optimistas. Estas tasas iniciales son debidas al petrleo

original en sitio dentro de las fracturas. A medida que es agotado o explotado un yacimiento

fracturado, el petrleo declinar drsticamente con un fuerte incremento en la razn gas-petrleo.

De aqu en adelante la produccin depender de la facilidad de descarga del petrleo desde la

matriz hacia las fracturas. Consecuentemente, la importancia de tener razonables estimados de

petrleo original en sitio (o gas en sitio) dentro de la red de fracturas no puede ser exagerada. El

mtodo de Monte Cario ha sido usado por Aguilera (1978, 1979) para calcular los rangos y la

distribucin de la probabilidad de la porosidad total (t), el exponente de doble porosidad (m), la

saturacin de agua total (Sw), la porosidad y saturacin de agua dentro de las fracturas ($f y SWf),

el POES dentro de las fracturas y el POES total en un yacimiento naturalmente fracturado. El

POES dentro de las fracturas puede ser aproximado usando la siguiente ecuacin:

_ 7758x Af xhf xf x(l -Swf)Nf _ _

Donde:

N: POES en las fracturas, MMBN.

56

Af: rea de las fracturas, Acres.

hf-: Espesor neto fracturado, pies.

f: Porosidad de las fracturas, fraccin.

Swf: Saturacin de agua inicial dentro de las fracturas, fraccin.

Bo: Factor volumtrico del petrleo inicial, BY/BN.

Por otra parte, el POES total en un yacimiento naturalmente fracturado puede ser calculado

volumtricamente de la relacin siguiente:

N_7758xAxhxx(l-Sj

B.,

Donde:

N: POES total, MMBN.

A: rea, Acres.

h: Espesor neto petrolfero, pies.

: Porosidad total, fraccin.

Sw: Saturacin de agua inicial promedio, fraccin.

Bo: Factor volumtrico del petrleo inicial, BY/BN.

57

La siguiente seccin presenta un procedimiento a seguir para la estimacin de algunos parmetros

dentro de las ecuaciones para el clculo del POES en la matriz y en las fracturas:

a) Porosidad total (t): Puede ser calculada usando registros elctricos, anlisis de ncleos

completos y/o a partir de la ecuacin propuesta por Pirson (1962), la cual es funcin de la

porosidad de la matriz y del coeficiente de particin:

Donde "m" es la porosidad de la matriz o porosidad del ncleo de tapones no fracturados. El

coeficiente de particin "v" fue definido previamente en la seccin 2.10.

b) Saturacin de agua total: Es calculada usando el grfico de Pickett el anlisis estadstico ?m.

Ambos mtodos no sern discutidos en detalle en este trabajo. El grfico de Pickett es discutido

por Aguilera (1995) y no ser presentado en este trabajo. Solo ser sealado el mtodo estadstico

P1", el cual establece el siguiente procedimiento:

Ser definido: Sin ambigedad, cada paso del algoritmo debe indicar la accin a realizar sin

criterios de interpretacin. A partir de los datos del registro snico y resistividad verdadera de

la formacin (Rt), definir At (u,sec/pie) y Rt (ohm-m) promedios por zona de inters en el

yacimiento naturalmente fracturado.

Establecer el valor de AmairiZ (Jisec/pie), el cual es definido como la respuesta del registro

snico a una porosidad de cero.

El exponente de doble porosidad (m) debe ser estimado usando registros de pozos o a travs

de la siguiente expresin:

58

-log

m = (21)

Donde mm es el exponente de porosidad de la matriz obtenido en el laboratorio de un anlisis

intergranular de los tapones no fracturados (Aguilera, 1995). Por otra parte, a medida que

"m" sea ms pequeo, mayor ser el grado de fracturamiento.

Determinar el valor de P1'2 para la zona de inters usando la siguiente expresin:

(22)

Si la porosidad es conocida, Pl/2 puede ser escrita como:

(23)

Graficar P1/2 vs. frecuencia acumulada (Figura 21). Se determina el valor medio de P1/2

asociado a una frecuencia acumulada de 50%.

Frecuencia Acumulada

Figura 21. Grfico Pl/2 vs Frecuencia Acumulada para Sw = 100% y Sw < 100% (Aguilera, R., 1995).

Calcular el ndice de resistividad I de la relacin:

59

1= flJT (24).100

Donde P(,l/2 es el valor de Pl/2 para zonas con hidrocarburos y Pioo"2 es el valor medio de Pl/2

asociado a una frecuencia acumulada de 50% (Figura 21).

Calcular la saturacin de agua usando la ecuacin siguiente: Sw = I"1/n. La variable "n" es

denominada exponente de saturacin, el cual puede ser determinado considerando m = n

(Aguilera, 1995).

c) rea del Yacimiento: Estimados del rea fracturada del yacimiento puede ser obtenido a

travs fotografas areas, ndice de fracturas, datos ssmicos, radio de curvatura, entre otros.

d) Espesor Petrolfero: Mtodos convencionales pueden ser usados para determinar sta variable

si existen evidencias de fracturas verticales extendidas por encima de toda la seccin petrolfera.

Otras herramientas potenciales tiles para determinar el espesor fracturado incluye: registro de

intensidad variable (variable intensity log), registro de buzamiento (dipmeter), registro de

identificacin de fracturas (fracture identification log), registro dual induccin-lateropefil 8 (dual

induction-laterolog 8), registro snico y neutrn (sonic and neutrn log), registro snico y

densidad (sonic and density log), porosidad del ncleo y registro neutrn (core porosity and

neutrn log), borehole televiewer, comparacin del exponente de porosidad de la matriz (mb) con

el de doble porosidad (m), comparacin del volumen de arcilla con el ndice de uranio, grfico de

litoporosidad (lithoporosity crossplot), curva de Potencial Espontneo (SP), curva corregida de

registro de densidad compensado, comparacin entre las curvas "short normal" y "long normal",

ndice de produccin, entre otras tcnicas (Aguilera, 1995).

Por otra parte, los yacimientos naturalmente fracturados, los cuales ha venido trabajando

Aguilera (1995), son caracterizados por presentar valores de porosidad en la matriz mucho

menores de 10% y permeabilidades en la matriz menores a I md. Debido a estas propiedades de

la roca, es difcil definir con razonable certidumbre los estimados volumtricos de hidrocarburos

originales en sitio, el recobro y las reservas. Por esta razn, es recomendable procedimientos

60

estadsticos para cuantificar la incertidumbre asociada a los clculos. Como regla general, se debe

considerar clasificar las reservas calculadas volumtricamente en la categora de "Reservas

Posibles", lo cual se asocia a una probabilidad entre 10% y 40% de que las cantidades estimadas

sean recuperadas (Aguilera, 1995).

2.13.2. Estimados por declinacin de produccin: Para el caso de disponer cortos histricos de

produccin, estimados de reservas a partir de anlisis de declinacin deben ser clasificados en la

categora de "Reservas No Probadas". Histricos de produccin amplios conducen a razonables

estimados de "Reservas Probadas". Para el caso de yacimientos de gas, Aguilera (1995) no

recomienda estimados de reservas a travs de curvas de declinacin, exceptuando aquellos casos

donde los pozos se encuentran en su ltima etapa de produccin donde una constante presin de

compresin en superficie est siendo utilizada

2.13.3. Estimados por balance de materiales: La tcnica de balance de materiales es muy usada en

yacimientos convencionales no fracturados pero puede fcilmente conducir a grandes errores en

yacimientos naturalmente fracturados. El balance en yacimientos convencionales no maneja

anisotropa en las permeabilidades, ni el contraste entre las propiedades de la matriz y las

fracturas, intrusin de agua y gas a travs de las fracturas naturales, entre otras variables.

Aguilera (1995) recomend clasificar los estimados de reservas por balance de materiales en la

categora de "Reservas Probables", lo cual se asocia a una probabilidad entre 40% y 80% de que

las cantidades estimadas sean recuperadas; sin embargo, estimados de reservas por balance de

materiales pueden ser clasificados en la categora de "Reservas Probadas" cuando el histrico de

produccin (petrleo, agua y gas) y la calidad de los datos de presin son buenos. Se debe tener

cuidado de posibles cambios en la comunicacin y los cierres de las fracturas cuando el

yacimiento esta siendo agotado. La seccin 2.13 describe la metodologa usada en ste trabajo

para la estimacin del POES usando la ecuacin de balance de materiales en yacimientos de

doble porosidad.

61

2.14. Balance de materiales en yacimientos de doble porosidad

La Ecuacin clsica de Balance de Materiales es una de las herramientas fundamentales del

ingeniero de yacimientos a nivel mundial. Esta Ecuacin General de Balance de Materiales

(EBM), fue desarrollada por Schilthius en 1936 y presentada en 1941, segn Dake (1978), basada

en dos principios bsicos de ingeniera: la Ley de conservacin de masa y la Ley de conservacin

de energa. La aplicacin de estos principios a yacimientos de hidrocarburos con el fin definir

parmetros claves como el POES y los mecanismos de produccin presentes, constituye el

mtodo de Balance de materiales, fundamentado en el principio de que el volumen poroso de un

yacimiento (volumen de control), puede ser determinado cada vez que se produce una reduccin

de la presin como consecuencia de la produccin de los fluidos. Para ello, se realiza un Balance

Volumtrico entre los materiales en el yacimiento y los producidos.

Tal como fue mencionado, el balance de materiales en yacimientos convencionales no maneja el

contraste existente entre las propiedades de la matriz y las fracturas. Por lo tanto, a fin de tomar

en cuenta estas diferencias, se hace necesario evaluar la nueva tcnica de Balance de Materiales

propuesta por Penuela y cois. (2001) y por Chacn y Tiab (2007), para modelos de doble

porosidad en yacimientos naturalmente fracturados. A continuacin se presentan las tcnicas

sealadas:

2.14.1. Metodologa propuesta por Penuela y colaboradores (2001): Para yacimientos del tipo A y

C (ver seccin 2.4), donde la capacidad de almacenamiento puede estar asociada principalmente a

un solo sistema (matriz o fracturas), la aplicacin de balance de materiales convencional puede

ser usada sin ningn tipo de dificultad, ya que un modelo de una sola porosidad esta presente

uniformemente a lo largo de todo el yacimiento. Para yacimientos naturalmente fracturados del

Tipo B, donde la matriz y las fracturas contribuyen con la capacidad de almacenamiento, fue

derivada una ecuacin de balance de materiales. Esta ecuacin es aplicable a yacimientos de

petrleo corriente (Black Oil) inicialmente subsaturados en un medio poroso (matriz), donde el

fluido es producido a travs de la red de fracturas. El mtodo grfico de solucin de Havlena y

Odeh (1963) fue modificado por Penuela y cois. (2001) para estimar el petrleo original en sitio

tanto en la matriz como en las fracturas. La forma general presentada para la ecuacin de balance

de materiales en yacimientos naturalmente fracturados es la siguiente:

62

Npx[B0+(Rp-R$)xBj+BwxWp =

Nm x|bo -Boi +(Rsi -Rs)xBg

Nfx|B0-Boi+(Rsi-RjxBg+C-^'i+CfjxAPxBoi+Wef| (25)

Donde:

Nm: Es el POES en la matriz de la roca, BN.

Nf: Es el POES en las fracturas, BN.

Np: Es el petrleo producido acumulado, BN.

Rp: Es la razn gas - petrleo producida acumulada, PCN/BN.

Rs: Es la razn gas-petrleo en solucin, PCN/BN.

Bo: Es el factor volumtrico del petrleo, BY/BN.

Bg: Es el factor volumtrico del gas, BY/PCN.

AP: Es el diferencial de presin entre la presin inicial y la presin de inters, Lpc.

Cm: Es la