PRUEBAS DRAW DOWN Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presion de fondo durante un periodo de tiempo, con el pozo fluyendo a una tasa constante estabilizada. Generalmente, se hace un cierre previo para lograr que la presion en el area de de drenaje del pozo se estabilice y sea uniforme. Se utiliza para hallar: -ermeabilidad promedio en el area de drenaje !"# -Efecto S"in !s# -$olumen poroso !$p# de la regi%n drenada -resencia de &eterogeneidades !'allas, contactos, barreras estratigraficas#. Estas pruebas son particularmente aplicables para: ( ozos nuevos. ( ozos que han sido cerrados el tiempo suficientemente para permitir que la presi%n se estabilice. ( ozos en los que la p)rdida de ingresos incurridos en una prueba de restauraci%n de presi%n ser*a dif*cil de aceptar.
•
+aracter*sticas:
Se basa en la medici%n de la presi%n inicial de producci%n de un pozo, aunque no estn limitadas a dicho per*odo inicial productivo. nicialment nicialmentee el pozo es cerrado hasta alcanzar la presi%n esttica esttica del yacimiento yacimiento antes de la prueba, durante un per*odo suficientemente largo. /a prueba es corrida para producir el pozo a una tasa de flujo constante con stante mientras se registra registr a continuamente la presi%n en el fondo del pozo. /a prueba de flujo !0ra1do1n# puede durar desde unas pocas horas hasta varios d*as si es necesario, dependiendo de los objetivos de la prueba. 2na prueba de flujo debe ser recomendada en oposici%n de una prueba de restauraci%n de presi%n en una situaci%n en la que se puede arrancar el per*odo de flujo !0ra1do1n# con una presi%n uniforme en el yacimiento, debido a esta raz%n los pozos nuevos son e3celentes candidatos. 4unque una debida corrida de una prueba 0ra1do1n suministra considerable informaci%n acerca de un yacimiento, la prueba puede ser dif*cil de controlar como es el caso de una prueba fluyente. Si una tasa constante no puede ser mantenida dentro de una tolerancia razonable, es recomendado el uso de pruebas 5ultitasas, las cuales podr*an ser usadas tambi)n si el pozo no fuera cerrado por un tiempo suficiente hasta alcanzar la presi%n esttica del yacimiento.
Se realizan haciendo producir un pozo a tasa constante y registrando la presi%n como funci%n del tiempo. /a informaci%n que se obtiene usualmente incluye la permeabilidad del yacimiento, el factor de da6o, y el volumen del yacimiento !si la prueba se realiza por largo tiempo#.
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7bjetivos:
/os objetivos de una prueba de flujo incluyen estimaciones de permeabilidad, factor de da6o y en ocasiones, el volumen del yacimiento. /a prueba de evaluaci%n de presiones durante el per*odo de flujo es particularmente aplicada en pozos nuevos y en aquellos que han sido cerrados un tiempo suficientemente largo, que permite que la presi%n esttica del yacimiento se estabilice.
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0etermina:
El prop% prop%si sito to de la prueb pruebaa de decl declin inac aci% i%nn de presi presi%n %n es dete determ rmin inar ar las las sigu siguie ient ntes es caracter*sticas del pozo y del yacimiento: ermeabilidad. +apacidad de la formaci%n. 8ransmisibilidad del yacimiento. Eficiencia de flujo. 0a6o o estimulaci%n. Efecto de almacenamiento del pozo. $olumen del drenaje. Geometr*a del yacimiento.
ara flujo de estado no estable !transiente# se utiliza
se puede arreglar de la siguiente forma:
Grfico de 1f vs. t en escala semi-log generar una l*nea recta de pendiente 9m en lpc;ciclo. Esta pendiente es negativa
<8E=+E87
/a permeabilidad puede ser estimada por la siguiente e3presi%n:
El efecto s"in puede determinarse partiendo de la Ec.
&aciendo p1f> p?hr !tomada de la e3trapolacion de l*nea recta#, la Ec queda:
/a ca*da de presi%n relacionada con el efecto s"in !0ps"in# se estima con la siguiente relaci%n:
+on esta prueba tambi)n se puede determinar la relaci%n de la productividad del pozo con o sin presencia del efecto s"in
Se definen los ndices de roductividad deal y =eal:
Se define la Eficiencia de 'lujo !E'#:
/a Eficiencia de 'lujo es una medida de cuanto ha afectado el efecto s"in la productividad del pozo. Este efecto puede ser tanto para estimular o 9da6ar el pozo.
+uando se realiza una estimulaci%n o acidificacion en un pozo, la Eficiencia de 'lujo tambi)n se utiliza para cuantificar en cuanto se incrementa la productividad del pozo luego del trabajo. +uando la prueba alcanza un tiempo suficientemente largo y se llega a la transici%n entre el estado no estable y el pseudo-estable, se pierde la linealidad en la curva de 1f vs. t. /a presi%n empezar a disminuir linealmente con el tiempo !Estado seudo-estable#.
Si se grafica p1f vs t en coordenadas cartesianas se obtiene una recta:
0onde m@es la pendiente de la recta !en +oord. +artes.# durante el per*odo pseudo-estable. gualmente se puede determinar la geometr*a del rea de drenaje, con la data del per*odo pseudo-estable, hallando el 'actor de 'orma !+4# !Earlougher, ?ABB#.
donde: m: endiente
de
la
recta
en
periodo
transiente
!Grafico
Semilog#
mC: endiente de la recta en periodo pseudo-estable !Grfico +artesiano# pint: unto de corte de recta con eje D !t>#, en grafico cartesiano. =2EF4S F2/0 2
Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presi%n de fondo durante un periodo de tiempo, luego de cerrar el pozo despu)s de haber estado fluyendo a una tasa constante estabilizada. Se utiliza para hallar: -resi%n esttica promedio en el rea de drenaje o yacimiento !i#. -ermeabilidad promedio en el area de drenaje !"#. -Efecto S"in !s#. -resencia de /*mites o heterogeneidades !'allas, contactos, barreras estratigraficas#. - nterferencia o comunicaci%n entre pozos ; fallas /a prueba requiere que el pozo produzca con una tasa estabilizada durante un cierto tiempo, denominado tiempo de flujo !tp#, para lograr una distribuci%n homog)nea en la presi%n antes del cierre 4l cerrar el pozo se mide la presi%n de fondo !1f 0t># y se empieza a medir en funci%n del tiempo de cierre !0t#.
El tiempo de flujo !tp# se define asi:
En una forma similar que para el caso de dra1do1n, se establece que para flujo de estado no estable !transiente# se cumple la siguiente ecuaci%n !Ecuaci%n de &orner, ?AH?#.
/a Ecuaci%n de &orner sugiere que la relaci%n entre p1s y !tpI0t#;0t es una linea recta en escala semi-log.
Si se escoge un valor diferente a p?h se debe modificar la constante J.KJ de acuerdo a la siguiente relaci%n:
/a ca*da de presi%n relacionada con el efecto s"in !0ps"in# se estima con la siguiente relaci%n:
/a Eficiencia de 'lujo !E'# se define similarmente que para dra1do1n
0onde la p1f es la presi%n de fondo fluyente registrada inmediatamente antes del cierre y p es la presi%n leida de la tendencia lineal !per*odo transiente# para un 0t>infinito L!tpI0t#;0tM>?.
5N8707 0E +2=$4S 87 /as curvas tipo son representaciones grficas de soluciones te%ricas de las ecuaciones de flujo !4gar1al et al, ?AB#. El m)todo consiste en encontrar, dentro de una familia de curvas, la curva te%rica que mejor coteje con la respuesta real que se obtiene durante la prueba de presi%n. Este cotejo se realiza en forma grfica, superponiendo la data real con la curva te%rica.
Estas soluciones grficas se presentan en funci%n de variables adimensionales !p0, t0, r0, +0#. Se basan en las siguientes ecuaciones:
5E8707 0E +2=$4S 87 roblema de 2nicidad: Se pueden obtener dos o ms respuestas a un mismo problema, debido al desconocimiento en el valor de +0.
+urva tipo de Gringarten !?ABA# =ecordando la relaci%n entre la presi%n de fondo y el coeficiente de almacenamiento
La prueba Build up, consiste en tomar datos y realizar el estudio de un yacimiento a través de un pozo que a ha sido cerrado temporalmente para tal finalidad. Uno de los principales objetivos de este analisis es determinar la presión estática del yacimento sin necesidad de esperar semanas ó meses para que la presión del yacimiento se estabilice. sta prueba además nos permite conocer al!unos parámetros tales como" # $ermeabilidad efectiva del yacimiento # fectos de da%o alrededor del pozo # $resencia de fallas # &l!unas interferencias de la producción del pozo. # L'mites del yacimiento, donde no hay un fuerte empuje por a!ua ó donde el acuifero no es de !ran tama%o comparado con el tama%o del yacimiento. $ara la ejecución de la prueba se asumen al!unas caracteristicas entre las cuales podemos encontrar" (.# )acimiento" # homo!éneo # *sotrópico # +orizontal ó de espesor uniforme .# -luido" # e encuentra en una fase simple # $oco compresible # /iscosidad constante # -actor volumetrico de formación constante 0.# -lujo" # -lujo laminar # 1o hay efecto de la !ravedad $ara efectuar la prueba, el pozo debe estar produciendo a una tasa constante por cierto tiempo antes del cierre con el fin de establecer una estabilización de la presión en el área de drenaje. $osteriormente se cierra el pozo, !eneralmente este proceso se efectua en superficie, y se empieza a tomar el tiempo de cierre y a re!istrar los valores de presión del pozo, los cuales deben comenzar a aumentar o a restaurarse desde el valor de presión de fondo fluyente, hasta alcanzar un valor de pseudo equilibrio con la presión estática del yacimiento. 2omando la data de los cambios de presión a través del tiempo de cierre, es posible estimar aplicando principios matemáticos de superposición los parámetros anteriormente enunciados.
La tabla ane3a muestra como debe ser el comportamiento de la curva de la tasa respecto al tiempo antes y despues del cierre del pozo, durante una prueba build up"
La si!uiente tabla muestra como será el cambio de presión de fondo fluyente del pozo con respecto al tiempo"
La ecuación que nos permite el cálculo de la presión durante la prueba de presión Build up es"
cuación 4(5 s importante destacar que B, es el -/- del petróleo para un yacimiento de petróleo, miu la viscosidad del fluido, 6 la permeabilidad y h el espesor de la arena que drena al pozo. l parámetro 2p corresponde a"
cuación 45
La ecuación de $7s 4(5 , puede ser !raficada en función de 84t9:t5;:t< y as' se obtendrá una recta conocida como la !ráfica de +orner, que nos aportará la información necesaria para el cálculo de la presión estática del yacimiento
=onde si efectuamos una e3trapolación del valor" 84t9:t5;:t<>(, obtendremos el valor de la presión para un tiempo de cierre infinito la cual se apro3imará al valor de la presión estática del yacimiento, o matemáticamente se!?n la ecuación de de $7s, quedará que el valor de la presión de fondo fluyente es i!ual a la presión estática del yacimiento. Un modelo de los datos obtenidos por medio de la data del Build Up se representa en la si!uiente tabla"
imilares ecuaciones e3isten para el cálculo de los otros parámetros que se pueden determinar por medio de ésta prueba, entre lo que se encuentra el factor @in el cual me da indicios de las condiciones de la formación, si se encuentra da%ada ó se encuentra estimulada. la ecuación si!uiente me permite conocer el factor @in"
cuación 405 =onde la $( hr, se obtiene del !ráfico de +orner y At es la compresibilidad de la formación. los valores de , se pueden tabular y obtener la si!uiente información" # Aondición ideal, > # =a%o en la formación, mayor que # simulación de la formación, menor que
DAÑO A LA FORA!"#N $PO%O& : &ay varias formas de cuantificar da6o o estimulaci%n en un pozo en operaci%n !productor o inyector#. El m)todo ms popular es el de representar una condici%n del pozo mediante una ca*da de presi%n en estado estable que ocurre en la cara del pozo, adicional a la ca*da de presi%n transitoria en el yacimiento que
ocurre normalmente. /a ca*da de presi%n adicional, se llama 9efecto de da6o y toma lugar en una zona infinitesimalmente delgada: 9zona de da6o. O > O depleci%n I O de da6o 4lgunos factores causantes de da6o son: ?. nvasi%n de los fluidos de perforaci%n K. enetraci%n parcial del pozo ?. +ompletamiento parcial K. 8aponamiento de las perforaciones J. recipitaci%n orgnico;norgnica P. 0ensidad de perforaci%n inadecuada o perforaci%n limitada H. +recimiento bacteriano Q. 0ispersi%n de arcillas B. resencia de torta y cemento R. resencia de alta saturaci%n de gas alrededor del pozo 4sumiendo estado estable cerca al pozo y que la zona de da6o tiene un radio finito rs, con una permeabilidad alterada, "s, la ca*da de presi%n debido al da6o se e3presa como la diferencia de presi%n e3istente entre la zona virgen y la zona alterada, es decir: Ops>
Oalterada
en
zona
danada
Ovirgen
en
zona
danada
ALA!ENA"EN'O $WBS(WELLBORE S'ORA)E&:Es el flujo continuado de la formaci%n hacia el pozo despu)s de que el pozo ha sido cerrado para estabilizaci%n. Se le denomina tambi)n postflujo, postproducci%n, postinyecci%n, carga o descarga. En pruebas de declinaci%n ocurre descarga !unloading#. El flujo ocurre por la e3pansi%n de fluidos en el pozo. En pruebas de restauraci%n de presi%n ocurre postflujo !afterflo1# /as pruebas tradicionales de presi%n tuvieron que ser lo suficientemente largas para sobrellevar tanto los efectos de almacenamiento y da6o de modo que se pudiera obtner una l*nea recta indicando el comportamiento del flujo radial. ncluso esta apro3imaci%n presenta desventajas ya que ms de una l*nea aparente puede aparecer y los analistas tienen problemas decidiendo cual l*nea usar. 4unado a ello, la escala del grfico podr*a evidenciar ciertas respuestas de presi%n como rectas cuando en realidad son curvas. ara sobrellevar este problema los analistas desarrollaron el m)todo de las curvas tipo. E3iste flujo en la cara el pozo despu)s del cierre en superficie. El almacenamiento afecta el comportamiento del transiente de presi%n a tiempos tempranos. 5atemticamente, el coeficiente de almacenamiento se define
como el volumen total de los fluidos del pozo por unidad de cambio de presi%n de fondo: El almacenamiento causa que la rata de flujo en la cara del pozo cambie ms despacio que la rata de flujo en superficie. /a 'ig. K.K esquematiza la relaci%n qsf;q cuando se cambia la rata en superficie de a q, cuando + > , qsf;q > ?, mientras que para + T la relaci%n qsf;q cambia gradualmente de a ?. Entre mayor es el valor de +, mayor ser la transici%n. 4 medida que los efectos de almacenamiento se vuelven menos severos, la formaci%n empieza a influenciar ms y ms la presi%n de fondo hasta que se desarrolla completamente el comportamiento infinito, ver 'ig. K.?. /os datos de presi%n que se encuentran influenciados por almacenamiento pueden usarse para estimar las propiedades del yacimiento, sin embargo, este anlisis es tedioso, a no ser que se utilice la t)cnica denominada 8iabCs 0irect S*ntesis 8echnique que se presentar ms adelante en esta unidad.
Efe*to de alma*enamiento : Es importante identificar el rango de valores de almacenamiento, +0 que pueden influenciar la interpretaci%n del r)gimen de flujo esf)rico y hemisf)rico. /a forma ms simple es graficando 0 vs. t0;+0. la 'ig. K.JH.f proporciona una idea del efecto del almacenamiento. +omo puede verse, la respuesta de presi%n para varios valores de +0 puede distinguirse cuando el almacenamiento es bajo !U?# mientras que para valores ms grandes de +0 la respuesta es casi id)ntica. 2n mejor entendimiento se puede lograr si se grafica !t00C# vs. t0;+0. En la 'ig. K.JH.g, se observa la respuesta de la derivada de presi%n para varios valores de +0. ara +0 U? se distingue bien la pendiente de V que caracteriza tanto el flujo esf)rico como el hemisf)rico. ara valores de ? U +0 T? la pendiente de V es ms dificil de identificar. ara valores de +0 T ?, el regimen de flujo esf)rico practicamente ha sido enmascarado por el almacenamiento, lo cual imposibilita la aplicaci%n de la t)cnica arriba presentada para estimimar la permeabilidad vertical. /uego, para asegurar que no e3iste enmascaramiento +0 deber*a ser menor de ?. Efe*tos de la longitud de la Penetra*i+n Par*ial: /a longitud del intervalo completado o la longitud de la penetraci%n parcial, hp, juegan un papel importante en la definici%n del flujo esf)rico. /a presencia de flujo esf)rico o hemisf)rico se caracteriza por una pendiente de V. Esta pendiente caracter*stica est ausente cuando la relaci%n de penetraci%n, b > hp;h es mayor del KW. E'ODO DE ,ORNER El grfico de &orner generalmente no se prefiere, porque requiere ms trabajo que 50& a menos que tp U tpss. Este m)todo se usa preferiblemente en pozos nuevos porque tenemos i. Si tp es por lo menos el doble del tama6o de tpss se justifica graficar usando tpss en vez de tp en sistemas finitos, ya que el grfico &orner, al contrario de 50&, tiende a prolongar la recta semilog. Graficar &orner con tpss en vez de de tp tiene significado para minimizar errores en la estimaci%n de la presi%n promedia. 0e la pendiente del grfico &orner obtenga "h: m
>?QK.Qq
F "h
"h> ?QK.Qq F m
E'ODO DE D, $"LLER-D.ES-,U'!,"NSON& : Este se basa en la asumpci%n que el tiempo de producci%n es suficientemente largo para alcanzar el estado pseudoestable, luego es ms representativo usar presi%n promedia que presi%n inicial. 50& se prefiere en pozos viejos o formaciones depletadas, por lo que se podr*a dificultar la obtenci%n de la estabilizaci%n antes del cierre. El grfico de &orner puede simplificarse si Ot UUU tp. E'ODO E/'END"DO DE US0A' : Es un m)todo de ensayo y error que ser*as ms atractivo en casos de sistemas con presi%n constante o sistemas de inyecci%n de agua !llenado# porque en )stos casos la l*nea recta ser*a ms larga y por ende ms fcil de precisar. /as ecuaciones que gobiernan el m)todo de 5us"at !y 50&#. PRES"#N PROED"A DEL .A!""EN'O: /a presi%n promedia para un yacimiento sin intrusi%n de agua es la presi%n que el yacimiento alcanzar*a si todos los pozos se cierran por tiempo infinito. En esta secci%n se estudiarn dos m)todos para determinar la presi%n promedia: el m)todo de 5F&, 0ietz, 50& y el de =amey +obb. /a presi%n promedia es Xtil para: ?#
ara
caracterizar
el
yacimiento
a# Si O > - 1f es peque6o por unidad de producci%n, lo que se conoce como *ndice de productividad, Y, indica que e3iste un empuje de agua activo o un yacimiento muy grande b# Si O es grande por unidad de producci%n implica drenaje de un yacimiento peque6o, lente de arena o yacimiento fallado. K# J#
ara ara
pron%sticos
calcular del
aceite
comportamiento
in-situ
futuro
del
yacimiento
P# /a presi%n promedia es un parmetro fundamental que debe ser entendido en procesos de recobro primario, secundario y proyectos de mantenimiento de presi%n. 5ediante el uso del anlisis de presiones lo que se estima es la presi%n promedia en la regi%n de drene.
1todo de B, $att2e3s-Bron4 5 ,a4e6ro*7&:Este m)todo es considerado el ms e3acto. 2tiliza un grfico &orner. Se aplica en la mayor*a de situaciones donde se desea para hallar la presi%n promedia en un yacimiento cerrado para cualquier localizaci%n de pozo dentro de una variedad de formas de drene. El m)todo asume que no hay variaciones en movilidades de fluido o compresibilidades de fluido dentro de la regi%n de drene. Esta limitaci%n se puede sobrellevar usando un tiempo de producci%n tp igual tpss. El procedimiento es: ?#
+alcule
tp
>
KP
K# El valor de tp debe ser comparado con el tiempo requerido para alcanzar el estado
pseudoestable. or lo tanto obtenga !t04#pss de la tabla K.?, de la columna 9e3acto para t04 T 9. ara esto debe conocerse previamente la forma del yacimiento. J#
+alcule
el
tiempo
para
alcanzar
el
estado
pseudoestable,
tpss.
P# 7btenga la relaci%n Z, Z > tp;tpss. Si Z T K.H entonces, haga t > tpss. Si Z U K.H !para ratas muy altas, el mejoramiento en el clculo de la presi%n promedia es significativo cuando Z est comprendido entre K.H y H# entonces haga t > tp. /uego grafique 1s vs. !tIOt#;Ot. +omo se vio anteriormente, el uso de tpss en el m)todo de &orner puede incrementar la longitud de la recta semilog, contrario al grfico 50&. H#
+on
el
tiempo,
Q#
E3trapole
la
t,
recta
definido
en
el
semilogar*tmico
paso
del
anterior
grfico
determine
&orner
y
tp04
halle
.
B# 0etermine 05F& de la 'igs. J.?K.a J.?K.d usando el tp04 calculado en el paso H. R#
+alcule
la
presi%n
promedia
0ebido factores de compensaci%n !valores bajos de con correspondientes correcciones peque6as#, cualquier valor de tp usado con el m)todo 5F& te%ricamente dar resultados id)nticos para presi%n promedia. rcticamente, un tp relativamente corto puede eliminar problemas num)ricos serios en el clculo de la presi%n promedia. Esto incluye errores causados por largas e3trapolaciones y desviaciones de las asumpciones te%ricas: !?# falta de estabilizaci%n de la rata de flujo antes del cierre, !K# migraci%n y cambio de reas de drene en yacimientos con mXltiples pozos, y !J# variaciones en la compresibilidad del sistema y movilidad.
1todo de Diet4: Este m)todo asume que el pozo fluy% lo suficiente hasta alcanzar el estado pseudoestable antes del cierre y que la recta semilog se desarroll% apropiadamente. Este m)todo es sencillo y simple y usualmente se prefiere en pozos sin un da6o significante, s T-J o r1C > .H re. El procedimiento para este m)todo es: ?# K# J# P#
+onociendo +alcule &aga
un
7btenga
la
forma el
tiempo
grfico la
del
50&
presi%n
yacimiento de
y cierre
!opcionalmente promedia
la
a
localizaci%n de
puede un
del
pozo.
0ietz, hallar Ot
>
!Ot#p "
y
s#
Ot
.
ara un pozo en el centro de un yacimiento de forma cuadrada con presi%n constante, el factor de forma, +4 > ?A.H,
1todo de D, $iller-Diet4-,ut*2inson&:Esta t)cnica fue elaborada para estimar la presi%n promedia en yacimientos de forma circular o cuadrada. Se aplica solamente en pozos que operan bajo estado pseudoestable. Su procedimiento se presenta como sigue: ?# En un grfico 50&, escoja cualquier punto sobre la recta y lea sus coordenadas, !1s#< y Ot< K# +alcule Ot04 J# 0e la 'ig. J.?J, determine 050& correspondiente a !Ot04#< P# +alcule la presi%n promedia
1todo de Rame8-!o66 :Ellos presentaron un m)todo para e3trapolar la presi%n promedia de un grfico &orner cuando t [ tpss. Este m)todo requiere conocer informaci%n sobre la forma delrea de drene, la localizaci%n del pozo y la confirmaci%n que las fronteras son cerradas. El procedimiento de =amey-+obb es: ?# +onociendo la forma de la tabla K.? obtenga el !t04#pss, +alcule tp y tpss. K# Si tp U tpss el m)todo no es confiable. +alcule el tiempo &orner correspondiente a la presi%n promedia. J# &aga un grfico &orner !opcionalmente calcule " y s# P# 0el grfico, lea la presi%n ⎡⎣tI promedia a ! #; p p Ot Ot⎤⎦ 1todo Dire*to $A4ari 9;<&: 4zari !?ARB# present% un m)todo simple para calcular la presi%n promedia durante producci%n o restauraci%n de presi%n sin la ayuda de ninguna grfica. Este m)todo requiere conocer la distancia desde el pozo a la cual la presi%n del yacimiento es la misma presi%n promedia. ara yacimientos cerrados.
,E'ERO)ENE"DADES: /os m)todos de anlisis de presi%n disponibles estn basados en suposiciones basados en la ley de 0arcy, por ejemplo, una formaci%n homog)nea y horizontal de espesor uniforme, con distribuciones de porosidad y permeabilidad isotr%pica y constante. El tema del comportamiento de la presi%n en yacimientos heterog)neos ha tenido considerable atenci%n en los Xltimos a6os. /a principal raz%n de esto, es la necesidad de una mayor e3actitud en la descripci%n del yacimiento. /a descripci%n del yacimiento tiene un efecto significativo en el dise6o, operaci%n, y por lo tanto, el )3ito econ%mico del proceso involucrado. uesto que estos m)todos pueden ser aplicados solo una vez al yacimiento, es obvia la necesidad de una confiable descripci%n del yacimiento. 0os t)cnicas que pueden usarse para describir yacimientos son los trazadores y las pruebas de transiente de presi%n. /as pruebas de transiente de presi%n han sido ms usadas !y con mejores resultados# que los trazadores. /a determinaci%n de la eficiencia de barrido volum)trica es un problema que tiene un mejor potencial de ser solucionado por los trazadores. 4ctualmente, la descripci%n de la heterogeneidad del yacimiento mediante el ajuste del comportamiento del trazador es afectada por la falta de modelos num)ricos adecuados, el mucho tiempo gastado para obtener los resultados, y la dependencia del ajuste a los parmetros adicionales que son introducidos por los mismos trazadores, !por ejemplo, coeficientes de dispersi%n, retenci%n del trazador, etc.#. Es muy posible que los trazadores y las pruebas de transiente de presi%n en el futuro sean usadas al mismo tiempo para la descripci%n del yacimiento.
'"POS DE ,E'ERO)ENE"DADES DEL .A!""EN'O: /as heterogeneidades del yacimiento,son variaciones en las propiedades de la roca y el fluido resultantes de la depositaci%n, plegamiento, fallamiento, cambios postdepositacionales en la litolog*a del yacimiento, y cambios en las propiedades o tipos de fluidos. /as heterogeneidades del yacimiento pueden ser depeque6a escala, como en yacimientos carbonatados donde la roca tiene dos constituyentes, matriz y fracturas, cavidades y cavernas. Estas tambi)n pueden ser de mayor escala, tales como barrearas f*sicas, fallas, contactos fluido-fluido, cambios de espesor, cambios de litolog*a, varias capas con diferentes propiedades en cada capa,etc. 4dicionalmente a estas heterogeneidades naturales, el hombre puede inducir heterogeneidades artificiales alrededor de la cara del pozo durante la perforaci%n !invasi%n de lodo#, el fracturamiento hidrulico, o la inyecci%n de fluido. 7tra caracter*stica relacionada es anisotrop*a en la permeabilidad, es decir cuando esta propiedad var*a con la direcci%n de flujo. /a anisotrop*a tambi)n puede ser causada por procesos sedimentarios !dep%sitos de canales llenos# o por tectonismo !orientaci%n de fracturas en sentido paralelo#. /a anisotrop*a toma lugar tanto en yacimientos homog)neos como heterog)neos. or lo tanto, la anisotrop*a no implica heterogeneidad. /a mayor*a de los yacimientos tienen permeabilidad vertical menos que la horizontal, de modo que e3iste anisotrop*a en ese sentido. .A!""EN'OS NA'URALEN'E FRA!'URADOS: En estos yacimientos, se observan dos tipos diferentes de porosidad. /a matriz tiene menor permeabilidad y su porosidad es peque6a comparada con la de las fracturas, la cual tambi)n tiene alta permeabilidad. Sin embargo, e3isten casos donde la matriz tiene porosidad y permeabilidad con valor cero, entonces el flujo solo ocurre desde las fracturas. Este tipo de comportamiento se presenta en yacimientos con rocas *gneas o metam%rficas. /os yacimientos naturalmente fracturados tienen fracturas con permeabilidad, "f y porosidad, \f y una matriz con permeabilidad, "m y porosidad, \m. 4lgunos yacimientos funcionan como si estos fueran naturalmente fracturados, pero )stos realmente no lo son. Este es el caso de canales disueltos, capas interestratificadas con permeabilidad diferente !dolomitas interestratificadas con calizas las cuales tienen menos densidad o areniscas interestratificadas con otras limolitas y areniscas de grano fino#. Sin embargo, los modelos fracturados naturalmente pueden ser aplicados a estos tipos de yacimientos. En esta clase de yacimientos fracturados naturalmente, los dos tipos diferentes de porosidad son encontrados 2na muy baja porosidad, presentada en los poros finos y otra alta porosidad representada por fisuras, cavidades y fracturas. /os yacimientos fracturados naturalmente son heterog)neos. /a idea de un canal homog)neo ocurre fuera de la realidad.
\fcfhf, es muy peque6a, debido a que \f es peque6a y hf es e3tremadamente baja. En contraste, "f es muy alta. /a capacidad de almacenamiento de la matriz, Sm > \mcmhm, es mayor que /a capacidad de almacenamiento de la fractura.
Sin embargo, si la permeabilidad de la matriz es cero, pero las fracturas tienen una direcci%n preferencial, entonces se tiene flujo lineal. 4dems, si la permeabilidad de la matriz es peque6a !usualmente menor que .? md# y el yacimiento es ampliamente fracturado, el sistema se comporta como homog)neo y sin fracturas. 0esde el punto de vista de prueba de pozo, tres condiciones deben ser cumplidas para determinar si en realidad se trata de un yacimiento fracturado naturalmente. ?. /a porosidad de la matriz es mayor que la porosidad de la fractura. K. /a permeabilidad de la matriz no es cero, pero su permeabilidad es mucho ms peque6a que la permeabilidad de la fractura. J. El pozo intercepta la fractura. 7deh e3amin% varios modelos te%ricos y concluy% que los yacimientos fracturados !especialmente con porosidad secundaria# generalmente se comportan como yacimientos homog)neos. 0e acuerdo con ]arren y =oot, una grfica de presi%n de cierre versus log !tpIOt#;Ot producir dos porciones de l*neas rectas paralelas como se muestra en la 'ig. B.?.d. /a primera porci%n de l*nea recta puede ser usada para calcular el producto total "h y el factor de da6o por el m)todo convencional de &orner. ? para obtener y entonces usar t)cnicas convencionales. /a distancia vertical entre las dos l*neas rectas semilog, identificada como ^ puede ser usada para estimar la relaci%n \ct producida en la fractura para el sistema total !capacidad de almacenamiento de la fractura#: ODELO DE ES'ADO SE" PSEUDO ES'ABLE:=ecientemente, el concepto de da6o de interporosidad ha sido introducido al estudio de yacimientos naturalmente fracturados. Este result% de la observaci%n de la depositaci%n de material en una capa delgada de baja permeabilidad o la alteraci%n de la superficie de fractura causada por la precolaci%n de agua a trav)s de las fracturas. Este efecto es para inhibir y retrasar el soporte de los bloques de la matriz a los sistemas de fractura. /a soluci%n anal*tica !espacio /aplaciano# para la respuesta de la presi%n en un sistema de doble porosidad es: En la cara del pozo, r0 > ?. El parmetro /aplace f !s# es funci%n del tipo de modelo !SSS o transiente# y la geometr*a del sistema de fractura. /as siguientes tres geometr*as de bloque de matriz son consideradas: /mina !capas# n > ? alos de f%sforos !cilindro# n > K +ubo !esfera# n > J Siendo n el nXmero de planos de fractura normal. Se recomienda reemplazar paralelep*pedos rectangulares por cilindros y cubos por esferas ya que estos tiene relaciones volumen;superficie id)nticas, entonces sus propiedades de difusi%n son muy parecidas. /os parmetros de flujo interporoso, _, y de capacidad de almacenamiento o relaci%n de capacidad, `, son usados en el estudio de los sistemas de doble porosidad. .
