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8/22/2019 Comportamiento de YNF
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COMPORTAMIENTO DE YACIMIENTOS
NATURALMENTE FRACTURADOS
Dr. Heber Cinco Ley
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Estado de desarrollo de los campos petroleros mexicanos
Norte Sur Marina Suroeste Marina Noreste
-2
8
18
28
38
48
58
68
78
88
98
2.5 52.5 102.5 152.5 202.5 252.5 302.5
Coatzacoalcos Marino
Lankahuasa
Chicontepec
Ixtal-Manik
Crudo Ligero Marino
Ku-Maloob-Zaap
Veracruz
Burgos
El Golpe-Puerto Ceiba
Cantarell
Antonio J Bermdez
Jujo-TecominoacnBellota Chinchorro
Cactus-Sitio Grande
ChucSan Manuel
Delta del Grijalva
Macuspana
Ogarrio-Magallenes
Abkatn
Taratunich
CaanLmite
tcnico
Produccin
Exploracin Desarrollo Produccin Declinacin Recuperacin Secundaria
Y Mejorada
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YACIMIENTO NATURALMENTE FRACTURADO
= ?
Huecos Matriz Fracturas
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YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS
Clasificacin de acuerdo al comportamiento dinmico
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YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS
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MODELOS DE FLUJO PARA
YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS
Medio homogneo
Medio anisotrpico
Zonas mltiples(compuesto, compartamentalizado)
Canal de alta permeabilidad(fracturas, fallas y cavernas)
Doble permeabilidad
Doble (Mltiple) porosidad
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YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS
Modelo de Yacimiento Homogneo
Roca densamente fracturada Todo el fluido est en las fracturas
El yacimiento exhibe una permeabilidad equivalente a roca fracturada
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YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS
Medio Anisotrpico
Ocurre cuando las fracturas abiertas estn alineadas
El yacimiento exhibe una k mxima y una k mnima
El yacimiento posee ejes principales de permeabilidad
El pozo acta como una elipse
kmaxkmin
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YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS
Medio Anisotrpico
Comportamiento para flujo radial
x
y
kmax
kminIsobaras
Lneas de
flujo
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YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS
Discontinuidades Lineales
k1 h1 f1 m1 ct1 k2 h2 f2 m2 ct2
ddis
cParmetros del modelo
M = ( kh/m)2 / ( kh/m)1
w = (fcth)2 / (fcth)1
ddiscD = ddisc / rw
Discontinuidades Radiales
k1 f1 m1 ct1
k2 f2 m2 ct2
Lrad
MODELOS DE ZONAS MULTIPLES
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YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS
Modelo de Canal Dominante
Falla conductiva intersectante
Falla conductiva no intersectante
Estrato altamente permeable
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FALLA GEOLOGICA EN YACIMIENTO NATURALMENTE FRACTURADO
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YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS
Modelo de Doble permeabilidad
PARAMETROS
w = (f ct h)1 / (f ct h)t
k = (k h)1 / (k h)t
l = Parmetro de flujo entre zonas
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YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS
Modelo de doble porosidad
La matriz est representada por
bloques de igual tamao y forma
Parmetros Adimensionales
Capacidad adimensional de
almacenamiento de fracturas:
w = (fct)f/((fct)f+ (fct)ma)
0 < w < 1
Variable de flujo interporoso
l = F kmarw2 / kfhma
2
10-8 < l < 10-3
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YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS DE
Modelo de doble porosidad
Transferencia de flujo entre matriz y fracturas qma-f
Flujo Pseudo estacionario (Warren & Root)
qma-f = F ( pma pf)
Flujo Transitorio (Kazemi, DeSwaan, Najurieta)
qma-f = - F (kma/m) pma f
qma-fpma
pf
qma-fpma
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YACIMIENTO DE DOBLE POROSIDAD
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CASOS PRACTICOS DE CAMPO
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YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS
CAMPO COSTERO
Anisotropa horizontal
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DETECCION DEL CONTACTO AGUA ACEITE
CAMPO SANTA AGUEDA
Anisotropa vertical
C A/A
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HIGH PERMEABILITY ZONE RECHARGE
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HIGH PERMEABILITY ZONE RECHARGE
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B
A
D
C
N
S
W E
2123
2121
72
73
28
26
52
41
43
21
1
12
3237
29
46
201
501
CHEM-1A
45
CAMPO BOLONTIKU
Recarga de la zona de alta permeabilidad
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COMPORTAMIENTO DE PRESION EN YACIMIENTO COMPARTAMENTALIZADO
0
qcampo
P1
P1 P2q P1 P2
q = 0
P1 P2
q
Libranza
Depresionamientode zona 1
Represionamientode zona 1
Depresionamientode zona 1
V1V1
V1V2
V2 V2
q1-2 q1-2 q1-2
mrep
1
m dep
La tendencia de presin es
directamente proporcional
a q1-2 e inversamente
proporcionala V1.
La tendencia es
inversamente proporcional
a v1-v2 e inversamente
proporcional a q1
1
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COMPORTAMIENTO DE PRESION DURANTE EL CIERRE
Tendencia de presin
C-12 3.36 psi/da
C-31 3.13 psi/da
C-1 3.36 psi/da
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Configuracin Estructural (K)
Este pozo no fluy
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Tendencia de presion del yacimiento
Pressure from PDG shows the same trend as
the reservoir average pressure
LA ZONA DE BAJA PERMEABILOIDAD ES DRENADA
POR LA ZONA DE ALTA PERMEABILIDAD
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YACIMIENTO DE DOBLE POROSIDAD
Causas de ausencia de comportamiento de doble porosidad:
Alto almacenamiento en el pozo
Bloque de matriz pequeo
Tamao mltiple de bloque de matriz.
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1.00E-05
1.00E-04
1.00E-03
1.00E-02
1.00E-01
1.00E+00
1.00E+01
1.00E+02
1.00E+03
1.00E+04
1.00E+05
1.00E+06
1.00E+07
1.00E+08
1.00E-06 1.00E-05 1.00E-04 1.00E-03 1.00E-02 1.00E-01 1.00E+00 1.00E+01
timetoend
dualporo
sityfeature(hour)
Matrix permeability (md)
YACIMIENTO DE DOBLE POROSIDAD
0,1 ft
1 ft
10 ft
100 ft
f = 0.1 m = 0.5 cp ct = 12e-6 psi-1
hma
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COMPORTAMIENTO DE YACIMIENTOS
NATURALMENTE FRACTURADOS
Compresibilidad de la roca variable
Permeabilidad de la roca variable
Cambio en la conectividad del yacimiento
Interferencia de produccin entre pozos
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C-1Pozo activo
C-2 Pozo observador
Zona de estudio
CAMPO COSTERO
Prueba de interferencia C-1 C2
Cierre Apertura
k (md) 1450 1259
ct*106
(psi-1
) 64 50
Parmetros estimados del anlisis
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INTERFERENCIA DE PRODUCCION
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CONDUCTIVE FAULT
BELLOTA 94
SECOND
COMPARTMENT
COMPARTMENTALISED RESERVOIR
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CAMPO JUJO-TECOMINOACAN
Modelos de flujo
-6417.78
-4887.98
-5809.18
-5309.88
- .
-4707.6
-5838.31
-4691.28
-4926.94
-5049.58
-5529.02
-4903.01
-4932.41
-5156.66
-5072.07
-5018.11
-5271.93
-5418.29
-4785.41
-5504.21
-5031.66
-5769.62
-4764.64
-5303.67
-6544.27
-4821.43
-5522.01
-5050.89
-4964.14
-5444.97
-4480.8
-4806.55
-5157.17
J-12
J-121
J-13A
J-14J-14D
J-16
J-18
J-22A
J-23A
J-23B
J-24
J-25
J-26
J-27
J-2A
J-2B
J-2C
J-3
J-32
J-34
J-36A
J-38
J-4
J-42
J-43
J-438
J-45
J-459
J-47
J-5
J-502A
J-504
J-505
J-506
J-513A
J-52
J-521
J-522
J-523
J-524
J-52A
J-532
J-54
J-542A
J-543
J-547
J-552
J-56
J-58
J-6
J-600
J-612
J-624
J-65
J-652
J-654
J-67
J-69
J-701
J-703
J-852
J-863
J-89
J-9
T-101BT-103 T-105
T-107 T-109
T-114
T-115T-117
T-119
T-120
T-123 T-125
T-127T-129
T-143A
T-145T-147 T-149
T-167
T-169
T-189
T-408
T-408A
T-408C
T-422A
T-426
T-426A
T-428T-429
T-444T-444A
T-446
T-447
T-448
T-466T-468
T-488
T-513T-515
T-517 T-519
T-525T-529
T-547
T-566
T-614
T-628T-658
T-711
T-800
T-807
T-825
CDO C/ POSIBILID. DE EXPLOT.
INYECTOR
PRODUCTOR
TAPONADO
PERFORADO S/E
Yacimiento compartamentalizado
Doble porosidad
Falla conductiva
Falla impermeable
Falla semipermeable
Homogneo
Fractura nica
Penetracin parcial
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Yacimientos naturalmente fracturados
La mayor parte de la produccin se encuentra
asociada a yacimientos naturalmentefracturados.
Por sus rasgos, son difciles de caracterizar,
modelar y simular.
No se cuenta con casos anlogos para
emplearlos en la documentacin de procesosde recuperacin.
Tecnologas emergentes.
Caracterizacin de los sistemas de fracturas.
Simuladores de yacimientos que incluyan
porosidad de matriz, vgulo y fractura. Perforacin no convencional.
Recuperacin mejorada con nuevos procesos.
Zonas fracturadas
Necesario desarrollar tecnologas para
entender mecanismos de interaccin
rocafluido y plantear procesos de
recuperacin especficos.
Definicin de sistemas de fracturas con
diversas fuentes de informacin
P i i l t
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Principales retosYacimientos naturalmente fracturados
Identificacin de procesos de recuperacin quepermitan extraer el crudo de la matriz.
Recuperacin de aceite residual en zonas
invadidas de agua.
Recuperacin de aceite residual en la zona de
casquete de gas de Cantarell
Identificacin de zonas con aceite remanente.
Caso:Aceite residual en el casquete de
gas de Cantarell, posterior a la
inyeccin de Nitrgeno:
Aprox. 16,000 MMB
Para incrementar reservas recuperables:
Inyeccin de CO2.
Inyeccin de qumicos.