CT&F Ciencia, Tecnología & Futuro (Jan 2001)
RECENT ADVANCES IN NATURALLY FRACTURED RESERVOIR MODELING
Abstract
Large amounts of oil reserves are contained in naturally fractured reservoirs. Most of these hydrocarbon volumes have been left behind because of the poor knowledge and/or description methodology of those reservoirs. This lack of knowledge has lead to the nonexistence of good quantitative models for this complicated type of reservoirs. The complexity of naturally fractured reservoirs causes the need for integration of all existing information at all scales (drilling, well logging, seismic, well testing, etc.) to provide a reservoir description for such reservoirs. This paper presents an overview of recent advances in naturally fractured reservoir modeling, which were developed to characterize the dual porosity system and to improve hydrocarbon recovery. Two techniques, material balance and numerical simulation, are shown to be supportive of one another. The material balance technique is a good tool for history matching of production performance and defining the system, which is then used as input in the numerical model. However, material balance has significant disadvantages when it comes to prediction, which is the domain of numerical simulation modeling. We present the application of a recently introduced material balance equation based on a dual-system approach. In numerical simulation, the mathematical model to predict fluid flow in anisotropic media is enhanced by using permeability tensors. We also discuss a technique to construct permeability tensors from seismic, well log and well test analysis.Existen considerables reservas de hidrocarburos que están contenidas en yacimientos naturalmente fracturados. La extracción de la mayoría de estos volúmenes han sido abandonadas debido al pobre conocimiento y/o metodología de descripción de estos depósitos de hidrocarburos. Esta falta de conocimiento ha conllevado a la carencia de buenos modelos cuantitativos usados en simuladores numéricos para este tipo no-convencional de yacimientos. Debido a la complejidad de los yacimientos naturalmente fracturados se hace necesario la integración de toda la información de diferentes fuentes (perforación, registros de pozo, sísmica, pruebas de presión, etc) para dar una descripción integral del mismo. Este artículo presenta un resumen de los recientes avances en el modelamiento de los yacimientos naturalmente fracturados, los cuales fueron desarrollados para caracterizar el sistema de doble porosidad y para mejorar el recobro de hidrocarburos. Dos técnicas: la de balance de materiales y la simulación numérica, son mostradas como soporte una de la otra. La técnica de balance de materiales es una buena herramienta para el ajuste histórico del comportamiento de la producción y para definir el sistema, el cual es usado como dato de entrada en el modelo numérico. Sin embargo, el balance de materiales tiene significativas desventajas cuando se realizan predicciones, ya que este es el dominio del modelo de simulación numérica. Además se presenta la aplicación de la ecuación de balance de materiales que tiene en cuenta un sistema dual. En cuanto a la simulación numérica, el modelo matemático que predice el flujo de fluidos en un medio anisotrópico, es mejorado en el presente artículo usando tensor de permeabilidad. Se discute una técnica para construir el tensor de permeabilidad a partir de datos sísmicos, registro de pozos y análisis de prueba de presión.
