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Se presenta el desarrollo de una nueva relación orientada al cálculo del índice de saturación de agua en cada una de las componentes IFV: Interpartículas, de Fracturas y Vugular coexistentes en la compleja red almacenadora de las rocas de litología multicomponente. Este tema es de gran relevancia económica en diversas áreas de la caracterización de yacimientos fracturados vugulares, ya que tiene importantes repercusiones sobre todo en el cálculo del volumen original de hidrocarburos, en estudios de simulación numérica y de recuperación secundaria y mejorada, así como, en la evaluación de las reservas remanentes de aceite. La deducción toma como punto de partida: 1. La ecuación general entre el factor de resistividad y la triple porosidad, 2. Los principios físicos de Unificación, Adaptación y Superposición que establecen que la porosidad y el índice de saturación de fluidos conforman una unidad física concomitante y, 3. La propuesta que contempla a los hidrocarburos como un incremento virtual de la roca matriz sin arcilla, debido a las altas resistividades que ambos sistemas manifiestan. La integración de estos resultados conduce a una nueva formulación que puede ser una herramienta útil de interpretación ya que posee algunas ventajas sobre aquellas que han sido propuestas a la fecha. Entre otros resultados, el desarrollo confirma la validez de la segunda Ley de Archie. Su aplicación práctica se ilustra a través de su procesamiento a pozos del Sureste de México.

Calificación:

Se presenta un método práctico para discretizar factores de resistividad, FR, de rocas carbonatadas fracturadas vugulares. Este tema es de importancia primordial, sobre todo para la partición de la porosidad en cada una de sus componentes IFV, Intercristalina, de Fracturas y Vugular. Lo anterior debido a que, la gran mayoría de las técnicas establecidas para tal fin, se sustentan en expresiones analíticas que invariablemente dependen de alguna componente FR . Como punto de partida, se asume que el factor de resistividad de una roca que manifiesta n-componentes litológicos y de porosidad, puede expresarse como una combinación lineal, en donde el primer factor de cada sumando muestra la frecuencia con la que aparece cada tipo de porosidad IFV y el segundo factor representa, su respectiva componente FR . La validez y aplicación práctica del nuevo procedimiento se ilustran a través del uso de diversos datos experimentales reportados en la literatura y mediante una vasta información de campo, derivada de la interpretación petrofísica de 170 pozos pertenecientes a los Activos Ku-Maloob-Zaap y Cantarell.

Calificación:

'En esta primera entrega, se propone un nuevo modelo que describe en forma detallada y más apegada a la realidad, lo que ocurre con el flujo de fluidos en el interior de las rocas de los yacimientos fracturados vúgulares, a diferencia de los prototipos tradicionalistas en uso común, que asumen que los fluidos se desplazan, únicamente, a través de un paquete de tubos capilares lisos. Como punto de partida del desarrollo, se considera que el desplazamiento de fluidos, contrario a los casos anteriores, tiene lugar a través de canales de conducción cuyas paredes son rugosas de alta complejidad geométrica (del tipo Pérez-Rosales) que pueden estar total o parcialmente intercomunicados entre sí, generando zonas de entrampamiento que no contribuyen al flujo de los fluidos. Luego, al introducir las relaciones existentes entre los conceptos que manifiestan una marcada influencia sobre el comportamiento de la permeabilidad como son: porosidad de flujo, exponente de entrampamiento, tortuosidad y radio de garganta, entre otros, se llega a establecer una primera expresión generalizada que puede ser una herramienta útil de interpretación ya que, posee algunas ventajas sobre aquellas que han sido propuestas a la fecha. Entre otros resultados, el desarrollo confirma la validez de las ecuaciones de Kozeny y Hagiwara. La comprobación de la relación modificada se sustenta en el uso de datos experimentales de núcleos, tomados de la literatura.

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