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En este trabajo, se proporciona un análisis global sobre los retos científicos y tecnológicos en el desarrollo y explotación de yacimientos no convencionales, desde una perspectiva de ingeniería de yacimientos. Con este análisis, se enfatiza que el trabajo multi-disciplinario es un factor crítico en la explotación de yacimientos no convencionales, dada no sólo por la física particular en estos yacimientos, sino por la integración de diferentes disciplinas a los flujos de trabajo tradicionales, como la geomecánica y la microsísmica por ejemplo. Además, se realiza una revisión sobre los métodos utilizados en el análisis de datos de la historia de presión-producción en yacimientos no convencionales, en particular, yacimientos de gas de lutitas. En este sentido, se presentan los modelos desarrollados con la hipótesis de que el fracturamiento hidráulico masivo (fracking) mejora la capacidad de la formación para permitir el flujo de fluidos de tal forma que dicha capacidad depende de la distancia a las fracturas hidráulicas. Esta hipótesis conduce a un tipo de modelos que hemos denominado modelos de campo inducido, que pueden ser resueltos con métodos semi-analíticos. Los modelos propuestos en este trabajo pueden utilizarse no sólo para caracterizar el volumen de yacimiento estimulado, sino además, para realizar pronósticos de producción y determinar la recuperación final estimada.

Calificación:

'Los Yacimientos Naturalmente Fracturados (YNF) constituyen un reto para la industria petrolera debido a su importancia en la producción de hidrocarburos y la complejidad técnica que representan ya que la productividad de los pozos en formaciones carbonatadas está influenciada por sistemas de fracturas que rigen el movimiento de los fluidos en el yacimiento. El presente trabajo está orientado al análisis de un YNF de alta complejidad donde se muestran los resultados obtenidos a partir de una metodología de caracterización dinámica enfocada a la búsqueda de nuevas oportunidades en un campo costero maduro de alta presión y alta temperatura y con alta producción de agua. La metodología se basa en un análisis completo que inicia con la revisión de datos de presiónproducción, la caracterización de fluidos, la implementación de balance de materia de doble porosidad, la actualización del modelo estático (que incluye la petrofísica, análisis de núcleos, petrografía, análisis de fracturas, sedimentología y geología estructural), la discretización de unidades de flujo, el monitoreo y actualización del avance del Contacto Agua-Aceite (CAA) en cada bloque, la reinterpretación de pruebas de presión (PTA), la determinación de la dirección de flujo preferencial del campo y el grado de interferencia, así como el análisis transitorio de producción (RTA) de los pozos productores.

Calificación:

'En este trabajo se presentan los avances enfocados a la caracterización de los yacimientos que constituyen el campo Ayatsil-Tekel, específicamente en cuanto al sistema de fracturas naturales y vúgulos. Se discuten resultados del análisis de registros geofísicos y de imágenes de pozo, así como de pruebas de variación de presión. Mediante el análisis de registros de imágenes se determinó que existen intervalos productores dominados por alta porosidad vugular, de manera que los datos de presión se analizaron mediante modelos de triple porosidad-doble permeabilidad (3-2k), considerando penetración total y parcial del pozo. Dichos modelos presentados recientemente, involucran la determinación de 9 y 13 parámetros, respectivamente, lo cual implica retos en cuanto a la unicidad de los resultados. De esta forma, se sugiere abordar el problema a partir de información proveniente de otras fuentes de información como núcleos, registros geofísicos y de imágenes, con el fin de asignar valores característicos para algunos de los parámetros del modelo de interpretación, específicamente para los cocientes de almacenamiento de vúgulos y fracturas (v y f). Sin embargo, todos los parámetros asociados al yacimiento pueden variar dentro del área de drene y por ende no necesariamente coincidir con los valores determinados por registros.

Calificación:

'Los procedimientos de uso cotidiano para el análisis de pruebas falloff / incremento de presión, consideran dentro de las suposiciones involucradas que al final del periodo de inyección o producción el efecto de llenado del pozo o almacenamiento ha cesado. Sin embargo, esta suposición no necesariamente se cumple para pruebas de impulso, en particular las registradas en yacimientos de baja permeabilidad o en aquellos que producen fluidos de baja movilidad, en los cuales el efecto de llenado del pozo puede prevalecer considerablemente. Asimismo, las pruebas de presión cuyo tiempo de cierre es muy superior al tiempo de producción o inyección, en las cuales la diferencia entre las respuesta de la derivada de superposición para decremento e incremento de presión se acentúa, es otro caso donde la suposición antes indicada puede no satisfacerse. De acuerdo a lo anterior, en Junio de 2011 en el seno del Congreso Mexicano del Petróleo, Fuentes Cruz et al. presentaron nuevas expresiones para el análisis de pruebas de impulso (falloff / incremento de presión), en las cuales el periodo de inyección/producción se encuentra dominado por los efectos de almacenamiento y daño. En el presente trabajo se presenta la aplicación de dichos modelos al análisis de casos reales, demostrándose su utilidad práctica al producir resultados más confiables con respecto a los obtenidos mediante métodos de análisis basados en la teoría tradicional. Asimismo, los casos de campo analizados permitieron definir aspectos que desde el punto de vista práctico conducen a un mejor aprovechamiento de las nuevas expresiones, y al enriquecimiento de la metodología de interpretación presentada en un trabajo previo, la cual en conjunción con el análisis mediante curvas tipo en términos de la derivada de superposición para pruebas de incremento de presión, permite confirmar los resultados obtenidos y por ende acrecentar su certidumbre.

Calificación:

'Comúnmente, para el análisis de pruebas de abatimiento de presión (Falloff ) se utiliza el modelo radial compuesto de dos regiones (MRC2R), el cual considera dos zonas concéntricas con un cambio abrupto entre las propiedades de dichas zonas. Este modelo no es consistente con el hecho de que durante un proceso de inyección, se genera una zona de transición entre la zona invadida y la zona con el fluido original del yacimiento En este trabajo, se propone un modelo radial compuesto con transición fractal (MRCTF) que considera una zona intermedia entre la zona invadida por el fluido inyectado y la zona no invadida del yacimiento; en este modelo se supone que la permeabilidad (o movilidad) y la porosidad (o capacidad de almacenamiento) de la zona de transición obedecen a una ley de potencia, lo cual es consistente con los resultados obtenidos recientemente en la teoría fractal.

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