Evaluación de pozos de alto ángulo en arenas apretadas naturalmente fracturadas con fluidos composicionales (2017)
Los yacimientos naturalmente fracturados representan un gran reto para la industria, ya que tradicionalmente exhiben niveles de recobro bajos asociado a la combinación de varios fenómenos como la entrada temprana de agua por canalización en la red de fracturas conectada, productividad de pozos variada dependiente del grado de fracturamiento natural, declinación agresiva de las fases hidrocarburo asociado al grado de conexión/alimentación entre la matriz y las fracturas naturales, entre otros. Los más recientes esfuerzos se han enfocado en la maximización del recobro en campos existentes a través del diseño de pozos que incrementan la probabilidad de alcanzar productividades económicamente rentables. El siguiente estudio de modelamiento tiene como principal motivación el entendimiento del impacto de las principales variables que gobiernan el flujo de fluidos en yacimientos naturalmente fracturados como las propiedades de fractura (magnitud y dirección de las fracturas) y el espaciamiento, así como su influencia en el diseño de pozos de alto ángulo en arenas apretadas. El recobro de hidrocarburos en yacimientos con las condiciones de Mirador en el Complejo Pauto, tiene un comportamiento sensible a cualquier valor de exceso de permeabilidad (Kf/Km) en donde pozos con trayectorias de alto ángulo recuperan un volumen mayor de hidrocarburo en comparación con pozos verticales. Por su parte el diseño de la trayectoria en función del plano de fracturas debe ser parte fundamental del flujo de trabajo debido a que trayectorias perpendiculares al plano de fracturas presentan incrementales de entre 20% y 40% en comparación con trayectorias paralelas al plano de fracturas o trayectorias verticales respectivamente.