02303nmc a2200289 4500 20260520010056.0 260224s xxu CD I116 6 Caracterización de reservorios, fase crítica para una adecuada simulación numérica en sistema porosidad, Reservorio Sara, Campo Víbora, Bolivia Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, IAPG 12/05/2011 ; 18/03/02 24 p. El historial de producción del reservorio Sara del campo Víbora refleja una entrada de agua de características drásticas. Una adecuada caracterización del reservorio permitió entender los fenómenos de la distribución de los tipos de roca y de los fluidos, lo cual facilitó obtener un modelado apropiado para la simulación numérica. En este trabajo se presenta los aspectos relevantes de la caracterización del reservorio Sara del campo Víbora que fueron claves para la construcción de un modelo de simulación numérica de doble porosidad y tres fases (petróleo, gas y agua) en el cual por primera vez en este reservorio se encara la presencia de una red de micro-fracturas naturales. La simulación en doble-porosidad permitió entender la presencia de contacto agua-petróleo no uniforme atribuido actualmente a la presencia de micro-fracturas. En pozos relativamente más jóvenes dicho contacto se encontró relativamente más profundo siendo que lo contrario sería lo esperado. Además se determinó una abundancia relativamente mayor de micro-fracturas asociada a las proximidades de las fallas principales. El modelo de doble porosidad reflejó adecuadamente el comportamiento de este reservorio mostrando un buen ajuste de historia con un comportamiento de entrada de agua muy drástico. CONGTP Araujo, Hugo 1658 Ozgen, Chet 30539 ANDINA 1325 Nitec LLC 31427 Congreso producción (2000 mayo 8-12 : Puerto Iguazú, Misiones) 30379 Ozgen, Chet 30539 Andina 1326 Nitec LLC 31427 Araujo, Hugo 1658 158392 158392 https://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/PROD2000/034 araujo 1.pdf 0 0 0 0 226211 CDIAPG CDIAPG CD I116 6 2026-03-05 200010435 0 CD I116 6 200010435 2026-03-05 00:54:19 2026-03-05 ARCHIVO