03074nam a2200277 4500 20260520010403.0 260224s2018 xxu ing Inglés 068.82 553.28 C62 2018 0015650 Dynamic material balance in a naturally fractured gas-condensate reservoir with water influx Field case study 2018 02/09/2025 ; 28/03/2019 22 p. ; 415-437 El método de Balance de Materia es ampliamente aceptado como la técnica para determinar hidrocarburos in-situ, comparado con estimaciones volumétricas. Este requiere de análisis PVT, producción acumulada e historial de presión promedio de reservorio buscando calcular una solución significativa. En la práctica, los datos de presión pueden ser dispersos o inexistentes para un determinado reservorio debido a varias razones, tales como problemas operacionales, demanda de producción, altos caudales de agua y otros, que hacen no factible cerrar el pozo para realizar una prueba de presión.Sin embargo, las pruebas de producción y medidas de presión de fondo fluyente es información usualmente disponible. Puede ser utilizada como datos alternativos para el cálculo de volúmenes in-situ de hidrocarburos, como fue demostrado por la formulación del Balance de Materia Dinámico. Este método a pesar de estar basado en ecuaciones robustas, ha sido desarrollado considerando reservorios homogéneos.Un reservorio naturalmente fracturado puede comportarse como homogéneo, dependiendo del grado de heterogeneidad y el tiempo de producción. Métodos de análisis de producción han sido aplicados para analizar reservorios fracturados utilizando software comercial. Sin embargo, la relevancia de esta aplicación para el cálculo de volumen in-situ no ha sido evaluada todavía.El propósito de este artículo es el de evaluar la aplicabilidad del balance de materia dinámico en reservorios de gas-condensado naturalmente fracturados. Se presenta una extensión de este método para reservorios naturalmente fracturados, asumiendo un reservorio cerrado y un modelo doble porosidad de flujo interporoso pseudo-estable. Adicionalmente se describe, para el caso de estudio, una metodología práctica para corregir el volumen in-situ de gas por intrusión de agua. Los resultados confirmaron el uso de este método para la estimación de volumen in-situ en reservorios heterogéneos. CONGTP Adrian H., Pedro M. 58702 Barros Zanoni Lopes Moreno, Rosángela 58703 Michel V., Ricardo M. 58704 Sivila A., Franco F. 58705 Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos (10mo. : 2018 nov. 5 - 9 : Mendoza) 573 Simposio de Desarrollo de Hidrocarburos (2018 nov. 5 - 9 : Mendoza) 692 Gas condensado 38843 192793 192793 https://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/Conexplor2018/SDH/1408.pdf 0 0 0 0 260512 CBAAB CBAAB 068.82 553.28 C62 2018 0015650 2026-03-06 200065096 0 068.82 553.28 C62 2018 0015650 200065096 2026-03-06 00:37:11 2026-03-06 CONGTP