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005 20260520010056.0
008 260224s xxu
082 _aCD I116 6
245 0 0 _aCaracterización de reservorios, fase crítica para una adecuada simulación numérica en sistema porosidad, Reservorio Sara, Campo Víbora, Bolivia
260 _bInstituto Argentino del Petróleo y del Gas, IAPG
_c
270 _a12/05/2011 ; 18/03/02
300 _a24 p.
520 _aEl 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.
773 _g
942 _cCONGTP
100 1 _aAraujo, Hugo
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100 1 _aOzgen, Chet
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110 2 _aNitec LLC
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111 2 _aCongreso producción (2000 mayo 8-12 : Puerto Iguazú, Misiones)
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700 1 _aOzgen, Chet
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710 2 _aAndina
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800 1 _aAraujo, Hugo
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999 _c158392
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856 _uhttps://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/PROD2000/034 araujo 1.pdf