El campo Qarn Alam

Integrated workflow applied to the characterization of a carbonate fracture reservoir: Qarn Alam field.

El campo Qarn Alam, localizado en Omán central, contiene aproximadamente unos 185 millones de m3 de crudo. La mayoría se encuentra en la matriz. La porosidad y las redes de permeabilidad son casi siempre una función de la distribución de facies de roca deposicional. Si las facies significativamente diferentes están presentes en la reserva, su arreglo espacial tiene que ser entendido y modelado adecuadamente para entender la distribución del hidrocarburo y su recuperación.

Metodología.

Los métodos se han presentado para modelar la distribución de fractura basados únicamente en la densidad de fractura medida en pozos. El proceso de fracturación demuestra, sin embargo, estar relacionado con parámetros geológicos que limitan el comportamiento mecánico de las rocas fracturadas.

Estos factores incluyen atributos tales como litología, espesor del lecho, el estrés y los estados de tensión, y las características estructurales de gran escala (por ejemplo, fallas y pliegues).

Los yacimientos complejos requieren una descripción más amplia para permitir una predicción fiable de fracturación. Con base en datos escasos, las relaciones entre la fractura y los parámetros geológicos son inciertas.

Sólo los modelos probabilísticos pueden ayudar a evaluar mejor estas incertidumbres. Tal enfoque probabilístico ha sido publicado, donde se supone que los índices de fractura (por ejemplo, longitud por unidad de área de núcleo) que se correlaciona a algunos parámetros geológicos de campo (por ejemplo, depósito de espesor, la curvatura estructural) y petrofísica de roca (por ejemplo, arena) por resistividades algunas relaciones no lineales complejas.

Estos enfoques fractura combinados se describen brevemente en el artículo, tales como:

Continuum Fracture Modeling (CFM)

La metodología se resume en estos tres pasos:

• Clasificación de los controladores de fracturamiento

• Entrenamiento y pruebas

• Proceso de simulación

Discrete Fracture Modeling (DFN)

El modelo conceptual DFN es que un componente significativo del flujo de fluido se produce en una red de conductos de fracturas discretas. El insumo clave para el modelo DFN es el siguiente:

• Orientación de la fractura

• Distribución espacial de la fractura

• Fracción de fracturas abiertas

• Longitud de la fractura

• Altura de la fractura

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