Abstract:
Cuando se realiza cualquier tipo de caracterización de un yacimiento de manera previa a su explotación, es habitual encontrarse con métodos, técnicas y soluciones que son desarrolladas bajo hipótesis que no siempre resultan verdaderas o aplicables al tipo de yacimiento en cuestión. Casos de este tipo son encontrados de manera frecuente cuando se estudian los yacimientos no convencionales, como los yacimientos de shale gas o de tight oil.
En un yacimiento de shale gas, el tamaño de la garganta de poro oscila en la escala de los nanómetros, lo que provoca que el flujo de gas en este tipo de medios sea un proceso complejo en el que las fuerzas viscosas no gobiernan el flujo y, por ende, la ley de Darcy no puede utilizarse para describir de manera adecuada este proceso. Por ello, en el presente trabajo se implementa una solución que clasifica los regímenes de flujo de gas a través de nanoporos, de acuerdo con el número de Knudsen, en cuatro diferentes regímenes (flujo continuo convencional, flujo por deslizamiento, flujo libre molecular y flujo de transición) y, posteriormente, propone un modelo integral para analizar el comportamiento del flujo de gas en este tipo de medios.
Por otro lado, cuando se pretende la explotación de yacimientos compactos en los que la permeabilidad es muy baja, como los yacimientos de tight oil o shale oil, se implementan técnicas de estimulación que reacondicionen las propiedades del yacimiento, tales como el fracturamiento hidráulico. Generalmente, esta técnica da lugar a redes de fracturas complejas que se generan cuando las fracturas hidráulicas entran en contacto con las fracturas naturales preexistentes en el yacimiento. El flujo a través de este tipo de medios fracturados es comúnmente modelado haciendo uso del modelo clásico de doble porosidad, sin embargo, la idealización de la red de fracturas como un arreglo lineal de paralelepípedos no es la más adecuada. Para realizar un mejor análisis del transiente de presión, en esta tesis se implementa una solución que emplea un modelo de flujo trilineal para representar el flujo a través de las fracturas hidráulicas, la red de fracturas complejas generada por la estimulación y la zona no alterada de la formación, expresando además a la porosidad y permeabilidad de la red de fracturas como leyes de potencias, de acuerdo con la teoría fractal.
