Conventional pressure analysis for naturally-fractured reservoirs with non-newtonian pseudoplastic fluids

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Universidad Industrial de Santander
Conventional oil reserves are coming to an end, then, some unconventional sources, such as heavy oil, are being the aim of oil companies. Most of heavy oils, drilling fluids and fracturing fluids behave as non-Newtonian and these fluids are erroneously approximated by Newtonian fluid flow models.Currently, there are no mathematical expressions for the application of the straight-line conventional analysis method for the interpretation of pressure tests in heterogeneous or naturally-fractured occurring formations (dual porosity) which are saturated by a non-Newtonian pseudoplastic fluid. The literature includes an analytical solution for predicting the behavior of the pressure in dual porosity reservoirs containing a non-Newtonian fluid; this solution was subsequently used to interpret the well-pressure data using the pressure and pressure derivative log-log plot without employing type-curve matching. None commercial software includes up to date such analytical solution.Several expressions to complement the conventional straight-line method are presented in this work so pressure tests in naturally fractured reservoirs with a non-Newtonian power-law fluid can be interpreted. This is accomplished mainly by estimating the interporosity flow parameter and dimensionless storage coefficient. The developed equations were successfully tested using well pressure tests reported in the literature. Very good results were obtained from the worked examples when compared to the reference values.  
Las reservas convencionales de petróleo están llegando a su fin, por tanto, las compañías petroleras le están apuntando a algunas fuentes no convencionales como los crudos pesados. La mayoría de los crudos pesados, fluidos de perforación y fracturamiento se comportan en forma no Newtoniana y son erróneamente aproximados por los modelos de flujo de fluidos Newtonianos.Actualmente, no existen expresiones matemáticas para la aplicación del método convencional de la línea recta para interpretar pruebas de presión en yacimientos heterogéneos o naturalmente fracturados (doble porosidad) saturados con un fluido no Newtoniano pseudoplástico. La literatura incluye únicamente una solución analítica para predecir el comportamiento de la presión en yacimientos de doble porosidad con fluidos no newtonianos; solución que fue más tarde usada para interpretar datos de presión usando la presión y derivada de presión sin emplear curvas tipo. Ningún programa comercial incluye a la fecha dicha solución analítica.En este trabajo se presentan varias expresiones para complementar el método convencional de la línea recta para caracterizar yacimientos naturalmente fracturados cuando un fluido no Newtoniano pseudoplástico fluye a través del medio poroso. El principal propósito es la estimación del parámetro de flujo interporoso y el coeficiente de almacenamiento adimensional. Las expresiones desarrolladas se verificaron satisfactoriamente con pruebas de presión reportadas en la literatura, encontrándose muy buenos ajustes con los valores de referencia.
Fluidos no newtonianos, Yacimientos naturalmente fracturados, Técnica convencional, Non-newtonian fluids, Naturally-fractured reservoirs, Conventional technique