RESUMEN

En este artículo, se presenta una versión mejorada de la EBM de doble porosidad para yacimientos naturalmente fracturados, publicada por el Peñuela et al. (2001). La mejora consiste en tomar en cuenta la existencia de una fase de gas inicial en el yacimiento. Considerando que un yacimiento fracturado puede modelarse usando propiedades diferentes para cada medio poroso o con valores promedio para el sistema total, se proponen dos técnicas de solución basadas en cada una de estas suposiciones.

Arreglos matemáticos convenientes de la ecuación permiten la estimación no sólo de los volúmenes de petróleo y gas originales, sino de la capacidad de almacenamiento relativa de los medios porosos (matriz y fracturas) y de la compresibilidad para los sistemas fracturado y total. La nueva ecuación puede ser aplicada a un rango más amplio de yacimientos, debido a su carácter más general. La consistencia de la expresión propuesta ha sido probada con un conjunto de modelos sintéticos de diversa capacidad de almacenamiento en el medio fracturado.

ABSTRACT

The physical complexity associated to naturally fractured reservoirs calls for the use of more robust formulations of the Material-Balance Equation (MBE) for determining the initial hydrocarbon in place and predicting reservoir performance.

In this paper, we present an improved version of the dual-porosity MBE for naturally fractured reservoirs, published by Peñuela et al. (2001), including the existence of an initial gas phase in the reservoir. Considering that a fractured reservoir may be modeled either using different properties for each porous medium or with average values for the total system, two solution techniques based on each of these assumptions are proposed.

Convenient arrangements of the equation allow us to estimate not only the original oil and gas volumes but also the relative storage capacity of the porous media (fractures and matrix) and the compressibility for the fractured and total systems. The new equation can be applied to a broader range of reservoirs due to its more general character. The consistency of the expression proposed has been tested with a set of synthetic models exhibiting different storage capacity in the fractures.

NOMENCLATURE

INTRODUCCIÓN

Pletcher (2002) resalta la importancia del balance de materiales y señala que "(… no ha sido reemplazada por la simulación de yacimientos, sino que es una técnica complementaria, que provee una perspectiva valiosa del comportamiento del yacimiento que puede resultar invisible a la simulación". Además indica que "el balance de materiales debería ser efectuado antes de un estudio de simulación para ayudar a disminuir los rangos de los múltiples parámetros que pueden ser ajustados durante la misma, así como la magnitud de los ajustes que deben ser considerados razonables …)".

Recientemente Peñuela et al. (2001) desarrollaron una Ecuación de Balance de Materia (EBM) basada en un enfoque de doble porosidad, específicamente diferenciando los medios matriz y fractura con sus respectivos valores de compresibilidad. El análisis fue desarrollado para un sistema inicialmente subsaturado, que contiene un fluido tipo black-oil. La expresión original no incluye términos de intrusión de agua ni inyección de fluidos. Con esta expresión es posible determinar el petróleo original en cada medio poroso, hallando así la capacidad relativa de almacenamiento en las fracturas, variable crítica para el recobro en yacimientos fracturados.

Una gran cantidad de trabajos ha sido desarrollada en torno a la EBM en su forma de un solo medio poroso, desde que fue propuesta por Schiltius (1936). Algunas de las modificaciones incluyen: una metodología gráfica para la solución de las incógnitas (Havlena and Odeh, 1963), tratamiento variable a la compresibilidad para yacimientos poco consolidados o sobre–presurizados (Yale, 1993), un modelamiento más apropiado de fluidos de tipo aceite volátil y gas condensando, al incluir el término de solubilidad del petróleo en el gas (Walsh, 1994), utilización de regresión lineal para hallar las incógnitas, determinar intervalos de confianza y analizar el grado de aplicabilidad de un modelo de EBM a un caso real (Fair, 1994), entre otros desarrollos. Niz (2003) analiza las posibilidades de desarrollo de la EBM de doble porosidad y concluye que la inclusión del término de gas inicial del yacimiento es el cambio que permite una mayor generalidad de la expresión, pero añadiría una incógnita, lo cual puede influir en el rango de incertidumbre de la solución. En este trabajo también se presenta una serie de suposiciones que determinan un sistema idealizado de doble porosidad con capa de gas inicial, a partir del cual se puede plantear un balance que conlleve a una EBM aplicable a Yacimientos Naturalmente Fracturados (YNF) en estado inicialmente saturado.

En el presente artículo, se plantea el balance de materiales y se deduce la EBM para sistemas de doble porosidad con capa de gas inicial, se hacen los arreglos matemáticos convenientes para dar solución a las incógnitas involucradas, resultando de esto métodos de solución basados en gráficos y en regresión lineal y no lineal. Se hace una aplicación con dos yacimientos sintéticos de diferente capacidad de almacenamiento en las fracturas, empleando para ello la simulación de yacimientos y se analizan los resultados de la validación, teniendo en cuenta los rangos de incertidumbre de las soluciones. Se concluye que la expresión desarrollada puede aplicarse para hallar el petróleo y gas original en los medios matriz y fracturas, así como la compresibilidad total de la formación o del medio fracturado, en yacimientos que posean capacidad de almacenamiento apreciable en ambos medios porosos.

La EBM de doble porosidad (Peñuela et al., 2001)

El aporte más significativo que se dio con esta expresión radica en el hecho de considerar, por primera vez en una EBM, la separación de los continuos matriz y fractura, reflejada en la diferenciación de las compresibilidades. Con esta ecuación es posible calcular el petróleo inicial existente en cada medio poroso, como incógnitas independientes, en un sistema inicialmente subsaturado.

En la Figura 1 se observa el modelo simplificado de yacimiento en el cual se apoya el planteamiento del balance que conlleva a la EBM. La matriz y las fracturas se consideran como depósitos independientes conectados. La matriz aporta fluido al sistema de fracturas y estas conducen el fluido que será producido.

Los autores propusieron un método de solución basado en un gráfico diagnóstico que resulta en una línea recta, de cuya pendiente y ordenada se obtiene el volumen de petróleo original en las fracturas y en la matriz, respectivamente. Niz (2003) rescribió la Ecuación 1 de la siguiente forma:

Y propuso que la EBM en la forma de la Ecuación 2 podría resolverse para N₁ y N₂ utilizando regresión lineal, ya que tiene la forma

El método gráfico tiene la desventaja de que se presenta distorsión numérica para los primeros datos, puesto que la transformación de las variables implica dividir toda la expresión entre el coeficiente x₂, el cual tiende a cero a presiones cercanas a la inicial, generando una exageración de la variable dependiente. Lo anterior contribuye a que se desarrolle una región de comportamiento no lineal temprano en el gráfico propuesto, que sumado los efectos derivados de la discordancia entre los fenómenos reales y las suposiciones inherentes al modelo matemático, dificultan la selección de la mejor recta. Por su parte, la solución utilizando regresión lineal permite hacer un análisis estadístico de la solución, al hallar los intervalos de confianza y analizar la viabilidad de aplicar el modelo matemático, observando el comportamiento de los gráficos de residuos (Fair, 1994).

Modelo de doble porosidad con capa de gas inicial (Niz, 2003)

La Figura 2 esquematiza un yacimiento de doble porosidad con capa de gas inicial, cuyo componente fluido consta de dos fases: petróleo y gas, a la vez que el componente estático (roca naturalmente fracturada) se separa en dos medios porosos: matriz y fracturas.

Sea γ la capacidad de almacenamiento en las fracturas, relativa al almacenamiento total, la cual se puede definir como:

Sea m el volumen de la capa de gas, relativo al volumen de la zona de petróleo:

Estas dos variables son incógnitas a resolver mediante el balance de materiales aplicable a YNF con capa de gas inicial, además del petróleo original total.

Planteando un balance para el modelo mostrado en la Figura 1 sobre el sistema volumen poroso de fracturas, entre el instante inicial y un momento final, luego de haberse producido una cantidad dada de fluidos, resulta:

El volumen total se refiere a la suma de los volúmenes de petróleo y gas, que ocupan el espacio poroso. La reducción del volumen poroso se debe a dos componentes: expansión del agua connata y compresión de la roca. Teniendo en cuenta esto, la expresión 10 se puede escribir, con base en las variables ilustradas en la Figura 1, como:

Mas específicamente:

De donde es posible despejar el término de transferencia matriz–fracturas:

Las Ecuaciones 11 y 14 son la base propuesta por Niz para deducir una EBM de doble porosidad aplicable a yacimientos en estado inicialmente saturado.

EBM para sistemas de doble porosidad con capa de gas inicial

Los términos del lado derecho de la Ecuación 14 pueden expresarse en función de variables como el volumen de petróleo inicial, la compresibilidad, los factores volumétricos y la relación de solubilidad. El volumen que ocuparía el petróleo al tiempo final en la matriz, después de sufrir una caída de presión, es:

teniendo en cuenta que el volumen de gas a un tiempo final está dado por la suma de los volúmenes de gas inicialmente libre, expandido y de gas inicialmente en solución, liberado. Los volúmenes ocupados por el petróleo y el gas, inicialmente en el sistema matriz son, respectivamente:

La expansión del agua connata y el volumen de matriz, que hacen disminuir el espacio disponible para almacenar hidrocarburos, vienen dadas por las siguientes expresiones:

Dado que el petróleo original en la matriz se puede escribir como

Las Ecuaciones 19 y 20 se pueden expresar en términos de N₁, resultando:

Este resultado puede insertarse en la Ecuación 11. A continuación se expresan los términos restantes de la Ecuación 11. Los volúmenes de petróleo y gas que originalmente se hallaban en el sistema volumen poroso de fracturas son, de forma análoga a las Ecuaciones 17 y 18:

Mientras que los volúmenes finales en el sistema de fracturas, luego de una caída de presión, de forma similar a las Ecuaciones 15 y 16 son:

Los términos de expansión del agua connata y del volumen de roca, que disminuyen el espacio poroso en la red de fracturas, después de un análisis similar al expuesto para el balance en el sistema de matriz, son:

A su vez, los términos de transferencia de fluido de las fracturas a superficie se pueden expresar considerando que se conoce el volumen a condiciones de superficie de petróleo (N_p) y gas (N_pR_p) que se ha producido, luego:

Si se reemplaza m = 0 en la Ecuación 33, resulta la EBM de Peñuela et al., lo cual confirma la consistencia de la EBM aquí derivada.

Métodos de solución

De las variables involucradas en la Ecuación 33, se requiere conocer la producción acumulada de petróleo y gas, el comportamiento de la presión del yacimiento para calcular las propiedades PVT y las compresibilidades y saturaciones de agua, para así determinar el petróleo original en los sistemas matriz y fracturas, así como la proporción del volumen de la capa de gas al volumen de petróleo. Este es un problema no lineal, puesto que no es posible expresar la ecuación con coeficientes lineales con las incógnitas involucradas. Considerando que la compresibilidad del medio fracturado no es fácil de determinar experimentalmente, es posible que se incluya como una incógnita adicional.

En casos reales, una o más de las variables escogidas como posibles incógnitas de la Ecuación 33, pueden ser conocidas, de tal forma que el método de solución a aplicar depende de cuáles variables son conocidas y cuáles se tratarán como incógnitas. A continuación se presentan algunos casos y el método de solución recomendado para cada uno de ellos.

Conocido el tamaño de la capa de gas, desconocido el volumen de petróleo original en cada uno de los medios porosos, dividiendo toda la Ecuación 33 entre el factor volumétrico del petróleo a la presión inicial, y utilizando las definiciones dadas en las Ecuaciones 3, 5 y 6, la EBM queda así:

Dado que m es conocido, se tiene una expresión lineal de la forma:

Por lo tanto, al hacer un gráfico cartesiano con y/x₂ como variable dependiente de x₁/x₂ debe resultar una línea recta cuya pendiente es el volumen de petróleo original en la matriz y cuya ordenada es el petróleo original en las fracturas.

Conocida la capacidad de almacenamiento relativa en cada medio poroso, desconocido el volumen de petróleo inicial, el tamaño de la capa de gas original y la compresibilidad. Para dar solución a este problema de tres incógnitas, se utiliza la suposición de que una compresibilidad promedio puede representar a los dos medios fracturados. Esta suposición será aplicable en casos en los que la diferencia en compresibilidades sea pequeña o uno de los dos medios porosos predomine en capacidad de almacenamiento sobre el otro. La compresibilidad efectiva del medio poroso total (matriz + fracturas) se define así:

Utilizando la definición de γ dada en la Ecuación 8, se puede escribir

Tomando la EBM en su forma de la Ecuación 34 y rescribiéndola con base en la Ecuación 38, considerando que N = N₁ + N₂ resulta:

Así, es posible aplicar un método de regresión lineal, puesto que la Ecuación 39 tiene la forma:

Conocidos y, x₁, x₂ y x₃, se hallan los coeficientes a₁, a₂, a₃, a partir de los cuales se calculan las incógnitas así:

Solución por regresión no lineal. La Ecuación 34 puede escribirse de forma que aparezcan todas las incógnitas posibles, así:

Se puede solucionar la Ecuación 44 utilizando regresión no lineal entre cualquier combinación de las variables N, γ, m y c_ef .

Metodología de comprobación de la EBM

Utilizando un simulador de yacimientos comercial con opción de doble porosidad, se construyeron dos yacimientos hipotéticos con las características descritas para el sistema utilizado en la deducción de la ecuación de balance de materiales. Estos prototipos son puestos en producción y se registran los datos requeridos por la EBM, la cual es empleada para calcular las incógnitas asociadas a cada uno de los yacimientos. Los valores así obtenidos se comparan con los del simulador, ya sea introducidos por el usuario (caso de la compresibilidad) o calculados (caso de los volúmenes iniciales de petróleo y gas y de la capacidad de almacenamiento relativa de los medios porosos), dando una idea de la concordancia de las dos herramientas. Los yacimientos hipotéticos utilizados se diferencian en la capacidad de almacenamiento en el sistema de fracturas.

Yacimiento 1. Capacidad de almacenamiento apreciable en ambos medios porosos. De acuerdo con Aguilera (1995), este yacimiento es de tipo B, puesto que tanto la matriz como las fracturas aportan significativamente al fluido original total. El yacimiento 1 es lo más cercano al modelo de tanque descrito en la deducción de la EBM, es una caja cuadrada horizontal, de 3150 ft de lado y 40 ft de espesor; el tope de la formación se encuentra a 6940 ft de profundidad. El pozo se encuentra perforado en la celda central, en la zona de petróleo. La Figura 3 presenta la vista general del yacimiento 1 con su pozo. La permeabilidad horizontal es isotrópica, por tanto k_x = k_y. La permeabilidad vertical se fijó en el 6% de la permeabilidad horizontal. El valor de σ (coeficiente de flujo interporoso de Kazemi,1976) para el modelo 1 es de 12,0 ft^-2; lo cual indica un espaciamiento de fracturas equivalente a 1 ft para bloques de forma cúbica. Los componentes fluidos del sistema son: petróleo de tanque, gas de superficie (libre y disuelto) y agua; las fases fluidas son tres: petróleo, gas y agua. Las gravedades de los fluidos son: petróleo 30°API, agua 1,05 y gas 0,8 (relativo al aire). La presión de burbuja del petróleo es de 3300 psia. La presión inicial del yacimiento al datum (contacto gas-petróleo) es de 3300 psia (presión de saturación).

Yacimiento 2. Mayor capacidad de almacenamiento en la matriz. Corresponde a un yacimiento tipo A. El yacimiento 2 se asemeja a un flanco de anticlinal, como se aprecia en la Figura 4. La estructura presenta un buzamiento uniforme en dirección y (profundizándose) y está arqueada en dirección x, siendo más profunda hacia los lados que en el centro. El espesor del yacimiento es uniforme, de 90 ft. El punto más alto del tope de la estructura se encuentra a una profundidad de 6880 ft. Para el modelo 2 se fijó en un valor de 3,0 ft^-2. De acuerdo con Kazemi (1976), esto equivale a bloques de matriz cúbicos de 2 ft de lado. Haciendo un cálculo con base en la porosidad, el ancho de fractura para esta geometría resulta ser de 0,00136 ft (0,415 mm). Las propiedades de la roca de los yacimientos 1 y 2 se observan en la Tabla 1. La permeabilidad direccional y las propiedades de los fluidos son iguales a lo especificado para el yacimiento 1. La presión de burbuja del petróleo es de 3300 psia. Las propiedades del agua de formación son: factor volumétrico de formación 1,01 rb/STB, compresibilidad 5,0 x 10^-6 psi^-1, viscosidad 0,6 cP. La Figura 5 presenta las propiedades PVT para el petróleo y el gas, comunes a los dos yacimientos. A cada presión, las propiedades fueron calculadas mediante las siguientes correlaciones:

B_g (rb / SCF) = 2,8905P^-1,0003

B_o (rb / STB) = 1,0192e^0,000061304P

R_s (SCF / STB) = 0,13297e^0,00040686P

El yacimiento 2 se pone en producción durante tres años, a través de tres pozos ubicados en la periferia de la estructura. La tasa de producción de cada pozo es de 2000 BOPD. El primer pozo produce desde t = 0 hasta el final; el segundo pozo comienza producción un año después del primero y el tercer pozo, un año después del segundo. Los pozos se controlan por una mínima presión de fondo de pozo de 2000 psia; este control empieza a imponerse automáticamente a mediados del tercer año.

Obtenida la respuesta de producción del simulador, se aplicaron los siguientes métodos de solución:

- Método 1. Regresión lineal de dos incógnitas (y) y por método gráfico, conociendo la proporción volumétrica de la capa de gas con respecto al petróleo, Ecuación 34.

- Método 2. Regresión lineal de tres incógnitas (N, m y c_em-f) conociendo la capacidad de almacenamiento relativa de los medios porosos, Ecuación 39.

Resultados

Yacimiento 1. Capacidad de almacenamiento apreciable en ambos medios porosos.

El petróleo original en el yacimiento 1, de acuerdo con los cálculos del simulador, es de 2037699 STB, representados en 1325581 STB en la matriz y 712118 STB en las fracturas. A su vez, el gas original en el yacimiento es de 3975145 MSCF, de los cuales 2934039 MSCF se encuentran como gas libre y 1041106 MSCF como gas disuelto. El volumen de la capa de gas relativo al volumen de petróleo in-situ (relación m) es de 1000. Al final del periodo de producción, se ha recuperado el 13,4% del petróleo y el 24,3% del gas originales.

En la Figura 6 se aprecia el comportamiento de producción-presión generado por el simulador para el yacimiento 1. Estos datos sirven de entrada para la EBM. Una tabla de valores se presenta en el
Anexo 1.

- Método 0 (Solución para N y m usando la EBM convencional). Con esta aplicación se prueba la capacidad de respuesta de la EBM convencional frente al problema de doble porosidad planteado. La Tabla 2 muestra los resultados obtenidos.

Los valores hallados por la EBM convencional son erróneos incluso desde el punto de vista físico, al calcular un valor menor que cero para el volumen de petróleo original.

- Método 1 (Solución para N₁ y N₂). El valor de las compresibilidades efectivas de matriz se calcula con base en los valores de la Tabla 1 y las Ecuaciones 5 y 6. Suponiendo conocido el valor de m (m = 1000), se aplica la regresión lineal a la Ecuación 34, obteniéndose los resultados mostrados en la Tabla 3. Información adicional puede consultarse en el Anexo 1.

La EBM propuesta resulta ser muy precisa en este caso. Con base en pruebas de hipótesis hechas partiendo de los intervalos de confianza obtenidos de la regresión, se concluye que la dependencia entre las variables es efectivamente lineal y que la solución es aceptable. El intervalo de confianza de N₂ para un 90% de probabilidad es de 407000 a 1037000 STB.

También se aplicó para este caso el método gráfico. En la Figura 7 se observa el gráfico característico, apreciándose una porción recta en los últimos puntos de la curva (más tardíos), por donde se traza una línea recta de pendiente 1226300 (N₁, STB) y ordenada 788490 (N₂, STB). El resultado obtenido es comparable con la solución por regresión lineal.

La distorsión inicial de la línea recta es debida principalmente a dos factores: el primero es numérico, pues emplear un cociente como variable implica que el uso de valores cercanos a cero afecte el comportamiento de la función, especialmente causando exageración de los valores de F, como se nota en los primeros puntos. El segundo efecto es debido a la concordancia con las suposiciones del modelo, ya que en el caso particular el pozo fue perforado en la zona de petróleo y no produce gas libre a tiempos tempranos, como lo supone el modelo tomado para la EBM.

Utilizando regresión no lineal por pares de incógnitas, conocidas las restantes, se obtienen resultados de exactitud similar a la reportada en la Tabla 3. Por ejemplo, conocidos N y m se hallaron las variables relacionadas en la Tabla 4.

La solución encontrada muestra similitud con la de la EBM convencional, probablemente dada la suposición de que un solo valor de compresibilidad puede representar el medio poroso total.

Yacimiento 2. Mayor capacidad de almacenamiento en la matriz.

El simulador calcula que el petróleo original en el yacimiento 2 es de 29856000 STB, de los cuales corresponden 24864547 STB a la matriz y 4991553 STB a las fracturas; 32094363 MSCF es el gas original en el yacimiento, representado en 16823828 MSCF de gas libre y 15270535 MSCF de gas disuelto. El tamaño relativo de la capa de gas (m) es 0,3912. Al final de los tres años de producción se llega a recuperar alrededor del 13% del petróleo y el 28% del gas original.

La Figura 8 presenta el comportamiento de producción–presión generado por el simulador para el yacimiento 2. Los valores detallados se pueden consultar en el Anexo 1.

- Método 0 (Solución para N y m usando la EBM convencional). El resultado de se muestra en la Tabla 6.

Aplicando pruebas de hipótesis se confirma con un 95% de confiabilidad que la solución dada por la EBM convencional en este caso no corresponde al azar, es decir, la respuesta es inexacta. En comparación con la respuesta obtenida para el yacimiento 1, se nota que existe una posible relación entre la predominancia de uno de los dos medios porosos y la factibilidad de aplicar la EBM convencional.

La solución arrojada por el método 1 no es satisfactoria para el yacimiento 2. Como alternativa, se utiliza el método gráfico. En la Figura 9 se aprecia el gráfico característico, exhibiendo una línea recta en los puntos finales. Los valores usados para graficar pueden tomarse de la información presentada en el Anexo 1.

El resultado obtenido fue de 29979000 STB para N₁ y 1441900 para N₂. Estos valores aún distan de ser satisfactorios, pero es importante analizar que la imprecisión puede aumentar a medida que uno de los dos medios porosos tenga más predominancia, hasta que la ecuación de doble porosidad se haga inaplicable. También se observa un comportamiento pre–lineal semejante al que resultó para el gráfico característico en el yacimiento 1.

- Método 2 (Solución para N, m y c_em–f). La solución por este método se presenta en la Tabla 8.

Estadísticamente se comprueban las siguientes hipótesis:

1) El modelo de dependencia es adecuado, 2) existe relación lineal entre y y cada una de las tres variables independientes 3) la diferencia entre los valores calculado y real es debida al azar con más del 90% de confiabilidad para el coeficiente a₁ (petróleo original total) y con más del 95% de confiabilidad para el coeficiente a₂ (producto Nm), pero la solución es inexacta respecto al coeficiente a₃ (producto N (1 + m) c_em-f ).

En términos generales se obtuvo una solución satisfactoria para las incógnitas planteadas, puesto que pese a la inexactitud en el coeficiente a₃, es precisamente la variable c_em-f la que presenta mayor incertidumbre en su evaluación, siendo importante la determinación de su orden de magnitud, que coincide con el real. Esto muestra que el modelo 2 se adapta mejor a la suposición de un solo medio poroso equivalente, dada la menor capacidad de almacenamiento en el sistema de fracturas.

CONCLUSIONES

• Se desarrolló una nueva EBM aplicable a sistemas de doble porosidad con capa de gas inicial y se propusieron dos métodos de solución por regresión lineal, un método gráfico y se planteó la posibilidad de emplear regresión no lineal como una herramienta de solución válida y equivalente a los otros métodos hasta el momento usados.
• Se probó la validez de la EBM comparando los resultados obtenidos con los de un simulador numérico de yacimientos; se realizó un análisis de la incertidumbre asociada a cada variable, reflejada en los intervalos de confianza resultantes de la aplicación de los métodos de solución a la EBM.
• La EBM en su forma de la Ecuación 34, mostró ser aplicable, con razonable precisión y exactitud –demostradas estadísticamente–, a sistemas que cumplan adecuadamente la propiedad de diferenciación de los medios porosos, como el yacimiento 1 –tipo B– presentado.
• La EBM en su forma de la Ecuación 39 es apropiada –con base en los resultados de análisis estadístico efectuados– para solucionar las incógnitas involucradas en sistemas de doble porosidad que cumplan la propiedad de ser representados por una compresibilidad equivalente para el medio total, como el yacimiento 2 –tipo A–.
• Con la EBM propuesta, en su forma de la Ecuación 34, es posible encontrar la capacidad de almacenamiento en cada medio poroso mediante regresión lineal; además de la compresibilidad efectiva del sistema de fracturas y el tamaño relativo de la capa de gas, utilizando la técnica de regresión no lineal.
• A partir de la forma de la Ecuación 39 de la EBM propuesta –suposición de un medio poroso de compresibilidad equivalente– es posible hallar por regresión lineal: el petróleo original en el yacimiento, el tamaño relativo de la capa de gas y la compresibilidad efectiva equivalente del sistema total.
• Se evidenció que la EBM convencional no es apropiada para representar sistemas de doble porosidad, y que esta deficiencia se incrementa al aumentar el grado de semejanza en la capacidad de almacenamiento entre los medios porosos.

Los autores expresan su agradecimiento al Instituto Colombiano del Petróleo, a Ecopetrol S.A. y a la Universidad Industrial de Santander, por el apoyo brindado para el desarrollo de esta investigación.

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ANEXOS

Tabla de datos de resultados de la simulación y coeficientes para el método gráfico