T E S I S - UNAM

RESUMEN
Los Yacimientos Carbonatados Naturalmente Fracturados (YCNF) concentran, en
volumen, la mayor cantidad de reservas de hidrocarburos en el Golfo de México. Es
por ello que resulta importante disponer de una metodología integral que permita
caracterizarlos y de esta manera, se disponga de herramientas que permitan
optimizar los procesos de producción de hidrocarburos para aumentar el factor de
recuperación.
Los YCNF deben ser representados lo más cercanamente posible a la realidad,
mediante modelos de simulación numérica, ya que los resultados se ven influenciados
por los datos que contienen las celdas; esto se logra cuando la velocidad con la que
viaja la onda de presión en el yacimiento debe ser la misma que la del modelo de
simulación y se obtiene a través de la difusividad hidráulica del sistema multiporoso y
fluidos que componen el yacimiento.
Un YCNF debe conceptualizarse en función de su porosidad como un modelo de
doble porosidad, ya que los resultados de la caracterización petrofísica deben ser
incorporados dentro de un modelo numérico de simulación de doble porosidad.
Un modelo de doble porosidad consiste en agrupar la porosidad de matriz y la
porosidad de microfracturas en un medio denominado la porosidad de pseudo-matriz;
en la porosidad secundaria se agrupan los vúgulos y las fracturas.
Es necesario definir cómo se realiza la interacción entre los sistemas porosos
involucrados para generar el sistema multiporoso mediante modelos. El sistema
secundario es muy difícil de representar y de medir, ya que es sumamente irregular y
aleatorio, por lo que frecuentemente se determina indirectamente (por sísmica o
registros geofísicos).
El muestreo de roca con porosidad múltiple en un pozo petrolero, está en función de
la cantidad de porosidad secundaria, ya que cuando existe gran cantidad de