CAPTULO IINTRODUCCIN

1.1 Planteamiento del problemaLos yacimientos naturalmente fracturados plantean una paradoja relacionada con la produccin. Y es que la presencia de fracturas puede representar problemas u oportunidades para la exploracin y, por ende, en el desarrollo de las reservas de hidrocarburos. Estos recursos pueden ser extrados o producidos a travs de ellas. Muchos yacimientos se forman en rocas fracturadas donde saber la orientacin de las fracturas puede ser determinante en el costo econmico para la extraccin del hidrocarburo. En algunos casos las fracturas son importantes por la permeabilidad que ofrecen, porque se convierten en caminos que permiten maximizar la produccin de los pozos si estos son perforados correctamente. Tambin pueden hacer que la produccin decline sorpresivamente, que existan perdidas de circulacin de los pozos al perforarse y cambios en la tasa de penetracin.El anlisis de fracturas generalmente es realizado sobre proyectos ssmicos 3D o si es posible sobre ssmica multicomponente. No siempre se tienen estos datos disponibles, por esta razn, determinar la posicin y la tendencia de las fracturas a partir de lneas ssmicas 1D en configuracin ortogonal, es una metodologa novedosa y econmica que permitir minimizar costos para realizar este tipo de anlisis. Este mtodo fue validado con anlisis de registros de imgenes FMI sobre un campo iran.El estudio desarrollado en el campo de gas en Iran para determinar la deteccin y posicin de la fractura es un mtodo integrado por registros convencionales y sus transformaciones de ondas, el uso del ndice de velocidad, adems se apoya en estudios FMI para originar correlaciones que permitan resultados certeros y fijar indicaciones cualitativas y cuantitativas de la presencia, densidad y orientacin de sistemas de fracturas.1.2 Objetivos de la investigacin

1.2.1 Objetivo general Desarrollar un modelo basado en los registros convencionales y datos petrofsicos para la deteccin y caracterizacin de fracturas en un Campo Iran, Pozo S-5.

1.2.2 Objetivos especficos 1 Determinar la posicin y orientacin de las fracturas mediante el uso de registros petrofsicos y datos de la perforacin.2 Calcular el coeficiente de transformacin en funcin de la onda (Wavelet) de registros petrofsicos.3 Establecer la densidad de la fractura a lo largo de los pozos, usando correlaciones y mtodos geoestadsticos.4 Controlar la distribucin de la densidad de fractura mediante el uso de la curva estructural.

CAPTULO IIMARCO TERICO

2.1 Consideraciones bsicas de los yacimientos fracturados

2.1.1 Definicin de yacimiento fracturado

Los yacimientos naturalmente fracturados son descritos como sistemas de doble o triple porosidad. Se habla de doble porosidad, cuando existe un aporte a la porosidad del yacimiento, proveniente de la red de fracturas y otro aporte correspondiente a la porosidad de la matriz. Se habla de triple porosidad, cuando adicionalmente existe porosidad vugular. La porosidad de la matriz puede ser fcilmente determinada a partir de anlisis de ncleos. Sin embargo, la porosidad de las fracturas es un parmetro de difcil de terminacin debido a la complejidad que implica la obtencin de ncleos representativo en la zona fracturada, adems de querer conocerse la permeabilidad de la fractura que juega un papel importante en la compresin del flujo de fluido para la recuperacin de hidrocarburos. Durante el desarrollo del yacimiento, se ofrece una gran cantidad de informacin mediante los registros de pozos convencionales (CWL). Todo esto en conjunto permite estimar la posicin de la fractura a lo largo del yacimiento. [1]

2.1.2 Transformada de WaveletEs un tipo especial de transformada matemtica que representa una seal en trminos de versiones trasladadas y dilatadas de una onda finita (denominada ndula madre).La transformada wavelet es una herramienta para la deteccin de fracturas a lo largo de un yacimiento, consiste en anlisis de datos de registros, a partir de este dato esta 1-D y as 1-D Wavelet transformada est descrito con ms detalle. (Ec.1)

Donde:

(Ec. 2)

a>0: Dilatacin o un factor reescaladob: Representa la translacin de la onda. (x): Onda madre.La eleccin de (x) no es nica, uno puede usar una variedad de funciones de ondas. Un ejemplo tpico es la funcin Daubechies como se muestra en la Figura 1.

Figura 1. Funcin wavelet db4. Fuente: [2]

En este caso usamos db4 de la transformacin de la funcin de la onda. En 1-D la onda puede ser construida por a=2j y b=2jk donde j y k son enteros.La transformada de Wavelet de los datos se lleva a cabo mediante el clculo de la siguiente ecuacin:

(Ec. 2)

Donde:F(x): Representa un dato en x.DJ (k): Coeficiente wavelet-detalle de los datos. k = 1, 2, ... n: Siendo n el tamao de la matriz de datos discretos.j: son enteros.

Wavelet ortonormal soporte compacto estn formados por la dilatacin y la translacin de (x) y una funcin de escalado (x) utilizando j k (x) = 2-j / 2 (2-JX-k), y j k = 2-j / 2 (2-jx-k). Un ejemplo es Daubechies wavelet de orden M poseen la propiedad de que sus primeros momentos M son cero.

Los coeficientes de detalle Wavelet separan los datos en diferentes escala de longitud y tienen una cierta caracterstica que se puede utilizar para la deteccin de la fractura. Ellos pueden ser bastante grandes, incluso si el valor de los datos en x es pequeo y viceversa. De este modo se da cada pieza de datos de su peso adecuado, para nuestro problema, aunque la porosidad de fractura es mucho menor que la de la matriz porosa, su importancia se refleja adecuadamente en el coeficiente de detalle wavelet (WDC). El coeficiente local de la mxima onda proporciona detalles sobres unas pistas sobre las escalas a las que proporcionan caracterstica importante y contribuciones significativas. Si la matriz de datos se compone de dos o ms segmentos distintos, cada uno con su propia distribucin, el coeficiente de detalle wavelet distingue se unos de otros, ya que la propiedad de fracturas y poros son diferentes. Wavelet coeficientes de detalle se ven influenciadas por los acontecimientos locales. As, desde el paso de la matriz porosa a la fractura es un evento local, la presencia de la fractura debe reflejarse en wavelet coeficiente con detalle.

Como se muestra en la Figura 2 transformada Wavelet se podra utilizar para deteccin de discontinuidad incluso desde la seal original y no representar cualquier discontinuidad. As podra ser la transformada wavelet utilizado como una herramienta poderosa para la deteccin de la fractura ya que las fracturas puede influir en el comportamiento del registro convencional y causando discontinuidad en los datos.

Figura 2. La imagen de la izquierda muestra Registro de porosidad sinttico generado por FBM con h= 0,2 y su WDC. La derecha presenta el mismo registro pero modificado en ciertos puntos. [2]

2.2 Respuesta del registro de pozo ante fracturasLos registros de pozos convencionales pueden tener diferentes respuestas en presencia de yacimientos fracturados.

2.2.1 Registro CaliperEl Caliper es una herramienta que mide el tamao y la forma del agujero. Es el ms simple y ms ampliamente usado para medir el dimetro en un pozo vertical.

Las zonas de fracturas pueden exhibir uno de los dos patrones bsicos en un registro calibrador: Reduce ligeramente el tamao del pozo debido a la presencia de un revoque grueso, sobre todo cuando se utiliza la prdida de circulacin material o barro en gran medida ponderada. La elongacin del pozo observada preferentemente en la direccin principal de orientacin de la fractura sobre las zonas fracturadas debido a desmoronamiento de la zona fracturada durante la perforacin. Sin embargo la formacin porosa y permeable tambin puede causar este efecto sobre el registro Caliper, ninguno de los dos patrones se pueden tomar como una indicacin concluyente de la presencia de fracturas.

2.2.2 Registro de Densidadsta tcnica es utilizada principalmente para determinar la porosidad de la formacin. La medicin de la densidad de la formacin, tambin se aplica en la identificacin de minerales, deteccin de gas, evaluacin de arenas arcillosas y litologas complejas en la determinacin de arcillas petrolferas. De modo que cuando la fractura es llenado de lquido disminuir la densidad aparente registrado, creando un pico negativo agudo de la curva de densidad.

2.2.3 Registro GR NaturalEl registro GR es un registro de la radioactividad de una formacin. El registro GR se usa principalmente para calcular cuantitativamente el volumen de lutita. En yacimientos fracturados un aumento en el gamma ray sin concurrir en la alta arcillosidad de formacin, es frecuentemente observado. Este aumento ha sido explicado por la deposicin de sales de uranio a lo largo de las superficies de discontinuidad de una fractura o grieta dentro de la misma. 2.2.4 Registro NeutrnLos perfiles neutrnicos son usados principalmente para ubicar formaciones porosas, que son rocas con espacios vacos denominados poros. Por lo tanto, en presencia de fracturas, se espera que el registro neutrn tenga un comportamiento similar al registro de densidad. 2.2.5 Registro SnicoEl registro snico mide el tiempo de viaje de la onda acstica a travs de la formacin. Las velocidades acsticas son altas y por lo tanto el tiempo de viaje es ms corto, en rocas densas que en formaciones porosas y lutitas. 2.2.6 Registro de ResistividadEl registro de resistividad es una medida de la resistividad de la formacin. Es una tcnica geofsica que mide la resistividad de cada uno de los estratos, es decir, la resistencia que realiza un material al paso de la corriente elctrica a lo largo de toda la formacin. El efecto de fracturas en el registro de resistividad dependern principalmente de la direccin de fractura, tamao, longitud, y del fluido dentro de la fractura. Cualquier circuito en fracturas llenas tienden a acortar- de agua continuo las lneas de corriente, y por lo tanto reducen las lecturas de resistividad. En fracturas con angulos de inclinacin de 50 grados o menos, tanto el profundo y el superficial laterlogs vern resistividades de fractura y de formacin en paralelo. Ambas mediciones respondern de manera similar con una anomala de baja resistividad. En fracturas verticales la laterlog superficial es ms afectada que la laterlog profunda y registra menores resistividades.Una zona fracturada puede aparecer como una anomala muy conductora en las herramientas de microresistividad, debido a que estas ven las fracturas completamente llenas con filtrado de lodo. [2]2.3 ndice de velocidad Otro enfoque a la ubicacin fracturada utiliza dos registros de porosidad, el registro snico y ya sea el registro de densidad o neutrn. En este mtodo se asume que el t snico ignora las fracturas, respondiendo solo a la porosidad de la matriz.La determinacin de la porosidad con el registro snico se basa generalmente en la relacin emprica entre el tiempo de viaje y la porosidad, establecida por Wyllie et al en la ecuacin 3. Esta relacin referida a la frmula de tiempo promedio, es de la forma (Ec. 3)El registro de densidad o el registro neutrn lee por otra parte la porosidad total. Por lo tanto, cualquier diferencia entre los dos registros, en formaciones limpias o litologas conocidas, ser interpretada como porosidad secundaria. El ndice de velocidad se define como la diferencia entre la velocidad calculada por el registro de densidad o neutrn y el registro de velocidad o registro snico. La velocidad a partir del registro neutrn o de densidad es calculada mediante la ecuacin 4: (Ec. 4)Donde:: Velocidad de la roca: Velocidad de la matriz: Velocidad del fluido: Porosidad, por neutrn o densidad

Como la composicin de la roca es realizada desde la interpretacin petrofsica y la velocidad del sonido en cada componente es mencionada en los libros de referencia, entonces neutrn o porosidad podra ser el cambio de velocidad.El ndice de velocidad mostrara un valor negativo en zona de fractura debido a que en la zona fracturada muestra mayores tiempos de viaje y valores de baja velocidad.

2.4 Datos de perforacinLos datos de la perforacin estn representados por todos los parmetros obtenidos durante la misma, donde se conoce ms a fondo la ubicacin de la litologa, ubicacin de fluidos, porosidad, permeabilidad. Muchos de estos datos obtenidos directamente de registros y otros de datos se obtienen conociendo por ejemplo niveles de lodo en los tanques, velocidad de rotacin de la mecha entre otros.2.4.1 Exponente de perforacin El exponente de perforacin generalmente es usado para la evaluacin de la presin de formacin pero este puede ser un buen indicador para fracturas en condiciones controladas.Se han propuesto un nmero de perforabilidad o formulaciones de tipos de perforacin normalizadas para eliminar los efectos de las multiples variables de perforacin. Para una mejor aplicacin de estas formulaciones, son necesarios la monitorizacin directa de datos y equipos de computacin. Sin embargo, la aplicacin en el campo ha mostrado que, cuando tal equipo no est disponible, el mtodo ms fcil y ms fiable es el Exponente d".

2.4.2 Exponente dBingham propuso que la relacin entre la tasa de penetracin, peso sobre la mecha, velocidad de rotacin y el dimetro de la mecha podra expresarse como se aprecia en la ecuacin 5[3]: (Ec. 5)Donde: R= Tasa de penetracin (pie/min)N= velocidad de rotacin (rpm)B=Dimetro de la mecha (pulg)W= peso de la mecha (lb)a= constante de resistencia de la matriz (adim) d= Exponente de perforabilidad de la formacin (adim)

Jorden y Shirley resolvieron la ecuacin mencionada para d, insertaron valores constantes que permitieran usar las unidades comunes de campo y graficaron en papel semilogartmico los valores producidos para el exponente d en un rango conveniente de trabajo. Ms importante an, ellos permitieron el uso de a como la unidad, descartando la necesidad de derivar empricamente los valores de dicha constante y haciendo el exponente d de las litologas, resultando la ecuacin 6[4]: (Ec. 6)Donde:d= Exponente de perforabilidad de la formacin (adim) R= Tasa de penetracin (pie/min)N= velocidad de rotacin (rpm)W= peso de la mecha (lb)B=Dimetro de la mecha (pulgadas)

Debido a que la presin diferencial depende tanto de la densidad del lodo como de la densidad de la formacin, siempre que haya un cambio en la densidad del lodo, se originar un cambio indeseado en el exponente d. Rehm and McClendon propusieron esta correccin a la ecuacin 7 de Jorden y Shirley [5] (Ec. 7)Donde: D= exponente dDxc= exponente d corregidoN.FBG= Gradiente normal de balance de la formacin-EQMD (lb/gal)ECD= densidad efectiva de circulacin (lb/gal)

Esta correccin fue desarrollada empricamente, ha sido aplicada a nivel mundial con mucho xito. 2.4.3 Prdida de lodoLas formaciones naturalmente fracturadas generalmente tienen perdidas significantes de circulacin durante la perforacin. Datos como volumen de lodo perdido y el peso del mismo podran contribuir a la deteccin de fracturas a lo largo del pozo. Para una formacin y peso de lodo especficos una mayor prdida podra ser causada por fracturas abiertas.

2.5 Densidad de la fracturaLa densidad de la fractura es un parmetro muy importante y controla los otros parmetros de las fracturas, como la porosidad de la fractura y la permeabilidad de la fractura. La densidad de la fractura lineal est definida por: Densidad de la fractura = nro de la fractura / Longitud (Ec. 8)Se puede tener una profundidad de fractura desde el anlisis del pozo previo y as la densidad de la fractura puede ser calculada para cada una de las zona/capa. Para este propsito, el nmero de fractura en cada capa del yacimiento se divide entre el espesor de la capa y as es calculada la densidad de la fractura para cada capa. La fracturacin es altamente dependiente a la posicin estructural, se trata de considerar la posicin estructural para el modelado de la distribucin de la densidad de fractura.

CAPTULO IIIMARCO METODOLGICO

En el marco metodolgico del presente trabajo, se introducirn los diversos procedimientos tcnicos ms apropiados para llevar a cabo el anlisis de los datos, con la finalidad de cumplir con el propsito general de la investigacin planteada. En tal sentido se desarrollan importantes aspectos relativos al tipo de estudio y a su diseo de investigacin, incorporados en relacin a los objetivos establecidos.Para llevar a cabo el desarrollo de este proyecto de investigacin, se tom como base una metodologa que permite describir de manera clara, puntualizada y sencilla las etapas necesarias para lograr el cumplimiento de los objetivos.

3.1 Metodologa empleada

3.1.1 Estudio de la posicin y orientacin de las fracturas mediante el uso de registros petrofsicos y datos de la perforacin

Mediante el uso de registros petrofsicos y datos de la perforacin, se opt por un modelo que permiti estimar las posiciones de fracturas confirmado con los resultados de los registros de imgenes de pozo. Se realiz un estudio individual de los datos suministrados y tambin uno en conjunto para determinar, en el sentido ms amplio, la posicin de las fracturas a lo largo del pozo. 3.1.2Calculo del coeficiente de transformacin en funcin de la onda (wavelet) de registros petrofsicosEn esta etapa se encontr una correlacin entre el nmero de fracturas detectadas por FMI y el nmero de fracturas detectadas por el mtodo transformada wavelet, empleando dicha correlacin como un factor de correccin para obtener una mejor resolucin del mtodo empleado. 3.1.3Determinacin de la densidad de la fractura a lo largo de los pozos

En esta etapa, con la data de fracturacin disponibles desde el resultado del anlisis de los pozos la densidad de fractura a travs de los pozos pudo ser calculada.La densidad de la fractura es un parmetro muy importante y controla los otros parmetros de las fracturas, como la porosidad de la fractura y la permeabilidad de la fractura. La densidad de la fractura lineal est definida por: Densidad de la fractura = nmero de la fractura / LongitudCon una profundidad de fractura desde el anlisis del pozo previo, la densidad de la fractura pudo ser calculada para cada una de las zonas/capas. Para este propsito, el nmero de fractura en cada capa del yacimiento fue dividido entre el espesor de la capa y as fue calculada la densidad de la fractura para cada capa. Los registros sintticos generados por este procedimiento usado para la estimacin de la distribucin de la densidad de la fractura son por el mtodo geoestadistico.3.1.4 Control de la distribucin de la densidad de fractura mediante el uso de la curva estructural y correlaciones

Un estudio previo en la fracturacin del suroeste de Irn muestra la relacin entre la fracturacin y la curvatura estructural, por lo que se decidi usar la curvatura estructural del mapa como una tendencia lateral para el control de la distribucin de la densidad de la fractura. Con el objetivo de definir anomalas de curvaturas locales que pueden corresponder a las caractersticas estructurales en larga escala, se ejecuto el anlisis de curvatura en el horizonte para interpretacin ssmica. Arrojando un mapa predictivo de estas caractersticas estructurales a larga escala que fueron usadas como una tendencia para la estimacin de la distribucin de la densidad de la fractura. La densidad de fractura promedio a travs de cada pozo fue calculada y trazada en contra del valor de la curvatura en la ubicacin del pozo. Esto es hecho para cada zona y as, se tiene una correlacin entre el valor de la curvatura en el punto del pozo y la densidad de fractura.

CAPTULO IVDISCUSIN DE RESULTADOS

En el estudio realizado se hizo un estudio individual de los datos suministrados y tambin en conjunto para determinar, la posicin de las fracturas como objetivo principal.En el Pozo S-5 se emple registros de imgenes, obtenindose los resultados observados en la figura 1. Estos fueron usados para comprobar la exactitud del mtodo aplicado (fractura por transformada Wavelet) y tambin fue necesario para calibrar los resultados. Las relaciones del mtodo de transformada de Wavelet con los registros de imgenes mostrados se observan en la Tabla 1-1.

Tipo de fractura principalClases de fracturasPrincipales Intervalos de fracturas (m)FormacinLitologa dominanteRango de porosidad(Registro)

Fracturas abiertas

Continuos yDiscontinuos/Voggy3796-37923759-37583751-37453738-3735.53734-37313729-37173715-37063693-36903677-36763774-36683665-365636434-36383626-36243612-3610.5

U

DolomiaCaliza

0-19%

FracturasAbiertasPosibleTodos los intervalos

U

DolomiaCaliza0-19%

Tabla 1. Interpretacin de resultados Registro de imgenes (FMI) en el pozo S-5.

ZonaMtodo Aplicado(Transformada de Wavelet)Fractura por Registro de imgenes

U-22037

U-32248

U-41119

U-51739

U-62753

U-7513

Tabla 2.Comparacin entre transformada wavelet y fractura por registro de imgenes

Existe una consistencia entre el mtodo aplicado (fractura por transformada wavelet) y los resultados suministrados por registro de imgenes en la interpretacin de los resultados en la formacin U. Destacando que el registro de imgenes proporciona una mejor resolucin que el mtodo transformada wavelet debido a que con ste se analizaron los registros y sus ondas manualmente y por esa limitacin no se pudo detectar fracturas a excepcin de esas con al menos 50 cm de distancia entre ellas. As entonces, su resolucin en una buena situacin es de alrededor 0.5 m, sin embargo la resolucin del registro de imgenes es de aproximadamente 15 cm. Esta limitacin se super encontrando una correlacin entre el nmero de fracturas detectadas por registro de imgenes y el nmero de fracturas detectadas por el mtodo wavelet, entonces empleando dicha correlacin como un factor de correccin para obtener una mejor resolucin del mtodo aplicado. La tabla de correlaciones para registro de imgenes y para el mtodo aplicado es mostrada en la figura 2. Y = 2.0332xR2 = 0.9467

Tabla 3. Tabla de correlacin para resultados de registro de imgenes y mtodo de fractura por Wavelet

Se observ una correlacin entre el mtodo de registro de imgenes y el de transformada wavelet. Usando estos dos como un factor de correlacin el nmero de fractura por transformada se acerc al nmero real de fractura y as la densidad de fractura calculada por dicho mtodo fue ms confiable.La figura 3 muestra el nmero de fractura por transformada wavelet versus la fractura por registro de imgenes en diferentes zonas despus de aplicar el factor de correlacin. Como es mostrado en esta figura, se puede seguir la tendencia de nmero de fractura en diferentes zonas muy bien.

Figura 3. El nmero de fractura vs fractura por registro de imgenes en diferentes zonasAhora con la data de fracturacin a travs de los pozos disponibles desde el resultado del anlisis de los pozos, la densidad de la fractura a travs de los pozos fue calculada para cada una de las zonas/capas. Para generar un mapa de densidad de fractura ms preciso, especialmente en direccin lateral, en el siguiente paso se determin un mtodo razonable para la propagacin de la densidad de la fractura el cual es computado a travs de los pozos. Con respecto a que la fracturacin es altamente dependiente a la posicin estructural, se consider la posicin estructural para el modelado de la distribucin de la densidad de fractura.Anlisis de curvaturaEl objetivo de este estudio fue principalmente encontrar reas o ejes de yacimientos con intensas curvaturas para definir las zonas fracturadas.En el caso de estudio, el anlisis de curvatura fue ejecutado encima de diferentes zonas. Habiendo suavizado el mapa de la curvatura original y para una mejor visualizacin del valor de la curvatura es multiplicado por mil (Fig. 4).

Figura 4. Mapa de curvatura modificadoCorrelacin entre la densidad de la fractura y la curvaturaPara una mejor precisin del modelado de la densidad de la fractura, se us una correlacin entre la densidad de la fractura a travs de los pozos y la curvatura en la ubicacin del pozo. Este mtodo pudo modificar la estimacin, especialmente en direccin lateral. En direccin vertical se tiene la data precisa (data del pozo), pero en direccin lateral se tienen pocos puntos y esta data es muy pequea para obtener una buena estimacin.Por otro lado sin embargo, se contaba con un mapa de curvatura de todo el yacimiento pero la precisin de la curvatura era muy pequea en comparacin con la data del pozo. En realidad la fuente principal para el clculo del mapa de curvatura es la superficie que podra estar disponible para interpretacin ssmica. Con respecto a la resolucin de la data ssmica, claramente tuvo una precisin ms baja que la data del pozo. Para sobrellevar esta limitacin se usaron ambas datas simultneamente para la generacin de un mapa de densidad de fractura ms preciso.La figura 5 muestra la correlacin entre la densidad de la fractura y el mapa de curvatura para la zona U3.

Tabla 4.Correlacin entre la densidad promedio de la fractura y el mapa de curvatura para la zona U3

Usando estas correlaciones se consider el efecto de la estructura local en la propagacin de la densidad de fractura y as se tiene una mejor estimacin de densidad de fractura.El resultado del modelado de la densidad de fractura por este mtodo en U3 es mostrado en la figura 6.

Figura 5.Mapa de densidad de fractura en U3 CONCLUSIONES

La tcnica explicada es solo para aplicacin en la deteccin de fracturas, su ubicacin y extensin. Aplicando dicha tcnica se puede obtener una mejor apreciacin de la porosidad secundaria, no encontrada en todos los registros de pozos. Es necesario la correlacin de los registro de imgenes (FMI) con los resultados obtenidos por el mtodo de la transformada de Wavelet para mejor resolucin a la hora de la deteccin y ubicacin. Existe gran relacin entre la curvatura estructural y la densidad de la fractura. El uso combinado del clculo de densidad de la fractura y la curvatura estructural sirve para la construccin de modelos tridimensionales de las fracturas. La fracturacin es altamente dependiente de la posicin estructural. Se considera el efecto de la estructura local en la propagacin de la densidad de la fractura.

RECOMENDACIONES

Se recomienda aplicar las diferentes correlaciones como factor de correccin para obtener resultados confiables y cercanos a la realidad.

La densidad de la fractura calculada por este mtodo requiere ser revisada muy cuidadosamente.

Se recomienda emplear los registros de imgenes como mtodo patrn para establecer correlacin con los registros convencionales.

Realizar un estudio petrofsico previo para determinar cules registros con convenientes usar segn caractersticas de formacin, as reducir margen de error en la lectura de ondas.

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS

1. M. en C .Lus A. Mercado L. (Schlumberger), Ing. Jos R. Tarazona D. (Schlumberger), Ing. Carlos A. Estrada Sinco (PEMEX), Determinacin de la porosidad de fracturas en yacimientos fracturados del rea sur de Mxico.2. Mohebbi A.R. and Haghighi (2007, diciembre) Using Conventional Logs for fracture Detection and characterization in One of Iranian Field. Paper, University of Tehran, and M. Sahimi, University of Southern California. 3. Binham, M. G., (1995), A New Approach to Interpreting Rock Drillability, The Petroleum Publishing Co.4. Jorden, J. R., and O. J. Shirley, (1966, Noviembre) Application of Drilling Performance Data to Overpressure Detection, J. P. 5. Rehm, B. and R. McClendon, (1971), Measurement of Formation Pressure from Drilling Data, SPE 3601.36