Un modelo de triple porosidad, triple permeabilidad y derivadas fraccionarias para la presión transiente en yacimientos fracturados con geometría fractal

Resumen

Los modelos de flujo de petróleo en un pozo constituyen un elemento fundamental de las llamadas pruebas de pozo. Estas son empleadas en la ingeniería del petróleo para pronosticar la producción en un yacimiento. Para modelar yacimientos naturalmente fracturados se requieren modelos de flujo avanzados. En este trabajo se presenta un modelo que considera la existencia de tres porosidades y tres permeabilidades primarias en un yacimiento con geometría fractal. La evolución temporal se modela mediante derivadas fraccionarias que permiten incorporar la historia productiva del pozo. Se presentan las soluciones semianalíticas del modelo y curvas tipo para diferentes condiciones de frontera.