Yacimientos Maduros, Secundarias Avanzadas – Necesidades y Posibilidades (página 2)
Enviado por Pablo Turmero
Resultado Experimental 17
Resultado Experimental 18
Metodología de Modelado y Ajuste 19
Resultado 20
Resultado 21
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Resumen En el ejemplo se tomó toda el área cómo un único bloque con propiedades globales de; Capacidad de flujo (KR) Heterogeneidades (canales) Factores geométricos (forma del área de drenaje) Efectos capilares (dependientes del intervalo de tiempo y del petróleo remanente) Cambiando los factores de mezcla se pudo reproducir una compleja historia de producción El análisis inverso permitiría deducir las propiedades del área de drenaje a partir de los ajustes y realizar pronósticos fiables ante cambios futuros Falta incluir efectos gravitatorios, cambios de Patterns (inversiones, pozos “in fill”), producción multicapa, etc. 23
Las “Celdas” Reales Cada celda con sus propios coeficientes de mezcla para los diferentes algoritmos 24
Flujo de Trabajo Actual (Gp:) KR (Gp:) Mediciones de Laboratorio (Gp:) Modelo Geológico: Rock Types (Gp:) Historia de Producción
Las curvas KR son una variable clave para el ajuste de SN Pero… estas curvas, no se respaldan con un modelo físico (geológico) 25
Flujo de Trabajo Propuesto Capacidad de Producción Mediciones de Laboratorio. PE, Pc, Heterog., Mojab. Modelo Geológico (Estático) Historia de Producción Estrategia de Explotación POIS, VPI, Tiempo Trazadores Modelo Dinámico (Mec. de Desplazamiento / Equil. de Fuerzas) Medición de Transitorios de Corte de Agua 26
Revisando los Conceptos Primarios El desplazamiento multifásico se modela con curvas de Permeabilidades Relativas Los sistemas heterogéneos pueden modelarse con sistemas homogéneos “Equivalentes” El Petróleo se desplaza hacia donde lo empuja el agua inyectada Más rápido se inyecta, más rápido se produce El agua se “canaliza” por las zonas más permeables Ninguna curva que modele la capacidad de producción únicamente como función de la Sw puede describir correctamente desplazamientos multifásicos en sistemas reales tridimensionales y heterogéneos Ninguna curva que modele la capacidad de producción únicamente como función de la Sw puede describir correctamente desplazamientos multifásicos en sistemas reales tridimensionales y heterogéneos 27
Revisando los Conceptos Primarios El desplazamiento multifásico se modela con curvas de Permeabilidades Relativas Los sistemas heterogéneos pueden modelarse con sistemas homogéneos “Equivalentes” El Petróleo se desplaza hacia donde lo empuja el agua inyectada Más rápido se inyecta, más rápido se produce El agua se “canaliza” por las zonas más permeables Ninguna curva que modele la capacidad de producción únicamente como función de la Sw puede describir correctamente desplazamientos multifásicos en sistemas reales tridimensionales y heterogéneos Los sistemas homogéneos no pueden modelar muchas de las características de los sistemas heterogéneos Los sistemas homogéneos no pueden modelar muchas de las características de los sistemas heterogéneos 28
Revisando los Conceptos Primarios El desplazamiento multifásico se modela con curvas de Permeabilidades Relativas Los sistemas heterogéneos pueden modelarse con sistemas homogéneos “Equivalentes” El Petróleo se desplaza hacia donde lo empuja el agua inyectada Más rápido se inyecta, más rápido se produce El agua se “canaliza” por las zonas más permeables Ninguna curva que modele la capacidad de producción únicamente como función de la Sw puede describir correctamente desplazamientos multifásicos en sistemas reales tridimensionales y heterogéneos Las fuerzas “viscosas” no siempre trabajan en el mismo sentido que las fuerzas espontáneas. El petróleo puede reacomodarse por efectos capilares y gravitatorios Las fuerzas “viscosas” no siempre trabajan en el mismo sentido que las fuerzas espontáneas. El petróleo puede reacomodarse por efectos capilares y gravitatorios Los sistemas homogéneos no pueden modelar muchas de las características de los sistemas heterogéneos 29
Revisando los Conceptos Primarios El desplazamiento multifásico se modela con curvas de Permeabilidades Relativas Los sistemas heterogéneos pueden modelarse con sistemas homogéneos “Equivalentes” El Petróleo se desplaza hacia donde lo empuja el agua inyectada Más rápido se inyecta, más rápido se produce El agua se “canaliza” por las zonas más permeables Ninguna curva que modele la capacidad de producción únicamente como función de la Sw puede describir correctamente desplazamientos multifásicos en sistemas reales tridimensionales y heterogéneos Los sistemas homogéneos no pueden modelar muchas de las características de los sistemas heterogéneos Las fuerzas “viscosas” no siempre trabajan en el mismo sentido que las fuerzas espontáneas. El petróleo puede reacomodarse por efectos capilares y gravitatorios En secundarias avanzadas existe un caudal óptimo de Inyección/Producción En secundarias avanzadas existe un caudal óptimo de Inyección/Producción 30
Revisando los Conceptos Primarios El desplazamiento multifásico se modela con curvas de Permeabilidades Relativas Los sistemas heterogéneos pueden modelarse con sistemas homogéneos “Equivalentes” El Petróleo se desplaza hacia donde lo empuja el agua inyectada Más rápido se inyecta, más rápido se produce El agua se “canaliza” por las zonas más permeables Ninguna curva que modele la capacidad de producción únicamente como función de la Sw puede describir correctamente desplazamientos multifásicos en sistemas reales tridimensionales y heterogéneos Los sistemas homogéneos no pueden modelar muchas de las características de los sistemas heterogéneos Las fuerzas “viscosas” no siempre trabajan en el mismo sentido que las fuerzas espontáneas. El petróleo puede reacomodarse por efectos capilares y gravitatorios En secundarias avanzadas existe un Caudal óptimo de Inyección/Producción Los canales de alta permeabilidad pueden favorecer la acción de las fuerzas capilares, aumentando la velocidad de recuperación de petróleo Los canales de alta permeabilidad pueden favorecer la acción de las fuerzas capilares, aumentando la velocidad de recuperación de petróleo 31
Conclusiones Podrían reemplazarse los millones de celdas de la SN actual por el modelado directo de los pozos usando algoritmos simples La solución analítica permitiría la interacción directa del “History Matching”con el modelado físico y geológico de la trampa La solución de cada pozo individual y del conjunto debe ser compatible con el modelo estático 32
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