CARACTERIZACION DINAMICA DE YACIMIENTOS
DR. HEBER CINCO LEY
CARACTERIZACION DINAMICA DE YACIMIENTOS PROGRAMA: 1. INTRODUCCION 2. EVALUACION DE ELEMENTOS DE UN YACIMIENTO •FALLAS GEOLOGICAS •ACUÑAMIENTOS •CONTACTOS AGUA-ACEITE Y GAS-ACEITE •DISCORDANCIAS •ESTRATIFICACION •FRACTURAMIENTO NATURAL E INDUCIDO •COMPARTAMENTALIZACION •EJEMPLOS
3. ANALISIS DE DATOS DE PRODUCCION •DIAGNOSTICO DE FLUJO •GRAFICAS ESPECIFICAS •AJUSTE DE CURVA TIPO •ESTIMACION DE PARAMETROS •PREDICCION DE COMPORTAMIENTO •EJEMPLOS
4. ANALISIS SIMULTANEO DE DATOS DE PRESION-PRODUCCION •CALIDAD DE INFORMACION •SINCRONIZACION •DEFINICION DE PERIODOS DE FLUJO •DIAGNOSTICO DE FLUJO •INTEGRACION DE MODELO DE FLUJO •GRÁFICAS ESPECIFICAS •AJUSTE CURVA TIPO •ESTIMACION DE PARÁMETROS
5. AJUSTE DE COMPORTAMIENTO TOTAL
•ESTIMACION DE AREA DE DRENE •DETECCION DE INTERFERENCIA DE PRODUCCION •DETECCION DE MECANISMO DE EMPUJE •EJEMPLOS
6. ANALISIS DE COMPORTAMIENTO TOTAL DE UN YACIMIENTO INTEGRACION DE INFORMACION •DETECCION DE MECANISMOS DE EMPUJE •AJUSTE DE COMPORTAMIENTO •ESTIMACION DE PARAMETROS •EJEMPLOS
INTRODUCCION
Objetivo • Presentar aplicaciones prácticas de la Caracterización Dinámica • Revisar la metodología de análisis de Pruebas de Presión • Presentar aplicaciones prácticas a casos de campo
OPTIMIZACIÓN DE EXPLOTACIÓN DE UN CAMPO
Caracterización
Simulación
Esquema Óptimo
CARACTERIZACIÓN DE UN YACIMIENTO
DEFINICIÓN: Detectar y evaluar los elementos que constituyen y afectan el comportamiento de un yacimiento.
TIPOS: Estática Dinámica
CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA
Definición: Detección y evaluación de los elementos que constituyen un yacimiento. Herramientas: Datos Geofísicos Datos Geológicos Registros de Pozos Datos de laboratorio
CARACTERIZACIÓN DINÁMICA
Definición: Detección y evaluación de los elementos que afectan el comportamiento de un yacimiento. Herramientas: Pruebas de presión Datos de producción Registro de molinete hidráulico Pruebas de trazadores
CARACTERIZACIÓN DINÁMICA
Caracterización Estática Pruebas de presión Datos de producción Registro de flujo Pruebas de trazadores Registros de temperatura
Modelo Dinámico del Yacimiento
ELEMENTOS QUE AFECTAN EL COMPORTAMIENTO DE UN YACIMIENTO
Permeabilidad, Porosidad y Anisotropía Fuerzas Capilares y Mojabilidad Estratificación Fallas Geológicas Discordancias Acuñamientos Fracturamiento Compartamentalización
METODOLOGIA GENERAL DE INTERPRETACION DE PRUEBAS DE PRESION
• DIAGNOSTICO DE PRUEBA • FILTRADO DE DATOS • NORMALIZACION • DIAGNOSTICO DE FLUJO • CONFORMACION DEL MODELO • AJUSTE DE CURVA TIPO • GRAFICOS ESPECIALIZADOS • ESTIMACION DE PARAMETROS • VALIDACION DE MODELO • INFORME
APPVI03
HERRAMIENTAS DISPONIBLES PARA LA INTERPRETACION * Gráficas especializadas * Curvas tipo * Gráficas de diagnóstico de flujo
APPVI02
GRAFICAS ESPECIALIZADAS
∆p = bflujo+ mflujo f(t) Flujo
∆p mflujo bflujo
1
f(t)
Lineal Bilineal Radial Esférico Almacen. Pseudoest. Pres. Cte.
t1/2 t1/4 Log t t-1/2 t t t-1
f(t) APPVI35
GRAFICA ESPECIALIZADA
∆p
m 1
b
f(t) APP213
GRAFICAS ESPECIALIZADAS 1. Lineal
p vs
2. Radial
p vs Log t
3. Esférico
p vs 1/ t
4. Pseudoestacionario
p vs t
5. Estacionario
p = cte
6. Almacenamiento
p vs t
7. Bilineal
p vs t 1/4
t
APP214
FLUJO LINEAL pw = A
16.25 q B µ t1/2 + ∆pdaño b h (φ µ ct k)1/2
∆pw
m lf 1
m lf 1
∆p de daño o de geometría De flujo anterior
t 1/2
0
bh=
qB µ 16.25 (φ µ ct k)1/2 mlf
APP215
FLUJO RADIAL 162.6 q B µ kh
p = w
k c r w2
Log t + Log
t
-3.2275 + 0 .87 S p w
o
(
p)
m
1
1
t=1
(
p)
daño
m
p 1
1 Log t APP216
ESTIMACION DE PARAMETROS q kh = 162.6 B m (∆pw)1hr
S = 1.151 (
- Log
m
m S
(
p )dano =
ideal
= ln (
r eq rw
c r
2 t w
+ 3.2275 )
1.151
r w' = r We q q
k
S
) / { ln (
r eq rw
) +S }
APP217
FLUJO ESFERICO sph q B
P =
kr wsph
W
sph
(
qB
)
1/ 2
3/2
k
1/ 2
( ct )
3/ 2
( t)
1/ 2
+ ∆prest
b sph
p
w
ó
1 m sph
p
1
p ∆prest.
0
1/ t APP218
ESTIMACION DE PARAMETROS k=
(-
r wsph =
sph
qB
3/2 (
c t ) 1/2
(π β)1/2 m sph sph
)
2/3
qB
k b sph
Radio de esfera ideal que representa al pozo (agujero descubierto)
-1
{{
( rwsph )ideal
2 r 0.25 + ( w ) k z hw k r = h w { ln { - 0.5+ 0.25 + ( r w )2 k z hw k r
0.5+
Rodríguez Nieto-Carter APP219*
FLUJO BILINEAL 44.1 q B p
= W
h f ( k f b f ) 1/2 (
c t k ) 1/4
t 1/4
+ ∆pdaño
p W
0 p
1
1
m bf
m bf (
1
p) daño
0
t
1/ 4 APP220
ESTIMACION DE PARAMETROS
hf ( kf bf
)1/2
44.1 q B = m
( kf bf
)1/2
bf
(
ct k )
1/ 4
44.1 q B =
h m f
bf
(
ct k )
1/4
APP221
FLUJO PSEUDOESTACIONARIO
0.23395
p = w
m 2.303
hA
ln (
A r2 w
)
qB
ct
+ ln
(
t
2.2458 ) CA
+
+2 S
APP222
GRAFICA DE FLUJO PSEUDOESTACIONARIO
p
w
m* ó 1 p 1
tpss
b*
0
t APP223
ESTIMACION DE PARAMETROS q B
0.23395 Vp
=
c
m
t
m m*
C A = 5.456 t
eia
*
2.303 ( e
p1hr - b* )
m
t pss
Forma del área de drene Posición del pozo
APP224
ALMACENAMIENTO p = w
q B
t
24 C
p
w
m
ó
ws
1 p 1
pc t
0
t
t
APP225*
ESTIMACION DE PARAMETROS
C =
t
prueba
qB 24 m ws = t
+
t
APP226
DIAGNOSTICO DE FLUJO HERRAMIENTAS Pruebas de un solo pozo
• Función de primera derivada. • Función de segunda derivada. • Derivadas específicas Pruebas multipozos
• Ajuste de curva tipo. APPVI33
DIAGNOSTICO DE FLUJO Comportamiento de presión . La geometría y el régimen de flujo
definen la función del tiempo que controla el cambio de presión
. Dados los datos de presión se requiere hallar la geometría y el régimen de flujo que dominan la prueba.
APP228
DIAGNOSTICO DE FLUJO Datos de presión
Diagnóstico de flujo
Aplicación de gráficas especializadas
Conformación del modelo de flujo
APP229
DIAGNOSTICO DE FLUJO Herramienta: Bourdet
t
Función de primera derivada t ∆ p'
tiempo transcurrido durante la prueba
∆p' derivada de cambio de presión de la prueba
APP230
DIAGNOSTICO DE FLUJO Bourdet Función de derivada * La función de derivada es la derivada con respecto al logaritmo natural del tiempo.
t ∆ p' = d ∆ p / d Ln t
p
* La función de derivada es proporcional a la pendiente semilogarítmica. Ln t
APP230A
Forma General t
p’ = c t
n
Tipo de flujo Almacenamiento Pseudoestacionario Lineal Bilineal Radial Esférico Frontera a Presión Cte.
n 1 1 ½ ¼ 0 -½ -1
APP231
DIAGNOSTICO DE FLUJO t ∆p’ = c t n Log t ∆p' = Log c + n Log t
Log
n
t ∆p'
1
Log t APP232
DIAGNOSTICO DE FLUJO Almacenamiento Pseudoestacionario Lineal
1 1
Log
t
p‘
½
Bilineal
1
FPC -1
¼ 1
1
Radial 1
-½
Esférico Log t APP233
TRAZO DE PENDIENTES 10 2 1
-½ 10 1
p (psi) 1
½
1
1
¼ 1
10-1 10-2
10 -1
1 t
10
102
(hrs) APP234
Almacenamiento La función de derivada es igual a la caida de presión
Log
p 1
Log t
p' 1
Log t APP234A
Flujo Lineal La función de derivada es el doble de la caida de presión
Log
p '
(
½
p ) daño
Log 2
1
Log t d p' dt
½ 1
Log t APP235
Flujo Radial La función de derivada es constante
Log
p '
p Log t d ' dt
f(s) α
1 kh
Log t APP236
Flujo Esférico
log
log t
p
l
p
d dt
1 l
-½
Log t
APP237
Flujo Bilineal La función de derivada es 4 veces la caida de presión
daño Log
p
Log t d dt
' p '
(+) (-)
¼
Log 4
1 1
¼
Log t APP238
Flujo Pseudo-estacionario La caida de presión se acerca asimptóticamente a la función de derivada
p
Log Log
t
1
p'
1
Log t APP239
Pozo Parcialmente Penetrante
Radial Transición Esférico Transición Pseudo-radial
APP240
Pozo parcialmente penetrante Transición Log
Radial
p t
1
p ' 1
Almacenamiento
t ews
t er
t bsph
Esférico
-½ 1
t esph
t bpr Pseudo radial log t APP241
COMPORTAMIENTO DE UN POZO HIDRAULICAMENTE FRACTURADO Flujo Bilineal
Flujo Pseudo-radial
Flujo Lineal
Flujo Pseudo-estacionario
Pozo hidráulicamente fracturado Pseudoradial
Transición
Lineal
Log
Bilineal
p t
1/4
t ews
p '
1
tebf
½ t elf
tbpr
1
t blf
1 1
t
Almacenamiento log t APP241
Ajuste de Curva Tipo Comentarios
* Las gráficas especializadas únicamente se aplican a la porción de los datos de una prueba que pueden se representados por una función simple de tiempo. * El comportamiento de algunos modelos de flujo está dado por funciones complejas del tiempo. * Es necesario un método para analizar la totalidad de los datos de una prueba simultáneamente incluyendo los períodos de transición.
APPV02
Curva Tipo Definición:
Gráfica que representa el comportamiento de presión en un pozo o en un punto de observación expresada en términos de variables adimensionales; generalmente se usan escalas logarítmicas.
Log F1 (p D)
Log F 2 (t D) APPV03
Ajuste de Curva Tipo
p
Log
Log
Log
p
kh qB
D
k
Log Log
t D/r
φ µ ct r2 2 D
Log t
Las curvas tienen la misma forma APPV05
Ajuste de Curva Tipo Procedimiento 1. Seleccionar la curva tipo 2. Graficar datos de la prueba en un papel semitransparente usando la escala de la curva tipo. 3. Ajustar datos a la curva tipo deslizando la hoja con datos sobre la curva tipo . 4. Seleccionar un punto de ajuste. 5. Estimar los parámetros usando el punto de ajuste y las definiciones de las variables adimensionales que representan los ejes de la curva tipo.
APPV06
Ajuste de Curva Tipo Prueba de interferencia q
Paso 1 Seleccionar la curva tipo
Pozo Activo
∆p Pozo de observación
- Flujo radial en medio homogéneo - Flujo lineal en medio homogéneo - Flujo esférico en medio homogéneo - Flujo radial afectado por falla - Flujo radial en medio de doble porosidad
APPV07
Ajuste de Curva Tipo Prueba de interferencia Paso 2
Graficar datos en papel semitransparente
10
10 p (psi)
SOLUCION DE LINEA FUENTE
.1
1
t (hrs)
100
100 t /r D
2 D
1000
APPV08
Ajuste de Curva Tipo Prueba de interferencia Paso 3
Ajustar datos con la curva tipo
10 p
D
10 p (psi)
1 SOLUCION DE LINEA FUENTE
.1 .1
1
100
t (hrs) .1
1
10
100 t /r D
2 D
1000
APPV09
Ajuste de Curva Tipo Prueba de interferencia Paso 4
Seleccionar el punto de ajuste
10 p
D
10 p (psi)
1
M
SOLUCION DE LINEA FUENTE
.1 .1
1
Punto de ajuste
100
t (hrs) .1
1
10
100 t /r D
2 D
1000 APPV10
Ajuste de Curva Tipo Paso 5
Prueba de interferencia Estimar parámetros
Datos del punto de ajuste:
(
p)
M
(t ) M ( p ) M ( t D / r D2 ) M D
Definición de variables adimensionales:
kh p p = qB D
t D/ r
kt
2 = D
ct r
2
Estimación de parámetros : kh=
qB (
(p ) M D
p )M
k (t)
ct =
M
r 2 (t D / r D2) M APPV11
Curvas Tipo CARACTERISTICAS DE UNA BUENA CURVA TIPO
° La curva debe poseer una forma con curvatura característica. ° En caso de una familia de curvas, éstas deber emerger de o converger a una curva común.
APPV11A
Curvas Tipo
Log p
D
Pozo con Almacenamiento y Daño (Flujo Radial)
2s
Log t Dp'
D
CDe
Log t /C D
D APPV12
Curvas Tipo 1. Flujo radial con almacenamiento y daño 2. Prueba de interferencia (Flujo lineal, radial y esférico) 3. Prueba de 1 pulso (Flujo Radial) 4. Prueba de 1 pulso (Flujo Lineal) 5. Prueba de 1 pulso (Flujo Esférico) 6. Yacimiento de doble porosidad (Pozo, Modelo de Flujo Transitorio) 7. Yacimiento de doble porosidad (Pozo, Modelo de Flujo Pseudoestacionario) 8. Yacimiento de doble porosidad (Interferencia, Modelo de Flujo Transitorio) 9. Yacimiento de doble porosidad (Interferencia, Modelo de Flujo Pseudoestacionario) 10. Pozo Hidráulicamente fracturado 11. Pozo cercano a una falla APPV12A
Curvas Tipo
p
2s
p'
C De
t
Log t Dp'
D
Log p
D
Pozo con Almacenamiento y Daño (Flujo Radial)
Log t /C D
D
t (hrs) APPV14
Curvas Tipo Flujo Lineal, Radial y Esfèrico Punto de Observaciòn Lineal
D
Esférico
1
Log F (p )
Radial
Log F 2(t D)
APPV16
Curvas Tipo Prueba de un solo Pulso Flujo Lineal
D
t pD /x D2
1
Log F (p )
Lineal
Log F (t ) 2
D
APPV17
Curvas Tipo Prueba de un solo pulso (Flujo Radial)
Log F 1(p )
D
t pD /r 2D
Log F (t ) 2
D APPV18
Curvas Tipo Prueba de un solo pulso (Flujo Esférico)
D
Log F 1(p )
t pD /r D2
Log F 2 (t D)
APPV19
Curvas Tipo
Log p
D
Pozo en Yacimiento Naturalmente Fracturado (Flujo Transitorio)
CD /(1-
D
Log t p'
D
CD e2S
Log t D/ C
'
)2
D
APPV20
Curvas Tipo
Log p
D
Pozo en Yacimiento Naturalmente Fracturado (Flujo Pseudoestacionario)
2S
Log t D p'D
CD e
e-2S
CD /(1 -
CD /(1-
)
Log t /C D
)
D
APPV21
Curvas Tipo Interferencia en Yacimiento Naturalmente Fracturado (Flujo Transitorio)
Log p
D
2 rD
Log t D/ r D2 APPV22
Curvas Tipo
D
Log p
Interferencia en Yacimiento Naturalmente Fracturado (Flujo Pseudoestacionario)
r2 D
Log t D/ r 2D APPV23
Curvas Tipo Pozo Hidràulicamente Fracturado (Fracturas Largas)
Log t p' F Log p F D D CD D CD
FCD
FCD Log t
F
2
Dxf CD APPV24
Curvas Tipo Pozo Hidràulicamente Fracturado (Fracturas Cortas)
Log p
D
FCD
Log t p'
D D
FCD
Log t
Drw' APPV25
Curvas Tipo Flujo Bilineal con Almacenamiento y Daño
1
D
Log F (p ')
1
D
Log F (p )
F4 (S f )
F4 (S f ) Log F 2 ( t
Dxf
) APPV26
Curvas Tipo Pozo cercano a una Falla Conductiva
Falla impermeable
D
Log t p'
D
Sf
Falla a Presiòn Constante
1/4
-1
1 1
Log t
FCD
Ddf
APPV27
PRUEBA DE INTERFERENCIA
Interpretaciòn Mètodo : Ajuste de curva Tipo Modelos de Flujo: * Flujo Lineal * Flujo Radial * Flujo Esfèrico
APPIX06
PRUEBA DE INTERFERENCIA Curva Tipo
1E+02
Lineal 1E+01
F1(pD)
Radial
1E+00
Esfèrico 1E-01
1E-02 1E-01
1E+00
1E+01
F2(tD)
1E+02
1E+03 APPIX07
Definiciòn de Variables Adimensionales
Flujo
F 1(pD)
F 2(tD)
Lineal
kbh ∆p / αlqBµx
β kt / φµctx2
Radial
kh ∆p / αqBµ
β kt / φµctr2
Esfèrico
kr ∆p / αsphqBµ
β kt / φµctr2
APPIX08
PRUEBA DE INTERFERENCIA Curva Tipo
1E+02
Lineal 1E+01
F1(pD)
∆p
Radial
1E+00
Esfèrico 1E-01
1E-02 1E-01
Punto de Ajuste
t (h) 1E+00
1E+01
F2(tD)
1E+02
1E+03 APPIX09
Anàlisis de Prueba de Interferencia Resultados del ajuste: (∆p)M ( t )M
(F 1)M (F 2)M
Geometrìa de flujo
Estimaciòn de paràmetros Lineal:
kbh = αlqBµ(F1)M / (∆p)M
Radial:
φctbh = βkbh(t)M / µx2(F2)M kh = αqBµ(F1)M / (∆p)M
φcth = βkh(t)M / µr2(F2)M Esfèrico: k = αsphqBµ(F1)M / (∆p)M φct = βk(t)M / µr2(F2)M APPIX10
Pruebas de Interferencia
Zona en estudio
Observaciòn
Activo r
La zona que afecta una prueba de interferenciaes una elipse (Vela) APPIX11
EJEMPLOS DE APLICACIÓN • Pruebas de presión • Datos de producción • Caracterización dinámica
CASO 1 EVALUACION DE LA CAPACIDAD DE FLUJO
FIGURA 1
CASO 1 EVALUACION DE UN FRACTURAMIENTO HIDRAULICO
FIGURA 2
CASO 1 Resultados Prefrac
Posfrac
K = 0.115 md
K = 0.14 md
S = 1.8
xf = 664 pies FCD = 22 kfbf = 2045 md-pie
CASO 2 DETECCION DE UNA FALLA CONDUCTIVA
-1 1
1/4 1
FIGURA 3
CASO 2 FALLA CONDUCTIVA RESULTADOS
df
FCD
CASO 6 DETECCION DE CASQUETE DE GAS
FIGURA 9
CASO 7 DETECCION DE CONTACTO AGUA - ACEITE
1/2 1
-1/2 1
FIGURA 10
CASO 7 DETECCION DE CONTACTO AGUA - ACEITE MODELO CONCEPTUAL
C A/A
AGUA FRIA 847 MODELOS DE FLUJO
Zona invadida por agua de inyección Fractura (Porción abierta) Fractura (Porción cerrada) Zona de permeabilidad dañada
AGUA FRIA 847 RESULTADOS DEL ANALISIS
PERIODO DE CIERRE
MODELO
PARÁMETROS K(md)
S
(Xf)
Lrad (Pies)
M
W
1
1.8
-1.8
(3.96)
2.5
1.9
3
2
2
-1.45
(2.78)
2.8
1.94
4
2.2
-1.7
(3.58)
15
2.4
3
4
1.6
-3.8
(29.32)
85
2.8
1.5
5
2.15
-3.45
(20.64)
160
1.8
1.3
6
2.15
-3.83
(30.20)
310
1.8
1.3
K(md)
Xf (Pies)
Sf
FCD
2.3
140
0.51
50
2.3
180
0.34
50
2.3
230
0.18
50
1.7
350
0.48
100
3
7 8 9 10
RADIAL COMPUESTO
FRACTURA VERTICAL DE CONDUCTIVIDAD FINITA CON ZONA DE PERMEABILIDAD REDUCIDA
AGUA FRIA 847 RESULTADOS DEL ANALISIS ZONA DE DAÑO ZONA DE DAÑO
Xf = 350 pies
METODO BASADO EN DEFINICION DE Sf Sf = 0.48
K = 1.7 md
Kd = 0.25 md
Xf = 350 pies bd = 18.44 pies
bd =18.46 pies
METODO BASADO EN FINAL DE FLUJO FINAL Telf= 0.35 hrs
ct = 6x10-6 psi-1
Kd = 0.25 md
f = 0.12
m = 0.375 cp bd = 18.49 pies
MODELOS DE FLUJO PARA YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS
Homogéneo Anisotropía Zonas Múltiples Canal Dominante (Fracturas, Fallas y Cavernas) Doble Permeabilidad Doble (Múltiple) Porosidad
MODELOS DE FLUJO PARA YNF’S (PRUEBAS DE PRESION)
N
SAL. 111
114
115 105
103
6000
109
107
101 B
301 A
119
117
408
429 125 5500
121 6400
120
127 129
428 448
123 5500
145
149
5200
426 422
446
147
447
468
6400
169
53
466
5500
167
444
5500
62
6000
33
488
54
189 6400
56
32
36 A
14 D
27 25
6000 6400
2A
18
47 23 A
4
6
438
NOMENCLATURA.
5500
8 26
5200
43
44
FLUJO RADIAL COMPUESTO. PENETRACION PARCIAL.
67 65
63
RADIAL HOMOGENEO. 6400
69 6000
42 6000
49
45
22 A
24
DOBLE POROSIDAD.
FLUJO LINEAL O BILINEAL.
29
3
14
16
439
5
12
38
7
13 A
9
459 6000
15
5800
34
58
62
6400
83
89
348
POZO COYOTES No. 184 HISTORIA DE PRODUCC1ÒN
EXPLORACION Y PRODUCCION SUBDIRECCION REGION NORTE DISTRITO POZA RICA
250
01 ENERO 1998 NP= 80 176 BLS GP= 119.55 MMPC WP= 1214 BLS
RGA (M3/M3)/10 AGUA (BPD)
150
100
50
AÑOS; MESES
20 02
20 01
20 00
19 99
19 98
19 97
19 96
19 95
19 94
19 93
19 92
19 91
19 90
19 89
19 88
19 87
19 86
19 85
19 84
19 83
19 82
19 81
19 80
0
19 79
ACEITE; RGA; AGUA
200
ACEITE (BPD)
COYOTES 184 1.0000
1/QO (1/BPD)
0.1000
Serie1
1/2 0.0100
1
FLUJO LINEAL
0.0010 1.0
10.0 TIEMPO (MESES)
100.0
MODELO DE FLUJO LINEAL
POZO COYOTES No. 427 HISTORIA DE PRODUCC1ÒN
EXPLORACION Y PRODUCCION SUBDIRECCION REGION NORTE DISTRITO POZA RICA
300
01 ENERO 1998 NP= 346 750 BLS GP= 409.54 MMPC WP= 0 BLS
250
ACEITE (BPD) RGA (M3/M3)/10 AGUA (BPD)
150
100
50
AÑOS; MESES
20 02
20 01
20 00
19 99
19 98
19 97
19 96
19 95
19 94
19 93
19 92
19 91
19 90
19 89
19 88
19 87
19 86
19 85
19 84
19 83
19 82
19 81
19 80
19 79
19 78
0 19 77
ACEITE; RGA; AGUA
200
COYOTES 427
1/QO (1/BPD)
0.1000
0.0100
Serie1
1/4
FLUJO BILINEAL
1
0.0010 0
1
10 TIEMPO (MESES)
100
1,000
MODELO DE FLUJO BILINEAL EN UN CANAL
CARACTERIZACIÓN DINÁMICA DE YACIMIENTOS
Metodología: Control de Calidad de la Información Sincronización de Datos de Presión y Producción Corrección de Datos de Presión y Producción Diagnóstico de Geometrías de Flujo Estimación de Parámetros del Yacimiento Cálculo de Volumen de Drene Detección de Interferencia entre Pozos Integración del Modelo de Flujo
CASO 4 HISTORIA DE PRODUCCION Y PRESIONES MEDIDAS
FIGURA 5
CASO 4 SIMULACION DE PRUEBAS
FIGURA 7
CASO 4 GRAFICA SEMILOGARITMICA DE PRUEBAS DE INCREMENTO
FIGURA 6
CASO 4 RESULTADOS
MODELO DE FLUJO : RADIAL HOMOGENEO AREA DE DRENE RECTANGULAR ( EMPUJE HIDRAULICO )
PERMEABILIDAD K = 7.3 MD DAÑO DEL POZO S = -3.5 (VARIABLE) PRESION INICIAL Pi = 8338 LB/PLG2
CACTUS 1 MODELO DE FLUJO
DOBLE PERMEABILIDAD k1 = 9 md S = -4.3 ω = (φ ct h)1 / (φ ct h)t = 0.3 κ = (k h)1 / (k h)t = 0.28 λ = 3.7x10-7 pi = 6426 psi El pozo siente los efectos de interferencia de los pozos vecinos.
YACIMIENTO COMPARTAMENTALIZADO
BELLOTA 94
FALLA CONDUCTIVA
SEGUNDO COMPARTIMENTO
NOVILLERO 14
DELTA P/Q (PSI/MMPCD)
1000
EFECTOS DE FRONTERA DELP/Q
100
DELPC/Q
1/2 1
FLUJO LINEAL
10 100
1000
10000 TIEMPO (HORAS)
100000
NOVILLERO 14 Gráfica de Flujo Lineal 450 400
(Pi-Pwf)/q (PSI/HR1/2)
350 300 250 200 150 100 50 0 0
20
40
60 80 100 RAIZ(T) (HORAS ½)
120
116 PIES
4500 PIES 252 PIES
121 PIES
L = 4621 pies
POZO FRACTURADO EN UN YACIMIENTO CON ARENAS MULTIPLES CASO ARCOS 10
L-18
L-20-21-22
L-24 L-25
L-26
SIMULACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DEL POZO ARCOS 10 DATOS UTILIZADOS EN EL AJUSTE ARENA
K(MD)
H(PIES)
POROSIDAD
SW
XF(PIES)
FCD
SF
D(1/MP CD)
L-18
0.58
32.8
0.18
0.25
600
20
0
1.30E-05
L-20-22
0.98
29.52
0.17
0.3
600
16
0
1.30E-05
L-24
0.28
32.8
0.2
0.2
650
30
0
2.00E-06
L-25
0.27
39.37
0.19
0.32
620
33
0.007
1.40E-06
L-26
0.08
75.46
0.19
0.21
550
52
0
1.40E-06
K = 0.135 md FCD = 60
Xf =450 pies 3100 pies
K = 0.135 md FCD = 60
Xf =450 pies
3100 pies
K = 0.135 md FCD = 60
Xf =450 pies 2000 pies
CAMPO ARCOS 1000.00
A-11 800.00
A-42
A-6
A-51
600.00
A-20 400.00
A-36
(Y (M)
200.00
A-33D A-10
0.00
A-10
A-13 A-52D
-200.00
A-55 -400.00
A-34
A-25
-600.00
A-81 A-75D
-800.00
-1000.00 -1000.00
-800.00
-600.00
-400.00
-200.00
0.00
X (M)
200.00
400.00
600.00
800.00
1000.00
1200.00
K = 0.135 md FCD = 60 Xf =450 pies
A-20
A-10 A-13
4000 pies
QG (MMP CD)
CULEBRA 600 18
9000
16
8000
14
7000
12
6000
10
5000 QGREAL QGCE400
8
4000
6
3000
4
2000
2
1000
0 0
200
400
600
800
1000
1200
TIEMPO (DIAS)
1400
1600
1800
0 2000
PWFREAL PWFCALCE400
CULEBRA 600 18
16
14
QG (MMP CD)
12 QGREAL
10
QGCE400 QGE600 QGE800
8
QGE1000 QGE1200
6
4
2
0 0
200
400
600
800
1000 1200 TIEMPO (DIAS)
1400
1600
1800
2000
POZO FRACTURADO K = 1 MD Xf = 2000 PIES
JUJO 523 300
250
DETECCION DE ZONAS DE BUENA SEGREGACION GRAVITACIONAL RS RGA (M3/M3)
200
RS
150
RGA
100
50
0 0
50
100
150
200
250
300
PRESION (KG/CM2)
350
400
450
500
CONCLUSIONES La caracterización dinámica detecta los elementos y evalúa los parámetros que afectan el comportamiento de un yacimiento y determina cómo los fluídos se mueven bajo condiciones de explotación. Este proceso se realiza analizando información tomada bajo condiciones de flujo (dinámicas) en el medio tal como datos de producción, presión, trazadores, temperatura, molinete, etc. El problema de unicidad se resuelve combinando información de varias fuentes. Los resultados de este proceso constituyen un valioso apoyo en la solución de problemas de producción.
2.
EVALUACION DE LOS ELEMENTOS DE UN YACIMIENTO
OBJETIVO Presentar la metodología y modelos para evaluar los elementos que afectan el comportamiento dinámico de un yacimiento
Lìmites de un yacimiento
Pozo
Aceite
Gas
Falla
Agua CY3-002
Lìmites de un yacimiento
Elementos: • Fallas • Acuñamientos • Discontinuidades • Contacto agua-aceite • Contacto gas-aceite • Estratos semipermeables • Volumen poroso
CY3-003
Fallas Geològicas Clasificaciòn de acuerdo a su comportamiento hidrodinàmico: Impermeables
Semipermeables
Conductivas
CY3-004
Fallas Geològicas Caracterizaciòn Hidrodinàmica • Detecciòn • Localizaciòn . Posiciòn . Orientaciòn • Caracterìsticas hidràulicas . Conductividad . Daño . Longitud
CY3-005
Fallas Geològicas Fallas impermeables
df
CY3-006
Fallas Impermeables Comportamiento de flujo Simulaciòn Pozo
Flujo radial
Imagen
Real df 2 df
p (t) = ( p)real + ( p)imagen Efecto de la falla
CY3-007
Fallas Impermeables Comportamiento de flujo Radial
Transiciòn
Semiradial
Zona de expansiòn CY3-008
Fallas Impermeables Evaluaciòn • Prueba de decremento • Prueba de incremento • Prueba de inyecciòn • Prueba de abatimiento • Prueba de interferencia CY3-009
Fallas Impermeables Prueba de decremento Comportamiento de presiòn
pw(t) = m(Log(t) + Log(
/rw2) - 3.2275 + 0.87 S)
+ 2.303 m E1( df2/ donde
m = 162.6 q B
t)
/kh
E1 = Integral exponencial CY3-010
Fallas Impermeables Prueba de decremento Comportamiento a tiempos cortos t ≤ 0.4 df2/
Perìodo de flujo radial
/rw2) - 3.2275 +0.87 S)
pw(t) = m(Log(t) + Log(
Funciòn de derivada
t
p’ = m / 2.303 CY3-011
Fallas Impermeables Prueba de decremento Comportamiento a tiempos largos t ≥ 20 df2/
Perìodo de flujo semiradial
pw(t) = 2 m Log(t) + m (Log( /rw2) +Log( - 3.2275 + 0.87 S)
Funciòn de derivada
t
/4df2)
p’ = m / 1.151 CY3-012
Fallas Impermeables Prueba de decremento Gràfica semilogarìtmica
2m
pw 1 m 1 Log t
CY3-013
Fallas Impermeables Prueba de decremento Gràfica de diagnòstico Log t pw'
≈ 2 ciclos
Log 2
Log t CY3-014
Fallas Impermeables Prueba de decremento Estimación de df
* Intersección de rectas semilogarítmicas * Ajuste de curva tipo * Desuperposición
CY3-015
Fallas Impermeables Prueba de decremento Intersección de rectas 1
pw 2m 1 m
tint Log t
df = 0.01217 (
tint)1/2 CY3-016
Fallas Impermeables Prueba de decremento
Respuesta de presión pWD = 1/2 ( Ln tD + 0.80907 ) + S + 1/2 E1( dfD2/tD) Función de derivada tD pWD' = 1/2 + 1/2 e dfD = df / rw
- 1/(tD/dfD2)
CY3-017
Fallas Impermeables Prueba de decremento Curva Tipo 10
Log tD pWD'
1
0.1 1.0E-01
1.0E+00
1.0E+01
Log tD/dfD2
1.0E+02
CY3-018
Fallas Impermeables Prueba de decremento Ajuste de Curva Tipo 10
1
100
t p'
Log tD pWD'
10 .1
0.1 1.0E-02
Punto de ajuste
1.0E-01
t (hrs) 1.0E+00
Log tD/dfD2
10 1.0E+01
1.0E+02
CY3-019
Fallas Impermeables Prueba de decremento Ajuste de curva tipo Estimación de parámetros
Ajuste (tD pWD')M (t
kh=
pW')M
(tD/dfD2)M (t)M
df =
141.2 q B (t
(tD pWD')M pW')M
2.637x10-4
(t)M
(tD/dfD2)M CY3-020
Fallas Impermeables Prueba de decremento Desuperposición
1
pw 2m 1
pfalla
m Log t
pfalla satisface la solución de línea fuente CY3-021
Fallas Impermeables
Log pD
pfalla
Prueba de decremento Desuperposición
M Punto de ajuste t Log tD/rD2
CY3-022
Fallas Impermeables Prueba de decremento Desuperposición Estimación de parámetros
Ajuste (pD)M
kh=
( pfalla)M (tD/rD2)M (t)M
df =
(pD)M
141.2 q B (
pfalla)M
2.637x10-4
(t)M
4 (tD/rD2)M CY3-023
Fallas Impermeables Prueba de decremento Posición de la falla: La falla es tangente a un círculo de radio df
df * No es posible determinar la orientación de una falla con una sola prueba de presión CY3-024
Fallas Impermeables Prueba de decremento La posición de una falla se puede hallar con un mínimo de tres pruebas en pozos no alineados 2 Pozo 1
df 1
Pozo 2
df 2
Pozo 3
df 3
df 1
1
df 2 df 3 3 CY3-025
Fallas Impermeables Prueba de incremento Respuesta de presión
∆ pws( ∆ t) = (∆ p(tp+ ∆ t))real + (∆ p(tp+ ∆ t))imagen - (∆ p(∆ t))real - (∆ p(∆ t))imagen CY3-026
Fallas Impermeables Prueba de incremento
pws vs
t
Normalización p1 vs t
Aplicar la metodología para pruebas de decremento CY3-027
Fallas Impermeables Prueba de incremento
Gráfica de Horner pi
tp5 > tp4 > tp3 > tp2 >tp1
2m
pws
tp1
1
tp2 tp4
tp3
m 1
tp5 .001
.01
Log
0.1
t / (tp +
t)
1 CY3-028
Fallas Impermeables Prueba de interferencia Observación 2
Activo
1 Observación
1. La prueba proporciona resultados cuantitativos 2. La prueba proporciona resultados cualitativos
CY3-029
Fallas Impermeables Prueba de interferencia
Activo
Real Simulación
r
Imagen
r
ri
Observación CY3-030
Fallas Impermeables Prueba de interferencia Respuesta de presión Observación pDO(tD)
Real =
Imagen
pDA(rD,tD) + pDI(rDi,tD)
pDO(tD) = 1/2 E1(1/4tD/rD2) + 1/2 E1(1/4tD/rDi2) donde
rDi = ri / rw CY3-031
Fallas Impermeables Prueba de interferencia Curva Tipo
Log pD
ri/r
1
2
4 8
Log tD/rD2
CY3-032
Fallas Impermeables Prueba de interferencia Ajuste de curva tipo 4 Log pD
ri/r
2
1
8
p M t Log tD/rD2
CY3-033
Fallas Impermeables Prueba de interferencia Ajuste de curva tipo Ajuste
Estimación de parámetros
(pD)M
141.2 q B
kh=
( p)M (tD/rD2)M (t)M (ri /r)M
=
(pD)M
( p)M r2 (tD/rD2)M 2.637x10-4 (t)M
ri = r (ri /r)M CY3-034
Fallas Impermeables Prueba de interferencia Posición de la falla
ri r A
O La falla es tangente a la elipse
Posibles localizaciones del pozo imagen
CY3-035
Fallas Impermeables Prueba de interferencia Posición de la falla
La falla es tangente a la elipse y b = ((ri /2)2-(r/2)2)1/2
r A
O
x
a = ri /2 Ecuación
x2/a2 + y2/b2 = 1 CY3-036
Fallas Impermeables Determinación de la posición de una falla Se requiere información de un mínimo de 3 pruebas de un solo pozo o de interferencia en pozos no alineados
A O O CY3-037
CAMPO ABKATUN
CAMPO ABKATUN P
O
kh(106mf-pie) φcth (10-6pie/psi)
245
225
6.49
463
245
227
9.31
286
265
227
10.75
344
CAMPO ABKATUN
CAMPO ABKATUN
CAMPO ABKATUN
CAMPO ABKATUN
Fallas Impermeables Fallas múltiples
Períodos de flujo * Radial * Transición * Radial-sectorial
Log t p' Log (360/ ) Log t
CY3-038
Fallas Impermeables Fallas paralelas
Períodos de flujo * Radial * Transición * Lineal
Log
1/2 1
t p'
Log t
CY3-039
Fallas Impermeables Fallas en U
Períodos de flujo * Radial * Transición * Lineal
Log
1/2 1
t p'
Log t
CY3-040
Fallas Impermeables Flujo Lineal
8
Falla impermeable df Tipos de flujo: * Radial * Lineal * Semilineal
CY3-041
Fallas Impermeables Flujo Lineal Anàlisis
Diagnòstico
2mlf
1 1/2
1 mlf
1/2
1
1
Log t
t1/2 CY3-042
Fallas Impermeables Flujo Esfèrico
df
Falla impermeable
Tipos de flujo: * Esfèrico * Transiciòn * Semiesfèrico CY3-043
Fallas impermeables Flujo Esfèrico Anàlisis
Diagnòstico 1
2msph
1 -1/2
1 msph -1/2 1
Log t
t-1/2 CY3-044
Fallas Semipermeables Flujo Radial
Yaxley
La falla exhibe resistencia al flujo debido a que su permeabilidad (kf) es menor que la permeabilidad de la formaciòn (k)
df
k > kf
k kf
CY3-045
Fallas Semipermeables Flujo Radial La resistencia de la falla se caracteriza por medio del paràmetro adimensional:
A
= kf df / k bf
Transmisibilidad adimensional de la falla
o tambièn: Sf =
/2
A
Daño de la falla
bf es la amplitud de la falla
CY3-046
Fallas Semipermeables Flujo Radial Comportamiento de la presiòn 1 m p(m ,
pw 1
A)
m
Log t CY3-047
Fallas Semipermeables Flujo Radial 10
1.151 m p
1
0.1
0.01 0.001
0.01
0.1 A
1
10 CY3-048
Fallas Semipermeables Flujo Radial
Curva Tipo
1.00E+01
tD pD'
Falla impermeable
A 0
1.00E+00
8
.01 1
.1
.05
1.00E-01 1.00E-02 1.00E-01 1.00E+00 1.00E+01 1.00E+02 1.00E+03 1.00E+04
tDdf CY3-049
Fallas Conductivas Característica La falla permite flujo dentro y a través de su plano de acuerdo a su conductividad y daño
CY3-050
Fallas Conductivas Parámetros de caracterización
Falla kf , bf df
Conductividad adimensional Factor de daño
Daño kd , bd
FCD = kfbf / k df Sf = (k bd / kd df
) ( /2) CY3-051
Fallas Conductivas Falla dañada de conductividad infinita Falla impermeable
8
1.00E+01 1.00E+00
tDf pwD'
1.00E-01
100
-1
1.00E-02 1.00E-03 1.00E-04 1.00E-02
Sf 1.00E+00
1
0 1.00E+02
10 1.00E+04
50
1.00E+06
tDf CY3-052
Fallas Conductivas Falla dañada de conductividad infinita Comportamiento de presiòn pw = A - (1 +
Sf2/
2
2)
q B ct
2
df2
3.73x10-6 k2 h
1 t
A es una constante que respresenta la màxima caida de presiòn que se observa en el pozo. CY3-053
Fallas Conductivas Falla dañada de conductividad infinita 3.73x10-6 k2 h mcp
df =
pw
q Bct
2(1+S 2/2 f
2)
mcp 1
1/t
CY3-054
Fallas Conductivas Falla conductiva dañada 1.00E+01
8
Falla impermeable 1.00E+00
tDf pwD'
102 103
1.00E-01
1/4
104
1
105
1.00E-02
50
FCD
-1
10 1
1.00E-03
Sf 1.00E-04 1.00E-02
1.00E-01
1.00E+00
1.00E+01
tDf
1.00E+02
0
1.00E+03
1.00E+04
1.00E+05
CY3-055
Fallas Conductivas Falla conductiva dañada 1.00E+01
8
Falla impermeable 1.00E+00
tDf pwD'
102 103
1.00E-01
1/4
104
1
105
1.00E-02
50
FCD
-1
10 1
1.00E-03
Sf 1.00E-04 1.00E-02
1.00E-01
1.00E+00
1.00E+01
tDf
1.00E+02
0
1.00E+03
1.00E+04
1.00E+05
CY3-056
Acuñamientos (Pinch out)
Pozo
dac α
Método de Solución
α
Pozo real
Pozos imagen
Comportamiento
•
Cuasi-radial
kh
•
Transición
•
Esférico Sectorial k / kapp = 360 / α α = 360 x kapp / k dac = h / 2 tan (α/2)
k
kapp
Log t ∆P’
Pozo cercano a un Acuñamiento
Cuasi-radial
Esférico Sectorial -1/2 1
Log t
Contacto Gas-Aceite (CGA)
Gas CGA
Aceite
Contacto Gas-Aceite (CGA)
El contacto Gas-Aceite actúa temporalmente como una frontera mantenida a presión constante
Comportamiento: • Radial hacia el intervalo abierto • Transición • Esférico • Efecto de frontera a presión constante
Contacto Gas-Aceite (CGA)
Log t ∆P’
Radial Esférico -1/2 1
FPC -3/2 1
Log t
CASO 3 DETECCION DE CASQUETE DE GAS
FIGURA 9
Contacto Gas-Aceite (CGA) Lateral
CGA
Gas
Aceite
Comportamiento: • Radial • Transición • Frontera a presión constante
Contacto Gas-Aceite (CGA) Lateral
Log t ∆P’
Radial
FPC -1 1
Log t
Contacto Gas-Aceite (CGA) Lateral en Canal
CGA
Gas Aceite
Comportamiento: • • • • •
Radial Transición Lineal Transición Frontera a presión constante
Log t ∆P’
Contacto Gas-Aceite (CGA) Lateral en Canal
FPC 1/2
Radial 1
-1/2 1
Log t
Contacto Agua-Aceite
CAA
Contacto Agua-Aceite Parámetros del modelo
M = (k/µ)w / (k/µ)o
ω = (φ ct)w / (φ ct)o
Comportamiento • • • • • •
Radial Transición Esférico Transición Hemi-esférico Compuesto
Contacto Agua-Aceite
Radial Esférico Zona de efecto de ω
Log t ∆P’
-1/2 1
-1/2 <1
Hemi-esférico 1 -3/2 FPC 1 M Log t
1 >1
CASO 4 DETECCION DE CONTACTO AGUA - PETROLEO
MODELO CONCEPTUAL
C A/P
CASO 4 DETECCION DE CONTACTO AGUA - PETROLEO
1/2 1 FLUJO LINEAL
-1/2 1 FRONTERA A PRESION CONSTANTE
M = 44 FIGURA 10
DISCORDANCIAS
Discontinuidades Lineales
k1 h1 φ1 µ1 ct1
k2 h2 φ2 µ2 ct2
ddisc Parámetros del modelo M = ( kh/µ)2 / ( kh/µ)1 ω = (φcth)2 / (φcth)1
w
ddiscD = ddisc / rw
Discontinuidades Lineales
Zona de efecto de ω
FI 0
Log t ∆P’
Radial
1
M
FPC Log t
1
8
>1
-1
Discontinuidades Radiales
Lrad k1 φ1 µ1 ct1
Parámetros del modelo M = ( k/µ)2 / ( k/µ)1 ω= (φct)2 / (φct)1
k2 φ2 µ2 ct2
LradD= Lrad/ rw
Discontinuidades Radiales
Zona de efecto de ω
1
PSS
>1
Log t ∆p’
1 Radial 2
Radial 1
1 M
<1 M = (t∆p’)1 / (t∆p’)2
Log t
Yacimientos Compartamentalizados Pozo 1 Pozo 2
Pozo 2
Pozo 1
Fallas impermeables Fallas semipermeables y conductivas
Análisis del comportamiento de presión observado durante un cierre del campo P1
Depresionamiento de zona 1
Represionamiento de zona 1
m dep
Depresionamiento de zona 1
mrep 1
1
qcampo La tendencia es inversamente proporcional a v1-v2 e inversamente proporcional a q1
La tendencia de presión es directamente proporcional a q1-2 e inversamente proporcional a V 1.
Libranza
0
q
q= 0 q
P1
P2
V1
V2 q1-2
V1
P1
V2
P2
q1-2
El volumen de la zona uno puede ser estimado como. V1= (mrep/(mdep+mrep))*(Vt)
V 1 P1
V2 q1-2
P2
Yacimientos Compartamentalizados
1.00E+01
8
Falla impermeable 1.00E+00
tDf pwD'
102 103
1.00E-01
1/4
104
1
105
1.00E-02
50
FCD
-1
10 1.00E-03
1
Pozo 1
Sf
Pozo 2 1.00E-04 1.00E-02
1.00E-01
1.00E+00
1.00E+01
tDf
1.00E+02
0
1.00E+03
1.00E+04
1.00E+05
N
SAL. 111
114
115 105
103
6000
109
107
101 B
301 A
119
117
408
429 125 5500
121 6400
120
127 129
428 448
123 5500
145
149
5200
426 422
446
147
447
468
6400
169
53
466
5500
167
444
5500
62
6000
33
488
54
189 6400
56
32
58 14 D
38
27 25
6000 6400
NOMENCLATURA.
2A
18
47 23 A
4
6
438
5500
8 26
5200
43
44
FLUJO RADIAL COMPUESTO. PENETRACION PARCIAL.
67 65
63
RADIAL HOMOGENEO. 6400
69 6000
42 6000
49
45
22 A
24
DOBLE POROSIDAD.
FLUJO LINEAL O BILINEAL.
29
3
14
16
439
5
12
36 A
7
13 A
9
459 6000
15
5800
34
62
6400
83
89
348
CASO 2 FALLA CONDUCTIVA RESULTADOS
df
FCD
CASO 2 DETECCION DE UNA FALLA CONDUCTIVA
-1 1
1/4 1
FIGURA 3
Yacimientos Cerrados
q = constante
q
Frontera Impermeable
Yacimientos Cerrados
1
PSS Decremento
Log t ∆p’
1 Radial 1 Estabilización
Incremento
PRUEBA DE LIMITE DE YACIMIENTO Datos: pwf vs t
Diagnóstico de Flujo Log Almacenamiento
pwf t
1
tpss
p'wf
1
1
tews
PseudoEstacionario
1 Radial
teia
Log t APPVII24
PRUEBA DE LIMITE DE YACIMIENTO
Gráfica de Flujo Radial pwf
Almacenamiento
tews
( pwf)1hr
teia m 1 Radial t=1hr
PseudoEstacionario
tpss
Log t S = 1.151
/m
(p[i-pwf1hr)/m - log(kh/
ctrw) + 3.2275
2
[
kh = 162.6 q B
APPVII25
PRUEBA DE LIMITE DE YACIMIENTO Gráfica de Flujo Pseudoestacionario
pi pwf b*
Almacenamiento
tews teia
tpss
Radial
PseudoEstacionario
m* 1
t Vp = 0.23395 q B / ct m*
CA = 5.456 (m/m*) e
- 2.303 (b*-
pw1hr)/m APPVII26
YACIMIENTOS ESTRATIFICADOS El flujo en yacimientos estratificados puede estar afectado por:
•Flujo radial
•Flujo Lineal
•Flujo bilineal
YACIMIENTOS ESTRATIFICADOS FLUJO LINEAL
PLT
k1 h1 φ1
ct1
k2 h2 φ2
ct2
q2
k3 h3 φ3
ct3
q3
k4 h4 φ4
ct4
q4
kn hn φn
ctn
qn
q1
Fractura hidráulica de conductividad infinita
La aportación de cada estrato es constante durante el flujo lineal
YACIMIENTOS ESTRATIFICADOS FLUJO BILINEAL
PLT
q1 k1 h1 φ1
ct1
k2 h2 φ2
ct2
q3
k3 h3 φ3
ct3
q4
k4 h4 φ4
ct4
qn
kn hn φn
ctn
q2
Fractura hidráulica de conductividad finita
La aportación de cada estrato es constante durante el flujo bilineal
YACIMIENTOS ESTRATIFICADOS FLUJO RADIAL PLT
k1 h1 φ1
ct1
q1(t)
s1
q2(t)
s2
k2 h2 φ2
ct2
q3(t)
s3
k3 h3 φ3
ct3
q4(t)
s4
k4 h4 φ4
ct4
qn(t)
sn
kn hn φn
ctn
La aportación de cada estrato es función del tiempo
EVALUACION DE YACIMIENTOS ESTRATIFICADOS
Realización y evaluación de prueba de presión:
• Equipo
Herramienta PLT
Pws vs t
y
q vs t
• Medición
Aportación de cada estrato durante el período de flujo
• Evaluación
Estimación de parámetros de cada estrato utilizando su aportación y datos.
En caso de flujo radial evaluar secuencialmente cada estrato del más profundo al más somero.
YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS
= ? Huecos (Vugs)
Matriz
Fracturas
MODELOS DE FLUJO PARA YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS
° Homogéneo ° Anisotropía ° Zonas Múltiples ° Canal Dominante (Fracturas, Fallas y ° Doble Permeabilidad ° Doble (Múltiple) Porosidad
Cavernas)
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS
Modelo de Yacimiento Homogéneo
Roca densamente fracturada
Todo el fluido está en las fracturas
El yacimiento exhibe una permeabilidad equivalente a roca fracturada
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS Medio Anisotrópico • Ocurre cuando las fracturas abierta están alineadas • El yacimiento exhibe una k máxima y una k mínima • El yacimiento posee ejes principales de permeabilidad • El pozo actúa como una elipse
kmin
kmax
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS Medio Anisotrópico Comportamiento para flujo radial y
kmax
x
kmin
Isobaras Líneas de flujo
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS Medio Anisotrópico Ecuaciones de comportamiento para flujo radial
1 1 PD = E1 tD 2 4 r2 D PD =
k xx k yy − k xy
2
h(Pi − Pxyt ) 141.2qBµ
k xx k yy − k xy β t tD = φµct k xx y 2 + k yy x 2 −2k xy xy
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS Medio Anisotrópico Un yacimiento anisotrópico se evalúa con 3 pruebas de interferencia en pozos no alineados con el activo y Pozo 1
kmax Pozo 2
Pozo 3
kmin
Pozo activo Pozos de observación
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS Medio Anisotrópico Las pruebas de interferencia se analizan con el método de ajuste de curva tipo
10
∆p (psi)
Pozo 1 Pozo 2
1
Pozo 3
0.1 1 2
10
t(hrs)
100
Punto de ajuste
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS Medio Anisotrópico Con los datos de cada pozo se obtiene kcal y (φct)c pozo i y se puede Plantear 3 ecuaciones con 3 incógnitas:
y1 k xx + x1 k yy − x1 y1k xy = 2
2
y2 k xx + x2 k yy − x2 y2 k xy = 2
2
y3 k xx + x3 k yy − x3 y3 k xy = 2
2
(φct )c1 r 2 kcal φct
(φct )c 2 r 2 kcal φct
(φct )c3 r 2 kcal φct
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS Medio Anisotrópico La permeabilidad máxima y la mínima y el ángulo de orientación de los ejes principales de permeabilidad se obtienen de :
[
]
[
]
1 1 2 2 2 k max = {(k xx + k yy ) + (k xx − k yy ) + 4k xy 2 1 1 2 2 2 k min = {(k xx + k yy ) − (k xx − k yy ) + 4k xy 2
k max − k xx θ = arctan k xy
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS Medio Anisotrópico y
kmax θ
kmin
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS MODELOS DE ZONAS MULTIPLES
Discontinuidades Lineales
k1 h1 φ1 µ1 ct1
k2 h2 φ2 µ2 ct2
Lrad
ddis c
k1 φ1 µ1 ct1
Parámetros del modelo M = ( kh/µ)2 / ( kh/µ)1 ω = (φcth)2 / (φcth)1
Discontinuidades Radiales
ddiscD = ddisc / rw
k2 φ2 µ2 ct2
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS
Discontinuidades Lineales Zona de efecto de ω
FI 0
Log t ∆P’
Radial
1
M
FPC Log t
1
8
>1
-1
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS
Discontinuidades Radiales Zona de efecto de ω
1
PSS
>1
Log t ∆p’
1 Radial 2
Radial 1
1 M
<1 M = (t∆p’)1 / (t∆p’)2
Log t
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS Modelo de Canal Dominante Falla conductiva intersectante
Falla conductiva no intersectante
Estrato altamente permeable
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS Modelo de Canal Dominante Falla conductiva intersectante
Pseudoradial
Transición
Lineal
Log
Bilineal
p t
1/4
t ews
p '
1
tebf
½ t elf
tbpr
1
t blf
1 1
t
Almacenamiento log t
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS Modelo de Canal Dominante Falla conductiva no intersectante
1.00E+01
8
Falla impermeable 1.00E+00
tDf pwD'
102 103
1.00E-01
1/4
104
1
105
1.00E-02
50
FCD
-1
10 1.00E-03
1
Pozo 1
Sf
Pozo 2 1.00E-04 1.00E-02
1.00E-01
1.00E+00
1.00E+01
tDf
1.00E+02
0
1.00E+03
1.00E+04
1.00E+05
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS Modelo de Canal Dominante Estrato altamente permeable Transición Log
Radial
p t
1
p ' 1
Almacenamiento
t ews
t er
t bsph
Esférico
-½ 1
t esph
t bpr Pseudo radial log t APP241
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS Modelo de Doble permeabilidad
PARAMETROS ω = (φ ct h)1 / (φ ct h)t κ = (k h)1 / (k h)t λ = Parámetro de flujo entre zonas
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS Modelo de Doble permeabilidad
Log ∆p
Período dominado por es estrato más permeable
Log t ∆p’
1 1 Almacenamiento Almacenamiento
Período dominado por el sistema total
Log t
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS DE Modelo de doble porosidad
Parámetros Adimensionales Capacidad adimensional de almacenamiento de fracturas: ω = (φct)f/((φct)f+ (φct)ma) 0<ω< 1 Variable de flujo interporoso λ = F kmarw2 / kf hma2
La matriz está representada por bloques de igual tamaño y forma
10-8 < λ < 10-3
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS DE Modelo de doble porosidad Transferencia de flujo entre matriz y fracturas qma-f • Flujo Pseudo estacionario (Warren & Root) qma-f = F ( pma – pf ) qma-f
pma pf • Flujo Transitorio (Kazemi, DeSwaan, Najurieta) qma-f = - F (kma/µ) ∇pma f pma
qma-f
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS DE Modelo de doble porosidad
Período dominado por (φct)f Período dominado por (φct)t
Log ∆p Log t∆p’
Transitorio Pseudoestacionario Período de transición Log t
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS DE Modelo de doble porosidad Gráfica Semilogarítmica (Flujo Radial) m Modelo Pseudoestacionario
∆p
Período dominado por (φct)f
m/2
1 Modelo Transitorio
m 1
Período de transición
Log t
1 Período dominado por (φct)t
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS DE Modelo de doble porosidad Gráfica Semilogarítmica (Flujo Radial) Período dominado por (φct)f Período dominado por (φct)t
Log ∆p Log t∆p’
ω1 < ω2
Log t
YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS DE Modelo de doble porosidad Gráfica Semilogarítmica (Flujo Radial) Período dominado por (φct)f Período dominado por (φct)t
Log ∆p Log t∆p’
λ1
>
Log t
λ2
ANALISIS DE DATOS DE PRODUCCION
CARACTERIZACIÓN DINÁMICA INFORMACIÓN UTILIZADA:
* Datos de pruebas de presión * Historia de producción (pozo y yacimiento) * Comportamiento del yacimiento * Registros PLT * Registros geofísicos de pozo * Información geológica * Datos geofísicos.
COMENTARIOS • LOS ESTUDIOS INTEGRALES REQUEREN DE UNA CARACTERIZACION ESTATICA Y DINAMICA DEL YACIMIENTO. • LA CARACTERIZACION DINAMICA SE LOGRA ANALIZANDO DATOS MEDIDOS BAJO CONDICIONES DE PRODUCCIÓN (INYECCIÓN). • LOS DATOS DE PRUEBAS DE PRESIÓN ESTÁN AFECTADOS POR LOS ELEMENTOS VECINOS AL POZO. • LOS DATOS DE PRODUCCIÓN ESTÁN AFECTADOS POR LAS ZONAS ALEJADAS DEL POZO (FRONTERAS).
POZO PRODUCIENDO CON PRESION DE FONDO FLUYENDO CONSTANTE
q p
q(t)
i
p
wf
p wf
t APP098
FRONTERA A PRESION CONSTANTE
q(t) Frontera p = cte
Þ
p i,
t1
t=0 t2
Frontera p
0
t3
q = f (t)
s
APP048
ANÁLISIS DE DATOS DE PRODUCCIÓN Metodologías:
* Gráficas especializadas * Ajuste de Curvas Tipo * Declinación Exponencial * Declinación Exponencial Modificada * Convolución-Deconvolución
ANALISIS DE DATOS DE PRODUCCION
Régimen de flujo Transitorio
Dominado por fronteras (Declinación exponencial)
Geometría de flujo Lineal Radial Bilineal
Lineal Radial
Flujo Lineal en un Yacimiento Infinito Hacia un Pozo que Produce a Presión Constante
b h
q(t) Presión Constante
k, c t x
oo x=0 (Pozo)
q=f(t)=? APP094
Flujo Lineal en un Yacimiento Infinito Hacia un Pozo que Produce a Presión Constante
q(t) =
bh L
1/q(t) =
p
ct k
w
1 t 1/2
B
L
bh
B p
w
ct k
t
1/2
APP096
GRAFICA DE DECLINACION DEL GASTO FLUJO LINEAL
q m qlf 1
1/ t APP097
GRAFICA DE DECLINACION DEL GASTO FLUJO LINEAL
m qlf
1/q 1
t
PRODUCCION DE UN POZO A PRESION CONSTANTE EN UN YACIMIENTO INFINITO (FLUJO RADIAL)
4
Para tD ≥ 8 x 10
1/q =
1.15 B kh
Log t + Log ( k/
• po
ct rw2 ) + 0.351
APP123
ANALISIS DE DATOS DE PRODUCCION
1/q
m 1 kh =
0
1.151 m
B po
log t APP124
ECUACIONES DE FLUJO BILINEAL 1/q = D
F CD =
kfb f kxf
1/q =
2.722 F1/2 CD
1/4
t Dxf
Conductividad adimensional de la fractura 1/4 t q B µ 2.722 α β 1/2
h (kf bf )
( k φ µ ct)
1/4
APP143
GRAFICA DE FLUJO BILINEAL
m qbf
1/q
1
0
t 1/4 APP144
FLUJO LINEAL HACIA UN POZO CON PRESION DE FONDO CONTANTE EN UN YACIMIENTO CERRADO p =cte wf
b
k c
t
q(t) h x=0
x=L
APP099
COMPORTAMIENTO DEL GASTO ≤ 0.25
Tiempos Pequeños t
q(t)|
finito
Tiempos Grandes t
DL
= q(t)|
≥ 2.5
infinito
DL
2
q
DL
=2e
t DL
4
APP100
DECLINACION EXPONENCIAL 2kbh pw q(t) = BL
Log q(t) = Log
π2 e
4
2kbh
kt
c t L2
p
w
BL
π2 β k t 2.303 x 4
c tL2 APP101
GRAFICA DE DECLINACION EXPONENCIAL
Log q b*qlf 1
m*qlf tDL = 2.5
t APP102
ESTIMACION DE PARAMETROS
Volumen Poroso Drenado
Vp =
π2 β αL B b*qlf 18.424 ct ∆pw m*qlf
APP103
PRODUCCION DE UN POZO A PRESION CONSTANTE EN UN YACIMIENTO CERRADO (2-D)
q(t)
Tiempos pequeños t ≤ t
eia
(q) Finito ≈ (q) Infinito APP125
PRODUCCION DE UN POZO A PRESION CONSTANTE EN UN YACIMIENTO CERRADO (2-D)
Tiempos Largos
2
q = D
t≥t
pss
4
e-
t DA
Ln( 2.2458 A )
Ln( 2.2458 A ) r 2w C A
r 2kh
Log q(t) = Log
p
2 wC A
w
B Ln( 2.2458 A) r w2 C A
-
4
2.303 A c t
kt
Ln( 2.2458 A ) r
2 wC A APP126
GRAFICA DE DECLINACION EXPONENCIAL
bq 1
Log q
mq t pss t APP127
ESTIMACION DE PARAMETROS
2 k h p 2.2458 A e CA = bq B 2 rw B
A= ct h
bq
pw m q
APP128
ESTIMACION DE PARAMETROS
Sistema Inglés
CA =
2.2458 A r 2w A=
e
kh
-
70.6 bq B
2.438 B ct h
pw
bq
pw m q
APP129
COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DE UN POZO
PWF
P
k o u ct AREA DE DRENE A
q(t) = ?
COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DE UN POZO DE GAS k h ( m(pi) - m(pwf) ) q(t) = ---------------------------------------------- x 0.711x106 T Ln(2.2458 A /rw2 CA) ( - 2.418 k t / φ µ ct A Ln(2.2458 A /rw2 CA))
e El pozo produce a presión de fondo constante El pozo drena un área cerrada La producción declina exponencialmente
COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DE UN POZO DE ACEITE
k h (pi - pwf) ) q(t) = ------------------------------------------ x 70.6 B µ Ln(2.2458 A /rw2 CA) ( - 2.418 k t / φ µ ct A Ln(2.2458 A /rw2 CA))
e
OBSERVACIONES * El gasto “inicial” del pozo depende esencialmente de k h, de la caída de presión en el pozo y del factor de daño. * El factor de declinación de la producción depende del coeficiente de difusividad de la formación η = k/φµct y del área de drene del pozo. * El factor de declinación de la producción es independiente de la presión de fondo fluyendo que se imponga con un estrangulador. * Si la presión de fondo fluyendo, para un estrangulador, disminuye contínuamente entonces la declinación del pozo se amortigua y vice- versa. * La declinación de la producción puede estar afectada severamente debido a la interferencia de pozos vecinos.
DECLINACIÓN EXPONENCIAL DE LA PRODUCCIÓN Gráfica de Análisis Cambio de Estrangulador
bq
mq 1
mq 1
TIEMPO (MESES)
GRAFICA DE DIAGNOSTICO DE FLUJO
Flujo lineal Log ∆p/q
1/2 1
Flujo bilineal 1/4
1
Log t
EVALUACION DINAMICA DE UN FRACTURAMIENTO HIDRAULICO Datos de producción
EVALUACION DINAMICA DE UN FRACTURAMIENTO HIDRAULICO Datos de producción 1.E+02
POZO HIDRAULICAMENTE FRACTURADO
1.E+01
FCD = Kf W / K Xf 0.1
QD / FCD
1.E+00
0.2 0.5 1 2
1.E-01
5 10 20
1.E-02
50 100 200
1.E-03
500
H. CINCO LEY ABRIL 1998 1.E-04 1.E-05
1.E-04
1.E-03
1.E-02
1.E-01
1.E+00
1.E+01 FCD^2 TDXF
1.E+02
1.E+03
1.E+04
1.E+05
1.E+06
1.E+07
EVALUACION DINAMICA DE UN FRACTURAMIENTO HIDRAULICO Datos de producción CURVA TIPO POZO HIDRAULICAMENTE FRACTURADO 1.E+04
FCD
500 200 100 50
1.E+03
20
1.E+02
10 FCD / QD
5 2
1.E+01
1 .5 1.E+00
.1
.2
1.E-01
1.E-02 1.E-05
1.E-04
1.E-03
1.E-02
1.E-01
1.E+00
1.E+01 FCD**2 TDXF
1.E+02
1.E+03
1.E+04
1.E+05
1.E+06
H. CINCO LEY 4/98
1.E+07
ANALISIS DE DATOS DE PRODUCCION
Ejemplos
ANALISIS SIMULTANEO DE DATOS DE PRESION Y PRODUCCION
ANALISIS SIMULTANEO DE DATOS DE PRESION Y PRODUCCION
Consideraciones: • La vida productiva de un pozo puede ser considerada como una Prueba extendida de presión con varios períodos de flujo. • Los datos de presión considerados incluyen pruebas de decremento, incremento, inyección, cierre, presiones fluyentes y estáticas. • Los períodos de flujo de la “prueba” están definidos por la historia de producción del pozo. • El análisis se realizada por intervalo de flujo.
CARACTERIZACION DINAMICA DE YACIMIENTOS Metodología: • Validación de Información • Definición de Escala Unica de Tiempo • Sincronización de Datos de Presión y de Producción • Delimitación de Períodos de Flujo • Validación de Datos de Producción • Diagnóstico de Geometrías de Flujo y de Heterogeneidades • Integración y Definición del Modelo de Flujo • Estimación de Parámetros • Diagnóstico y Evaluación de Mecanismos de Producción • Diagnóstico y Evaluación de Interferencia de Producción • Resultados y Recomendaciones.
Validación de Datos de Presión y de Producción Presión
Producción
. Comparar Datos reportados
• Eliminar Datos Fuera de Rango • Eliminar Datos Duplicados
x p
x
Mensuales con Datos Medidos
q
x Fecha
Fecha
Definición de Escala Unica de Tiempo Proceso • Definición de de Hora y Fecha para t = 0 (t0) • Estimación de t para datos de Producción y de Presión • Software: Microsoft Excel
p q
Tiempo
Sincronización de Datos y Delimitación de Períodos de Flujo y de Pruebas Proceso • Definición de Inicio y Final de cada Prueba • Definición de Presión Inicial en cada Prueba • Software: Pansystem p q
x x
Tiempo
Validación de Datos de Caudales para Pruebas Proceso • Gráfica Simultánea de Datos de Pruebas • Definición de Prueba Base • Modificación de Caudales • Software: Pansystem Prueba 1
Log t∆p’/∆q
Prueba 2 Prueba 3
Log Tiempo
Diagnóstico de Geometrías de Flujo y Detección de Heterogeneidades Proceso • Detección de Pendientes de la Función de la Derivada • Detección de Patrones de Comportamiento • Definición del Modelo de Flujo
Prueba 1
Log t ∆p’/∆q
Prueba 2 Prueba 3
Log Tiempo
Integración del Modelo de Flujo Proceso • Geometrías de Flujo • Patrones de Comportamiento (Secuencia de Geometrías de Flujo) • Modelos de Flujo de Flujo Factibles de Acuerdo con la Caracterización Estática
Log t ∆p’/∆q
Log Tiempo
Diagnóstico de Geometrías de Flujo con Presiones de Fondo Fluyendo y Caudales (Tiempos Largos) Proceso • Evaluación de la Función Influencia (∆p/q) • Detección de Patrones de Comportamiento • Definición del Modelo de Flujo
Log ∆p/q
Log Tiempo
Estimación de Parámetros Métodos • Ajuste de Pruebas con Curvas Tipo • Aplicación de Gráficos Especializados • Ajuste de Pruebas con el Modelo Analítico Log
∆p
Log
t ∆p’
m 1
b
Log t
t ∆p’
F(t)
Log t
Estimación de Parámetros Métodos • Ajuste de Pruebas con Curvas Tipo • Aplicación de Gráficos Especializados • Ajuste de Pruebas con el Modelo Analítico Log
∆p
Log
t ∆p’
m 1
b
Log t
t ∆p’
F(t)
Log t
Diagnóstico y Evaluación de Mecanismos de Producción Elementos • Frontera a Presión Constante • Volumen de drene grande • Comportamiento de Medio Compartamentalizado Log t ∆p’
FPC
Log t
p
p
Tiempo
Tiempo
Diagnóstico y Evaluación de Interferencia de Producción Elementos • El Ajuste de comportamiento general se pierde después de la perforación de pozos vecinos • El ajuste total se logra considerando la historia de producción de los pozos vecinos
p
p
Tiempo
Tiempo
14000
14000
12000
12000
10000
10000
8000
8000
6000
6000
4000
4000
2000
2000
0 0
20000
40000
60000
80000
100000 T (HORAS)
AFOROS
MECANIZADO
120000
140000
160000
180000
0 200000
MECANIZADO, Qo(BPD)
AFOROS, Qo(BPD)
JUJO-24
AJUSTE DE COMPORTAMIENTO TOTAL
AJUSTE DE COMPORTAMIENTO TOTAL •ESTIMACION DE AREA DE DRENE •DETECCION DE INTERFERENCIA DE PRODUCCION •DETECCION DE MECANISMO DE EMPUJE •EJEMPLOS
•ESTIMACION DE AREA DE DRENE
•DETECCION DE INTERFERENCIA DE PRODUCCION
FALLA CONDUCTIVA
•DETECCION DE MECANISMO DE EMPUJE
•DETECCION DE MECANISMO DE EMPUJE
ANALISIS DE COMPORTAMIENTO TOTAL DE UN YACIMIENTO
ANALISIS DE COMPORTAMIENTO TOTAL DE UN YACIMIENTO Consideraciones: • En yacimientos de alta permeabilidad la simulación se puede realizar utilizando el concepto de “superpozo” para tomar en cuenta la producción de todo el campo. • El parámetros de ajuste es la presión media del campo • Los parámetros estimados incluyen el volumen del yacimiento, el volumen y geometría del acuífero. • Este proceso puede detectar la formación de un casquete ya la presencia de un yacimiento compartamentalizado.
Ajuste del Campo Costero con un compartimento
Los parámetros de ajuste indican que el volumen original es de 965 BCF lo cual da un radio de drene de 3400 metros.
MODELO DE AJUSTE PARA EL CAMPO
Los parámetros de ajuste indican que la reservas se encuentran en dos compartimientos parcialmente comunicaos de volúmenes similares. V1=1.891329e9 y V2=1.73e9
