SPE 30775 Plots de diagnóstico de control de Agua K. Chan, Schlumberger Doell SPE miembro Derechos de Autor !""5, Societ# o$ Petroleum Engineers. RESUMEN Se ha desa desarro rrolla llado do y verif verific icad ado o una una nuev nueva a técn técnic ica a para para dete determi rmina narr los los mecanismos de producción de agua y gas excesivos como se ve en los pozos de producción de petróleo. En ase a estudios de simulación numérica sistem!ticos sore reservorios de agua agua conifi conifica cada da y canal canaliza izada" da" se descu descurió rió #ue #ue los plots log$lo log$log g de %&R 'Relación (etróleo$)gua* vs tiempo o +&R 'Relación (etróleo$+as* vs tiempo muestran diferentes tendencias caracter,sticas para diferentes mecanismos. Se enco encont ntró ró #ue #ue las las deriv derivat ativ ivas as de tiem tiempo po de %&R %&R y +& +&R R son son capa capace ces s de diferenciar si el pozo est! experimentando conicidad de agua y gas" irrupción de capa de alta permeailidad o canalización cerca del pozo. Esta técnica fue aplicada en pozos en varios campos en -exas" alifornia" la costa del +olfo y )las/a. 0os plots utilizan los datos de historia reales de producción determinando los mecanismos prolem!ticos de producción. 1unto con las prue prueas as de pozos pozos y logs" logs" se utiliz utilizó ó esta esta técnic técnica a para para selec seleccio cionar nar cand candid idat atos os de trat tratam amie ient nto o y optim optimiz izar ar los los trat tratam amie ient ntos os de recu%eración
me&orada.
0as referencias e ilustraciones al final del papel.
'()*+DCC'-( En los 2ltimos 34 a5os" los esfuerzos técnicos para el control del agua eran principalmente en el desarrollo y la aplicación de geles para crear arreras de flu6o para suprimir la producción de agua. 7arios tipos de geles se aplicaron en diferentes tipos de formaciones y para resolver diferentes tipos de prolemas. ) menu menudo do"" los los meca mecani nism smos os de prod produc ucci ción ón exce excesi siva va de agua agua no fuer fueron on clar claram amen ente te ente entend ndid idos os o conf confirm irmad ados os.. )un#u un#ue e se repo report rtar aron on much muchos os tratamientos exitosos" la proporción gloal de éxito del tratamiento sigue siendo a6a. ) través de estas prueas de campo" el arte en la e6ecución del traa6o de tratamiento se me6oró progresivamente. 8ueron reconocidas y adaptadas las uenas pr!cticas en el dise5o del traa6o" la mezcla de gel" el control de omeo y la calidad del traa6o en el proceso de selección de candidatos. -amién mién se utiliz utilizaro aron n las herram herramien ientas tas y las técnicas técnicas de coloc colocac ación ión m!s eficac eficaces. es. El deseo deseo de defini definirr difere diferente ntes s tipos tipos de prole prolemas mas de produc producció ción n excesiva de agua comenzó a emerger. En general" hay tres clasificaciones !sicas de los prolemas. (rolemas de conificación de agua" canalización multicapa y prolemas en cercan,a del pozo son los m!s notales entre otros. 0a experiencia de campo mostró #ue el dise5o de traa6o exitoso no ser,a el mismo para los diferentes mecanismos. Sin emargo" no existen métodos eficaces para discernir estas diferencias. En real realid idad ad"" el pro prole lema ma podr podr,a ,a ser ser muy muy comp comple le6o 6o"" y por por lo gene genera rall es una una
cominación de varios mecanismos #ue tienen lugar durante un per,odo de tiempo y agrav!ndose uno con otro. En este traa6o se presenta una metodolog,a #ue puede ser utilizada para diagnosticar y evaluar r!pidamente los mecanismos. Utiliza principalmente los plots generados a partir de datos de historia de producción disponiles. El con6unto de los plots incluyen '9* la historia de producción durante todo el periodo de inyección de agua para el agua" el petróleo y el gas" :* %&R y sus derivativas" 3* (roducción acumulada de petróleo y eficiencia de recuperación" y ';* -asa de declinación de petróleo y gas. Estos plots ofrecen un cuadro compuesto de los comportamientos pasados y actuales de producción y el potencial de producción restante del pozo. 0a metodolog,a puede convertirse en una herramienta eficaz para la selección de candidatos de control de agua para me6orar el éxito del tratamiento.
P+)S C+(/E(C'+(AES onvencionalmente" los plots lineales de corte de agua vs tiempo se utilizaron para mostrar el progreso y la gravedad de los prolemas de producción excesiva de agua. 0a correlación entre el agua de corte o flu6o de agua fraccionada y saturación de agua promedio del reservorio para el flu6o de dos fases es ien conocida. Sin emargo" no es pr!ctico ya #ue las distriuciones de saturación a lo largo del reservorio est!n camiando con el tiempo. El promedio de saturación de l,#uido de alance de materiales no arro6a alg2n conocimiento sore el comportamiento del flu6o de fluido en formaciones heterogéneas. )un#ue estos plots tamién pueden mostrar un camio dr!stico en el corte de agua indicativo de un fallo repentino de terminación de pozos o un r!pido avance de un canal de alta conductividad del agua" la información proporcionada por plots de corte de agua es limitada.
P+)S DE D'A(-S)'C+ Un con6unto de plots de diagnóstico se han generado mediante la realización de una serie de estudios de control sistem!tico del agua por simulación
numérica utilizando un simulador de petróleo negro. Este simulador de tres fases tridimensional es capaz de modelar el rendimiento de flu6o del reservorio a6o diferentes mecanismos de accionamiento y es#uemas de inyección de agua. 0os plots log$log de %&R 'en lugar de corte de agua* en función del tiempo se han encontrado #ue son m!s eficaces en la identificación de las tendencias de producción y mecanismos de prolemas. Se descurió #ue las derivativas de la %&R vs tiempo pueden ser utilizadas para diferenciar si el prolema de la producción excesiva de agua como se ve en un pozo" es deido a la conificación de agua o canalización de m2ltiples capas. 0a figura 9 muestra una clara distinción entre una conificación de agua y una desarrollada canalización multicapa utilizando el mismo con6unto de datos (7-" datos de función de saturación" permeailidad y distriución de la porosidad" y las mismas condiciones iniciales. 0a 2nica diferencia en la configuración del modelo es la geometr,a de flu6o. (ara conicidad" se definió un contacto agua petroleo '%&* y un influ6o de agua de fondo simulado mediante inyección de agua a presión constante en el orde y sólo en la capa de agua de fondo. Se perforó el :4> superior de la zona petrolera. (ara la canalización" la capa de agua de fondo fue eliminada. 0a inyección de agua se modeló con la inyección de agua a presión constante en todas las capas en el orde. Se perforaron todas las capas.
(ara conificación" la hora de salida es a menudo corta en función de diversos par!metros" pero en su mayor parte de la distancia entre el %& y la parte inferior del intervalo de perforación m!s cercana" relación de permeailidad vertical a horizontal" la tasa de afluencia del agua de fondo" ritmo o declinación de presión de producción" y funciones de permeailidad relativa. 12sicamente,
la hora de salida de agua coni$icada es cuando el cono de agua de $ondo se ha acercado a la %arte in$erior del interalo de %er$oración.
(ara la canalización" de nuevo la hora de salida depende de varios factores" pero principalmente en el espaciado de pozos" la tasa de inyección en los inyectores" ritmo o declinación de presión de producción" la saturación de agua
inicial y la distriución entre las capas" y las funciones de permeailidad relativa. 8,sicamente" la hora de salida de la curva de %&R para canalización corresponde a la irrupción de agua en una capa en una f ormación de m2ltiples capas. Esta capa puede no ser necesariamente la capa #ue tiene la mayor permeailidad. 0a saturación de agua inicial y su distriución en las capas pueden convertirse en un factor muy dominante" si el contraste de permeailidad entre las capas no es grande. El segundo per,odo de tiempo muestra la %&R aumentando con el tiempo. 0a tasa de aumento difiere para un mecanismo prolem!tico diferente. 0a figura 9 muestra una notale diferencia entre conificación y canalización. (ara conificación" la tasa de aumento de la %&R es relativamente a6a y gradualmente se aproxima a un valor constante al final de este periodo. ?urante este per,odo" el cono de agua de fondo no sólo crece verticalmente hacia arria para curir la mayor parte del intervalo de perforación sino #ue tamién se expande radialmente. 0a saturación de petróleo dentro del cono disminuye gradualmente hasta el nivel de saturación de petróleo residual. (ara la canalización" la producción de agua de la capa de irrupción aumenta muy r!pidamente. En consecuencia" el %&R aumenta relativamente r!pido. 0a pendiente de la canalización de agua %&R depende de las funciones de permeailidad relativa y las condiciones iniciales de saturación. )l final de este segundo per,odo" el aumento del %&R en realidad podr,a reducir la velocidad entrando en un per,odo de transición. Esto corresponde a la depleción de producción de la primera capa de irrupción. El final de este per,odo de transición muestra #ue el aumento del %&R se reanuda aproximadamente a la misma velocidad. Esto corresponde a la irrupción de agua en la siguiente capa de mayor conductividad de agua. El per,odo de transición podr,a ser muy corto dependiendo del contraste de permeailidad de la capa. Normalmente" el per,odo de transición podr,a convertirse en insignificante cuando el contraste de permeailidad de la capa es menor. Se encontró #ue el camio de la %&R en el per,odo de transición es tamién afectado por el flu6o cruzado de capa y la función de presión capilar. En el tercer per,odo y para conificación" un cono en estado pseudoestale se ha desarrollado. El pozo produce principalmente agua de fondo. El cono de agua se convierte en un canal de alta conductividad de agua. El aumento de la %&R se convierte muy r!pido en un conocido caso de canalización. Este segundo punto de partida puede ser considerado como el comienzo del tercer per,odo. (ara la canalización" el aumento de la %&R se reanuda a la misma velocidad después de pasar por el per,odo de transición. 0a segunda capa de m!s alta conductividad de agua se est! agotando. -odas las pendientes de la %&R de canalización" incluyendo la #ue est! en la situación de conicidad" ser,an muy cercanas por#ue son controladas principalmente por las funciones de permeailidad relativa. Estudios m!s extensos repetidamente confirmaron #ue las derivativas de tiempo de la %&R se pueden utilizar para diferenciar conicidad de la canalización. 0as figuras : y 3 muestran la %&R y las derivadas de %&R para canalización y conificación respectivamente. El %&R@ 'derivada temporal simple del %&R* muestra casi una pendiente positiva constante para la canalización y una pendiente negativa camiando para conicidad. 0a tendencia
de la %&R para el comportamiento de la canalización en el tercer per,odo de una situación #ue viene agua se muestra en la 8ig. ;. Una vez m!s" el plot de %&R vs tiempo muestra una pendiente positiva.
El plot de la derivativa del %&R se vuelve muy 2til para determinar el mecanismo de producción de agua excesiva cuando se dispone de los datos de producción limitados. 0a 8igura A ilustra esta venta6a. 0os escasos datos se otuvieron a partir de los resultados del Segundo (royecto de S(E Bomparativo de las soluciones #ue participan en el estudio de un caso de agua de fondo conificadaC. 0a tendencia de la %&R aparentemente creciente mostrada en la 8ig. A se puede f!cilmente tomar como una canalización de la capa. Sin emargo" el %&R@ muestra una pendiente negativa" caracter,stico de un caso de conicidad.
(ara conificación de gas en un pozo de petróleo" conificación de agua o canalización en un pozo de gas" o conificación de agua y gas en un pozo de petróleo" el +&R 'Relación petróleo$gas* o +-R 'Relación agua$gas* y su derivativas pueden ser utilizadas. ?e nuevo" las pendientes de las curvas de la +&R y %+R vs tiempo indican diferentes mecanismosD pendiente positiva para canalización y pendiente negativa para conificación. Un e6emplo del plot +&R y +&R@ se muestra en la figura .
(ara una conducción fuerte de agua de fondo" el espaciamiento se convierte en un factor clave para la ocurrencia del segundo punto de salida de la
conificación a canalización de agua de fondo. 0a figura F muestra una serie de plots de simulación como una función del espaciado del pozo 'de 94 a 9A4 acres* y una relación de permeailidad vertical a horizontal de 4"9. (ara 94 a :4 hect!reas de separación" el segundo punto de partida se convierte indiscernile. El agua de fondo parec,a estar simplemente canalizada verticalmente a las perforaciones #ue se encuentran en la parte superior de la formación producida. uanto mayor sea la distancia" es m!s el retraso de esta hora de salida. Este fenómeno tamién depender! de varios otros factores" tales como el ritmo de declinación de presión" la tasa de afluencia de agua" y de nuevo las funciones de permeailidad relativa.
/E*'1'CAC'-( El soporte de las empresas operadoras fue arumador durante el largo proceso de las verificaciones de los plots de diagnóstico. El caudal de producción promedio mensual y" en algunos casos" los caudales diarios fueron proporcionados 6unto con la historia de pozos" registros y resultados de las prueas recientes. -amién se realizaron para su posterior confirmación" simulaciones numéricas para un pozo individual y para un grupo de pozos #ue participan en un patrón de desplazamiento de mecanismos prolem!ticos comple6os" #ue generalmente implican un mecanismo prolem!tico diferente para un per,odo de tiempo diferente y una superposición de estos prolemas. 0a figura H muestra un excelente e6emplo de un proceso de producción ueno y normal en un proceso de desplazamiento de inyección de agua Bline driveC en una formación de arenisca de m2ltiples capas en alifornia. -enga en cuenta #ue el primer punto de partida %&R y la pendiente est!n claramente definidas. En este segundo periodo" el plot %&R@ muestra una pendiente claramente lineal y positiva" las caracter,sticas de un caso de canalización de agua. 0a duración de este per,odo fue de unos ;.444 d,as de producción o 99 a5os. Esto refle6a la irrupción de agua consecuente en varias capas o intervalos #ue tienen un pe#ue5o contraste de permeailidad 'menor a ;*. Esto se produ6o dos o tres veces" prolemas en cercan,a al pozo en el per,odo de tiempo de retraso" como se muestra por el r!pido aumento de la %&R y particularmente en los plots %&R@. En estos puntos" los valores %&R@ excedieron m!s all! de 9.
0os camios de producción podr,an afectar la apariencia de los plots de diagnóstico. Estos camios podr,an ser un camio en la ca,da de presión en el pozo de producción" camios en el caudal de inyección y la distriución de inyección de capa a los pozos de inyección asociados. 0a 8igura 94 es un uen e6emplo #ue muestra las desviaciones en %&R y %&R@ de la pendiente lineal en el segundo per,odo. Este pozo y el pozo mostrado en l a 8ig. H son los pozos adyacentes en un patrón line$drive. Un modelo line$drive de nueve pozos fue construido progresivamente para simular los camios continuos en los productores y los inyectores. 0os resultados de los match de historia confirmaron #ue las causas de la desviación fueron los camios en la distriución de presión" la producción de agua y petróleo total desproporcionada correspondientes a los camios de ca,da de presión en cada capa. -enga en cuenta #ue la %&R recupera la pendiente original después de lograr la condición de presión pseudo estacionaria.
(ara algunos reservorios" el %&R inicial podr,a ser muy alto. Un uen e6emplo se muestra en la 8ig. 99. Este es un pozo en producción t,pico a partir de una formación de piedra caliza I dolomita al oeste de -exas.
0a %&R inicial estaa cerca de ; 'G4> de corte de agua*. 0a razón podr,a ser una alta saturación de agua inicial. El comienzo de la inyección de agua se inició en este campo a unos :444 d,as. 0a tendencia general de %&R muestra una pendiente lineal indicativa de un comportamiento normal de desplazamiento. (ara este pozo" la pendiente %&R es aproximadamente 4"A. En ciertas partes de la formación" podr,a haer canales de permeailidad alta o capas fisuradas asociadas a los pozos en un patrón de desplazamiento de inyección de agua. 0a irrupción r!pida del agua se puede ver en los productores. 0a figura 9: muestra este dr!stico aumento de la %&R en un pozo #ue produce a partir de una formación de dolomita en el noreste de Nuevo México. -enga en cuenta #ue la %&R inicial fue inferior a 4"9. 0a pendiente %&R estaa cerca de ; y recientemente camiaron muy r!pido a mayor #ue 94. El %&R@ camió dr!sticamente" lo #ue es un s,ntoma de irrupción r!pida de agua.
(ara conificación de agua" un uen e6emplo de la piedra arenisca de la zona de la osta del +olfo se muestra en la 8ig. 93. En alrededor de 9.444 d,as" la conificación de agua comenzó y la derivada %&R comenzó a declinar y mostrar una pendiente negativa camiante. 0a construcción de un cono de estado pseudoestale se completó en alrededor de :"444 d,as '3 a5os m!s
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adición o alteración de perforaciones +as lift vs 8lu6o Simulación de pozo y reservorio
Una uena pr!ctica consiste en plotear 'loglog* toda la historia de la producción para otener una gran imagen y luego discernir los per,odos en #ue huo camios en los mecanismos de producción. Seleccione cual#uier per,odo de interés y trazar la %&R u otras variaciones 'como +&R y +-R* con sus derivadas temporales para identificar el mecanismo de producción excesiva de agua en ese per,odo. Esto se dee hacer no sólo para los pozos con prolemas de producción de agua conocidos" sino tamién para los uenos pozos en la misma zona de producción de la misma formación. )lgunos procedimientos sugeridos son los siguientesD •
Juscar el comportamiento de producción normal
•
?eterminar la %&R" +&R o +-R normales
•
omproar la tendencia de sus derivadas
•
Utilizar plots ampliados para el per,odo de interés
Un uen e6emplo es un pozo en la zona de Midland. -oda la historia de producción se muestra en la 8ig. 9A.9" y sus gr!ficos de diagnóstico asociados est!n en la 8ig. 9A.:. Se muestran cuatro per,odos distintivos de producción.
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na bomba sumergible se instaló a %rinci%ios de !"6. El caudal de %etróleo comenzó a disminuir r!pidamente y el caudal de agua se aceleró. 0os plots %&R mostraron un camio dr!stico en la pendiente cuando el %&R@ alcanzó un valor alto de 944. El caudal de agua era de 3444 ppd con un %&R de 3444. Este es un caso muy claro de avance capa r!pida y recicla6e de agua. El pozo reciió un tratamiento con gel en 9HH3. ?esde entonces" el pozo ha estado produciendo alrededor de 44 J%(? y 9A arriles al d,a con un comportamiento de declinación normal. Recientemente" el %&R ha sido de alrededor de ;A 'HF"G> de corte de agua*.
C+(CS'+(ES Se puede concluir #ue los plots loglog de datos de producción y la %&R proporcionan una visión m!s clara e información para la evaluación del desempe5o del pozo. Se puede aplicar ya sea para toda la vida del pozo o cual#uier per,odo elegido" tal como el per,odo de inyección de agua. on una historia detallada de terminación" los resultados del an!lisis me6oran la comprensión del comportamiento de flu6o de reservorio y determinan los mecanismos predominantes de la producción excesiva de agua.
Usando la %&R@ 'derivada del tiempo de %&R*" la conicidad y canalización se puede discernir. )dem!s" el camio en la pendiente de la %&R y %&R@ y los valores de la %&R@ se convierten en uenos indicadores para diferenciar el comportamiento de producción y desplazamiento normal" el comportamiento de la irrupción de agua de varias capas" el agotamiento de la capa r!pida y el comportamiento de recicla6e de agua. Esta técnica tiene varias venta6asD 9. Se utilizan principalmente datos de la historia de producción disponiles. :. (uede ser utilizado para detectar r!pidamente un gran n2mero de pozos. 3.
