Yacimientos Maduros, Secundarias Avanzadas – Necesidades y Posibilidades (página 2)
Resultado Experimental
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Resultado Experimental
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Metodología de Modelado y Ajuste
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Resultado
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Resultado
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Resultado
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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.
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Las “Celdas” Reales
Cada celda con sus propios coeficientes de mezcla para los diferentes algoritmos
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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)
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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