6 estimacion de-la_distribucion_de_permeabilidades_y_capacidad_productiva_del_reservorio

U.M.R.P.S.F.X.CH.FACULTAD DE TECNOLOGIAING. PETROLEO Y GAS NATURAL

ESTIMACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE PERMEABILIDADES YCAPACIDAD PRODUCTIVA DEL RESERVORIO.

R e a l i z a d o p o r : I n g . D a r í o C r u z S i m u l a c i ó n d e R e s e r v o r i o s( P G P – 3 1 0 )

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Estimación de la distribución de Permeabilidades y CapacidadProductiva del Reservorio.

1. Flujo en Medio Poroso.El estudio del movimiento de fluidos en medios porosos tiene unpapel muy importante en la ingeniería petrolera especialmentedurante la extracción de los fluidos de la formación hacia lospozos de producción y en la inyección de fluidos desde lasuperficie hacia la formación. Mediante el estudio del flujo en unmedio poroso se puede caracterizar el movimiento de los fluidos através de las formaciones. La caracterización de un medio porosose realiza principalmente en base a su porosidad, permeabilidad yotras propiedades de los elementos que constituyen el medioporoso (propiedades de la roca y fluidos).

Un medio poroso es un sistema heterogéneo que consiste de unamatriz sólida y estacionaría (no está en movimiento) y espaciosllenos de uno o varios fluidos. Generalmente en los mediosporosos la matriz es considerada continua y conectada. En lasformaciones que contienen hidrocarburos la matriz estaconformada por los granos de roca y las características de estámatriz determinan si el medio es permeable o impermeable.Dependiendo a que tipo de medio (permeable o impermeable)pertenece la formación será una formación donde se puedanacumular hidrocarburos o forme una barrera para evitar lamigración de los hidrocarburos hacia la superficie formando unreservorio o yacimiento hidrocarburifero.

Un medio poroso puede clasificarse de dos formas:

Medio poroso homogéneo - un medio poroso es consideradohomogéneo cuando sus propiedades no depende de lalocalización en el medio poroso. Esto quiere decir que laspropiedades serán las mismas sin importar las coordenadasdel medio poroso.

Medio poroso heterogéneo - un medio poroso es heterogéneocuando sus propiedades varían de acuerdo a la ubicación enel medio poroso.

Los reservorios que contienen petróleo crudo o gas natural sonmedios porosos heterogéneos por que sus propiedades (porosidad,permeabilidad, etc.) varían dependiendo de la ubicación en elreservorio.

El primero que describió el flujo en un medio poroso fue elingeniero francés Henry Darcy, Darcy era un ingeniero civil queestaba encargado de la provisión de agua a la ciudad de Dijon. El




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agua que la ciudad utilizaba era limpiada mediante columnas dearena. Henry Darcy estudio la relación entre el caudal y la alturahidráulica en las columnas de arena. Después de realizar variosexperimentos utilizando agua y arena, Darcy dedujo la siguienterelación:

= − ∆ℎ∆:: .: Á .: .ℎ⁄ : .2. Permeabilidad.La permeabilidad es la medida de la capacidad de una roca detransmitir fluidos y es una constante proporcional. Estapropiedad de las rocas esta relacionada a la porosidad pero no esdependiente de esta. La permeabilidad es función de:

Del tamaño de los pasajes que conectan los poros de laroca.

EI tamaño de los granos de la roca. La distribución de los granos.

El tamaño y la distribución de los granos que componen la roca esdeterminante en la permeabilidad de la roca. Una formacióncompuesta por granos grandes y cuya distribución de tamaño esbuena resultaran en poros con diámetros de buen tamaño, por lotanto se tendrán conexiones mas grandes entre los poros. Estoresultara en una alta permeabilidad de la roca y una presióncapilar baja. Estos dos últimos permiten una fácil extracción delos fluidos del reservorio reduciendo los costos de producción eincrementando el volumen de recuperación final.

La permeabilidad de los reservorios puede ser obtenida dediferentes fuentes, estas fuentes son:

Análisis de muestras de núcleo. Análisis de pruebas de pozo. Datos de producción. Registros de pozo.

La permeabilidad es el parámetro más importante para determinarla capacidad de producir fluidos de una formación. Esto puede seranalizado de mejor forma en la ecuación de Darcy.




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= ∙ ∆Para incrementar el caudal de producción (Q) se debe modificarcualquiera de las variables de la ecuación. El área transversal alflujo (A) y la distancia (L) están gobernadas por la geometría delreservorio, por lo tanto no pueden ser modificadas.Afortunadamente, la permeabilidad (k), la presión de reservorio yviscosidad pueden ser modificados para incrementar la producciónde petróleo crudo o gas natural. La presión de reservorio puedeser incrementada mediante la inyección de gas natural o CO2, laviscosidad puede ser reducida químicamente y la permeabilidadpuede incrementarse por medio de tratamientos hidráulicos o deacidificación. La permeabilidad también puede ser reducida durantetrabajos de perforación, cementación y rehabilitación oacondicionamiento de un pozo.

3. Procedimiento para la estimación de la Distribución dePermeabilidad y Capacidad Productiva.

1. Objetivos.1.1. Objetivos Generales.

Utilizando un modelo de Simulación: Obtener la distribución de permeabilidades y

capacidad productiva del Campo Monteagudo.

1.2. Objetivos Específicos.

Ubicar los pozos que se encuentran por encima delnivel de contacto Agua –Petróleo.

Obtener los espesores permeables brutos de laformación (GROSS THICK).

Calcular la presión hidrostática para cada pozodesde una altura de 1250 m sobre el nivel del marhasta el punto medio del espesor permeable bruto(GROSS THICK).

Calcular los tiempos de producción para cada pozo. Calcular la pendiente de Horner para cada pozo. Calcular la capacidad productiva (Kh). Calcular el espesor neto permeable (hn).




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2. Información.

Para la realización de la presente práctica dispondremos de lasiguiente información:

ó ( ) 9601250ó ó ( / ) 0,35ó ( / ) 0,465( ) 0,8é ó ( / ) 1,411 y 16= ( ) 850⁄ = , − ,= −= −

( )1 12 958,72 17 957,83 5 946,64 6 947,25 20 945,56 23 945,47 32 9408 10 937,79 18 937,910 21 935,211 13 934,612 28 932,713 25 935,414 14 930,4




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El pozo 11 y pozo 16 no serán incluidos en los cálculos porqueson pozos que se encuentran por debajo del contacto agua –petróleo por lo tanto no son pozos hidrocarburiferos.

Las variaciones del tiempo para cada pozo:

( )01510255075100144El plano estructural del reservorio con el que se cuenta es elsiguiente:




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En la presente práctica procederemos a utilizar la informacióndisponible de la siguiente manera:

La información de la profundidad del contacto agua –petróleo y las profundidades de cada pozo nos servirápara determinar el espesor permeable bruto (HT).

La información de GROSS THICK nos ayuda a obtener elQo, (H/HT).

Se utilizara 2 modelos de simulación: Iso-Permeabilidad(Criterio: De cero a mayor), Iso-Capacidad Productiva(Criterio: De cero a mayor), para la construcción de losmodelo anteriormente mencionados haremos uso de loscriterios correspondientes.




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Iso - Permeabilidad

Iso – Capacidad Productiva




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Para poder encontrar la permeabilidad y la capacidadproductiva procederemos a hacer uso del Método deHorner, como veremos a continuación:

3. Ecuaciones a Utilizar.

Las ecuaciones que se llegaran a utilizar son básicamente lassiguientes: = , ∙ ∙ ∙∙= , ∙ ∙ ∙

Pendiente de Horner: = −




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Tiempo de Producción: = Presión hidrostática del contacto agua-petróleo:= . ∗ + . Presión hidrostática del petróleo a diferentes

profundidades: = . ∗ ∗ . +4. Modelos de Grillado.

Para la siguiente práctica utilizaremos una grilla ortogonal dedimensiones de 1,5 cm.

En cuanto a los modelos a utilizar como ya se menciono sondos:

Modelo de Iso-Permeabilidad. Modelo de Iso-Capacidad Productiva.

5. Construcción de la tabla de cálculos.

El formato que se utilizará en esta oportunidad es similar a lautilizada en la anterior práctica:

( ) ( ) / ℎ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ℎ(− ) ( )6. Resultados.

Como se puede apreciar los resultados que mas nos interesanen la siguiente practica son:

Obtener la distribución de permeabilidades y capacidadproductiva del Campo Monteagudo.




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No obstante los cálculos auxiliares utilizados en la siguientepráctica deberán estar en esta sección.

7. Conclusiones.

En esta sección deberán hacer todas consideracionesnecesarias sobre la practica, es decir resultados, cálculosaproximaciones y cada detalle que vean conveniente.

8. Anexos.

Esta sección comprende todas las graficas de grillas utilizadaspara los 2 modelos.

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