ABSTRACTO

En este trabajo se presenta la aplicación de un nuevo método de balance de materiales para detectar la influencia del acuífero y calcular el agua de entrada y el gas original en sitio de cuatro reservorios sobrepresionados.

El cálculo del agua de entrada necesita satisfacer un conjunto de tres ecuaciones en contraposición con el método existente de una ecuación de pendiente la unidad. en cada aplicación, la influencia de un acuífero fue identificado primero, y luego se utilizó balance de materiales para determinar el gas original en sitio y el agua de entrada. El efecto de sobrepresión fue manejado por la integración de la compresibilidad de la roca sobre la presión del reservorio operado.

Los efectos composicionales fueron modelados con Rv (aceite volátil / relación de gas), haciendo coincidir los datos de PVT utilizando el algoritmo Walsh-Towler o una ecuación de estado. Este nuevo método es consistente internamente, lo que evita posibles peligros de los métodos existentes.

Comparación con otros métodos en el análisis de reservorios sobrepresionados muestra que este método es más robusto y completo.

INTRODUCCIÓN

Uno de los problemas más difíciles en el cálculo del balance de materiales es determinar el gas original en sitio (OGIP) y la entrada de agua por sobre presión, en yacimientos de gas retrogrado con efecto de agua de entrada. Las dificultades técnicas incluyen (1) la forma de estimar la compresibilidad de la formación, (2) la forma de incorporar los efectos de composición y (3) la forma de detectar y estimar los efectos del agua de entrada para yacimientos sobrepresionados. La teoría de un método de balance de materiales generalizada (1, 2, 3) ha sido desarrollado recientemente para incorporar todos estos efectos en una ecuación lineal.

Este trabajo se aplica el método recientemente desarrollado para detectar la influencia del acuífero y calcular la entrada agua y gas original en cuatro yacimientos sobrepresionados. El Cálculo del agua de entrada necesita satisfacer un conjunto de tres ecuaciones en contraposición con el método existente de una ecuación de pendiente uno.

En cada aplicación, la presencia de influencia acuífero se identificó por primera vez, y luego se utilizó balance de materiales para determinar OGIP y el agua de entrada. El efecto de sobrepresión estuvo a cargo de operar reservorio media compresibilidad roca. Efectos composicionales fueron modelados con Rv (aceite volátil / relación de gas), haciendo coincidir los datos de PVT utilizando el algoritmo Walsh-Towler o una ecuación de estado.

El primer yacimiento es no volumétrico y produce gas rico condensado. El gas inicial en sitio se estimó con compresibilidad roca variable y tiempo después se hallo la entrada de agua.

El segundo yacimiento también es no volumétrico, produce de gas rico condensado y el efecto de sobrepresión fue modelado por un método similar al del primer ejemplo. Este nuevo método predijo fuerte influencia acuífero, que se confirmó más tarde por los datos de producción adicionales.

El tercer depósito es apretado y no volumétrico, produce gas pobre condensado a partir de dos pozos. Estimamos OGIP con compresibilidad roca efectiva promedio y el agua de entrada tiempo después. La detección de la influencia del acuífero por este nuevo método también fue apoyada por el análisis de dos ensayos de incrementos de presión(bulid-up) en uno de los principales productores.

El cuarto depósito es volumétrico, la producción de condensado de gas pobre. Un gráfico de P / Z vs Gp muestra una línea con pendientes duales. El nuevo método, después de corregir el efecto de sobrepresión, da OGIP en excelente acuerdo con el gráfico extrapolado P / Z desde el segmento de gradiente de presión normal.

La comparación de estos métodos se incluye en este trabajo.

Quedará claro en las secciones posteriores que muchos de los métodos existentes sólo puede manejar algunas pero no todas de las dificultades técnicas que se mencionó anteriormente.

OBJETIVOS

Los objetivos de este estudio son: (1) para aplicar un método de balance de materiales recientemente desarrollado para determinar el líquido inicial en sitio de gas condensado en reservorios sobrepresionados, (2) que presente un método perfeccionado para estimar la entrada de agua en yacimientos sobrepresionados, y (3) para comparar este nuevo método con los métodos existentes en la estimación de la compresibilidad efectiva de la roca para yacimientos sobrepresionados.

F N E G E W W−+ = foi o + fgi g e p

FORMULACIÓN

Las siguientes ecuaciones resumen el método de balance de materiales de nuevo desarrollo para el normal y gas condensado anormalmente presurizadas. Derivación detallada de estas ecuaciones se da en la referencia (1, 2, 3) y la definición de cada símbolo se da en la nomenclatura.

El trazado de las variables F, Eo, y Egg se expresan en los datos y las ecuaciones de compresibilidad roca (2) a (6), que se pueden calcular a partir de datos de producción, PVT experimenrt.

Observe que el gas inicial en sitio de yacimientos de gas condensado calculados por este método es la cantidad de gas libre, no gas húmedo originalmente en los yacimientos. El contenido de condensado en el yacimiento de líquido inicial puede ser calculada por el producto de Gfgi * Rv o G * Rv.

Detección y Cálculo de influjo de agua

Un método de refinado para estimar la afluencia de agua se puede derivar por la reordenación de la ecuación (1) de la siguiente manera:

si no hay aceite libre en el yacimiento, la ecuación 7 puede ser simplificada a:

La ventaja de la ecuación (8) es su sensibilidad en la detección de presencia de influencia del acuífero. con el fin de detectar la presencia de la afluencia de agua, se puede trazar (F + Wp) / Eg vs Eg, asumiendo We = 0. Si no hay entrada de agua, la ecuación (8) dará lugar a una línea horizontal. De lo contrario, sugiere la presencia de entrada de agua. Este método se puede utilizar para diagnosticar la presencia de afluencia acuífero en su etapa temprana. De acuerdo con la ecuación (8), una gráfica de (F + Wp) /Eg vs We/Eg dará lugar a una línea recta de pendiente uno y la intersección da el gas inicial en sitio, G, si un modelo de acuífero adecuado se elige a ajustar los datos de producción. En sintonía el modelo del acuífero, la entrada de agua, We, debe satisfacer dos ecuaciones adicionales para garantizar un modelo de acuífero físicamente correcta de la siguiente manera:

Dado que el análisis de regresión se utiliza para encontrar un mejor ajuste de la ecuación (8), que a menudo ocurre que una línea recta puede ser obtenido con un intercepto distinto de zero a G, pero con la entrada de agua We siendo mayor que la retirada de fluido total, (F + Wp).

Cuando esto sucede, la ecuación (10) no puede ser satisfecha debido a que da G. negativo

La ecuación (9) que deben satisfacerse para garantizar que la ecuación (10) dará el mismo gas inicial en sitio que el obtenido por la ecuación (8). Por lo tanto, las ecuaciones (8), (9) y (10) deben

ser satisfechos simultáneamente al sintonizar un modelo de acuífero en el cálculo del balance de materiales.

La comparación de este nuevo método con Fetkovich y el método de Reese (4) y el método Guehria (5) se describe en la referencia (1). En este trabajo, centramos nuestra comparación con Ramagost y el método Farshad (6), y el método de la gráfica solución.

RAMAGOST Y FARSHAD MÉTODO

En 1981, Ramagost y Farshad (6) desarrollaron un procedimiento de cálculo para analizar el rendimiento de los yacimientos de gas más presurizadas bajo agotamiento de la presión. Su ecuación es la siguiente:

La ecuación de balance de materiales anteriormente permite calcular G (OGIP) cuando Gp, Cf, Swc y valores de Z son tratados como variables de entrada. La variable de trazado son X = Gp e Y = lado izquierdo de la ecuación (11). G puede calcularse a partir de la pendiente de la gráfica X-Y. Sin embargo, no es fácil de aplicar la ecuación (11) a reservorios de gas cuando los efectos de la composición y la entrada de agua están presentes.

La versión modificada del método Ramagost y Farshad (6) es el método de la gráfica solución.

SOLUCION POR METODO GRAFICO

Una dificultad importante en el estudio de los yacimientos sobrepresionados es estimar la compresibilidad efectivaz de la roca independientemente de la estimación inicial del gas inicial en sitio. Este concepto fue reconocido por primera vez por Roach (7) y la utilidad del concepto se amplió por Poston et al. (8) y Poston y Chen (9, 10). El Concepto de Roach es formular el método de balance de materiales generalizada de modo que las variables de entrada son de producción, la presión, y el factor Z y las variables de resultado son el gas inicial en sitio, la compresibilidad de roca, y la entrada de agua.

Podemos obtener una formulación de Roach por la reformulación de la ecuación (1) de la siguiente manera: Para los yacimientos de gas, Nfoi es cero y la ecuación (1) se puede simplificar para convertirse en la ecuación (12).

el factor volumétrico de formación puede ser expresado como :

Cuando Cf (P) en la ecuación (5) se sustituye por un valor de Cf promedio y al utilizar una aproximación de primer orden de la función exponencial en la ecuación (5), obtenemos la ecuación (14).

Combinado las ecuaciones 6 , 12, 13 y 14 obtenemos la ecuación 15

Donde AP= Pi-P y Ce es definida como:

La ecuación (15) es la fórmula propuesta originalmente por Roach (7). Definimos dos variables de c X y Y de la siguiente manera:

con un grafico de Y vs X se obtendra una linea recta cuyo intercepto es Ce bajo la producción de agotamiento de la presión i.e. We - Wp= 0. Donde Cf promedio puede ser calculado por Ce traves de la ecuación 16.

APLICACIONES EJEMPLO 1: EXCESO DE PRESIÓN, RICH RESERVOIR CONDENSADO GAS

La temperatura del yacimiento es 2290F y la presión inicial fue de 7.244 psia a 10.400 pies de profundidad, lo que da un gradiente de presión de 0.697 psia / ft. El depósito es un gas rico condensado con un rendimiento inicial de 169 STB / MMSCF gas seco. Compresibilidad del volumen de poros y el exceso de tension de muestras de núcleos fueron medidos en el laboratorio. La Tabla 1 muestra el exceso de tensión, la compresibilidad hidrostatica de volumen de poro, calculada uniaxial compresibilidad del volumen de poros y su correspondiente presión del yacimiento. La compresibilidad del volumen de poros uniaxial (Cf) se modela con un polinomio de tercer orden de la presión del fluido, que se muestra en la ecuación (19). La ecuación (5) se utiliza para integrar CF Pi a P con el fin de corregir la reducción de volumen de poros debido a la declinación de la presión en la producción. El hidrostática compresibilidad volumen de poros es aproximadamente el doble de la capacidad de compresión uniaxial volumen de poro para la presión neta de sobrecarga entre 1.000 y 9.000 psi. Al principio pensamos que la compresión uniaxial volumen de poros es más representativa del proceso de compactación de la roca. debido a drástica reducción de la presión observada desde 1998, aumentamos Cf por dos pliegues, lo cual es casi lo mismo que hidrostática compresibilidad del volumen de poros en el cálculo del balance de material final.

Propiedades PVT de CCE medido (expansión composición constante), CVD. (depleción de volumen constante) y pruebas de separación. Algoritmo de Walsh-Towler (11) se utilizó para transformar

los efectos de composición en seudo-negro propiedades PVT del petróleo para el cálculo de balance de materiales. La saturación de agua inicial connate se estimó en 45%

y la expansión de agua de formación (Cw = 3.0x10-6 1/psi) se incluyó en el cálculo del balance de materiales. Presencia de afluencia del agua se puede detectar mediante el trazado (F + Wp) / vs Ej. Ej., lo que da una línea no horizontal como se muestra en la figura 1. El efecto del agua-flujo de entrada también se puede deducir de la trama solución, figura 2. De acuerdo con Poston y Berg (12), la parte horizontal temprana de la figura 2 representa un período transitorio, la curva a continuación, se mueve hacia arriba en diagonal, lo que representa un periodo de presión-agotamiento, Por último, la curva diverge hacia la derecha desde la diagonal hacia arriba la línea de tendencia, lo que supone efectos influjo de agua La pendiente inversa del método de la gráfica solución da la gas inicial ensitior. Sin embargo, no da el mismo gas inicial en el lugar como el obtenido por este nuevo método.

La diferencia puede ser causada por comportamiento condensado, que no puede ser manejado por el método de la gráfica solución. Un acuífero finito con RD = 5 y el método de Carter-Tracy se utilizaron para calcular el agua de entrada. Los resultados del cálculo de balance de materiales y propiedades PVT se muestran en la tabla 2 y la figura 3. Utilizando los datos de producción de 1994 a marzo de 1998, se estimó IGIP sea 101,5 BSCF gas seco. Sin embargo, las encuestas de presión, en 1998 sugirió un yacimiento más pequeño de lo que estimado anteriormente. El IGIP final estimado se redujo a 72 BSCF gas seco como se ve desde la última sección aplanada de la figura 3. El contenido original de condensado estimada es de 12,2 MMBN. Esta repentina reducción en OGIP estimado está probablemente relacionado con falla de la formación ya que se observó rotura dúctil a la presión neta de sobrecarga de 7.000 psi (equivalente a la presión del fluido = 3520 psi) en el laboratorio. Además, también observado un aumento significativo en la producción de arena desde 1998. En este ejemplo, también examinamos la tendencia de la grafica P / Z, se muestra en la figura 4.en el análisis de la grafica P / Z producción, gas húmedo acumulado es la suma acumulada de gas seco y gas equivalente de líquido condensado retrógrado y el factor Z debe ser de dos fases factor de Z desde la presión del depósito ha caído por debajo del punto de rocío. Los resultados del análisis de P / Z se muestran en la tabla 3. La grafica P / Z muestra una línea de pendientes duales. Utilizando los últimos cuatro puntos de datos en el cuadro 3 o la figura 4, se estima que 74,4 IGIP BSCF gas húmedo. La fracción molar del gas seco en el original gas húmedo es 88,15%. Por lo tanto, parcela P / Z predice IGIP ser 65,6 BSCF gas seco.

EJEMPLO 2: EXCESO DE PRESIÓN, RICO DEPÓSITO DE GAS CONDENSADO

La temperatura del yacimiento es 2380F y la presión inicial fue de 8.973 psia a 11.414 pies de profundidad, lo que da un gradiente de presión de 0.786 psia / ft. El depósito es un gas rico

condensado con un rendimiento inicial de 169 STB / MMSCF gas seco. En este ejemplo, prueba de ECV no se midió. Peng-

Robinson EOS (ecuación de estado) se utilizó por primera vez para que coincida con la prueba CCE, y luego fue utilizado para predecir prueba de ECV a presiones no medidos. Algoritmo de Walsh-Towler (11) se utilizó para transformar los efectos de composición (ECV prueba simulada) en seudo-negro propiedades PVT del petróleo para el cálculo de balance de materiales. Compresibilidad del volumen de poros no se midió en

laboratorio. Compresibilidad roca fue modelada por el mismo polinomio que el usado en el ejemplo 1. Esta suposición se basa en geológica

interpretación de que

(F + Wp) / vs Ej. Ej., y la trama de P / Z vs Gp tal como se muestra en las figuras 5 y 6, respectivamente. La figura 5 muestra una tendencia ascendente, curva no horizontal y la trama P / Z muestra una curva con múltiples segmentos de pistas reducidas. influjo de agua.

Este depósito está

separado del depósito en el ejemplo 1 por un fallo. La detección de la influencia del acuífero se puede ver a partir de parcela de

Ambas parcelas sugieren presencia de En este ejemplo, la trama solución se muestra en la

la figura 7 no es muy informativo, ya que es esencialmente una línea horizontal.

La saturación de agua inicial connate se estimó en 45%

y la expansión de agua de formación (Cw = 3.0x10-6 1/psi) se incluyó en el cálculo del balance de materiales. Método de Carter-Tracy y un acuífero de fuerza infinita se utilizaron para calcular el influjo de agua.

Los resultados del cálculo de balance de materiales y PVT

propiedades se muestran en la tabla 4 y la figura 8. La figura 8 muestra una línea recta con pendiente unidad y una intercepción, lo que le da el gas inicial en lugar de ser 27 BSCF gas seco. El contenido de gas condensado inicial

es de 4,6 MM STB. OGIP deriva de

la figura 8 es consistente con la de la figura 9, una parcela de (F + Wp-Nos) / Ej. Ej. vs.

[SPE 56690]

EJEMPLO 3: EXCESO DE PRESIÓN MAGRA GAS EMBALSE, CONDENSADO LA TEMPERATURA DEL YACIMIENTO ES 2800F Y LA PRESIÓN INICIAL

era 11.384 psia a 11.640 pies de profundidad, lo que da un gradiente de presión

de 0,8346 psia / ft. El depósito es un gas pobre

condensado con un rendimiento inicial de 32 STB / MMSCF gas seco. Propiedades PVT consisten CCE medida, las enfermedades cardiovasculares y

pruebas de separación. Algoritmo de Walsh-Towler (11) se utilizó para transformar los efectos de composición en seudo-negro propiedades PVT del petróleo

para el cálculo de balance de materiales. El volumen de poros

y la expansión de agua de formación (Cw = 3.5x10-6 1/psi) se incluyó en el cálculo del balance de materiales. Presencia de afluencia del agua se puede detectar mediante el trazado de F / Ej. Ej. vs y P / Z vs Gp tal como se muestra en las figuras 10 y 11, respectivamente. La figura 10 muestra una tendencia ascendente, curva no horizontal, y la figura 11, la trama P / Z, muestra una curva con múltiples puntos de inflexión, es decir, una curva con pendientes reducidas gradualmente. Tanto la figura 10 y la figura 11 indican

compresibilidad no se midió en el laboratorio. Una compresibilidad roca, Cf = 3.7x10-6 1/psi, se utilizó en el cálculo de balance de materiales en todo el rango de presión de interés. La saturación de agua inicial connate se estimó en 55%

presencia de efecto influjo de agua. Sin embargo, la

parcela solución no es indicativo de la afluencia de agua debido a que los valores de Y son casi constante, como se muestra en la última columna de la tabla 5. De acuerdo con Poston y Chen (8, 9, 10) que la región plana inicial en

de la solución solar podría significar comportamiento transitorio o

posible influencia de la afluencia de agua. Método de Carter-Tracy y un acuífero finito con RD = 5 se utilizaron para calcular el influjo de agua. La detección de la influencia del acuífero también es apoyada por los resultados de las pruebas de presión de aumento. La Figura 12 es una prueba de la acumulación

llevado a cabo en un importante productor de bien en 1993 antes de poner esto bien en la producción. La Figura 13 es una prueba de la acumulación llevado a cabo en el mismo así en 1998. En la figura 12 un período de flujo radial es evidente en el segmento etiquetado AB. Después de esto, una ligera tendencia al alza se puede ver en la derivada de presión. Porque ninguna característica geológica conocida podría explicar esta respuesta de la presión, que se sospecha que esto podría ser debido a la influencia de un acuífero en la respuesta de la presión del yacimiento de gas. La distancia estimada a la zona de agua era de 484 pies. La respuesta de la acumulación en

la figura 13 es muy diferente de la figura 12. Se confirmó la presencia de un acuífero cerca del pozo. No hay período de flujo radial se distingue como la respuesta acumulación de presión está dominado primero por el cambio y almacenamiento de diámetro e inmediatamente después de la zona de agua. Nuestra mejor estimación de la distancia a la zona de agua en este momento es de menos de 50 pies.

Tenga en cuenta que las cifras 12

y 13 se colocan después de la figura 20 en el extremo de este papel debido a sus tamaños. Los resultados del cálculo de balance de materiales y propiedades PVT

se muestran en la tabla 5. IGIP estimada se puede derivar a partir de la intersección de una línea recta de mejor ajuste se muestra en la figura 14. Prueba de consistencia se muestra en la figura 15, lo que da como resultado casi idéntica a la obtenida a partir de la figura 14. El gas inicial estimada en el lugar es 21.3 BSCF gas seco. El contenido de gas condensado retrógrado inicial es 0,68 MM STB.

EJEMPLO 4: EXCESO DE PRESIÓN, LEAN DEPÓSITO DE CONDENSADO DE GAS

La temperatura del yacimiento es 2500F y la presión inicial fue de 10.485 psia a 14.000 pies de profundidad, lo que da un gradiente de presión de 0.749 psia / ft. factor de fase Z se condensado con un rendimiento inicial de 8,5 STB / MMSCF gas seco. No hay pruebas PVT está disponible para el depósito de reserva. calcula a partir de análisis de gases en el depósito de gasolina es un gas pobre y correlaciones. Condensado líquido tiene un peso molecular estimado de 159,2 y una gravedad API de 44,1. Acumulado producción de condensado líquido se convierte en gas equivalente, que se muestra en "gas equivalente" de la tabla 6 y se incluyó en la producción de gas acumulada (GP) para obtener la retirada total de líquidos, (Ftotal = Gp + gas equivalente Wp +) en el cuadro 6.

Compresibilidad del volumen de poros no se midió en

estimado en 1.5x10-5 1/psi de la trama solución, figura 16, que muestra sólo los últimos cuatro puntos de datos. La saturación de agua inicial connate se estimó en 20%

laboratorio. Compresibilidad Rock fue modelada con alta compresibilidad promedio roca (Cf = 2.5x10-5 1/psi) sobre todo el rango de presión de interés.

Compresibilidad roca era

y la expansión de agua de formación (Cw = 2.85x 10-6 1/psi) se incluyó en el cálculo del balance de materiales. Presencia de afluencia del agua se puede detectar a partir de la figura 17, una

parcela de (F + Wp) / Eg Eg vs. Se cree que la influencia de la afluencia de agua es insignificante en este ejemplo, ya que los puntos de datos en la figura 17 forman esencialmente una línea

horizontal. La trama solución, figura 18, también muestra ningún efecto influjo de agua ya que la curva no se desarrolla divergencia claramente hacia la derecha. Los resultados del cálculo de balance de materiales y calculados

Propiedades PVT se muestran en la tabla 6. El gas inicial en el lugar se estimó en 48,1 BSCF gas seco de acuerdo con la figura 19, una parcela de (F + Wp) vs Eg. El contenido de gas condensado inicial es 0,41 MM STB. Cuando extrapolamos el segundo segmento de la parcela P / Z, figura 20, la intersección da un gas inicial en lugar de 47 BSCF gas seco. El acuerdo entre la parcela P / Z y este nuevo método es muy bueno.

Conclusiones

(1) Este trabajo presenta un método mejorado para detectar y calcular la afluencia de agua de los embalses exceso de presión, gas retrógrado

equilibrar cálculo.

(2) Cuando se ajusta un modelo de acuífero, la ecuación (8), una parcela de (F + Wp) / Eg vs Nosotros / Por ejemplo, se obtiene una línea recta de pendiente unidad y una intercepción que le da gas G, original en su lugar.

Las ecuaciones (9) y (10), entonces estas tres ecuaciones simultáneamente.

(3) Este nuevo método es más robusto y completo que otros métodos existentes en el análisis de flujo de agua y efectos de composición.

(4) La compresibilidad roca eficaz se puede determinar de forma independiente por la ecuación

(5) Sin embargo, lo que indica el método de solución de parcela y no es concluyente en el cálculo siempre compresibilidad de roca y en la detección del efecto de entrada de agua por las siguientes razones: (a) que requiere muchas medidas de presión buena que a menudo no están disponibles, (b) una línea recta no se pueden sacar definitivamente para determinar el efecto de compresibilidad roca, (c) el método no incluye los efectos de condensados retrógrados, y (d) no es capaz de predecir el futuro influjo de agua.

(6) Si el laboratorio se mide Cf no está disponible, le sugerimos utilizar Cf en el orden de 10-5 1/psi de embalses exceso de presión en el cálculo del balance de materiales para evitar sobreestimar OGIP. Nuestra sugerencia parece ser consistente con los ejemplos presentados en este trabajo y de los mencionados en la referencia (12).

nomenclatura

Bg factor de volumen de formación de gas =, RB / SCF

Bgi = Bg a la presión inicial del yacimiento, RB / SCF

Bo factor de volumen de formación de petróleo =, RB / STB

Boi = factor de volumen de formación de petróleo inicial, B / STB

Cf = compresibilidad rock, 1/psi

Cw = compresibilidad del agua, 1/psi

CGP = producción de gas acumulada

COP = producción acumulada de petróleo

CWP = producción de agua acumulada

Eg = expansión neta de gas, RB / SCF

Eo = expansión neta de petróleo, RB / STB

F = retirada total de hidrocarburos, RB

G = gas original en sitio, SCF

GFG = gas en la fase de gas libre, SCF

FOC = gas en la fase libre de aceite, SCF

Gp = gas en boca de pozo producido, SCF

N = inicial de aceite en su lugar, STB

Np = petróleo producido acumulado, STB

Nfo aceite = en fase libre de aceite, STB

Nfoi = inicial de aceite en la fase libre de aceite, STB

P = presión, psia

PD = adimensionales presión yacimientos de condensado en el material

Psc = presión del fluido en condiciones normales, el 14,7 psia

RD = relación del radio del acuífero de radio de depósito

RP = relación gas-petróleo en boca de pozo producido acumulado, SCF / STB

Rps = producida relación gas-aceite de ventas acumulada, la relación gas-aceite = solución de SCF / STB R, Rv = relación gas-aceite volátil SCF / STB, STB / SCF

Swc = connate saturación de agua TD

Tsc = temperatura en condiciones estándar, 0R

Nos = influjo de agua, RB

Wp = producción de agua, RB

Z = factor de compresibilidad del gas

= Tiempo adimensional

Z2 = factor de compresibilidad bifásico