comportamiento de ynf

8/22/2019 Comportamiento de YNF

1/43

COMPORTAMIENTO DE YACIMIENTOS

NATURALMENTE FRACTURADOS

Dr. Heber Cinco Ley


2/43

Estado de desarrollo de los campos petroleros mexicanos

Norte Sur Marina Suroeste Marina Noreste

-2

8

18

28

38

48

58

68

78

88

98

2.5 52.5 102.5 152.5 202.5 252.5 302.5

Coatzacoalcos Marino

Lankahuasa

Chicontepec

Ixtal-Manik

Crudo Ligero Marino

Ku-Maloob-Zaap

Veracruz

Burgos

El Golpe-Puerto Ceiba

Cantarell

Antonio J Bermdez

Jujo-TecominoacnBellota Chinchorro

Cactus-Sitio Grande

ChucSan Manuel

Delta del Grijalva

Macuspana

Ogarrio-Magallenes

Abkatn

Taratunich

CaanLmite

tcnico

Produccin

Exploracin Desarrollo Produccin Declinacin Recuperacin Secundaria

Y Mejorada


3/43

YACIMIENTO NATURALMENTE FRACTURADO

= ?

Huecos Matriz Fracturas


4/43


5/43

YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS

Clasificacin de acuerdo al comportamiento dinmico


6/43



7/43

MODELOS DE FLUJO PARA

YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS

Medio homogneo

Medio anisotrpico

Zonas mltiples(compuesto, compartamentalizado)

Canal de alta permeabilidad(fracturas, fallas y cavernas)

Doble permeabilidad

Doble (Mltiple) porosidad


8/43


Modelo de Yacimiento Homogneo

Roca densamente fracturada Todo el fluido est en las fracturas

El yacimiento exhibe una permeabilidad equivalente a roca fracturada


9/43


Medio Anisotrpico

Ocurre cuando las fracturas abiertas estn alineadas

El yacimiento exhibe una k mxima y una k mnima

El yacimiento posee ejes principales de permeabilidad

El pozo acta como una elipse

kmaxkmin


10/43


Medio Anisotrpico

Comportamiento para flujo radial

x

y

kmax

kminIsobaras

Lneas de

flujo


11/43


Discontinuidades Lineales

k1 h1 f1 m1 ct1 k2 h2 f2 m2 ct2

ddis

cParmetros del modelo

M = ( kh/m)2 / ( kh/m)1

w = (fcth)2 / (fcth)1

ddiscD = ddisc / rw

Discontinuidades Radiales

k1 f1 m1 ct1

k2 f2 m2 ct2

Lrad

MODELOS DE ZONAS MULTIPLES


12/43


Modelo de Canal Dominante

Falla conductiva intersectante

Falla conductiva no intersectante

Estrato altamente permeable


13/43

FALLA GEOLOGICA EN YACIMIENTO NATURALMENTE FRACTURADO


14/43


Modelo de Doble permeabilidad

PARAMETROS

w = (f ct h)1 / (f ct h)t

k = (k h)1 / (k h)t

l = Parmetro de flujo entre zonas


15/43


Modelo de doble porosidad

La matriz est representada por

bloques de igual tamao y forma

Parmetros Adimensionales

Capacidad adimensional de

almacenamiento de fracturas:

w = (fct)f/((fct)f+ (fct)ma)

0 < w < 1

Variable de flujo interporoso

l = F kmarw2 / kfhma

2

10-8 < l < 10-3


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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)

Flujo Transitorio (Kazemi, DeSwaan, Najurieta)

qma-f = - F (kma/m) pma f

qma-fpma

pf

qma-fpma


17/43

YACIMIENTO DE DOBLE POROSIDAD


18/43

CASOS PRACTICOS DE CAMPO


19/43


CAMPO COSTERO

Anisotropa horizontal


20/43

DETECCION DEL CONTACTO AGUA ACEITE

CAMPO SANTA AGUEDA

Anisotropa vertical

C A/A


21/43

HIGH PERMEABILITY ZONE RECHARGE


22/43

HIGH PERMEABILITY ZONE RECHARGE


23/43

B

A

D

C

N

S

W E

2123

2121

72

73

28

26

52

41

43

21

1

12

3237

29

46

201

501

CHEM-1A

45

CAMPO BOLONTIKU

Recarga de la zona de alta permeabilidad


24/43

COMPORTAMIENTO DE PRESION EN YACIMIENTO COMPARTAMENTALIZADO

0

qcampo

P1

P1 P2q P1 P2

q = 0

P1 P2

q

Libranza

Depresionamientode zona 1

Represionamientode zona 1

Depresionamientode zona 1

V1V1

V1V2

V2 V2

q1-2 q1-2 q1-2

mrep

1

m dep

La tendencia de presin es

directamente proporcional

a q1-2 e inversamente

proporcionala V1.

La tendencia es

inversamente proporcional

a v1-v2 e inversamente

proporcional a q1

1


25/43

COMPORTAMIENTO DE PRESION DURANTE EL CIERRE

Tendencia de presin

C-12 3.36 psi/da

C-31 3.13 psi/da

C-1 3.36 psi/da


26/43

Configuracin Estructural (K)

Este pozo no fluy


27/43

Tendencia de presion del yacimiento

Pressure from PDG shows the same trend as

the reservoir average pressure

LA ZONA DE BAJA PERMEABILOIDAD ES DRENADA

POR LA ZONA DE ALTA PERMEABILIDAD


28/43


Causas de ausencia de comportamiento de doble porosidad:

Alto almacenamiento en el pozo

Bloque de matriz pequeo

Tamao mltiple de bloque de matriz.


29/43

1.00E-05

1.00E-04

1.00E-03

1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

1.00E+02

1.00E+03

1.00E+04

1.00E+05

1.00E+06

1.00E+07

1.00E+08

1.00E-06 1.00E-05 1.00E-04 1.00E-03 1.00E-02 1.00E-01 1.00E+00 1.00E+01

timetoend

dualporo

sityfeature(hour)

Matrix permeability (md)


0,1 ft

1 ft

10 ft

100 ft

f = 0.1 m = 0.5 cp ct = 12e-6 psi-1

hma


30/43

COMPORTAMIENTO DE YACIMIENTOS

NATURALMENTE FRACTURADOS

Compresibilidad de la roca variable

Permeabilidad de la roca variable

Cambio en la conectividad del yacimiento

Interferencia de produccin entre pozos


31/43

31

C-1Pozo activo

C-2 Pozo observador

Zona de estudio

CAMPO COSTERO

Prueba de interferencia C-1 C2

Cierre Apertura

k (md) 1450 1259

ct*106

(psi-1

) 64 50

Parmetros estimados del anlisis


32/43


33/43


34/43

INTERFERENCIA DE PRODUCCION


35/43

CONDUCTIVE FAULT

BELLOTA 94

SECOND

COMPARTMENT

COMPARTMENTALISED RESERVOIR


36/43


37/43


38/43


39/43


40/43


41/43

CAMPO JUJO-TECOMINOACAN

Modelos de flujo

-6417.78

-4887.98

-5809.18

-5309.88

- .

-4707.6

-5838.31

-4691.28

-4926.94

-5049.58

-5529.02

-4903.01

-4932.41

-5156.66

-5072.07

-5018.11

-5271.93

-5418.29

-4785.41

-5504.21

-5031.66

-5769.62

-4764.64

-5303.67

-6544.27

-4821.43

-5522.01

-5050.89

-4964.14

-5444.97

-4480.8

-4806.55

-5157.17

J-12

J-121

J-13A

J-14J-14D

J-16

J-18

J-22A

J-23A

J-23B

J-24

J-25

J-26

J-27

J-2A

J-2B

J-2C

J-3

J-32

J-34

J-36A

J-38

J-4

J-42

J-43

J-438

J-45

J-459

J-47

J-5

J-502A

J-504

J-505

J-506

J-513A

J-52

J-521

J-522

J-523

J-524

J-52A

J-532

J-54

J-542A

J-543

J-547

J-552

J-56

J-58

J-6

J-600

J-612

J-624

J-65

J-652

J-654

J-67

J-69

J-701

J-703

J-852

J-863

J-89

J-9

T-101BT-103 T-105

T-107 T-109

T-114

T-115T-117

T-119

T-120

T-123 T-125

T-127T-129

T-143A

T-145T-147 T-149

T-167

T-169

T-189

T-408

T-408A

T-408C

T-422A

T-426

T-426A

T-428T-429

T-444T-444A

T-446

T-447

T-448

T-466T-468

T-488

T-513T-515

T-517 T-519

T-525T-529

T-547

T-566

T-614

T-628T-658

T-711

T-800

T-807

T-825

CDO C/ POSIBILID. DE EXPLOT.

INYECTOR

PRODUCTOR

TAPONADO

PERFORADO S/E

Yacimiento compartamentalizado

Doble porosidad

Falla conductiva

Falla impermeable

Falla semipermeable

Homogneo

Fractura nica

Penetracin parcial


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42

Yacimientos naturalmente fracturados

La mayor parte de la produccin se encuentra

asociada a yacimientos naturalmentefracturados.

Por sus rasgos, son difciles de caracterizar,

modelar y simular.

No se cuenta con casos anlogos para

emplearlos en la documentacin de procesosde recuperacin.

Tecnologas emergentes.

Caracterizacin de los sistemas de fracturas.

Simuladores de yacimientos que incluyan

porosidad de matriz, vgulo y fractura. Perforacin no convencional.

Recuperacin mejorada con nuevos procesos.

Zonas fracturadas

Necesario desarrollar tecnologas para

entender mecanismos de interaccin

rocafluido y plantear procesos de

recuperacin especficos.

Definicin de sistemas de fracturas con

diversas fuentes de informacin

P i i l t


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Principales retosYacimientos naturalmente fracturados

Identificacin de procesos de recuperacin quepermitan extraer el crudo de la matriz.

Recuperacin de aceite residual en zonas

invadidas de agua.

Recuperacin de aceite residual en la zona de

casquete de gas de Cantarell

Identificacin de zonas con aceite remanente.

Caso:Aceite residual en el casquete de

gas de Cantarell, posterior a la

inyeccin de Nitrgeno:

Aprox. 16,000 MMB

Para incrementar reservas recuperables:

Inyeccin de CO2.

Inyeccin de qumicos.

comportamiento de ynf

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