SIMULACION NUMERICA DE YACIMIENTOS: AJUSTE DE HISTORIA
El principal objetivo de un estudio de simulación es predecir el comportamiento futuro del yacimiento con mayor exactitud que alguna otra técnica simple de predicción.
Es evidente que el comportamiento del modelo numérico debe ser similar al del yacimiento para que los resultados sean aceptables. Debido a la incertidumbre inherente a los datos requeridos para construir el modelo, se debe probar el comportamiento del modelo antes de ser usado para predecir el comportamiento futuro.
La única forma de probar el modelo es simular el comportamiento pasado del yacimiento y comparar los resultados con los datos históricos. El proceso de probar el modelo a través de comparar el comportamiento pasado es usado también para identificar las inconsistencias del modelo y corregirlo.
El ajuste de historia es, por lo tanto, el proceso de refinar el modelo a través del ajuste de parámetros de geología, roca y fluido, para producir la mínima diferencia entre los datos de campo y los resultados del simulador.
PARAMETROS PARA EL AJUSTE DE HISTORIA.
a.- Presión
b.- Tasas de flujo.
c.- GOR
d.- WOR
e.- Tiempo de irrupción del frente.
El objetivo es minimizar la diferencia entre estos parámetros y los obtenidos por el simulador.
PARAMETROS QUE PUEDEN SER MODIFICADOS
Existen varios parámetros que pueden ser modificados ya sea solo o en conjunto para lograr un buen ajuste de historia :
a.- Permeabilidad y espesor del yacimiento.
b.- Permeabilidad e espesor del acuífero.
c.- Almacenamiento del acuífero.
d.- Datos de permeabilidad relativa.
e.- Datos de presión capilar.
f.- Datos del pozo (factor skin, ect).
Parámetros adicionales que son conocidos con mayor certeza pero que a veces pueden ser variados :
g.- Porosidad y espesor del yacimiento.
h.- Definición geológica del yacimiento.
i.- Compresibilidad de la roca.
j.- Propiedades de los fluidos.
k.- Contactos agua/petróleo y gas/petróleo.
l.- Presión fluyente de fondo.
MECANICA DEL AJUSTE DE HISTORIA
a.- Reunir los datos de historia de producción.
b.- Evaluar su calidad
c.- Definir los objetivos para el ajuste de historia.
d.- Desarrollar un modelo preliminar basado en los mejores datos disponibles.
e.- Comparar los resultados del simulador con el comportamiento del yacimiento.
f.- Decidir si los resultados del ajuste están dentro de una tolerancia aceptable.
g.- Decidir si es necesario un ajuste de historia automático.
h.- Efectuar ajustes al modelo y simular otra vez para mejorar el ajuste.
ANALISIS DATOS DE CAMPO
Los datos de producción deben ser analizados pozo a pozo para identificar y eliminar inconsistencias. Se puede incluir :
a.- Producción de petróleo.
b.- Producción e inyección de gas.
c.- Producción e inyección de agua.
d.- Presiones fluyentes o de cierre corregidas al datum.
Resultados inexactos de producción de un pozo o zona productiva deben también ser evaluados. Se debe tener especial cuidado para refinar estos datos, ya que estos pueden representar características anormales si es que no se eliminan. Cabe mencionar que datos de producción e inyección de agua no son medidos tan exactamente como la producción de petróleo.
El petróleo in-situ, así como los contactos agua/petróleo y gas/agua deben ser comparados con estimados perfectamente conocidos, y si hubiera diferencia, proceder a revisar a fin de continuar con la predicción.
AJUSTE DE
Se recomiendan los pasos siguientes para un exitoso ajuste de presión :
a.- Identificar los parámetros a ser ajustados. Normalmente la permeabilidad de la roca es la variable menos definida, y es usada para producir un ajuste de presión. La porosidad no debe ser ajustada, a menos que exista incertidumbre en la data. Si la porosidad es obtenida del análisis de perfiles eléctricos o núcleos, no debe ser cambiada. La porosidad, espesor y extensión areal del acuífero son menos conocidas que en el yacimiento de petróleo, y pueden ser ajustados para obtener una buena reproducción de la presión.
b.- Estimar el nivel de incertidumbre para las variables mencionadas anteriormente.
c.- Efectuar una primera corrida de prueba y decidir si la presión volumétrica promedia del yacimiento (entero) es satisfactoriamente reproducida por el modelo. Si no lo es, usar alguna técnica simple, junto con la información geológica disponible para efectuar algunos cambios. En este paso, se deben analizar los diferentes mecanismos de depletación a fin de evaluarlo y ajustarlos para producir un ajuste de presión del total yacimiento.
d.- Después que se logra un ajuste del total yacimiento, se debe llevar a cabo un ajuste de las mayores regiones del yacimiento. En esta etapa se refinan los parámetros de heterogeneidad del yacimiento, barreras al flujo y acuífero.
e.- Dependiendo de los objetivos del estudio, se pueden obtener ajustes de presión para cada pozo.
AJUSTE DE GOR Y WOR
La mejor indicación de validez del modelo en la representación del yacimiento, es el ajuste de GOR y WOR. El procedimiento usado para el ajuste puede variar de un yacimiento a otro, sin embargo se puede elegir el procedimiento siguiente :
a.- Identificar los parámetros que influyen en el movimiento del agua y gas dentro del yacimiento y acuífero.
b.- Estimar los límites superior e inferior para cada parámetro basado en su incertidumbre.
c.- Decidir, si es necesario, el uso de función de pozo, para simular ciertas condiciones tales como penetración parcial o conificación. El ajuste del comportamiento de un pozo en el cual el agua o gas rodea la zona de completación requerirá el uso de un modelo de conificación. El modelo se ajusta variando la permeabilidad en capas donde la incertidumbre es grande. La permeabilidad vertical es un factor de ajuste muy crítico en el modelo.
d.- Examinar las corridas efectuadas en el ajuste de presión. Estas corridas pueden ser usadas para identificar la severidad de la estratificación, la cual requerirá ajuste de la permeabilidad vertical. La permeabilidad vertical no puede ser determinada en forma confiable de medidas de campo o núcleos. Se debe probar la sensibilidad del modelo a la permeabilidad vertical.
e.- La distribución areal de la permeabilidad es otro factor importante y puede ser ajustado.
f.- Decidir si se efectúa ajuste en los datos de permeabilidad relativa.
g.- Determine el efecto de la dimensión del gridblock sobre el comportamiento de un grupo de pozos. Grandes gridblocks generan aparentes diferencias entre el modelo y el comportamiento del campo debido a los errores en el cálculo de las eficiencias de desplazamiento.
h.- Cuando lleve a cabo estos cambios, continúe comparando el comportamiento de presión actual y calculada. El comportamiento de presión debe mantenerse mientras se ajusta el GOR y WOR.
AJUSTE DE
La dimensión de un block que contiene a un pozo productor o inyector en un simulador es normalmente mucho mayor que el radio del pozo. La presión de fondo medida, representa la presión a r = rw y al tiempo de la prueba. Por otro lado, la presión calculada representa la presión promedia dentro del block donde se encuentra el pozo al final de cualquier time step. Por lo tanto, la presión de fondo medida en un pozo activo, no puede ser comparada directamente con la presión estimada para el block.
La relación entre la presión medida y la estimada por el modelo es establecida por Peaceman :
ro = 0.118 D x D y
ro = 0.2 D x
donde ro es el radio al que corresponden las dos presiones y x es el ancho del block.
Si el pozo no esta localizado en el centro del block, los datos deben ser comparados con la presión interpolada.
AJUSTE DE
La dimensión del block es normalmente muy grande para determinar exactamente la posición de los contactos agua/petróleo y gas/petróleo a partir de la saturación del block en modelos 2-D o 3-D. Los contactos (WOC y GOC) obtenidos de perfiles eléctricos, no pueden ser comparados directamente a la saturación del block.
Un método usado, es desarrollar una correlación con los resultados de un modelo detallado de sección transversal.Referencias:
1.- "Fundamentals of Numerical Reservoir Simulation" - Donald Peaceman - Elsevier Scientific Publishing Company - 1977; 173 pag.
2.- "Reservoir Simulation" - Calvin C. Mattax and Robert L. Dalton - SPE Monograph Volume 13 - 1990; 161 pag.
3.- "Modern Reservoir Engineering - A Simulation Approach" - Henry B. Crichlow - Prentice Hall Inc. - 1977 - 354 pag.
4.- Universidad Nacional de Ingeniería, Facultad de Ingeniería de Petróleo
