SIMULACION NUMERICA DE YACIMIENTOS: PREPARACION DE LOS DATOS PARA LA SIMULACIÓN
La calidad de los datos de salida no puede ser mejor que la calidad de los datos de entrada. Los datos requeridos para hacer un estudio de simulación proviene de varias fuentes y no están siempre en el formato requerido para ser aplicados directamente al computador.
Existen diferentes fuentes que proporcionan la misma información. Se debe diferenciar y seleccionar la mejor data disponible. Si esta no esta disponible para un caso particular, se debe determinar alguna forma alternativa de conseguir la misma información.
DATOS REQUERIDOS
Los datos requeridos para efectuar una simulación son los siguientes :
(.) Dimensión para el modelo del reservorio (Grid)
(.) Geometría del reservorio
(.) Distribución de Porosidad y Permeabilidad
(.) Datos de presión capilar y permeabilidad relativa
(.) Datos PVT de los fluidos
(.) Distribución dentro del reservorio de la presión y saturación inicial
(.) Método de solución de las matrices
(.) Parámetros de diagnóstico y control de la ejecución ("Corrida")
(.) Parámetros para el acuífero del modelo
(.) Datos de producción y de los pozos.
DIMENSIÓN PARA EL MODELO DEL RESERVORIO (GRID)
El número de grid block se coloca en la forma II JJ KK (número de grid-block el la dirección X, Y y Z respectivamente).
GEOMETRÍA DEL RESERVORIO
La geometría del reservorio es representada por las longitudes y profundidades de los grid-blocks.
Fuentes para obtener elevación de
Obtenidos a partir de mapas estructurales del subsuelo. Estos datos son compilados inicialmente de :
1).- Datos de perfiles eléctricos.
2).- Registros de perforación.
Fuentes para obtener el espesor de
Es obtenido de mapas de espesor total o de espesor neto. Muchos simuladores usan mapas de espesor total para calcular las características de flujo del modelo.
Los mapas de espesor total proporcionan la dimensión vertical correcta necesaria para evaluar la corrección por potencial; sin embargo para calcular el OOIP (que está basado en espesor de arena neta petrolífera), es costumbre incluir ya sea factores de espesor neto/total para permitir el cálculo de OOIP o un programa separado para calcular el OOIP basado en espesores netos.
El espesor de la formación también se puede obtener a partir de datos estructurales restando a los contornos estructurales del fondo de la formación de los del tope.
DISTRIBUCIÓN DE POROSIDAD Y PERMEABILIDAD
Fuentes para obtener
La permeabilidad absoluta debe ser obtenida a partir de varias fuentes :
1).- Datos de presión buildup (DST).
2).- Datos de presión falloff.
3).- Pruebas de interferencia.
4).- Pruebas de potencial inicial.
5).- Análisis de regresión.
6).- Medidas de laboratorio.
Las fuentes mas importantes de datos de permeabilidad es el análisis de pruebas de presión y el ingeniero debe ser familiar con las técnicas actuales disponibles.
Existen 4 métodos comúnmente usados para dichos análisis :
1).- Método de Muskat.
2).- Método de Miller-Dyes-Hutchinson.
3).- Método de Horner.
4).- Análisis de curvas tipo.
Fuentes para obtener
Este parámetro se obtiene usualmente de las fuentes siguientes :
1).- Datos de perfiles eléctricos.
2).- Medidas de laboratorio.
3).- Correlaciones publicadas.
Datos de Perfiles Eléctricos
En la forma de señales acústicas o sónicas. Se obtienen por medir el tiempo de viaje del sonido a través de la formación. El tiempo de viaje es directamente afectado por los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de la roca.
Medidas de Laboratorio
Que están basadas en la determinación de parámetros tales como : volumen bruto, volumen de granos y volumen poroso. Los métodos usuales determinan el volumen poroso ya sea por la introducción de un fluido hacia la roca o la remoción de los fluidos de la roca.
Correlaciones Publicadas
Que se refieren en su mayoría al estimado de la porosidad a una profundidad determinada en base a la compactación natural.
DATOS DE PRESIÓN CAPILAR Y PERMEABILIDAD RELATIVA
Fuentes para obtener Permeabilidades Relativas
Es a menudo la data mas dificultosa de evaluar u obtener. Las relaciones requeridas por los simuladores son las siguientes :
1).- Permeabilidad relativas gas/petróleo.
2).- Permeabilidad relativa petróleo/agua.
3).- Permeabilidad relativa gas/agua.
En base a consideraciones petrofísicas y trabajos de laboratorio, Pirson et al. desarrolló las siguientes ecuaciones para un medio poroso intergranular, mojable al agua :
Para un sistema petróleo/gas diferentes investigadores han obtenido la correlación siguiente:
Fuentes para obtener datos de Presión Capilar
Estos datos son necesarios para evaluar las presiones en las diferentes fases durante los cálculos IMPES y también para plantear las ecuaciones en la solución SIMULTANEA. Las presiones capilares son determinadas de datos de laboratorio.
Fuentes para obtener datos de Compresibilidad de
Estos datos son obtenidos a partir del análisis de laboratorio o de correlaciones publicadas.
Newman presentó la correlación siguiente:
DISTRIBUCIÓN DENTRO DEL RESERVORIO DE
Fuentes para obtener datos de Saturación de fluidos de Formación
En un reservorio existen dos posibles planos de interés que pueden ser usados para evaluar las saturaciones de los fluidos del reservorio : El contacto gas/petróleo y el contacto agua/petróleo.
La saturación de agua connata puede ser evaluada de :
1).- Datos de núcleos.
2).- Perfiles eléctricos.
3).- Datos de presión capilar.
Fuentes para obtener datos de Tasas de Flujo
Son requeridos por el simulador para calcular la capacidad productiva de un pozo dentro de un sistema. Estos datos son generalmente basados en lo siguiente :
1).- Indice de productividad.
2).- Indice de Inyectividad
3).- Tasas de flujo óptimas
4).- Máxima diferencial de presión permisible.
El Indice de Productividad es la relación entre la tasa de producción (STB/dia) para flujo líquido a la diferencial de presión en el punto medio del intervalo productor.
El IP es una medida del potencial del pozo, o la facilidad del pozo para producir.
El Indice de Inyectividad es usado en pozos inyectores para recuperación mejorada. Es la relación entre la tasa de inyección (STB/día) al exceso de presión sobre la presión del reservorio.
II = q / (Pwf - P)
Ambos índices (de productividad e inyectividad) están referidos a las presiones en la cara de la arena y las caídas de presión por fricción en el casing o tubing no están incluidas. En el caso de inyección o producción a altas tasas, estas caídas (pérdidas) de presión pueden ser apreciables.
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
