Modelaje de Yacimientos

En el desarrollo presentado en la Parte I se analizaron las curvas de Permeabilidad Relativa de un sistema heterogéneo, formado por capas paralelas homogéneas, durante un desplazamiento no - estacionario . En ese desarrollo se mostró que dicha curva de Permeabilidad Relativa no se obtiene promediando las curvas propias de las diferentes capas. En esta página vamos a analizar el comportamiento del mismo medio poroso heterogéneo mostrado esquemáticamente en la Fig. 1, pero sometido a un desplazamiento estacionario . Fig. 1 - Esquema de un sistema de dos capas paralelas de igual espesor. Y asumiremos que posee las mismas propiedades que se discutieron para el caso de desplazamiento no-estacionario: Ambas capas poseen el mismo espesor y la misma porosidad. La capa superior posee una permeabilidad efectiva al petróleo en condiciones de Swirr "Ko[Swirr]" de 90 mD, en tanto que la capa inferior posee una permeabilidad de 10 mD, en las mismas condiciones. El conjunto pose...

Para introducir el tema central de este desarrollo, se tomará la siguiente frase: "... Under no circumstances, however, must the comm on practice of "averaging" relative permeability functions be attempted. In this, families of normalized curves, possibly from similar rock types throughout the field, are plotted together ... ... An average set of functions is then sought for water and oil either by "eye-balling" or using more sophisticated comp uter averaging procedures. The resulting functions are then input to all similar roc k types in simulation models. Unfortunately, there is no physical principle that suggests that such a practice has any validity whatsoever. If any form of averaging were considered necessary (which it is not) then it would seem more appropriate to perform it on th e fractional flow relationships which have a greater degree of physical reality - but even this is hard to j ustify. ..." ...