CARACTERIZACION DINAMICA

CARACTERIZACION DINAMICA DE YACIMIENTOS

DR. HEBER CINCO LEY

CARACTERIZACION DINAMICA DE YACIMIENTOS PROGRAMA: 1. INTRODUCCION 2. EVALUACION DE ELEMENTOS DE UN YACIMIENTO •FALLAS GEOLOGICAS •ACUÑAMIENTOS •CONTACTOS AGUA-ACEITE Y GAS-ACEITE •DISCORDANCIAS •ESTRATIFICACION •FRACTURAMIENTO NATURAL E INDUCIDO •COMPARTAMENTALIZACION •EJEMPLOS

3. ANALISIS DE DATOS DE PRODUCCION •DIAGNOSTICO DE FLUJO •GRAFICAS ESPECIFICAS •AJUSTE DE CURVA TIPO •ESTIMACION DE PARAMETROS •PREDICCION DE COMPORTAMIENTO •EJEMPLOS

4. ANALISIS SIMULTANEO DE DATOS DE PRESION-PRODUCCION •CALIDAD DE INFORMACION •SINCRONIZACION •DEFINICION DE PERIODOS DE FLUJO •DIAGNOSTICO DE FLUJO •INTEGRACION DE MODELO DE FLUJO •GRÁFICAS ESPECIFICAS •AJUSTE CURVA TIPO •ESTIMACION DE PARÁMETROS

5. AJUSTE DE COMPORTAMIENTO TOTAL

•ESTIMACION DE AREA DE DRENE •DETECCION DE INTERFERENCIA DE PRODUCCION •DETECCION DE MECANISMO DE EMPUJE •EJEMPLOS

6. ANALISIS DE COMPORTAMIENTO TOTAL DE UN YACIMIENTO INTEGRACION DE INFORMACION •DETECCION DE MECANISMOS DE EMPUJE •AJUSTE DE COMPORTAMIENTO •ESTIMACION DE PARAMETROS •EJEMPLOS

INTRODUCCION

Objetivo • Presentar aplicaciones prácticas de la Caracterización Dinámica • Revisar la metodología de análisis de Pruebas de Presión • Presentar aplicaciones prácticas a casos de campo

OPTIMIZACIÓN DE EXPLOTACIÓN DE UN CAMPO

Caracterización

Simulación

Esquema Óptimo

CARACTERIZACIÓN DE UN YACIMIENTO

DEFINICIÓN: Detectar y evaluar los elementos que constituyen y afectan el comportamiento de un yacimiento.

TIPOS: Estática Dinámica

CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA

Definición: Detección y evaluación de los elementos que constituyen un yacimiento. Herramientas: Datos Geofísicos Datos Geológicos Registros de Pozos Datos de laboratorio

CARACTERIZACIÓN DINÁMICA

Definición: Detección y evaluación de los elementos que afectan el comportamiento de un yacimiento. Herramientas: Pruebas de presión Datos de producción Registro de molinete hidráulico Pruebas de trazadores

CARACTERIZACIÓN DINÁMICA

Caracterización Estática Pruebas de presión Datos de producción Registro de flujo Pruebas de trazadores Registros de temperatura

Modelo Dinámico del Yacimiento

ELEMENTOS QUE AFECTAN EL COMPORTAMIENTO DE UN YACIMIENTO

Permeabilidad, Porosidad y Anisotropía Fuerzas Capilares y Mojabilidad Estratificación Fallas Geológicas Discordancias Acuñamientos Fracturamiento Compartamentalización

METODOLOGIA GENERAL DE INTERPRETACION DE PRUEBAS DE PRESION

• DIAGNOSTICO DE PRUEBA • FILTRADO DE DATOS • NORMALIZACION • DIAGNOSTICO DE FLUJO • CONFORMACION DEL MODELO • AJUSTE DE CURVA TIPO • GRAFICOS ESPECIALIZADOS • ESTIMACION DE PARAMETROS • VALIDACION DE MODELO • INFORME

APPVI03

HERRAMIENTAS DISPONIBLES PARA LA INTERPRETACION * Gráficas especializadas * Curvas tipo * Gráficas de diagnóstico de flujo

APPVI02

GRAFICAS ESPECIALIZADAS

∆p = bflujo+ mflujo f(t) Flujo

∆p mflujo bflujo

1

f(t)

Lineal Bilineal Radial Esférico Almacen. Pseudoest. Pres. Cte.

t1/2 t1/4 Log t t-1/2 t t t-1

f(t) APPVI35

GRAFICA ESPECIALIZADA

∆p

m 1

b

f(t) APP213

GRAFICAS ESPECIALIZADAS 1. Lineal

p vs

2. Radial

p vs Log t

3. Esférico

p vs 1/ t

4. Pseudoestacionario

p vs t

5. Estacionario

p = cte

6. Almacenamiento

p vs t

7. Bilineal

p vs t 1/4

t

APP214

FLUJO LINEAL pw = A

16.25 q B µ t1/2 + ∆pdaño b h (φ µ ct k)1/2

∆pw

m lf 1

m lf 1

∆p de daño o de geometría De flujo anterior

t 1/2

0

bh=

qB µ 16.25 (φ µ ct k)1/2 mlf

APP215

FLUJO RADIAL 162.6 q B µ kh

p = w

k c r w2

Log t + Log

t

-3.2275 + 0 .87 S p w

o

(

p)

m

1

1

t=1

(

p)

daño

m

p 1

1 Log t APP216

ESTIMACION DE PARAMETROS q kh = 162.6 B m (∆pw)1hr

S = 1.151 (

- Log

m

m S

(

p )dano =

ideal

= ln (

r eq rw

c r

2 t w

+ 3.2275 )

1.151

r w' = r We q q

k

S

) / { ln (

r eq rw

) +S }

APP217

FLUJO ESFERICO sph q B

P =

kr wsph

W

sph

(

qB

)

1/ 2

3/2

k

1/ 2

( ct )

3/ 2

( t)

1/ 2

+ ∆prest

b sph

p

w

ó

1 m sph

p

1

p ∆prest.

0

1/ t APP218

ESTIMACION DE PARAMETROS k=

(-

r wsph =

sph

qB

3/2 (

c t ) 1/2

(π β)1/2 m sph sph

)

2/3

qB

k b sph

Radio de esfera ideal que representa al pozo (agujero descubierto)

-1

{{

( rwsph )ideal

2 r 0.25 + ( w ) k z hw k r = h w { ln { - 0.5+ 0.25 + ( r w )2 k z hw k r

0.5+

Rodríguez Nieto-Carter APP219*

FLUJO BILINEAL 44.1 q B p

= W

h f ( k f b f ) 1/2 (

c t k ) 1/4

t 1/4

+ ∆pdaño

p W

0 p

1

1

m bf

m bf (

1

p) daño

0

t

1/ 4 APP220

ESTIMACION DE PARAMETROS

hf ( kf bf

)1/2

44.1 q B = m

( kf bf

)1/2

bf

(

ct k )

1/ 4

44.1 q B =

h m f

bf

(

ct k )

1/4

APP221

FLUJO PSEUDOESTACIONARIO

0.23395

p = w

m 2.303

hA

ln (

A r2 w

)

qB

ct

+ ln

(

t

2.2458 ) CA

+

+2 S

APP222

GRAFICA DE FLUJO PSEUDOESTACIONARIO

p

w

m* ó 1 p 1

tpss

b*

0

t APP223

ESTIMACION DE PARAMETROS q B

0.23395 Vp

=

c

m

t

m m*

C A = 5.456 t

eia

*

2.303 ( e

p1hr - b* )

m

t pss

Forma del área de drene Posición del pozo

APP224

ALMACENAMIENTO p = w

q B

t

24 C

p

w

m

ó

ws

1 p 1

pc t

0

t

t

APP225*

ESTIMACION DE PARAMETROS

C =

t

prueba

qB 24 m ws = t

+

t

APP226

DIAGNOSTICO DE FLUJO HERRAMIENTAS Pruebas de un solo pozo

• Función de primera derivada. • Función de segunda derivada. • Derivadas específicas Pruebas multipozos

• Ajuste de curva tipo. APPVI33

DIAGNOSTICO DE FLUJO Comportamiento de presión . La geometría y el régimen de flujo

definen la función del tiempo que controla el cambio de presión

. Dados los datos de presión se requiere hallar la geometría y el régimen de flujo que dominan la prueba.

APP228

DIAGNOSTICO DE FLUJO Datos de presión

Diagnóstico de flujo

Aplicación de gráficas especializadas

Conformación del modelo de flujo

APP229

DIAGNOSTICO DE FLUJO Herramienta: Bourdet

t

Función de primera derivada t ∆ p'

tiempo transcurrido durante la prueba

∆p' derivada de cambio de presión de la prueba

APP230

DIAGNOSTICO DE FLUJO Bourdet Función de derivada * La función de derivada es la derivada con respecto al logaritmo natural del tiempo.

t ∆ p' = d ∆ p / d Ln t

p

* La función de derivada es proporcional a la pendiente semilogarítmica. Ln t

APP230A

Forma General t

p’ = c t

n

Tipo de flujo Almacenamiento Pseudoestacionario Lineal Bilineal Radial Esférico Frontera a Presión Cte.

n 1 1 ½ ¼ 0 -½ -1

APP231

DIAGNOSTICO DE FLUJO t ∆p’ = c t n Log t ∆p' = Log c + n Log t

Log

n

t ∆p'

1

Log t APP232

DIAGNOSTICO DE FLUJO Almacenamiento Pseudoestacionario Lineal

1 1

Log

t

p‘

½

Bilineal

1

FPC -1

¼ 1

1

Radial 1

-½

Esférico Log t APP233

TRAZO DE PENDIENTES 10 2 1

-½ 10 1

p (psi) 1

½

1

1

¼ 1

10-1 10-2

10 -1

1 t

10

102

(hrs) APP234

Almacenamiento La función de derivada es igual a la caida de presión

Log

p 1

Log t

p' 1

Log t APP234A

Flujo Lineal La función de derivada es el doble de la caida de presión

Log

p '

(

½

p ) daño

Log 2

1

Log t d p' dt

½ 1

Log t APP235

Flujo Radial La función de derivada es constante

Log

p '

p Log t d ' dt

f(s) α

1 kh

Log t APP236

Flujo Esférico

log

log t

p

l

p

d dt

1 l

-½

Log t

APP237

Flujo Bilineal La función de derivada es 4 veces la caida de presión

daño Log

p

Log t d dt

' p '

(+) (-)

¼

Log 4

1 1

¼

Log t APP238

Flujo Pseudo-estacionario La caida de presión se acerca asimptóticamente a la función de derivada

p

Log Log

t

1

p'

1

Log t APP239

Pozo Parcialmente Penetrante

Radial Transición Esférico Transición Pseudo-radial

APP240

Pozo parcialmente penetrante Transición Log

Radial

p t

1

p ' 1

Almacenamiento

t ews

t er

t bsph

Esférico

-½ 1

t esph

t bpr Pseudo radial log t APP241

COMPORTAMIENTO DE UN POZO HIDRAULICAMENTE FRACTURADO Flujo Bilineal

Flujo Pseudo-radial

Flujo Lineal

Flujo Pseudo-estacionario

Pozo hidráulicamente fracturado Pseudoradial

Transición

Lineal

Log

Bilineal

p t

1/4

t ews

p '

1

tebf

½ t elf

tbpr

1

t blf

1 1

t

Almacenamiento log t APP241

Ajuste de Curva Tipo Comentarios

* Las gráficas especializadas únicamente se aplican a la porción de los datos de una prueba que pueden se representados por una función simple de tiempo. * El comportamiento de algunos modelos de flujo está dado por funciones complejas del tiempo. * Es necesario un método para analizar la totalidad de los datos de una prueba simultáneamente incluyendo los períodos de transición.

APPV02

Curva Tipo Definición:

Gráfica que representa el comportamiento de presión en un pozo o en un punto de observación expresada en términos de variables adimensionales; generalmente se usan escalas logarítmicas.

Log F1 (p D)

Log F 2 (t D) APPV03

Ajuste de Curva Tipo

p

Log

Log

Log

p

kh qB

D

k

Log Log

t D/r

φ µ ct r2 2 D

Log t

Las curvas tienen la misma forma APPV05

Ajuste de Curva Tipo Procedimiento 1. Seleccionar la curva tipo 2. Graficar datos de la prueba en un papel semitransparente usando la escala de la curva tipo. 3. Ajustar datos a la curva tipo deslizando la hoja con datos sobre la curva tipo . 4. Seleccionar un punto de ajuste. 5. Estimar los parámetros usando el punto de ajuste y las definiciones de las variables adimensionales que representan los ejes de la curva tipo.

APPV06

Ajuste de Curva Tipo Prueba de interferencia q

Paso 1 Seleccionar la curva tipo

Pozo Activo

∆p Pozo de observación

- Flujo radial en medio homogéneo - Flujo lineal en medio homogéneo - Flujo esférico en medio homogéneo - Flujo radial afectado por falla - Flujo radial en medio de doble porosidad

APPV07

Ajuste de Curva Tipo Prueba de interferencia Paso 2

Graficar datos en papel semitransparente

10

10 p (psi)

SOLUCION DE LINEA FUENTE

.1

1

t (hrs)

100

100 t /r D

2 D

1000

APPV08

Ajuste de Curva Tipo Prueba de interferencia Paso 3

Ajustar datos con la curva tipo

10 p

D

10 p (psi)

1 SOLUCION DE LINEA FUENTE

.1 .1

1

100

t (hrs) .1

1

10

100 t /r D

2 D

1000

APPV09

Ajuste de Curva Tipo Prueba de interferencia Paso 4

Seleccionar el punto de ajuste

10 p

D

10 p (psi)

1

M

SOLUCION DE LINEA FUENTE

.1 .1

1

Punto de ajuste

100

t (hrs) .1

1

10

100 t /r D

2 D

1000 APPV10

Ajuste de Curva Tipo Paso 5

Prueba de interferencia Estimar parámetros

Datos del punto de ajuste:

(

p)

M

(t ) M ( p ) M ( t D / r D2 ) M D

Definición de variables adimensionales:

kh p p = qB D

t D/ r

kt

2 = D

ct r

2

Estimación de parámetros : kh=

qB (

(p ) M D

p )M

k (t)

ct =

M

r 2 (t D / r D2) M APPV11

Curvas Tipo CARACTERISTICAS DE UNA BUENA CURVA TIPO

° La curva debe poseer una forma con curvatura característica. ° En caso de una familia de curvas, éstas deber emerger de o converger a una curva común.

APPV11A

Curvas Tipo

Log p

D

Pozo con Almacenamiento y Daño (Flujo Radial)

2s

Log t Dp'

D

CDe

Log t /C D

D APPV12

Curvas Tipo 1. Flujo radial con almacenamiento y daño 2. Prueba de interferencia (Flujo lineal, radial y esférico) 3. Prueba de 1 pulso (Flujo Radial) 4. Prueba de 1 pulso (Flujo Lineal) 5. Prueba de 1 pulso (Flujo Esférico) 6. Yacimiento de doble porosidad (Pozo, Modelo de Flujo Transitorio) 7. Yacimiento de doble porosidad (Pozo, Modelo de Flujo Pseudoestacionario) 8. Yacimiento de doble porosidad (Interferencia, Modelo de Flujo Transitorio) 9. Yacimiento de doble porosidad (Interferencia, Modelo de Flujo Pseudoestacionario) 10. Pozo Hidráulicamente fracturado 11. Pozo cercano a una falla APPV12A

Curvas Tipo

p

2s

p'

C De

t

Log t Dp'

D

Log p

D

Pozo con Almacenamiento y Daño (Flujo Radial)

Log t /C D

D

t (hrs) APPV14

Curvas Tipo Flujo Lineal, Radial y Esfèrico Punto de Observaciòn Lineal

D

Esférico

1

Log F (p )

Radial

Log F 2(t D)

APPV16

Curvas Tipo Prueba de un solo Pulso Flujo Lineal

D

t pD /x D2

1

Log F (p )

Lineal

Log F (t ) 2

D

APPV17

Curvas Tipo Prueba de un solo pulso (Flujo Radial)

Log F 1(p )

D

t pD /r 2D

Log F (t ) 2

D APPV18

Curvas Tipo Prueba de un solo pulso (Flujo Esférico)

D

Log F 1(p )

t pD /r D2

Log F 2 (t D)

APPV19

Curvas Tipo

Log p

D

Pozo en Yacimiento Naturalmente Fracturado (Flujo Transitorio)

CD /(1-

D

Log t p'

D

CD e2S

Log t D/ C

'

)2

D

APPV20

Curvas Tipo

Log p

D

Pozo en Yacimiento Naturalmente Fracturado (Flujo Pseudoestacionario)

2S

Log t D p'D

CD e

e-2S

CD /(1 -

CD /(1-

)

Log t /C D

)

D

APPV21

Curvas Tipo Interferencia en Yacimiento Naturalmente Fracturado (Flujo Transitorio)

Log p

D

2 rD

Log t D/ r D2 APPV22

Curvas Tipo

D

Log p

Interferencia en Yacimiento Naturalmente Fracturado (Flujo Pseudoestacionario)

r2 D

Log t D/ r 2D APPV23

Curvas Tipo Pozo Hidràulicamente Fracturado (Fracturas Largas)

Log t p' F Log p F D D CD D CD

FCD

FCD Log t

F

2

Dxf CD APPV24

Curvas Tipo Pozo Hidràulicamente Fracturado (Fracturas Cortas)

Log p

D

FCD

Log t p'

D D

FCD

Log t

Drw' APPV25

Curvas Tipo Flujo Bilineal con Almacenamiento y Daño

1

D

Log F (p ')

1

D

Log F (p )

F4 (S f )

F4 (S f ) Log F 2 ( t

Dxf

) APPV26

Curvas Tipo Pozo cercano a una Falla Conductiva

Falla impermeable

D

Log t p'

D

Sf

Falla a Presiòn Constante

1/4

-1

1 1

Log t

FCD

Ddf

APPV27

PRUEBA DE INTERFERENCIA

Interpretaciòn Mètodo : Ajuste de curva Tipo Modelos de Flujo: * Flujo Lineal * Flujo Radial * Flujo Esfèrico

APPIX06

PRUEBA DE INTERFERENCIA Curva Tipo

1E+02

Lineal 1E+01

F1(pD)

Radial

1E+00

Esfèrico 1E-01

1E-02 1E-01

1E+00

1E+01

F2(tD)

1E+02

1E+03 APPIX07

Definiciòn de Variables Adimensionales

Flujo

F 1(pD)

F 2(tD)

Lineal

kbh ∆p / αlqBµx

β kt / φµctx2

Radial

kh ∆p / αqBµ

β kt / φµctr2

Esfèrico

kr ∆p / αsphqBµ

β kt / φµctr2

APPIX08

PRUEBA DE INTERFERENCIA Curva Tipo

1E+02

Lineal 1E+01

F1(pD)

∆p

Radial

1E+00

Esfèrico 1E-01

1E-02 1E-01

Punto de Ajuste

t (h) 1E+00

1E+01

F2(tD)

1E+02

1E+03 APPIX09

Anàlisis de Prueba de Interferencia Resultados del ajuste: (∆p)M ( t )M

(F 1)M (F 2)M

Geometrìa de flujo

Estimaciòn de paràmetros Lineal:

kbh = αlqBµ(F1)M / (∆p)M

Radial:

φctbh = βkbh(t)M / µx2(F2)M kh = αqBµ(F1)M / (∆p)M

φcth = βkh(t)M / µr2(F2)M Esfèrico: k = αsphqBµ(F1)M / (∆p)M φct = βk(t)M / µr2(F2)M APPIX10

Pruebas de Interferencia

Zona en estudio

Observaciòn

Activo r

La zona que afecta una prueba de interferenciaes una elipse (Vela) APPIX11

EJEMPLOS DE APLICACIÓN • Pruebas de presión • Datos de producción • Caracterización dinámica

CASO 1 EVALUACION DE LA CAPACIDAD DE FLUJO

FIGURA 1

CASO 1 EVALUACION DE UN FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

FIGURA 2

CASO 1 Resultados Prefrac

Posfrac

K = 0.115 md

K = 0.14 md

S = 1.8

xf = 664 pies FCD = 22 kfbf = 2045 md-pie

CASO 2 DETECCION DE UNA FALLA CONDUCTIVA

-1 1

1/4 1

FIGURA 3

CASO 2 FALLA CONDUCTIVA RESULTADOS

df

FCD

CASO 6 DETECCION DE CASQUETE DE GAS

FIGURA 9

CASO 7 DETECCION DE CONTACTO AGUA - ACEITE

1/2 1

-1/2 1

FIGURA 10

CASO 7 DETECCION DE CONTACTO AGUA - ACEITE MODELO CONCEPTUAL

C A/A

AGUA FRIA 847 MODELOS DE FLUJO

Zona invadida por agua de inyección Fractura (Porción abierta) Fractura (Porción cerrada) Zona de permeabilidad dañada

AGUA FRIA 847 RESULTADOS DEL ANALISIS

PERIODO DE CIERRE

MODELO

PARÁMETROS K(md)

S

(Xf)

Lrad (Pies)

M

W

1

1.8

-1.8

(3.96)

2.5

1.9

3

2

2

-1.45

(2.78)

2.8

1.94

4

2.2

-1.7

(3.58)

15

2.4

3

4

1.6

-3.8

(29.32)

85

2.8

1.5

5

2.15

-3.45

(20.64)

160

1.8

1.3

6

2.15

-3.83

(30.20)

310

1.8

1.3

K(md)

Xf (Pies)

Sf

FCD

2.3

140

0.51

50

2.3

180

0.34

50

2.3

230

0.18

50

1.7

350

0.48

100

3

7 8 9 10

RADIAL COMPUESTO

FRACTURA VERTICAL DE CONDUCTIVIDAD FINITA CON ZONA DE PERMEABILIDAD REDUCIDA

AGUA FRIA 847 RESULTADOS DEL ANALISIS ZONA DE DAÑO ZONA DE DAÑO

Xf = 350 pies

METODO BASADO EN DEFINICION DE Sf Sf = 0.48

K = 1.7 md

Kd = 0.25 md

Xf = 350 pies bd = 18.44 pies

bd =18.46 pies

METODO BASADO EN FINAL DE FLUJO FINAL Telf= 0.35 hrs

ct = 6x10-6 psi-1

Kd = 0.25 md

f = 0.12

m = 0.375 cp bd = 18.49 pies

MODELOS DE FLUJO PARA YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS

Homogéneo Anisotropía Zonas Múltiples Canal Dominante (Fracturas, Fallas y Cavernas) Doble Permeabilidad Doble (Múltiple) Porosidad

MODELOS DE FLUJO PARA YNF’S (PRUEBAS DE PRESION)

N

SAL. 111

114

115 105

103

6000

109

107

101 B

301 A

119

117

408

429 125 5500

121 6400

120

127 129

428 448

123 5500

145

149

5200

426 422

446

147

447

468

6400

169

53

466

5500

167

444

5500

62

6000

33

488

54

189 6400

56

32

36 A

14 D

27 25

6000 6400

2A

18

47 23 A

4

6

438

NOMENCLATURA.

5500

8 26

5200

43

44

FLUJO RADIAL COMPUESTO. PENETRACION PARCIAL.

67 65

63

RADIAL HOMOGENEO. 6400

69 6000

42 6000

49

45

22 A

24

DOBLE POROSIDAD.

FLUJO LINEAL O BILINEAL.

29

3

14

16

439

5

12

38

7

13 A

9

459 6000

15

5800

34

58

62

6400

83

89

348

POZO COYOTES No. 184 HISTORIA DE PRODUCC1ÒN

EXPLORACION Y PRODUCCION SUBDIRECCION REGION NORTE DISTRITO POZA RICA

250

01 ENERO 1998 NP= 80 176 BLS GP= 119.55 MMPC WP= 1214 BLS

RGA (M3/M3)/10 AGUA (BPD)

150

100

50

AÑOS; MESES

20 02

20 01

20 00

19 99

19 98

19 97

19 96

19 95

19 94

19 93

19 92

19 91

19 90

19 89

19 88

19 87

19 86

19 85

19 84

19 83

19 82

19 81

19 80

0

19 79

ACEITE; RGA; AGUA

200

ACEITE (BPD)

COYOTES 184 1.0000

1/QO (1/BPD)

0.1000

Serie1

1/2 0.0100

1

FLUJO LINEAL

0.0010 1.0

10.0 TIEMPO (MESES)

100.0

MODELO DE FLUJO LINEAL

POZO COYOTES No. 427 HISTORIA DE PRODUCC1ÒN

EXPLORACION Y PRODUCCION SUBDIRECCION REGION NORTE DISTRITO POZA RICA

300

01 ENERO 1998 NP= 346 750 BLS GP= 409.54 MMPC WP= 0 BLS

250

ACEITE (BPD) RGA (M3/M3)/10 AGUA (BPD)

150

100

50

AÑOS; MESES

20 02

20 01

20 00

19 99

19 98

19 97

19 96

19 95

19 94

19 93

19 92

19 91

19 90

19 89

19 88

19 87

19 86

19 85

19 84

19 83

19 82

19 81

19 80

19 79

19 78

0 19 77

ACEITE; RGA; AGUA

200

COYOTES 427

1/QO (1/BPD)

0.1000

0.0100

Serie1

1/4

FLUJO BILINEAL

1

0.0010 0

1

10 TIEMPO (MESES)

100

1,000

MODELO DE FLUJO BILINEAL EN UN CANAL

CARACTERIZACIÓN DINÁMICA DE YACIMIENTOS

Metodología: Control de Calidad de la Información Sincronización de Datos de Presión y Producción Corrección de Datos de Presión y Producción Diagnóstico de Geometrías de Flujo Estimación de Parámetros del Yacimiento Cálculo de Volumen de Drene Detección de Interferencia entre Pozos Integración del Modelo de Flujo

CASO 4 HISTORIA DE PRODUCCION Y PRESIONES MEDIDAS

FIGURA 5

CASO 4 SIMULACION DE PRUEBAS

FIGURA 7

CASO 4 GRAFICA SEMILOGARITMICA DE PRUEBAS DE INCREMENTO

FIGURA 6

CASO 4 RESULTADOS

MODELO DE FLUJO : RADIAL HOMOGENEO AREA DE DRENE RECTANGULAR ( EMPUJE HIDRAULICO )

PERMEABILIDAD K = 7.3 MD DAÑO DEL POZO S = -3.5 (VARIABLE) PRESION INICIAL Pi = 8338 LB/PLG2

CACTUS 1 MODELO DE FLUJO

DOBLE PERMEABILIDAD k1 = 9 md S = -4.3 ω = (φ ct h)1 / (φ ct h)t = 0.3 κ = (k h)1 / (k h)t = 0.28 λ = 3.7x10-7 pi = 6426 psi El pozo siente los efectos de interferencia de los pozos vecinos.

YACIMIENTO COMPARTAMENTALIZADO

BELLOTA 94

FALLA CONDUCTIVA

SEGUNDO COMPARTIMENTO

NOVILLERO 14

DELTA P/Q (PSI/MMPCD)

1000

EFECTOS DE FRONTERA DELP/Q

100

DELPC/Q

1/2 1

FLUJO LINEAL

10 100

1000

10000 TIEMPO (HORAS)

100000

NOVILLERO 14 Gráfica de Flujo Lineal 450 400

(Pi-Pwf)/q (PSI/HR1/2)

350 300 250 200 150 100 50 0 0

20

40

60 80 100 RAIZ(T) (HORAS ½)

120

116 PIES

4500 PIES 252 PIES

121 PIES

L = 4621 pies

POZO FRACTURADO EN UN YACIMIENTO CON ARENAS MULTIPLES CASO ARCOS 10

L-18

L-20-21-22

L-24 L-25

L-26

SIMULACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DEL POZO ARCOS 10 DATOS UTILIZADOS EN EL AJUSTE ARENA

K(MD)

H(PIES)

POROSIDAD

SW

XF(PIES)

FCD

SF

D(1/MP CD)

L-18

0.58

32.8

0.18

0.25

600

20

0

1.30E-05

L-20-22

0.98

29.52

0.17

0.3

600

16

0

1.30E-05

L-24

0.28

32.8

0.2

0.2

650

30

0

2.00E-06

L-25

0.27

39.37

0.19

0.32

620

33

0.007

1.40E-06

L-26

0.08

75.46

0.19

0.21

550

52

0

1.40E-06

K = 0.135 md FCD = 60

Xf =450 pies 3100 pies

K = 0.135 md FCD = 60

Xf =450 pies

3100 pies

K = 0.135 md FCD = 60

Xf =450 pies 2000 pies

CAMPO ARCOS 1000.00

A-11 800.00

A-42

A-6

A-51

600.00

A-20 400.00

A-36

(Y (M)

200.00

A-33D A-10

0.00

A-10

A-13 A-52D

-200.00

A-55 -400.00

A-34

A-25

-600.00

A-81 A-75D

-800.00

-1000.00 -1000.00

-800.00

-600.00

-400.00

-200.00

0.00

X (M)

200.00

400.00

600.00

800.00

1000.00

1200.00

K = 0.135 md FCD = 60 Xf =450 pies

A-20

A-10 A-13

4000 pies

QG (MMP CD)

CULEBRA 600 18

9000

16

8000

14

7000

12

6000

10

5000 QGREAL QGCE400

8

4000

6

3000

4

2000

2

1000

0 0

200

400

600

800

1000

1200

TIEMPO (DIAS)

1400

1600

1800

0 2000

PWFREAL PWFCALCE400

CULEBRA 600 18

16

14

QG (MMP CD)

12 QGREAL

10

QGCE400 QGE600 QGE800

8

QGE1000 QGE1200

6

4

2

0 0

200

400

600

800

1000 1200 TIEMPO (DIAS)

1400

1600

1800

2000

POZO FRACTURADO K = 1 MD Xf = 2000 PIES

JUJO 523 300

250

DETECCION DE ZONAS DE BUENA SEGREGACION GRAVITACIONAL RS RGA (M3/M3)

200

RS

150

RGA

100

50

0 0

50

100

150

200

250

300

PRESION (KG/CM2)

350

400

450

500

CONCLUSIONES La caracterización dinámica detecta los elementos y evalúa los parámetros que afectan el comportamiento de un yacimiento y determina cómo los fluídos se mueven bajo condiciones de explotación. Este proceso se realiza analizando información tomada bajo condiciones de flujo (dinámicas) en el medio tal como datos de producción, presión, trazadores, temperatura, molinete, etc. El problema de unicidad se resuelve combinando información de varias fuentes. Los resultados de este proceso constituyen un valioso apoyo en la solución de problemas de producción.

2.

EVALUACION DE LOS ELEMENTOS DE UN YACIMIENTO

OBJETIVO Presentar la metodología y modelos para evaluar los elementos que afectan el comportamiento dinámico de un yacimiento

Lìmites de un yacimiento

Pozo

Aceite

Gas

Falla

Agua CY3-002

Lìmites de un yacimiento

Elementos: • Fallas • Acuñamientos • Discontinuidades • Contacto agua-aceite • Contacto gas-aceite • Estratos semipermeables • Volumen poroso

CY3-003

Fallas Geològicas Clasificaciòn de acuerdo a su comportamiento hidrodinàmico: Impermeables

Semipermeables

Conductivas

CY3-004

Fallas Geològicas Caracterizaciòn Hidrodinàmica • Detecciòn • Localizaciòn . Posiciòn . Orientaciòn • Caracterìsticas hidràulicas . Conductividad . Daño . Longitud

CY3-005

Fallas Geològicas Fallas impermeables

df

CY3-006

Fallas Impermeables Comportamiento de flujo Simulaciòn Pozo

Flujo radial

Imagen

Real df 2 df

p (t) = ( p)real + ( p)imagen Efecto de la falla

CY3-007

Fallas Impermeables Comportamiento de flujo Radial

Transiciòn

Semiradial

Zona de expansiòn CY3-008

Fallas Impermeables Evaluaciòn • Prueba de decremento • Prueba de incremento • Prueba de inyecciòn • Prueba de abatimiento • Prueba de interferencia CY3-009

Fallas Impermeables Prueba de decremento Comportamiento de presiòn

pw(t) = m(Log(t) + Log(

/rw2) - 3.2275 + 0.87 S)

+ 2.303 m E1( df2/ donde

m = 162.6 q B

t)

/kh

E1 = Integral exponencial CY3-010

Fallas Impermeables Prueba de decremento Comportamiento a tiempos cortos t ≤ 0.4 df2/

Perìodo de flujo radial

/rw2) - 3.2275 +0.87 S)

pw(t) = m(Log(t) + Log(

Funciòn de derivada

t

p’ = m / 2.303 CY3-011

Fallas Impermeables Prueba de decremento Comportamiento a tiempos largos t ≥ 20 df2/

Perìodo de flujo semiradial

pw(t) = 2 m Log(t) + m (Log( /rw2) +Log( - 3.2275 + 0.87 S)

Funciòn de derivada

t

/4df2)

p’ = m / 1.151 CY3-012

Fallas Impermeables Prueba de decremento Gràfica semilogarìtmica

2m

pw 1 m 1 Log t

CY3-013

Fallas Impermeables Prueba de decremento Gràfica de diagnòstico Log t pw'

≈ 2 ciclos

Log 2

Log t CY3-014

Fallas Impermeables Prueba de decremento Estimación de df

* Intersección de rectas semilogarítmicas * Ajuste de curva tipo * Desuperposición

CY3-015

Fallas Impermeables Prueba de decremento Intersección de rectas 1

pw 2m 1 m

tint Log t

df = 0.01217 (

tint)1/2 CY3-016

Fallas Impermeables Prueba de decremento

Respuesta de presión pWD = 1/2 ( Ln tD + 0.80907 ) + S + 1/2 E1( dfD2/tD) Función de derivada tD pWD' = 1/2 + 1/2 e dfD = df / rw

- 1/(tD/dfD2)

CY3-017

Fallas Impermeables Prueba de decremento Curva Tipo 10

Log tD pWD'

1

0.1 1.0E-01

1.0E+00

1.0E+01

Log tD/dfD2

1.0E+02

CY3-018

Fallas Impermeables Prueba de decremento Ajuste de Curva Tipo 10

1

100

t p'

Log tD pWD'

10 .1

0.1 1.0E-02

Punto de ajuste

1.0E-01

t (hrs) 1.0E+00

Log tD/dfD2

10 1.0E+01

1.0E+02

CY3-019

Fallas Impermeables Prueba de decremento Ajuste de curva tipo Estimación de parámetros

Ajuste (tD pWD')M (t

kh=

pW')M

(tD/dfD2)M (t)M

df =

141.2 q B (t

(tD pWD')M pW')M

2.637x10-4

(t)M

(tD/dfD2)M CY3-020

Fallas Impermeables Prueba de decremento Desuperposición

1

pw 2m 1

pfalla

m Log t

pfalla satisface la solución de línea fuente CY3-021

Fallas Impermeables

Log pD

pfalla

Prueba de decremento Desuperposición

M Punto de ajuste t Log tD/rD2

CY3-022

Fallas Impermeables Prueba de decremento Desuperposición Estimación de parámetros

Ajuste (pD)M

kh=

( pfalla)M (tD/rD2)M (t)M

df =

(pD)M

141.2 q B (

pfalla)M

2.637x10-4

(t)M

4 (tD/rD2)M CY3-023

Fallas Impermeables Prueba de decremento Posición de la falla: La falla es tangente a un círculo de radio df

df * No es posible determinar la orientación de una falla con una sola prueba de presión CY3-024

Fallas Impermeables Prueba de decremento La posición de una falla se puede hallar con un mínimo de tres pruebas en pozos no alineados 2 Pozo 1

df 1

Pozo 2

df 2

Pozo 3

df 3

df 1

1

df 2 df 3 3 CY3-025

Fallas Impermeables Prueba de incremento Respuesta de presión

∆ pws( ∆ t) = (∆ p(tp+ ∆ t))real + (∆ p(tp+ ∆ t))imagen - (∆ p(∆ t))real - (∆ p(∆ t))imagen CY3-026

Fallas Impermeables Prueba de incremento

pws vs

t

Normalización p1 vs t

Aplicar la metodología para pruebas de decremento CY3-027

Fallas Impermeables Prueba de incremento

Gráfica de Horner pi

tp5 > tp4 > tp3 > tp2 >tp1

2m

pws

tp1

1

tp2 tp4

tp3

m 1

tp5 .001

.01

Log

0.1

t / (tp +

t)

1 CY3-028

Fallas Impermeables Prueba de interferencia Observación 2

Activo

1 Observación

1. La prueba proporciona resultados cuantitativos 2. La prueba proporciona resultados cualitativos

CY3-029

Fallas Impermeables Prueba de interferencia

Activo

Real Simulación

r

Imagen

r

ri

Observación CY3-030

Fallas Impermeables Prueba de interferencia Respuesta de presión Observación pDO(tD)

Real =

Imagen

pDA(rD,tD) + pDI(rDi,tD)

pDO(tD) = 1/2 E1(1/4tD/rD2) + 1/2 E1(1/4tD/rDi2) donde

rDi = ri / rw CY3-031

Fallas Impermeables Prueba de interferencia Curva Tipo

Log pD

ri/r

1

2

4 8

Log tD/rD2

CY3-032

Fallas Impermeables Prueba de interferencia Ajuste de curva tipo 4 Log pD

ri/r

2

1

8

p M t Log tD/rD2

CY3-033

Fallas Impermeables Prueba de interferencia Ajuste de curva tipo Ajuste

Estimación de parámetros

(pD)M

141.2 q B

kh=

( p)M (tD/rD2)M (t)M (ri /r)M

=

(pD)M

( p)M r2 (tD/rD2)M 2.637x10-4 (t)M

ri = r (ri /r)M CY3-034

Fallas Impermeables Prueba de interferencia Posición de la falla

ri r A

O La falla es tangente a la elipse

Posibles localizaciones del pozo imagen

CY3-035

Fallas Impermeables Prueba de interferencia Posición de la falla

La falla es tangente a la elipse y b = ((ri /2)2-(r/2)2)1/2

r A

O

x

a = ri /2 Ecuación

x2/a2 + y2/b2 = 1 CY3-036

Fallas Impermeables Determinación de la posición de una falla Se requiere información de un mínimo de 3 pruebas de un solo pozo o de interferencia en pozos no alineados

A O O CY3-037

CAMPO ABKATUN

CAMPO ABKATUN P

O

kh(106mf-pie) φcth (10-6pie/psi)

245

225

6.49

463

245

227

9.31

286

265

227

10.75

344

CAMPO ABKATUN

CAMPO ABKATUN

CAMPO ABKATUN

CAMPO ABKATUN

Fallas Impermeables Fallas múltiples

Períodos de flujo * Radial * Transición * Radial-sectorial

Log t p' Log (360/ ) Log t

CY3-038

Fallas Impermeables Fallas paralelas

Períodos de flujo * Radial * Transición * Lineal

Log

1/2 1

t p'

Log t

CY3-039

Fallas Impermeables Fallas en U

Períodos de flujo * Radial * Transición * Lineal

Log

1/2 1

t p'

Log t

CY3-040

Fallas Impermeables Flujo Lineal

8

Falla impermeable df Tipos de flujo: * Radial * Lineal * Semilineal

CY3-041

Fallas Impermeables Flujo Lineal Anàlisis

Diagnòstico

2mlf

1 1/2

1 mlf

1/2

1

1

Log t

t1/2 CY3-042

Fallas Impermeables Flujo Esfèrico

df

Falla impermeable

Tipos de flujo: * Esfèrico * Transiciòn * Semiesfèrico CY3-043

Fallas impermeables Flujo Esfèrico Anàlisis

Diagnòstico 1

2msph

1 -1/2

1 msph -1/2 1

Log t

t-1/2 CY3-044

Fallas Semipermeables Flujo Radial

Yaxley

La falla exhibe resistencia al flujo debido a que su permeabilidad (kf) es menor que la permeabilidad de la formaciòn (k)

df

k > kf

k kf

CY3-045

Fallas Semipermeables Flujo Radial La resistencia de la falla se caracteriza por medio del paràmetro adimensional:

A

= kf df / k bf

Transmisibilidad adimensional de la falla

o tambièn: Sf =

/2

A

Daño de la falla

bf es la amplitud de la falla

CY3-046

Fallas Semipermeables Flujo Radial Comportamiento de la presiòn 1 m p(m ,

pw 1

A)

m

Log t CY3-047

Fallas Semipermeables Flujo Radial 10

1.151 m p

1

0.1

0.01 0.001

0.01

0.1 A

1

10 CY3-048

Fallas Semipermeables Flujo Radial

Curva Tipo

1.00E+01

tD pD'

Falla impermeable

A 0

1.00E+00

8

.01 1

.1

.05

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

tDdf CY3-049

Fallas Conductivas Característica La falla permite flujo dentro y a través de su plano de acuerdo a su conductividad y daño

CY3-050

Fallas Conductivas Parámetros de caracterización

Falla kf , bf df

Conductividad adimensional Factor de daño

Daño kd , bd

FCD = kfbf / k df Sf = (k bd / kd df

) ( /2) CY3-051

Fallas Conductivas Falla dañada de conductividad infinita Falla impermeable

8

1.00E+01 1.00E+00

tDf pwD'

1.00E-01

100

-1

1.00E-02 1.00E-03 1.00E-04 1.00E-02

Sf 1.00E+00

1

0 1.00E+02

10 1.00E+04

50

1.00E+06

tDf CY3-052

Fallas Conductivas Falla dañada de conductividad infinita Comportamiento de presiòn pw = A - (1 +

Sf2/

2

2)

q B ct

2

df2

3.73x10-6 k2 h

1 t

A es una constante que respresenta la màxima caida de presiòn que se observa en el pozo. CY3-053

Fallas Conductivas Falla dañada de conductividad infinita 3.73x10-6 k2 h mcp

df =

pw

q Bct

2(1+S 2/2 f

2)

mcp 1

1/t

CY3-054

Fallas Conductivas Falla conductiva dañada 1.00E+01

8

Falla impermeable 1.00E+00

tDf pwD'

102 103

1.00E-01

1/4

104

1

105

1.00E-02

50

FCD

-1

10 1

1.00E-03

Sf 1.00E-04 1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

tDf

1.00E+02

0

1.00E+03

1.00E+04

1.00E+05

CY3-055

Fallas Conductivas Falla conductiva dañada 1.00E+01

8

Falla impermeable 1.00E+00

tDf pwD'

102 103

1.00E-01

1/4

104

1

105

1.00E-02

50

FCD

-1

10 1

1.00E-03

Sf 1.00E-04 1.00E-02

1.00E-01

1.00E+00

1.00E+01

tDf

1.00E+02

0

1.00E+03

1.00E+04

1.00E+05

CY3-056

Acuñamientos (Pinch out)

Pozo

dac α

Método de Solución

α

Pozo real

Pozos imagen

Comportamiento

•

Cuasi-radial

kh

•

Transición

•

Esférico Sectorial k / kapp = 360 / α α = 360 x kapp / k dac = h / 2 tan (α/2)

k

kapp

Log t ∆P’

Pozo cercano a un Acuñamiento

Cuasi-radial

Esférico Sectorial -1/2 1

Log t

Contacto Gas-Aceite (CGA)

Gas CGA

Aceite

Contacto Gas-Aceite (CGA)

El contacto Gas-Aceite actúa temporalmente como una frontera mantenida a presión constante

Comportamiento: • Radial hacia el intervalo abierto • Transición • Esférico • Efecto de frontera a presión constante

Contacto Gas-Aceite (CGA)

Log t ∆P’

Radial Esférico -1/2 1

FPC -3/2 1

Log t

CASO 3 DETECCION DE CASQUETE DE GAS

FIGURA 9

Contacto Gas-Aceite (CGA) Lateral

CGA

Gas

Aceite

Comportamiento: • Radial • Transición • Frontera a presión constante

Contacto Gas-Aceite (CGA) Lateral

Log t ∆P’

Radial

FPC -1 1

Log t

Contacto Gas-Aceite (CGA) Lateral en Canal

CGA

Gas Aceite

Comportamiento: • • • • •

Radial Transición Lineal Transición Frontera a presión constante

Log t ∆P’

Contacto Gas-Aceite (CGA) Lateral en Canal

FPC 1/2

Radial 1

-1/2 1

Log t

Contacto Agua-Aceite

CAA

Contacto Agua-Aceite Parámetros del modelo

M = (k/µ)w / (k/µ)o

ω = (φ ct)w / (φ ct)o

Comportamiento • • • • • •

Radial Transición Esférico Transición Hemi-esférico Compuesto

Contacto Agua-Aceite

Radial Esférico Zona de efecto de ω

Log t ∆P’

-1/2 1

-1/2 1

CASO 4 DETECCION DE CONTACTO AGUA - PETROLEO

MODELO CONCEPTUAL

C A/P

CASO 4 DETECCION DE CONTACTO AGUA - PETROLEO

1/2 1 FLUJO LINEAL

-1/2 1 FRONTERA A PRESION CONSTANTE

M = 44 FIGURA 10

DISCORDANCIAS

Discontinuidades Lineales

k1 h1 φ1 µ1 ct1

k2 h2 φ2 µ2 ct2

ddisc Parámetros del modelo M = ( kh/µ)2 / ( kh/µ)1 ω = (φcth)2 / (φcth)1

w

ddiscD = ddisc / rw

Discontinuidades Lineales

Zona de efecto de ω

FI 0

Log t ∆P’

Radial

1

M

FPC Log t

1

8

>1

-1

Discontinuidades Radiales

Lrad k1 φ1 µ1 ct1

Parámetros del modelo M = ( k/µ)2 / ( k/µ)1 ω= (φct)2 / (φct)1

k2 φ2 µ2 ct2

LradD= Lrad/ rw

Discontinuidades Radiales

Zona de efecto de ω

1

PSS

>1

Log t ∆p’

1 Radial 2

Radial 1

1 M

1

-1

YACIMIENTOS NATURAMENTE FRACTURADOS

Discontinuidades Radiales Zona de efecto de ω

1

PSS

>1

Log t ∆p’

1 Radial 2

Radial 1

1 M