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Simulacin de Yacimientos

Profa. Aibel Ydrogo

El Cotejo Histrico

Los datos originales introducidos en los modelos

de simulacin raramente representan las

condiciones exactas del yacimiento, debido a que

la distribucin de informacin no es continua, por

falta de informacin fidedigna, por baja resolucin

de los datos o por problemas de escala. Esto

significa que es necesario realizar una serie de

ajustes en parmetros claves hasta que se logre

reproducir con el simulador el comportamiento

histrico de presin y produccin con un grado

mnimo aceptable. El Cotejo Histrico es el

proceso mediante el cual se ajustan los datos

claves del modelo para reproducir el

comportamiento del yacimiento; y es una de las

etapas de la simulacin que requiere ms tiempo y

esfuerzo para ser completada, ya que depende

bsicamente del nmero de pozos existentes, de

los aos de historia de produccin y de la

complejidad del modelo. El cotejo histrico se

puede dividir en cuatro etapas:

a) Inicializacin: etapa donde se coteja que el

POES calculado por el modelo de simulacin con

el calculado manualmente y de manera

volumtrica y se establece que el modelo se

encuentra inicialmente en Equilibrio

Hidrosttico.

b) Cotejo de Presiones: es la etapa en la que se le

suministra al modelo de simulacin las tasas de

produccin de petrleo y las tasas de inyeccin,

las cuales sern reproducidas por el modelo; y se

coteja el comportamiento de presin del

yacimiento.

c) Cotejo de Saturaciones: consiste en ajustar la

distribucin de saturaciones de las distintas fases

en toda la extensin del yacimiento, la cual se

establece mediante los comportamientos de RGP y

corte de agua de los pozos productores. En esta

etapa es importante mantener el cotejo de

presiones alcanzado en la fase anterior.

d) Ajuste de la Productividad de los pozos: en

esta etapa se ajustan los valores reales de

productividad de los pozos existentes en el modelo

de simulacin antes de entrar a la fase de predicciones.

INICIALIZACION

Una vez que se introduce la data no recurrente

(aquella que no cambia con el tiempo) se hace

necesario inicializar el modelo de simulacin para

buscar posibles inconsistencias en las propiedades

del modelo. Este proceso resulta necesario como

consecuencia de la necesidad de establecer las

condiciones iniciales de la acumulacin, es decir

al tiempo t=0.

Despus de corregir los datos que pueden impedir

la ejecucin de la corrida, se comparan los

clculos realizados por el computador en relacin

al volumen de petrleo, gas y agua en relacin a

los clculos volumtricos hechos a mano. Estos

valores deben converger dentro de cierto margen

de error debido a la diferencia de resolucin

utilizada en ambos mtodos. Una diferencia de

+/- 5 % del valor calculado a mano se considera

aceptable. Para diferencias mayores es necesario

revisar y corregir las desviaciones encontradas en

cualquiera de los siguientes parmetros:

Los parmetros de porosidad, saturaciones de

fluidos, espesores y dimensiones de los bloques

(rea) y las propiedades PVT estn relacionados

directamente con la formulacin volumtrica para

el clculo del POES:

Porosidad Espesores netos de los

bloques

Saturacin de Fluidos Profundidad de los

CGP y CAP

Presiones Capilares Propiedades PVT (Bo,

Rs, Co, etc)

Dimensiones de los bloques Bloques fuera de la

estructura

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Las Presiones Capilares pueden influenciar el clculo del POES

al incrementar o disminuir la Swi como resultado

de cambiar la extensin de la zona de transicin

entre el yacimiento y el nivel de agua libre. De

igual manera ocurre con la posicin de los

contactos de fluidos, los cuales tendrn un

impacto significativo sobre el clculo del POES.

La sensibilidad del modelo de simulacin con

respecto a este valor depender de la extensin del

modelo en la direccin paralela a la ubicacin de

dicho contacto. Tambin es importante revisar la

cantidad de bloques que se encuentran

parcialmente fuera de los lmites del yacimiento.

Una vez establecido y corregido la causa del error

al calcular el POES, se procede a establecer si el

modelo de simulacin se encuentra inicialmente

en condiciones de equilibrio. El yacimiento se

debe encontrar en condiciones de equilibrio

hidrulico antes de ser drenado por los pozos y

esas condiciones deben ser representadas en el

modelo. Esta condicin es esencial y debe ser

verificada antes de ejecutar el modelo asignando

tasa a los pozos, esto con la finalidad de evitar

cambios de presin en el modelo causados por

drenaje y que pudiesen enmascarar problemas de

desequilibrio inicial. Las posibles causas de

condiciones iniciales de desequilibrio son:

a) Regiones en contacto y definidas con regmenes

de presin diferentes

b) Regiones en comunicacin con diferentes

propiedades PVT o Presiones Capilares

c) Uso de la tcnica de enumeracin para definir

las propiedades individuales de los bloques

Es necesario destacar que la tcnica de

enumeracin es usada para simular un yacimiento

en condiciones iniciales de desequilibrio. Esta

tcnica puede aplicarse para eliminar o reducir el

periodo de Cotejo Histrico de un yacimiento

dado.

COTEJO DE PRESIONES

Durante este proceso se busca cotejar las presiones

promedio tanto a nivel del yacimiento, como de

reas y pozos. Debido a que este proceso es un

proceso bsicamente de Balance de Materiales es

necesario cotejar la produccin e inyeccin total

del yacimiento, con el objeto de tomar en cuenta

el vaciamiento al cual ste ha sido sometido.

Con la finalidad de lograr reproducir las tasas de

petrleo de los pozos, es probable que sea

necesario incrementar el ndice de productividad

de los mismos, sin embargo si el factor necesario

para lograr este efecto es muy grande resulta ms

aconsejable aumentar la transmisibilidad de los

bloques incrementando la permeabilidad o incluso

los espesores de los bloques. Por otra parte, ser

necesario vigilar que las producciones de gas y

agua tengan un comportamiento similar al real

para simular razonablemente el vaciamiento del

yacimiento. Algunos simuladores permiten cotejar

la tasa total del pozo (qo+qg+qw) con este mismo

propsito. Los principales parmetros que pueden

influenciar el comportamiento de presiones en un

modelo de simulacin son los siguientes:

a) Tamao y permeabilidad del acufero

b) Transmisibilidad a travs de las fallas

c) Tamao de la acumulacin petrolfera

d) Compresibilidad de la roca y los fluidos

e) Ajustes del NTG (net to gross)

COTEJO DE SATURACIONES

Para realizar este proceso se debe establecer en el

modelo de simulacin una distribucin de la

saturacin de petrleo, gas y agua similares a la

distribucin real en el yacimiento. Slo con una

representacin apropiada de esta distribucin con

una descripcin adecuada de la movilidad relativa

de cada fase (permeabilidades relativas) y en el

caso de gas con las propiedades PVT, ser posible

cotejar con un grado aceptable el comportamiento

de la RGP y el corte de agua.

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Primeramente, se debe buscar cotejar el comportamiento de RGP y el % de AyS para todo

el yacimiento, modificando fundamentalmente la

movilidad de los fluidos a travs de las curvas de

permeabilidad relativa. El comportamiento inicial

de la RGP debe ser cotejado con valores de Rs

obtenidos del anlisis PVT. Luego es necesario

aumentar el detalle del cotejo llevndolo a nivel

de regiones y pozos, para o cual probablemente

ser necesario definir criterios de permeabilidad

preferencial. Una vez que este proceso ha sido

concluido satisfactoriamente, es necesario

asegurarse que no se ha perdido el cotejo de

presin, en cuyo caso ser indispensable repetir

este paso previo. Los parmetros que influencian

en mayor grado este proceso son:

a) Curvas de permeabilidad relativa

b) Permeabilidades preferenciales (en cada

direccin)

c) Curvas de Presin Capilar

AJUSTE DE PRODUCTIVIDAD DE LOS

POZOS

En esta fase se ejecutan corridas del modelo de

simulacin para ajustar los parmetros de influjo

de fluidos a las caractersticas reales de los pozos.

Para que este proceso tenga validez es necesario

calcular las presiones de fondo fluyente del pozo,

parmetro este que depender de las dimensiones

de la tubera, de la tasa de produccin, RGL total

y del %AyS.

Previamente durante los procesos estudiados

anteriormente solo se debe suministrar un valor

constante de Pwf. La productividad de cada pozo

deber ser ajustada dentro de los lmites

razonables hasta reproducir las tasas actuales de

produccin de los pozos activos. Los pozos

cerrados o las localizaciones a perforar sern

estimados dependiendo de su cercana a los pozos

activos.

METODOLOGIA GENERAL PARA

SIMULACION DE YACIMIENTOS

PROCESO PARA INICIALIZACION DEL

MODELO DE SIMULACION Despus de seleccionar la malla y completar la

preparacin de los datos del yacimiento, y antes de

comenzar el proceso de cotejamiento, es necesario

inicializar el modelo mediante el clculo de los

volmenes de fluidos originales en sitio. La

inicializacin del modelo consiste en establecer la

distribucin inicial de saturacin y presin

existentes en el yacimiento. El cotejo de las

condiciones iniciales es realizado ajustando los

datos a travs de un procedimiento de ensayo y error cambiando principalmente los parmetros

que presentan mayor incertidumbre y que definen

las condiciones iniciales del yacimiento. El

flujograma de la Figura 1 ilustra el procedimiento

de inicializacin para el caso general hipottico de un yacimiento de petrleo con capa de gas y

zona de agua. A continuacin se discuten los

detalles de las diferentes etapas involucradas.

1.- Corrida preliminar de inicializacin: Correr

el modelo en modo de inicializacin (datos no

recurrentes), con la finalidad de revisar la sintaxis

de los datos. Como resultado de esta corrida se

obtienen los datos no recurrentes interpretados por

el simulador, las distribuciones de presiones,

saturaciones y volmenes en sitio para los

diferentes fluidos

2.- Verificar entrada de datos: Es comn que la

primera corrida de inicializacin de un modelo de

simulacin aborte, como consecuencia de errores

en los formatos de entrada de datos del

yacimiento, inconsistencia de los datos de

permeabilidad relativas y/o datos PVT. En caso de

errores se debe revisar y corregir las

especificaciones de los formatos de entrada de

datos y repetir la corrida hasta obtener un cdigo

de datos limpios. Los errores en los datos de

inicializacin generalmente son de alguno de los

siguientes tipos: Problemas paramtricos, Tablas

de propiedades de fluidos, Tablas de saturaciones,

Tabla de miscelneos (condiciones de equilibrio),

Definicin de acuferos y Generacin de arreglos.

3.- Revisar datos que afectan el POES: Verificar

que el POES calculado por el modelo, est en

lnea con el estimado mediante balance de

materiales y clculo volumtrico en base a los

mapas de calidad de yacimientos. Si el valor

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calculados es sumamente alto/bajo esto es normalmente debido a errores en:

a.- Valores muy altos/bajos de porosidad (error en

formato de entrada de datos).

b.- Contactos de fluidos (gas-petrleo y/o agua-

petrleo, mal ubicados). c.- Inclusin/exclusin de

bloques que no pertenecen/pertenecan al

yacimiento. d.- Valores bajos/altos en las curvas

de presin capilar.

e.- Errores en los espesores de arena neta

4.- Revisar datos PVT: Es de primordial

importancia en la construccin del modelo de

Simulacin, verificar que la relacin gas-petrleo

inicial en solucin calculada por el modelo

reproduce satisfactoriamente al valor establecido

en la caracterizacin del anlisis PVT. De existir

diferencias significativas se deben revisar los

datos de los fluidos. En caso de no existir capa de

gas pasar a la etapa

5.- Revisar tamao de la Capa de Gas: Revisar

que la relacin inicial entre los volmenes de gas

en la capa de gas y petrleo en el yacimiento est

en lnea con el estimado volumtrico y de balance

de materiales. En caso contrario se deben revisar

los parmetros que afectan sus dimensiones

(valores y distribucin de porosidad y espesor de

arena neta en la zona de gas libre, y posicin del

contacto gas-petrleo). Una vez realizados los

ajustes necesarios, se repite la corrida de

inicializacin y se verifica de nuevo el valor del

POES. Este proceso se repite hasta lograr un buen

cotejo del POES.

6.- Revisar tamao del Acufero: Revisar que la

relacin inicial entre los volmenes de agua en el

acufero y petrleo en el yacimiento est en lnea con los balances de materiales previos al estudio

de simulacin. Esta relacin es uno de los

parmetros que menos afecta el nivel de energa

en el yacimiento.

Entre los parmetros a revisar para modificar el

tamao del acufero tenemos, el nmero y tamao

de los bloques que lo representan, porosidad,

espesor de arena neta y posicin del contacto

agua-petrleo. En vista de que lo importante en

cuanto al acufero es su tamao y energa, su

volumen poroso puede ser mucho mayor al de la

zona de petrleo.Para evitar alteraciones en el

tamao de la zona de transicin agua-petrleo y de

la distribucin de saturaciones en la misma el tamao de los bloques para representar el acufero

se debe aumentar gradualmente (entre 1 o 2 veces

el tamao de los bloques en la zona de petrleo

para la primera fila de bloques del acufero y as

sucesivamente). Una vez realizados los ajustes

necesarios, se repite la corrida de inicializacin y

se verifica de nuevo el valor del POES. Este

proceso se repite hasta lograr un buen cotejo del

POES.

7.- Revisar presiones iniciales de los fluidos:

Verificar que la distribucin de la presin inicial a

la profundidad de referencia (Datum, calculada

por el modelo, est en lnea con el valor promedio

reportado. En caso contrario se deben revisar los

parmetros asignados en las tablas de equilibrio y

propiedades de los fluidos (gravedad especfica),

elevaciones estructurales y espesores de arena

total. Una vez reproducidas las condiciones

iniciales del yacimiento se procede a introducir los

datos que pueden cambiar en funcin de tiempo

(datos recurrentes), para comenzar el proceso de

cotejo de la historia de produccin del yacimiento

PROCESO PARA COTEJO DEL

COMPORTAMIENTO HISTORICO

En el desarrollo de un modelo de simulacin

representativo del yacimiento, se utilizan datos

derivados de interpretaciones geolgicas y

mediciones de laboratorio. Los datos de

laboratorio son normalmente representativos de

las propiedades de los fluidos y de la interaccin

roca-fluido, pero el modelo geolgico es ms

sujeto a discusin, debido a que es el producto de

la interpretacin de informacin obtenida

indirectamente, como lo es la ssmica, registros

elctricos, etc.

La forma comn de reproducir el comportamiento

histrico de un yacimiento, consiste en especificar

las tasas de produccin de petrleo e inyeccin de

fluidos y dejar que el modelo simule el

comportamiento de presin, de la relacin gas-

petrleo y del porcentaje de agua. Para lograr esto,

generalmente es necesario hacer ajustes o cambios

en algunos parmetros del yacimiento (geolgicos

o de fluidos, mediante sensibilidades de los

mismos).

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Inicialmente el simulador calcula el comportamiento del yacimiento utilizando la

mejor informacin disponible. Si los resultados

calculados no corresponden al comportamiento

histrico, los datos del modelo deben ser

modificados hasta obtener un cotejo satisfactorio

entre los resultados computados y el

comportamiento observado del yacimiento. Este

procedimiento, conocido como cotejo histrico, conlleva a una representacin matemtica del

yacimiento, la cual permite predecir su

comportamiento futuro sujeto a diferentes

esquemas de explotacin.

Despus de cotejar el comportamiento del

yacimiento, se procede a validar el modelo del

yacimiento para comprobar si este reproduce el

comportamiento de los pozos. Este se realiza

simulando los ltimos cinco aos de historia sin

asignar valores a las tasas de produccin de

petrleo, sino seguir las restricciones impuestas

por el sistema de produccin. La reproduccin

satisfactoria de las tasas de petrleo confirmar,

que el modelo es adecuado para simular el

comportamiento del yacimiento. El flujograma de

la Figura 2, muestra el proceso de cotejo histrico

para un caso general hipottico de un yacimiento

de petrleo con capa de gas y zona de agua. A

continuacin se discuten los detalles de las

diferentes etapas involucradas:

1.- Seleccionar mtodo de solucin

Despus, de completar la inicializacin (Figura 1),

se debe correr el modelo por un perodo de tiempo

no mayor de un ao, usando los mtodos de

solucin disponibles en el simulador que se

utiliza, a fin de escoger el mtodo que proporciona

menos tiempo de corrida y mayor estabilidad

(menos nmero de iteracciones, mayores

intervalos de tiempo, valores menor o cerca de

uno en el balance de materiales y mayor tendencia

a mejorarlo

2.- Efectuar corrida para cotejo de presiones

promedio.

En general el cotejo histrico se realiza en dos

etapas: una primera donde se trata de reproducir el

comportamiento global y por regiones mayores

del yacimiento (grupos de pozos con caractersticas similares), para luego pasar a la

segunda etapa donde se realiza el cotejo a nivel de

pozos individuales. Para lograr el cotejo histrico

de la presin promedio global y por regiones

mayores del yacimiento, se realiza un proceso

interactivo que involucra cambios globales que

afectan varios bloques (regiones, del modelo,

antes que hacer cambios locales que afecten

solamente pocos bloques y que son menos tiles al

momento de cotejar el comportamiento individual

de pozos. Las corridas para esta parte del cotejo se

realizan cubriendo perodos de tiempo iguales a

aproximadamente el 20% de la historia de

produccin disponible, y asegurndose de incluir

reinicializacin (restart, en cada una de ellas)

a.- Revisar tasas de petrleo, intervalos de

completacin y valores de arena neta permeable.

Una fuente de error muy comn son los valores de

tasas de produccin y su correspondencia con los

intervalos de completacin y los espesores de

arena neta, de all que el primer paso en el cotejo

sea el asegurarse de que tal informacin sea la

correcta

b.- Ajustar energa del modelo Si los valores de

presin promedio calculados por el modelo se

apartan considerablemente del comportamiento

observado, falta o sobra energa en el modelo en

relacin a la situacin real en el yacimiento. La

forma de ajustar la energa en el modelo es

revisando la magnitud y distribucin del volumen

poroso en las zonas de petrleo y gas, as como la

fortaleza del acufero, en caso que exista, y/o las

compresibilidades de los fluidos y de la roca

yacimiento. El ajuste de la fortaleza del acufero

se realiza de la siguiente manera:

Para acuferos representados analticamente basta

con modificar los parmetros que intervienen en la

funcin de influencia del acufero, volumen

poroso y capacidad del acufero

Para acuferos representados por bloques del

modelo de simulacin, el ajuste consiste en

modificar las dimensiones y/o la porosidad de los

bloques que representan el acufero. Es posible

que el acufero tenga la fortaleza apropiada, pero

que la misma no se refleja adecuadamente en el

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yacimiento debido a la baja/alta, comunicacin acufero-yacimiento. Si este es el caso se debe

modificar la transmisibilidad en el acufero, y

entre este y la zona del yacimiento el contacto con

el mismo.

c.- Ajustar flujo de fluidos entre regiones mayores

Es posible que la tendencia de la presin global

promedio del yacimiento calculada por el modelo

est en lnea con la observada, pero que sin embargo al analizar tendencias por regiones,

grupos de pozos con caractersticas estticas

similares, se observen discrepancias considerables

con el comportamiento observado. Esto

generalmente ocurre con yacimientos de tamao

relativamente grandes y/o de geologa compleja

El cotejo de las presiones de las diferentes

regiones, se obtiene modificando el flujo de

fluidos entre ellas, para lo cual es necesario

efectuar cambios apropiados en las

transmisibilidades (permeabilidad, entre dichas

regiones). La seleccin de las regiones debe ser

realizada en base al anlisis del comportamiento

de presiones observadas. Luego de estar satisfecho

con el cotejo de la presin global promedio y por

regiones, incrementar el periodo de tiempo en

aproximadamente 20% de la historia disponible y

continuar con la corrida utilizando el

procedimiento de reinicializacin de datos

recurrentes (restart ) Repetir esta etapa hasta

completar el cotejo de la historia de produccin

del yacimiento.

Es posible que algunas de las corridas efectuadas

en esta etapa puedan fallar, debido a que la

presin de algunos bloques en el modelo se salga

del rango usado en la tabla PVT. En este caso

debe revisarse la completacin del pozo ubicado

en el bloque problema, los valores asignados de

porosidad y espesor de arena neta.

3.- Cotejo del comportamiento histrico de la

RGP y del % AyS

Usualmente la RGP y % AyS comienzan a variar

significativamente despus de cierto perodo de

produccin. Es necesario tener un ajuste de

presin durante este perodo antes de comenzar

con el ajuste de la RGP y del % AyS (Figura 2b). Las variaciones en estos parmetros son debido al

avance del gas y del agua en el yacimiento. El

ajuste no se puede obtener si los frentes de agua o

gas no son modelados adecuadamente, lo cual

implica un buen conocimiento de los mecanismos

de empuje de agua o gas que existan en el

yacimiento. Este problema es particularmente

importante en yacimientos estratificados en el que

varias capas se comunican. Los parmetros para

ajustar la RGP y % AyS son:

a.- los ya mencionados para el ajuste de presin.

b.- curvas de permeabilidades relativas para cada

capa

c.- distribucin vertical de permeabilidades

absolutas

d.- carcter o forma de las curvas de

permeabilidades relativas

La RGP es controlada por el grado de segregacin

de gas permitido en el modelo. Esta se puede

controlar modificando la permeabilidad vertical de

las zonas donde se requiere que el gas se segrege

menos rpido para que no sea producido, lo cual

reduce el agotamiento del yacimiento, o en

algunos casos modificando la pendiente de las

curvas de permeabilidades relativas o saturacin

de gas crtica.

Si la RGP es muy alta, puede indicar una relacin

de Kg/Ko muy optimista. Para reducir este efecto,

se debera modificar las pendientes de las curvas

de permeabilidades relativas (la de Kro hacerla

menos monotnica creciente y la de Kro menos

monotnica creciente)

Por otro lado, si es que el gas en el sistema se est

segregando muy rpido, se debe intentar corregir

reduciendo la permeabilidad vertical. Si por el

contrario, la RGP es muy baja, indica que no hay

suficiente gas en el sistema. Para incrementarla, se

hace lo contrario al caso anterior, es decir se

manipulan las pendientes de las curvas de

permeabilidades relativas hasta alcanzar una

relacin de kg/ko mayor. Esta mayor produccin

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de gas puede crear un segundo factor que debe ser considerado y es una menor presin del

yacimiento. En estos casos se pueden hacer ajustes

menores en las transmisibilidades cercanas al

acufero para corregir estas discrepancias.

Otro problema que puede presentarse es que el

gas comienza a fluir muy temprano en el modelo y

sin embargo, las pendientes de las curvas de

permeabilidades relativas lucen razonablemente

bien. En estos casos, un aumento de la saturacin

crtica puede retardar la

produccin de gas. El efecto secundario puede ser

un aumento en la presin del yacimiento, el cual

se trata como se ha mencionado anteriormente. Lo

contrario puede ser aplicado en caso de una

produccin tarda de gas.

En el caso del % AyS, la irrupcin de agua est,

primordialmente controlada por parmetros

sedimentolgicos. La descripcin sedimentolgica

jugar un papel importante ya que de ello depende

los canales preferenciales del flujo de agua. En

algunos casos se puede incrementar la

permeabilidad en ciertas direcciones (ejes de las

barras litorales por ejemplos), a fin de reproducir

la distribucin regional de la saturacin de agua

observada en el yacimiento. Tambin es posible

modificar las transmisibilidades en los bloques

que representan las fallas con el fin de modificar

el flujo en alguna direccin

4.- Cotejo de pozos individualesDespus de tener

un cotejo a nivel de yacimiento y regiones se

procede a reproducir el comportamiento individual

de cada pozo. La regla general es cotejar el mximo nmero de pozos, principalmente buenos productores o pozos con historias largas

con los mismos parmetros y tratar por separado

al final los pozos que no se puedan cotejar.

Obviamente que al realizar el cotejo global y por

regiones de las presiones, de la RGP y del %AyS,

ya se tiene una referencia sobre el estado de

saturaciones y presiones alrededor de cada pozo,

por lo que tales condiciones deben ser el punto de

partida para iniciar el cotejo del comportamiento

de pozos individuales, el cual se realiza siguiendo

el proceso siguiente:

a.- Ajustar nivel de energa del pozo

La presin del pozo depende del nivel de energa a

su alrededor. De ser esta muy baja/alta, se deben

considerar incrementar/reducir la permeabilidad

areal y vertical o ambos segn sea el caso, en el

bloque donde est ubicado el pozo y en los

bloques vecinos de ser necesario.

b.- Cotejar la relacin gas/petrleo

La RGP depende en alto grado de la relacin

Krg/Kro. Cuando el modelo no reproduce la

relacin gas-petrleo, se pueden modificar las

curvas de Krg y/o Kro, mediante un

procedimiento similar al usado en el cotejo de la

RGP del yacimiento.

Es comn que las curvas de permeabilidad

relativa representen el comportamiento de un pozo

solo durante cierto lapso, observndose que la

RGP calculada por el modelo disminuye mientras

que la RGP en el campo todava est aumentada.

Esto es consecuencia de que en el modelo no hay

gas disponible en la regin cercana al pozo. Esto

se puede corregir modificando las curvas de

permeabilidad relativa en los rangos de

saturaciones de gas existentes en el bloque del

pozo en el lapso en cuestin, o tambin

reduciendo la saturacin de gas crtica para que el

gas se libere ms rpido, o reduciendo la

permeabilidad vertical para que el gas se segregue

ms lentamente y pueda ser producido, o revisar

presin de burbujeo en la zona alrededor del pozo,

en aquellos yacimientos donde existan variaciones

de presin de burbujeo con profundidad.

5.- Validar modelo Despus de cotejar el

comportamiento del yacimiento y sus pozos, se

debe validar el modelo retrocediendo cinco aos

en la historia y asignando a cada pozo el valor de

ndice de flujo

ndice de productividad, que permita reproducir su potencial de produccin de petrleo real y

lograr una buena representacin de las presiones

de fondo fluyente (Figura 2c) Para ello se deben

construir curvas de levantamiento artificial para

simular el comportamiento del flujo vertical desde

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el fondo del pozo hasta la superficie, tomando en cuenta los cortes de agua y las RGP mximas y

mnimas observadas en los pozos. En el caso de

pozos que producen por bombeo, definir

solamente la presin mnima de fondo fluyente.

En este caso se cotejar la tasa de produccin.

Despus de cotejar las presiones de fondo, y las

tasas de produccin de petrleo real de todos los

pozos activos en el yacimiento, efectuar una

corrida sin otras restricciones que las impuestas

por el sistema de produccin, para validar el

modelo mediante la reproduccin de los ltimos

cinco aos de historia (Ver Figura 2c). En esta

corrida el modelo solo estar restringido por la

presin asignada al cabezal de los pozos (THP, en

las tablas de levantamiento, en caso de pozos

produciendo por flujo natural o por levantamiento

artificial con gas. La validacin se verifica

observando si existe desplazamiento de la curva

de comportamiento de produccin de los pozos,

bien sea hacia arriba o hacia abajo de su tendencia

natural.

En caso de no lograrse una validacin

satisfactoria, se debe revisar si han ocurrido

eventos que justifiquen cambios en los ndices de

flujo como reparaciones, recompletaciones,

cambios de zonas, etc. De ser as, se procede a

ajustar los ndices de los pozos afectados y se

repite la corrida. De no surtir efecto tampoco, se

debera hacer nuevos ajustes a las curvas de

permeabilidad relativa y regresar a la etapa 4.

De lograr una validacin satisfactoria en esta

etapa, se dispone de un modelo capaz de

reproducir el comportamiento del yacimiento. En

este caso slo se requiere reinicializar el modelo a

fin de llevar a cabo las predicciones respectivas.

6.- Documentar cotejo del comportamiento histrico del yacimiento. Esta etapa tiene como

objetivo, resaltar todas las dificultades

encontradas durante el proceso y como fueron

solucionadas. Igualmente, se deben indicar las

limitaciones o impedimentos que no permitieron

un ajuste satisfactorio en caso de que as ocurra, y

recomendaciones sobre datos e informacin

adicional requerida.

PROCESO PARA REALIZAR PREDICCIONES DE UN YACIMIENTO

Despus de obtener un cotejo razonable del

comportamiento histrico del yacimiento, se

dispone de un modelo confiable para predecir su

comportamiento futuro. Las caractersticas del

yacimiento, el conocimiento del ingeniero sobre el

rea en estudio, los lineamientos de produccin y

la planificacin estratgica de explotacin,

determinaran las opciones de explotacin que se

podran implantar en el yacimiento. Entre las

alternativas comnmente evaluadas, se encuentran

las siguientes:

1.- Determinar el comportamiento futuro de un

yacimiento sometido a agotamiento natural,

inyeccin de agua o gas.

2.- Evaluar las ventajas de un proceso de

inyeccin de agua de flanco contra un proyecto de

inyeccin por arreglos.

3.- Determinar el efecto de la ubicacin de los

pozos y el espaciamiento.

4.- Investigar qu efectos tienen las variaciones

de las tasas de inyeccin y/o produccin, sobre el

recobro.

5.- Investigar qu efectos tiene la perforacin

interespaciada sobre el recobro.

6.- Definir polticas de completacin de pozos en

yacimientos superpuestos.

7.- Estudiar la factibilidad de recuperacin

adicional mediante otros procesos de inyeccin

menos sofisticados como polmeros, surfactantes,

Nitrgeno, WAG, Inyeccin de gas miscible,

CO2, otros. Las bases de los estudios de

infraestructura de produccin e inyeccin, as

como los anlisis de rentabilidad que permitirn

seleccionar el esquema ptimo de explotacin, son

establecidas en base a las predicciones de estudios

de simulacin de yacimientos.