LINEAMIENTOS GENERALES SOBRE

SIMULACION NUMERICA DE RESERVORIOS

UNIVERSIDAD AUTONOMA GABRIEL RENE MORENO

JULIO 2013

Simular el comportamiento de un reservorio petrolífero, se refiere a la construcción y operación de un modelo cuyo comportamiento asume la apariencia de la conducta actual del yacimiento, el mismo que puede ser físico o matemático.

Un modelo matemático es simplemente un conjunto de ecuaciones que, sujetas a ciertas condiciones, describe el proceso físico activo en el reservorio. A pesar que el modelo por sí mismo carece de la realidad de un campo de gas o de petróleo, el comportamiento de éste, asume la apariencia del periodo productivo del yacimiento.

El propósito de la simulación es estimar el comportamiento de un campo (v. Gr. La

recuperación de petróleo) bajo una variedad de esquemas de producción.

Mientras el campo puede producir solo una vez, y a costos considerables - un modelo puede producir o “correr” muchas veces a un costo mucho menor y en un período de tiempo más corto. Observaciones del comportamiento del modelo bajo diferentes condiciones de producción, ayudarán en la selección de un conjunto óptimo de condiciones de operación para el reservorio.

SIMULACION DE RESERVORIOS

La simulación de Reservorios está basada en el buen conocimiento de las técnicas y ecuaciones de la Ingeniería de yacimientos. Las mismas técnicas y ecuaciones que el Ingeniero de reservorios ha estado usando por años.

SIMULACION DE RESERVORIOS

La simulación de Reservorios está basada en el buen conocimiento de las técnicas y ecuaciones de la Ingeniería de yacimientos. Las mismas técnicas y ecuaciones que el Ingeniero de reservorios ha estado usando por años.

SIMULACION DE RESERVORIOS

En general, la simulación se refiere a la representación de algún proceso mediante un modelo teórico o físico. Este estudio ha sido limitado a la simulación de un reservorio petrolífero y lo concerniente al desarrollo y uso de modelos que describan el comportamiento del mismo bajo varias alternativas de operación. .

La simulación por si misma no es realmente nueva, ya que los Ingenieros hace tiempo que usan modelos matemáticos en los cálculos de ingeniería para mostrar el comportamiento del reservorio, antes del desarrollo de modernas computadoras digitales, de tal manera que los modelos eran relativamente simples. Por ejemplo , cuando se calcula el petróleo In Situ volumétricamente, el Ingeniero simulará el reservorio por un modelo simple en el cual serán usados valores promedios para la porosidad, saturación y espesores.

Aunque la simulación en la industria petrolera no es nueva, resultan nuevos los aspectos de mucho mayor detalle dentro del mismo reservorio para proporcionar una simulación más exacta, lo que se ha vuelto más práctico debido a la capacidad de procesamiento disponible de los computadores.

La descripción más detallada, pesar de todo, requiere de ecuaciones matemáticas más complejas que son difíciles de comprender, y es ésta dificultad la que ha causado que algunos Ingenieros eviten su uso, mientras hubo otros que se dedicaron por completo a su mayor desarrollo.

La industria petrolera se encuentra en la era de la revolución en la simulación de reservorios a medida que los simuladores son usados más y más, razón por la cuál, se hace necesario un entendimiento básico de lo que es modelaje de reservorios. El Ingeniero, especialmente el de reservorios, debe capacitarse en la ubicación de problemas de simulación, la decisión en la elección de los apropiados datos de entrada, y en la evaluación de los resultados.

Análisis Básico

Una expresión resumida de la EBM será:

Petróleo neto producido acumulado = petróleo original In Situ – petróleo remanente In Situ.

El fluido neto acumulado retirado es la diferencia entre el petróleo originalmente en el reservorio y el petróleo que queda a cualquier tiempo dado.

En este análisis básico no hay petróleo entrando en el yacimiento puesto que los límites son considerados impermeables al flujo. Por lo tanto, la EBM se reduce a la forma más simple.

Un reservorio como este es denominado “modelo tanque” fig. (1.a). Este se trata de un modelo de dimensión cero debido a que la roca, propiedades del fluido y valores de presión, no varían de punto a punto; sino que por el contrario, ellas son calculadas como valores promedios para el reservorio. Este modelo tanque es el bloque básico o el punto de partida de los simuladores de reservorio.

Ahora si se considera un reservorio representado por un banco de arena tal que éste varíe en litología en dos mitades. El banco de arena en su conjunto no puede ser representado por las propiedades promedio, pero cada mitad sí se puede. De esta forma el banco de arena consiste de dos tanques unitarios, o celdas, como son llamados normalmente. La EBM describe el comportamiento del fluido en cada celda como si se tratase de una sola, es así que, el término correspondiente al petróleo neto retirado en la EBM, es más complicado porque habrá una migración de fluido de una celda a otra, dependiendo de los valores de presión promedio de las dos celdas.

Esta transferencia de fluidos entre las dos celdas es calculada por la ley de D’arcy. La EBM junto con la ley de D’arcy describirán el comportamiento de cada celda. Bajo estas consideraciones se puede decir que el modelo descrito no corresponde a un cero dimensional, debido a que los parámetros del reservorio pueden variar entre las dos celdas, De esta forma se tratará de un modelo en una dimensión debido a que consiste de más de una celda en una dirección y de solamente una celda en las otras dos direcciones. Fig. 1.b.

Ese análisis puede ser extendido a reservorios donde las propiedades tales como los valores de presión, varían en dos dimensiones, y a otros donde las variaciones ocurren en tres dimensiones. Los simuladores que representan estos reservorios son llamados simuladores de dos y tres dimensiones como se ilustran en las figuras 1.c y 1.d respectivamente, en resumen, un simulador de reservorios bidimensional consiste de más de una celda en dos dimensiones y una celda en la tercera dimensión y un simulador tridimensional consiste en más de una celda en las tres dimensiones.

Prescindiendo del número de dimensiones usadas, la ecuación de balance de materiales (EBM) es la ecuación básica que describe el comportamiento del fluido dentro una celda; y la ley de D’arcy describe la interacción entre las celdas. En modelos de una, dos y tres dimensiones, cada celda, exceptuando las celdas de los límites, interactúan con 2, 4, y 6 celdas respectivamente.

Puesto que un simulador puede estar compuesto de cientos de celdas, el gran número de EBM para cada celda originaría una operación de gran envergadura, ideal para el uso de computadores digitales. Pero, nuevamente se hace énfasis que los principios y ecuaciones usadas en los simuladores de reservorios no son nuevas sino, que solo aparentan debido a la complejidad de su procesamiento por la cantidad de datos a almacenar.

CARACTERISTICAS GENERALES. Existen muchos tipos de simuladores de reservorio, para elegir el simulador apropiado para representar un reservorio en particular, se requiere de un entendimiento del mismo y un cuidadoso exámen de los datos disponibles. Un simulador adecuado para un reservorio A puede no ser apropiado para un reservorio B, aún cuando existan similitudes entre los reservorios A y B.

Una manera de clasificar a los modelos fue analizada anteriormente en lo correspondiente al número de dimensiones, siendo los más usados en la actualidad los modelos de dos y tres dimensiones en función de los objetivos que se persigan en un estudio.

Dentro de las geometrías que puede manejar un modelo matemático, tenemos aquella en la dirección horizontal (X-Y); pero la vertical (X-Z)y la radial (R-Z) son también usadas muy a menudo.

Los simuladores pueden ser clasificados también de acuerdo al tipo de fluido en el reservorio o proceso que se esté intentando simular. Hay por ejemplo, para gas, petróleo negro (BLACK OIL), gas y condensado (COMPOSICIONAL) y para procesos de desplazamiento miscible. En todas estas situaciones cualquiera de estos simuladores puede o no contar con procesos gravitacionales o fuerzas capilares.

Todo lo relacionado al dimensionamiento no es suficiente para elegir el simulador apropiado, sino que este debe también representar el tipo de hidrocarburo y las fases de fluidos presentes, fig. 2.

QUE ES UN MODELO COMPUTACIONAL Por la disponibilidad de computadores, la simulación de reservorios nos permite efectuar estudios de yacimientos con mayor detalle, dividiendo el mismo en un número de bloques (en algunos casos miles) y aplicando las ecuaciones fundamentales para el flujo en medios porosos a cada bloque. Los programas desarrollados para computadoras digitales que llevan a cabo los cálculos para desarrollar estos estudios de modelaje son llamados modelos computacionales.

Debido al avance en tecnología de computadores, tanto hardware como software, es ahora posible desarrollar los más sofisticados modelos para simular algunos de los procesos más complejos que toman lugar en un reservorio durante la implementación de diferentes esquemas de recuperación. Por esta razón la simulación de reservorios está siendo constantemente probada y mejorada.

Nuevos modelos para simular los más complejos sistema de recuperación son propuestos todo el tiempo, sin embargo en este curso ser verá el más básico de todos los modelos de reservorio cual es el dominado BLACK OIL ó de petróleo negro, conocido también como modelo Beta. Un apropiado entendimiento de las técnicas usadas para modelos de petróleo negro es esencial para poder desarrollar algunas apreciaciones acerca de modelos más complejos. En lo relativo a la descripción de un modelo computacional los términos: Modelos matemático, modelo numérico, simulador numérico, modelo de malla, modelos de diferencias finitas y simuladores de reservorio son utilizados en la mayoría de los casos en forma indistinta. En realidad, existen tres clases de modelos envueltos en el desarrollo de un programa para simular el reservorio:

Modelo Matemático:

El sistema físico a ser modelado debe ser expresado en términos de ecuaciones matemáticas apropiadas. Este proceso casi siempre implica ciertas suposiciones. Estas suposiciones, desde un punto de vista práctico, son necesarias para volver el problema tratable. Por ejemplo, todos los ingenieros de reservorios conocen que el concepto de permeabilidad relativa tiene limitaciones, pero en ausencia de nada mejor, no se tiene elección y se debe usar este. La formulación de modelos matemáticos resulta en un conjunto de ecuaciones diferenciales parciales no lineales, con apropiadas condiciones iniciales y de límite.

Modelo Numérico

Las ecuaciones que constituyen un modelo matemático de reservorios son casi siempre demasiado complejas para ser resueltas por métodos analíticos, razón por la cual se deben efectuar aproximaciones para poner las ecuaciones de tal forma que puedan ser solucionadas por computadores digitales. Este conjunto de ecuaciones forman lo que se denomina el modelo numérico.

Modelo Computacional

Un programa para computador o un conjunto de programa escritos para resolver las ecuaciones de un modelo numérico constituyen el modelo computacional del reservorio. El uso de este modelo computacional para resolver problemas prácticos es lo que se llama Simulación de reservorios.

Otros Modelos

Muchos otros tipos de modelos han sido usados por los Ingenieros Petroleros. Estos modelos pueden ser divididos básicamente en dos categorías, (a) Modelos análogos, y (b) Modelos físicos. Los modelos análogos más comunes son los modelos eléctricos donde el potencial eléctrico y su comportamiento sirven como variables análogas. En la actualidad estos modelos análogos han sido remplazados completamente por modelos computacionales.

Los modelos físicos pueden ser clasificados como : (a) modelos a escala ó como (b) modelos elementales. En un modelo a escala, las dimensiones del reservorio, propiedades del fluído, así como las propiedades de la roca están a escala para un modelo de laboratorio de tal manera que la relación de los diferentes fuerzas que actúan en el reservorios y las del modelo físico son las mismas. Un modelo a escala podría proporcionar resultados que puedan ser directamente aplicados al campo. Desafortunadamente las modelos físicos a escala total son imposibles de construir.

En un modelo elemental, se puede llevar a cabo con propiedades de roca y fluido correspondiente al análisis del mismo o con propiedades simuladas. Obviamente que los resultados de tales modelos no son directamente aplicables al campo, sin embargo ellos nos pueden ayudar a responder algunas preguntas básicas acerca de los mecanismos que gobiernan el comportamiento del reservorio.

Las ecuaciones básicas del movimiento de fluídos que describe el flujo en el reservorio (modelo matemático) son también válidos para modelos a escala y modelos elementales. Esto significa que un modelo computacional puede ser verificado y aún ajustado usando los resultados de un modelo físico y luego usar este para predecir el comportamiento del campo. De esta forma, para tener un máximo entendimiento del complejo fenómeno que sucede en el reservorio se requiere considerar el uso adicional tanto de los modelos físicos como de los modelos computacionales.

Resumiendo: Un programa de simulación numérica de reservorios, es una herramienta de ingeniería, la cuál, cuando es apropiadamente aplicada puede proporcionar una estimación del comportamiento del reservorio bajo una variedad de condiciones especificadas por el usuario.

El concepto clave en la definición anterior es que el simulador de reservorios es una “herramienta de ingeniería”, y puede ser aplicada en un amplio rango de las distintas ramas de esta profesión. Muchas personas ven al programa de simulación como una “caja negra” , la cual debe proveer la respuesta; es decir, pronóstico exacto de la producción y respuesta a los problemas operativos.

Los Simuladores de reservorio NO proporcionan respuestas; ellos proporcionan estimaciones del comportamiento por el uso de un modelo definido de reservorio. Estos comportamientos estimados pueden ser luego usados junto con la evaluación económica para permitir al ingeniero tomar decisiones para las operaciones o desarrollos de campo requeridos.

Muchos usuarios de los programas de simulación esperan que estos representen necesariamente un riguroso modelo de su reservorio, usando a menudo un modelo tridimensional del campo entero, de tal manera de obtener un modelo de simulación válido y acreditable para su estudio.

Esta actitud a menudo resulta en función del trabajo que se persiga, inclusive demasiado riesgosa ya que para muchos

casos, un modelo de simulación en dos dimensiones areal o de corte seccional puede ser adecuado y permitir resolver los problemas operativos o lograr la decisión que buscaba.

Muchos documentos han sido publicados, los cuales discuten el beneficio que se tiene cuando se considera el uso de una simulación de reservorio para resolver un problema particular.

Cuando se aplica un simulador numérico para resolver un problema en particular, un número de decisiones deben ser tomadas para garantizar que esté siendo aplicada la herramienta adecuada y que el modelo del reservorio sea apropiado para manejar el problema. El primer requerimiento es un claro y conciso resumen del problema a ser solucionado y definir los objetivos finales que se persiguen con el estudio. La selección del simulador dependerá del problema específico considerado.

PREGUNTAS

Que preguntas puede responder un modelo computacional?

1. Como puede ser un campo desarrollado y producido de manera que podamos maximizar la recuperación económica de hidrocarburos. 2. Cual es el mejor esquema de recuperación para un reservorio? Como puede ser implantado?

3. Porque el reservorio no se está comportando de acuerdo con las predicciones hechas por estudios previos ya sean de ingeniería tradicional o por estudios de simulación? 4. Cual es la recuperación final económica para un campo?

5. Que tipo de datos de laboratorio se necesitan y cual es la sensibilidad de cada uno de ellos en los modelos de predicción? 6. Es necesario hacer estudios sobre modelos físicos de reservorio? En que grado los resultados puede ser llevados a la práctica aplicándolos en el campo?

7. Cuales son los parámetros críticos que deben ser medidos en las aplicaciones de campo para un determinado esquema de recuperación? 8. Cual es el mejor esquema de terminación de un pozo en el yacimiento? Que porcentaje de aporte tiene determinada zona del reservorio en la producción total?

Estas son algunas de las preguntas más generales; sin embargo existen preguntas mucho más específicas que pueden ser hechas cuando se está considerando un estudio de simulación en particular. Definidos los objetivos del estudio que se llevará a cabo y establecer cuidadosamente las interrogantes a ser respondidas, es un paso extremadamente importante en la conducción de cualquier estudio de simulación.

USO DE LOS MODELOS

1.- Prueba Pre – Piloto Seleccionado posibilidades Diseñado y comprendiendo experimentos de laboratorio. Evaluaciones preliminares de los procesos seleccionados. 2.- Pruebas Piloto Diseño de arreglos de comportamiento. Establecimiento requerimiento de datos para las pruebas piloto y de laboratorio.

3.- Ejecución de pruebas piloto Monitoreo Optimización Eliminación de datos malos 4.- Evaluaciones Piloto Optimización de procesos Nuevos diseños

5.- Operaciones de campo Monitoreo del proyecto. Optimización del proyecto. Análisis de los problemas de operación (baleos, terminación, etc.)

CONDUCCION DE UN ESTUDIO DE SIMULACION

Esta sección contiene un breve lineamiento de los pasos fundamentales envueltos en la conducción de un estudio de simulación con un modelo de reservorio y presenta algunas sugerencias, indicaciones e ideas que se pueden considerar. Los pasos fundamentales en la conducción de un estudio de simulación que serán discutidos son:

1. Obtener un resumen claro de los problemas y objetivos para el estudio. 2. Seleccionar la herramienta apropiada de simulación (simulador) para el problema. 3. Examinar todos los datos geológicos y de ingeniería disponibles para desarrollar la mejor descripción posible del reservorio.

4. Escoger una malla (grilla) para modelar el reservorio. 5. Localizar los datos de producción y reservorio y reducir estas a la forma requerida para introducirlo en el modelo. 6. Obtener estimaciones del petróleo In Situ a partir de cálculos volumétricos ó haciendo uso de la EBM.

7. Llevar a cabo estudios de los parámetros de sensitividad y lograr un ajuste aceptable de la historia de producción disponible, necesarios para obtener una satisfecha y uniforme predicción. 8. Hacer corridas de predicción para estimar el comportamiento de producción bajo planes, alternativos de operación. 9. Comparar las varias alternativas estudiadas y obtener la óptima desde el punto de vista de recuperación o desde el punto de vista económico o ambos.

Antes de empezar un estudio numérico de simulación deben considerarse los siguientes criterios: a) Si existe un problema económicamente importante tal como la determinación de la estrategia más óptima de explotación de un campo. b) Disponibilidad de todos los datos de entrada requeridos por el simulador. c) Ver si la solución del problema económicamente importante no puede ser satisfactoriamente resuelto usando una herramienta más simple y menos cara que un simulador.

DESCRIPCION DE RESORVORIO Y SELECCIÓN DE LA MALLA

El primer paso en el estudio es desarrollar lo mejor posible la descripción del reservorio usando todos los datos posibles, tanto geológicos como de ingeniería. Una descripción acertada del reservorio es esencial para el desarrollo del estudio de simulación.

Los reportes geológicos previos y datos de ingeniería a menudo proveen un excelente punto de partida para esto. El grado de detalle o complejidad de la descripción del reservorio será determinada por la extensión del problema y la malla de red elegida para el modelo.

De esta forma, un buen conocimiento del reservorio, los controles geológicos, y el comportamiento de las producción, es necesario tomarlos en cuenta para elegir la malla con la complejidad que se quiera tomar para aproximar la simulación. El desarrollo de la descripción del reservorio y la comprensión de la características de producción del mismo, no son cosas que son hechas solamente una vez al principio del estudio ; por el contrario, ellos son parte de un comportamiento y de un continuo proceso de cambio a través del mismo.

La descripción del reservorio debe permanecer flexible y evolucionar tanto como el estudio avance o, se disponga de nueva información. De esta forma, teniendo una buena descripción del reservorio al inicio, hará el estudio más fácil y mucho más improbable que existan cambios en el proceso.

Uno de los pasos más importantes en la construcción del modelo es la selección de la malla a usarse. Esta decisión es fundamental en que se refiere a determinar la complejidad de la simulación. La selección de la malla incluye el tamaño de las celdas en el sistema de grillado, esto implica definir el tamaño de los bloques donde estarán ubicados los pozos en función a la orientación de la malla.

Una regla importante del modelaje de reservorios es la de “elegir la malla más general que describa adecuadamente el comportamiento futuro del reservorio”. Esto rebajará los costos por computación a un mínimo sin afectar adversamente la precisión del estudio de simulación.

El tiempo de procesos y costo depende del procedimiento usado para resolver las ecuaciones diferenciales finitas con que trabaja el modelo, del número de bloques usados en la malla y el número de dimensiones espaciales. Es así que el costo del proceso es directamente proporcional al número de operaciones aritméticas por paso del tiempo; un incremento, en el número de bloques que constituyen la malla, o en el número de dimensiones, puede resultar en grandes incrementos en el costo. Algunas veces es realmente valioso el uso de un gran número de bloques o un arreglo en tres dimensiones para solucionar problemas grandes o complejos.

Generalmente a pesar de todo, intento por incrementar el número de bloques o el número de dimensiones son motivados por un deseo de incrementar la exactitud, lo cual es justificable en algunos casos donde puedan ser controlados con el conocimiento de los datos de entrada que ocasionalmente no son confiables y son a menudo, representativos de solamente una pequeña fracción actual del reservorio.

En algunos casos, la capacidad de almacenaje del computador será una fuerza limitante. Algunas aproximaciones, las cuales pueden ser usadas para reducir el número de bloques y los requerimientos de almacenaje y uso de memoria del computador, incluye simulaciones de secciones transversales, simulaciones areales de dos dimensiones, o el simular un pequeño elemento simétrico de un patrón general (por ejemplo, de un arreglo de cinco pozos, tomar un cuarto (1/4) del arreglo), o efectuar simulaciones de un típica porción del campo usando propiedades promedio del reservorio, y el uso de seudo funciones para reducir el número de celdas de la malla.

Otros aspectos concernientes a la elección de la malla incluyen la dispersión numérica, orientación de la red, y el requerimiento areal y vertical de la distribución de fluidos.

RECOLECCION Y REDUCCION DE DATOS

Una fase necesaria de todo estudio de simulación es la recolección de datos a ser usados en el simulador. Valores de cantidades físicas deben ser especificados antes que la simulación pueda empezar. Los datos particularmente necesarios dependerán de la naturaleza y complejidad del estudio.

Los datos requeridos pueden ser clasificados en tres grupos: Propiedades de la roca reservorio, Propiedades de los fluidos , e historia del comportamiento del campo. Algunas propiedades de roca reservorio y fluidos del mismo y su manera común de obtenerlas son presentados en la tabla 1.

La carencia de datos detallados de la roca, de cualquier parte del reservorios excepto en el lugar donde se encuentra perforado el pozo, requiere que los datos sean inferidos usando la mejor descripción geológica posible y el siguiente procedimiento:

a) Recolectar todos los datos pertenecientes a las cantidades físicas relevantes. Graficar estos datos sobre un mapa base de la región a ser modelada. b) Contornear los datos de los puntos para obtener una distribución areal consistente, con un buen concepto geológico y de ingeniería de la región.

c) Digitalizar los datos contorneados para obtener los datos de roca requeridos en cada celda de la malla a ser empleada. Esta paso es efectuado después que la malla ha sido seleccionada.

Las propiedades de los fluidos del reservorio (datos PVT) incluyen análisis de viscosidades de los fluidos, densidades, factores volumétricos de formación, solubilidad del gas, etc. Estos datos son generalmente obtenidos por análisis de laboratorio aplicados a muestras de fluidos tomados del reservorio. A menudo los datos PVT no son conocidos para todo el rango de presiónes deseables para hacer un corrimiento computarizado. Cuando esto sucede, los datos base de fluidos pueden ser ampliados complementando los datos de laboratorio con correlaciones o mediante el uso de programas desarrollados para es fin.

La combinación de las propiedades de la roca y de los fluidos del reservorio, comprende la inicialización de datos para el modelo, por ejemplo, los datos que deben ser codificados, antes que la simulación del comportamiento del campo pueda empezar . Los restantes datos que van a ser codificados, son llamados datos recurrentes y son tomados de la historia del comportamiento del campo.

Incluidos en la historia del comportamiento del campo están los historiales de inyección y producción; la distribución de presión dependiente del tiempo, y los índices de productividad de los pozos. La historia de eyección y de producción, incluyen las relaciones agua – petróleo, relaciones gas-petróleo, datos de producción de gas, petróleo y agua, además de los datos de eyección y el tiempo de surgencia del fluido inyectado. El simulador puede calcular el comportamiento de la presión y producción basado en los datos de entrada provistos. Los cálculos de comportamiento realizados por el simulador son luego comparados con el comportamiento de la producción observada.

La obtención de datos en el campo es a menudo difícil y consume bastante tiempo, consecuentemente, las mediciones de campo son hechas solamente cuando es necesario, además el análisis de los resultados medidos pueden no ser correctos debido a la complejidad del proceso de medición. Por estas razones y otras es que es frecuente encontrar que la información necesaria es inadecuada, incompleta, o mezcla de ambas. .

Mediante el empleo de criterios adecuados, la comunicación con la gente del campo y experiencia, es posible determinar cuales datos son confiables y cuales deben ser usados con precaución. Estos datos no confiables son generalmente, los primeros en ser ajustados durante la etapa de ajuste de la historia del comportamiento del reservorio.

PERMEABILIDAD RELATIVA Y DATOS PVT DE FLUIDOS

Algunos de los datos más críticos en términos de su afecto sobre el comportamiento del modelo son las curvas de permeabilidad relativa.

Desafortunadamente las curvas de permeabilidad relativa son a menudo datos entre faltos de calidad a pobres de calidad. Estos datos son significativamente afectados por las alteraciones en las condiciones de mojabilidad en el núcleo; idealmente, los datos de permeabilidad relativa deberán ser medidos en el laboratorio bajos las mismas condiciones de mojabilidad que las existentes en el reservorio.

Un método de obtener esta “idealidad” es mediante el uso de preservadores de “estado nativo” durante el muestreo de núcleos. Estas son muestras, las cuales son perforadas usando petróleo crudo o algún fluido para el muestreo, que sea diseñado para minimizar las alteraciones de mojabilidad, Las muestras son luego selladas en el mismo lugar del pozo para minimizar la exposición al oxígeno o secado y trasladarlo al laboratorio listo para efectuar las distintas pruebas.

Siendo que este proceso es económicamente costoso, la mayoría de los datos de permeabilidad relativa son obtenidos a partir de la readecuación de los núcleos en el laboratorio. Los análisis de laboratorio de los fluidos del reservorio generalmente proveen datos de un experimento de liberación diferencia y de un experimento flash.

Los datos de liberación diferencial y flash pueden ser significativamente diferentes para algunos petróleos. Los procesos actuales de producción de reservorio están representados por una combinación de los procesos diferencial y flash. La consideración normalmente hecha en la preparación de los datos P.V.T. para el uso en el simulador de petróleo negro, es que los datos de liberación diferencial representan la producción a las condiciones de almacenaje (STC).

ESTUDIOS DE SENSITIVIDAD Y CALCULOS DE PETROLEO IN SITU

Los resultados exactos de una simulación dependerán de obtener datos de al calidad de un gran número de parámetros del reservorio. Muchos de estos datos pueden ser cuestionables o aún fuera de lugar para cualquier estudio. También no es posible predecir “A priori” cuales parámetros controlarán el comportamiento del modelo.

Una técnica que es frecuentemente usada para ayudar en la reunión de datos y distribuirlos con el tiempo a parámetros críticos, es el uso del modelo de simulación para hacer un análisis sensitivo sobre la selección de los parámetros.

Por la variación de cada uno de los parámetros seleccionados a través de un rango razonable de incertidumbre y observando los efectos sobre el comportamiento del simulador, estos parámetros críticos que controlan el comportamiento pueden ser identificados. De este forma esfuerzos futuros para reunir mejores datos pueden ser concentrados en estos parámetros críticos.

Algunas estimaciones de petróleo In Situ , aún por cálculos volumétricos ó hechos antes de empezar cualquier estudio amplio de simulación. Este cálculo de petróleo In Situ proporcionará u chequeo sobre los datos de entrada del simulador y descripción del reservorio.

También, en un estudio grande, los cálculos por balance de materiales proporcionarán un chequeo sobre la consistencia de la presión, producción y datos P.V.T. de fluidos. Si esos datos no pueden dar una consistencia razonable a los cálculos de balance de materiales, probablemente no se justifique un estudio de simulación muy caro, mientras la inconsistencia en los datos sea corregida o sean obtenidos datos adicionales.

AJUSTE DEL COMPORTAMIENTO

El objetivo del ajuste del comportamiento es el de reproducir con el simulador el comportamiento actual del reservorio. Este es llevado a cabo mediante el manejo de dos procesos fundamentales que son controlados durante el ajuste del comportamiento: La cantidad y distribución de fluidos en el sistema y el movimiento de fluidos dentro del mismo.

Estos procesos son manejados ajustando los datos de entrada dentro de los límites razonables de condiciones existentes en el campo hasta que exista una mínima diferencia entre los datos reales y los calculados por el simulador en un momio período de tiempo.

De esta manera, el ajuste del comportamiento es el proceso de determinación de los valores, de los parámetros físicos pobremente conocidos o desconocidos, los cuales son necesarios como entrada al modelo matemático del reservorio. Mucha , si no toda , la información físicamente medible usada en el simulador, está basada en mediciones de campo incompletas o inexactas. La confiabilidad de esta información y su consistencia es mejorada mediante el uso del simulador al tiempo de efectuar el ajuste del comportamiento del reservorio.

Los valores de los parámetros físicos son ajustados dentro de límites razonables determinados por entendimientos juiciosos de geología e Ingeniería hasta que el simulador calcule resultados que se ajusten a los datos del comportamiento observado. La entrada de datos geológicos pude ser extremadamente valiosa en el esfuerzo de encontrar el ajuste del comportamiento preciso. Cuando un ajuste de comportamiento aceptable ha sido encontrado, el ingeniero puede proceder a la predicción esperada por el estudio.

Como se puede notar, de la explicación anterior, el ajuste del comportamiento es un procedimiento cualitativo, y su confiabilidad depende, en gran parte del conocimiento y experiencia del comportamiento individual de la simulación.

Una crítica común y legítima al resultado del ajuste de un comportamiento es que el conjunto de parámetros físicos que trabajan en el desarrollo del ajuste no son necesariamente únicos. Es posible encontrar otro conjunto de parámetros que proporcionen tan bien ajuste a la historia del reservorio como los anteriores ya aceptados, aún cuando los dos conjuntos de datos puedan producir predicciones del comportamiento substancialmente diferentes.

Consecuentemente, por las razones anteriormente expuestas es que vale la pena poner al día periódicamente ajustes del comportamiento dando datos recientemente obtenidos con el objetivo de alcanzar el codiciado conjunto de parámetros, tanto como dar validez o corregir el comportamiento proyectado del reservorio.

Obteniendo una acertada descripción del reservorio al principio del estudio, se minimizará la cantidad de parámetros que requieran ser calibrados durante el ajuste del comportamiento.

Quizás el origen más común de errores en el proceso de ajuste del comportamiento es la necesidad de datos de campo confiables. Hay muchas razones por las que el reporte de los datos de campo no es confiable, de esta manera la cantidad de datos es generalmente limitada. Es así que, el ajuste del comportamiento puede caracterizar los datos reportados, pero estos pueden no corresponder a la caracterización del reservorio.

Otro tipo de situaciones que originan errores sucede, cuando las derivaciones en la formulación matemática del modelo, son reemplazadas por truncamiento y son denominados dispersión numérica. Esto puede causar que un conjunto de parámetros correctos produzcan resultados incorrectos, tal como la predicción prematura de intrusión de agua. Lógicamente que este tipo de errores serán de mayor o menor valor, en función de la capacidad del modelo y su grado de exactitud, siendo generalmente propio de modelos baratos.

La no unificación de conjunto de parámetros, la inseguridad, o falta de información de los datos de campo y la presencia de errores de truncamiento, son los problemas más típicos encontrados durante el proceso e ajuste del comportamiento del campo.

El ingeniero debe estar consiente que estos problemas existen y que pueden causar inexactitud en la proyección del comportamiento. Por lo tanto, unificando estos problemas, el resultado para cualquier simulación debe ser juiciosamente considerado y aplicar en el, un concepto de “equidad” junto con la experiencia con el tipo de reservorio que se está tratando, el área y los sistemas de producción a ser usados en el campo.

PROCESAMIENTO DE LA PREDICCION

Después que se tenga un ajuste satisfactorio del comportamiento primario del campo, podemos hacer el procesamiento de las predicciones.

Un número de alternativas en las operaciones de campo o escenarios de desarrollo pueden ser evaluados y comparados en un corto período de tiempo para optimizar futuros manejos del reservorio y planificaciones para el campo.

Debido a que no hay historia del campo para compararla con los resultados de la simulación para un determinado procesamiento de la predicción, es importante aplicar un esquema conservador y cuidadoso en definir las distintas alternativas de explotación de un yacimiento.

No menos cuidado se debe tener en la predicción de la simulación cuando el procesamiento de la misma, simula operaciones bajo diferentes sistemas de flujo que los trabajados en el ajuste del comportamiento. Un común ejemplo de esto es el ajuste del comportamiento primario (donde predomine un sistema de flujo gas/petróleo) y luego hacer operaciones de inyección de agua (donde predomina el sistema de flujo agua/petróleo).

La razón para esto es que algunos parámetros del reservorio pueden tener poco efecto en el comportamiento bajo un sistema de flujo gas/petróleo pero puede ser de crítica importancia en el sistema agua/petróleo. Este problema puede ser minimizado obteniendo la mejor descripción posible del reservorio previo al trabajo de simulación. Todo el proceso de simulación está esquemáticamente presentado en la fig. 3.

CONSIDERACIONES GEOLOGICAS

Las consideraciones geológicas tienen como objetivo ayudarnos a tener un mejor control geológico sobre las propiedades de la roca reservorio, desarrollando mejores métodos para la cuantificación y sintetización de los datos geológicos, logrando así una mejor interacción entre el ingeniero de reservorios y el geólogo en proyectos que pueden ser de un impacto económico importante para una empresa.

Sin lugar a dudas, para alcanzar el objetivo propuesto es necesario establecer métodos de trabajo que permitan tener toda la información disponible, ordenada y depurada para lo cual se debe llevar a cabo reuniones preliminares y seguir un proceso establecido para optimizar el trabajo como se ve en el diagrama a continuación:

REUNION GENERAL DE GEOLOGIA E INGENIERIA

GEOLOGIA INGENIERIAESTADISTICAS DISEÑO

REUNION GENERALCATALOGACION DISTRIBUCION DE TIEMPO

REVISION DE DATOS DE PRODUCCION

CORRELACIONFORMULARIOS ESTADISTICOS CONSTRUCCION MAPA BASE

MAPAS Y CORTES

TRABAJO PRELIMINAR DE INGENIERIA

GRAFICAR GRAFICAR

CONSTRUCCION DE MAPAS Y CORTES DEL RESERVORIO

VERIFICAR VERIFICAR

INTEGRACION CON DATOS DE PRODUCCION

VERIFICAR DIBUJAR MAPAS Y CORTES

DISCUSION GEOLOGICA E INGENIERIA

MODIFICACIONES SI ES NECESARIO

CORRECCIONES DEBIDO A MODIFICACIONES

PLANIMETRADO CALCULOS DE INGENIERIA

REPORTESREPORTES REPORTES

DIAGRAMA DE TRABAJO

ETAPA A

ETAPA B

ETAPA C

ETAPA D

ETAPA E

El diagrama de trabajo que se presenta puede ser considerado para la ejecución de cualquier proyecto. En dicho diagrama se establece cinco etapas que incluyen desde la clasificación de datos en la etapa inicial, coordinación y revisión de los mismos, preparación e información de inventarios de los datos geológicos y de terminaciones de pozos para su verificación, construcción de mapas y cortes, terminando en la preparación, calculo de ingeniería y elaboración de reportes finales.

DESCRIPCION GEOLOGICA DEL RESERVORIO: Tiene como principal objetivo desarrollar un modelo geológico del área bajo estudio que nos proporcione de una manera más precisa información sobre los siguientes aspectos: Representación de las variables de facies del reservorio

dando como resultado indicaciones de distribución vertical y areal de: Porosidad Espesores Permeabilidades Presión capilar Otras propiedades relevantes que nos ayuden a comprender el

comportamiento geológico del campo.

DESCRIPCION GEOLOGICA DEL RESERVORIO: Al establecer los objetivos principales que se persigue con el modelo geológico, debemos saber como llevar a cabo los mismos. Básicamente los objetivos se encuentran acompañados de las siguientes actividades: Identificación del origen deposicional de la roca reservorio estableciendo

por ejemplo si el tipo de ambiente es fluvial, deltaico, semicontinental o continental-

Análisis de recortes de pozos ( cutting) Hacer uso de la herramientas comerciales disponibles tales como:

registros, análisis de núcleos y las diferentes técnicas interpretativas disponibles para el efecto

Trabajos mancomunados entre geólogos petrofísicos y el grupo de ingenieros a cargo del proyecto en la construcción de secciones transversales y mapas del reservorio en estudio

Uso de datos de producción presión y pruebas de pozos, para aumentar los datos proporcionados por los análisis de núcleos

Efectuar delineamiento de áreas donde sea necesario o se requiera mayor información.

Todos los aspectos anteriormente destacados son efectuados de acuerdo a un cronograma de trabajo establecido para el fin, en el cual los ingenieros y geólogos deben considerar las siguiente actividades:

ACTIVIDAD GEOLOGICA EJEMPLO DE OBRA O INTERACCION

ESTUDIO DE ROCA • Litologia • Origen Deposicional • Tipos de roca reservorio

Cutting • Análisis de núcleos

ESTUDIO DE ORGANIZACIÓN • Estructura • Continuidad • Tendencia a conservar el

espesor bruto

• Pruebas de pozo

ESTUDIO DE CALIDAD DEL RESERVORIO • Calidad de perfiles • Zonificación del reservorio • Tendencia del espesor neto

• Análisis de núcleos • Presión • Pruebas de Pozos

ESTUDIOS INTEGRALES • Volumen Poral • Transmisibilidades

• Presión, producción • Ajuste de la historia

Estudios de Rocas Estos establecen la litologia y determinan en tipo de ambiente deposicional además de ayudarnos a identificar los posibles cambios de facies como resultado de este proceso deposicional. Los análisis de núcleos y registros de pozos son usados para proporcionar información sobre la roca, los fluidos contenidos en ella y su expresión eléctrica en áreas donde estos están perforados Se denomina pozos “Claves” a aquellos pozos que contienen toda la información posible del sistema roca fluido del reservorio, ya que por razones económicas, no en todos los pozos pueden efectuarse análisis especiales tales como muestreo de fluidos, obtención de testigos de los cuales provienen los núcleos, etc.

Organización del estudio Se debe establecer la forma completa de la estructura, continuidad y extensión del reservorio, para lo cual se debe definir sistemas de trabajo. Un sistema adoptado para averiguar la continuidad de la arena, consiste en llevar a cabo un control geológico entre pozos los cuales deben ser correlacionados en detalle. Un importante paso en este proceso es el desarrollo de correlaciones estratigráficas y estructurales múltiples las cuales son trazadas de pozo a pozo y capa a capa (o nivel a nivel) uniendo estos para verificar o no la continuidad de los mismos en el yacimiento. La geometría y forma de estas líneas, las cuales unen los topes y bases de las arenas, junto con los datos de origen deposicional, proporcionaran al equipo ingeniero/geólogo una información adecuada para definir la continuidad de los reservorios.

De los parámetros definidos con el estudio geológico, algunos pueden ser corroborados o dado el caso, incrementar su grado de ajuste. Un ejemplo son los datos obtenidos de las pruebas de pozos, que conjuntamente con los datos de núcleos pueden calibrar valores obtenidos por análisis geológico. Por otra parte, con el análisis de los datos de presión, resultado de la pruebas especiales efectuadas sobre los pozos, (pruebas de presión) podemos estimar si existe o no continuidad en un intervalo dado entre pozos ya que estas pruebas de pulso no se manifestaran, podríamos decir, entre pozos “desconectados”. Durante el transcurso del estudio geológico se establece un control sobre como se van ajustando los mapas hasta definir un modelo geológico. Los mapas base, con la ubicación de todos los pozos del campo, son el fundamento sobre el cual se confeccionan los mapas necesarios para efectuar el estudio de detalle. Los mapas estructurales referidos al tope de los reservorios u horizontes de interés

De los parámetros definidos con el estudio geológico, algunos pueden ser corroborados o dado el caso, incrementar su grado de ajuste. Un ejemplo son los datos obtenidos de las pruebas de pozos, que conjuntamente con los datos de núcleos pueden calibrar valores obtenidos por análisis geológico. Por otra parte, con el análisis de los datos de presión, resultado de la pruebas especiales efectuadas sobre los pozos, (pruebas de presión) podemos estimar si existe o no continuidad en un intervalo dado entre pozos ya que estas pruebas de pulso no se manifestaran, podríamos decir, entre pozos “desconectados”. Durante el transcurso del estudio geológico se establece un control sobre como se van ajustando los mapas hasta definir un modelo geológico. Los mapas base, con la ubicación de todos los pozos del campo, son el fundamento sobre el cual se confeccionan los mapas necesarios para efectuar el estudio de detalle. Los mapas estructurales referidos al tope de los reservorios u horizontes de interés

Reflejan la configuración y extensión areal de los reservorios. Tambien será necesario elaborar diferentes mapas de espesores (Espesor bruto, poroso, productor) mapas faciales y mapas que muestren las variaciones de algunas características petrofísicas de la roca (porosidad, permeabilidad, saturación)

Estudio de Calidad del reservorio Un mapa común de espesores netos de reservorios se desarrolla mediante la interpretación combinada de análisis de núcleos, recortes de pozos, estudios de roca y calidad de la misma. Un aspecto importante de esta faceta del análisis geológico es el desarrollo del perfil de calidad del yacimiento, donde se muestra la porosidad y permeabilidad en forma conjunta con la litología. Valores mínimos tolerables, valores de corte ó delimitadores denominados “Cut off values” son determinados para todos los parámetros del reservorio a partir de: Experimentos y pruebas de flujo Factores de experiencia Análisis de sensibilidad Estos delimitadores proporcionan un refinamiento de los mapas para delinear las áreas productivas del reservorio.

Estudio de Calidad del reservorio La distribución es establecida graficando los valores numéricos , ya sea de espesores totales, netos, asi como los valores de porosidad, permeabilidad, saturación de agua, sobre mapas bases en puntos predeterminados (pozos), los cuales, unidos con valores comunes y delineados interpretativamente dan como resultado mapas isopaquicos, netos , permeables, isoporosos, isopermeabilidad, etc.

Estudios Integrales En esta fase del estudio se ponen todos los datos juntos. Esto representa el punto final de los estudios individuales. La síntesis de toda la información con la cual se dispone hasta esta etapa, ayudara a desarrollar mapas del reservorio mostrando por ejemplo: Volumen poral de hidrocarburos Transmisibilidad (KH) Mapas de petróleo móvil Mapas de Índice de Hidrocarburos La realización de estos mapas ayudará a encontrar áreas críticas en el reservorio y por consiguiente facilitará la determinación de la estrategia a ser tomada para el enfoque del estudio integral del yacimiento. El desarrollo de mapas para estos parámetros, están representados en valores contorneados usando el mejor criterio geológico, ayudado muchas veces en su elaboración mediante procesos mecánicos.

Estudios Integrales Los mapas cuyos valores puntuales son producto de los parámetros individuales, son obtenidos a partir del producto de sus mapas de contorneo individuales, efectuado mediante el uso de programas especiales.

Delineamiento de los datos geológicos El conjunto de datos usualmente delineados en estudio para definir la calidad del reservorio son:

Alturas relativas o ubicación estructural Espesores del reservorio(s) Porosidad Permeabilidad

Estos datos son obtenidas de posiciones discretizadas en el reservorio. Para usar estos datos en un estudio de simulación, debemos tener una distribución a través del reservorio. Para hacer esto, los datos son graficados y delineados para obtener una distribución global dentro de los límites del campo. En este proceso de delineamiento, el ingeniero deberá usar toda la información geológica disponible, tanto regional, estructural, así como de ambientes, además de efectuar una evaluación de los parámetros de la roca.

Existen mapas que no tienen tendencias definidas tales como el mapa de permeabilidades , que pueden presentar grandes variaciones de una zona oa otra. Para el delineamiento de este tipo de mapas e incluso para la elaboración de otro tipo de mapas, se recurre al uso de los programas computarizados, elaborados específicamente para este fin. Es recomendable hacer uso de estos programas como un buen punto de partida para el desarrollo de los mapas de contorneo, sin embargo, se debe tener cuidado cuando se interpretan los resultados de algunos programas de contorneo, podríamos decir “enlatados”, especialmente donde los datos son ampliamente separados y en esas posiciones donde los datos no existen. ( en cierres de los límites, algunos programas usan aproximaciones inadecuadas)

Métodos de delineamiento y contorneo: Podemos decir que existen dos técnicas básicas de contorneo usadas en la obtención de una representación bidimensional de un conjunto de datos y estos son: a) Contorneo o delineamiento interpretativo Es aquel donde el contorneo íntegro depende de la información geológica conocida y las líneas de contorneo paralelas a la tendencia geológica de la estructura. Esta técnica es casi siempre usada en contorneos de espesores de formación (isopacos) y elevaciones (estructurales). Básicamente este es un método donde tiene que ver mucho la experiencia y el conocimiento que tenga, del área bajo estudio, el personal que efectúe la interpretación. b) Contorneo o delineamiento mecánico

Este tipo de contorneo está basado en métodos que están relacionados principalmente a algún proceso computarizado de algoritmos en los cuales los datos son ajustados extrapolando o interpolando entre puntos conocidos para obtener valores en los lugares donde no existe información como por ejemplo, las partes extremas del campo.

Mapas necesarios en una simulación: Para llevar a cabo una simulación es necesario el uso de los mapas tradicionales de reservorio ya que el resultado de la misma depende en gran manera de estos elementos. A continuación se presenta una lista de estos mapas y más adelante se dan algunos lineamientos sobre su construcción: Mapas estructurales Mapas de espesores totales Mapas de espesores netos Mapas de permeabilidad Verticales Horizontales Mapas de porosidad Mapas de saturación de agua Mapas de Índice de Hidrocarburos Elaboración de cortes estructurales Estudios litofaciales

Construcción de Mapas.- Los valores para la elaboración de mapas son obtenidos y verificados haciendo un análisis de registros que son corridos en los pozos una vez terminada la perforacion. La interpretación de estos perfiles ayuda a determinar topes y bases, espesores totales y permeables, porosidad, saturación de agua, etc. Los registros básicos utilizados para la determinación de espesores son: Registros de potencial espontaneo (SP) Registro de rayos gamma (GR) Registro de Microperfil (ML) Registro de diámetro de pozo (Caliper) Mapas estructurales Se construyen en base a los datos de topes y bases formacionales obtenidos en cada pozo, generando a partir de ellos una planilla de control geológico de pozos. Estos datos deben estar referidos al nivel del mar.

De esta planilla se muestran sobre un mapa base las planillas individuales, los cuales con líneas de contorneo o curvas de isovalores, muestran como resultado los mapas estructurales. Mapas de espesores totales: De igual manera que los estructurales, los mapas de espesores totales son definidos en función a los datos obtenidos de topes y bases al atravesar un determinado nivel formacional. La diferencia de estos valores (topes y bases) nos da como resultado el espesor total atravesado de un pozo. Indudablemente que se debe tener cuidado de considerar la verticalidad del pozo ya que si el mismo es desviado, se deberá efectuar las correcciones correspondientes

Mapas de espesores permeables: A los espesores totales obtenidos con los registros anteriores (individualmente o en combinación) se debe sustraer los tramos arcillosos o impermeables dando como resultado espesores netos o permeables que en la generalidad de los casos es menor que el espesor total y muy pocas veces igual al mismo. Mapas de espesores útiles: Para la elaboración de estos mapas se tiene que recurrir a otro tipo de perfiles que nos ayuden a definir el valor real de los espesores. Basicamente los perfiles más necesarios son: Perfil de resistividad Inducción Lateroperfil Perfil de Porosidad Sónico Densidad Neutrón

En la actualidad existen herramientas de perfilaje mucho más sofisticadas que ayudan a definir de una manera más efectiva estos valores, además de otros parámetros que por su importancia es necesario conocerlos con la mayor exactitud posible. Para la elaboración de los mapas de espesores útiles, uno de los métodos empleados es el método de Wharton que establece cuatro pasos necesarios: 1.- Determinar los espesores netos de arena para cada pozo y dibujar un isópaco regional de estos datos. 2.- Trazar sobre un mapa base, a partir del plano estructural, el contacto agua petróleo para el tope y la base de la estructura. 3,. Trazar los contornos del isopaco elaborado en el paso 1 sobre el mapa base dentro del c w/o correspondiente a la base de la arena y 4.- contornear siguiendo el contacto agua petróleo acuñandolo más o menos paralelamente a los contornos de la estructura para delinear los datos de los pozos en el acuñamiento.

. RECOLECCIÓN Y CLASIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN A SER UTILIZADA EN UN ESTUDIO DE YACIMIENTOS. INTRODUCCIÓN Una vez establecidos los objetivos y alcance de un estudio integrado de yacimientos, se realiza a continuación la recolección de información y consiste en ubicar todas las fuentes posibles de información y su posterior acceso para seleccionar aquellas de interés para el estudio a realizar. El proceso se apoya en la información almacenada en las bases de datos, los archivos de los pozos, libros de producción y estudios previos existentes del área en estudio. Los archivos de los pozos constituyen la principal fuente de información, por lo que su revisión debe ser efectuada exhaustivamente, a objeto de extraer los recaudos fundamentales para conformar una base de datos confiable y completa para el desarrollo de las actividades del estudio.

La información de los archivos de pozos se puede catalogar bajo el siguiente esquema: Datos generales Pueden definirse como aquellos datos de identificación de los pozos, tales como: elevación de la mesa rotatoria y del terreno, siglas de la localización, coordenadas, profundidad total, etc. Datos históricos Son aquellos referidos al desarrollo de la vida productiva del pozo, tales como: historia de la perforación, trabajos realizados relativos a recompletaciones, reparaciones, tratamientos de estimulación, cambios de métodos de producción, pruebas de producción luego de cada trabajo, abandono, pruebas o registros de presión, etc. Datos complementarios Son datos de información de soporte técnico tales como: perfiles tomados, análisis de muestras de núcleos, pared y canal, análisis PVT, análisis granulométricos, análisis de agua, crudos y gas, etc.

Precaución en el manejo de los archivos Este proceso de recolección de información no debe conducir a la elaboración de archivos personales de los responsables de los estudios, copiando toda la información de los archivos generales de las empresas sino a ubicar y asegurarse que a nivel del Archivo general, se disponga de toda la información relevante al yacimiento bajo estudio. Esta información debe llevarse desde los archivos generales o bibliotecas hasta las oficinas de los ejecutores del estudio en la medida en que se vayan requiriendo, ya que los estudios toman considerable tiempo durante el cual pueden haber otros usuarios solicitando la misma información. El objetivo del proceso es hacer un inventario de la información disponible recolectando luego a medida que avanza el estudio. Sólo para el caso de estudios a contratar, se debe copiar casi todo el material de interés disponible.

Validación de la Información recolectada La disparidad de criterios e interpretaciones entre diferentes autores, la existencia de información contradictoria y las anomalías y desviaciones en algunos datos básicos, hacen necesario un proceso de validación de la información recolectada, el cual se realiza como parte de cada uno de los procesos siguientes al de recolección de información.

Validación de la Información recolectada La disparidad de criterios e interpretaciones entre diferentes autores, la existencia de información contradictoria y las anomalías y desviaciones en algunos datos básicos, hacen necesario un proceso de validación de la información recolectada, el cual se realiza como parte de cada uno de los procesos siguientes al de recolección de información.

PASOS PARA LA RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN

1. Recopilar información de estudios previos

2. Identificar pozos de interés

3. Verificar disponibilidad de información para pozos de interés

4. Solicitar archivos faltantes a otros departamentos:

5. Revisar información de Reacondicionamientos

6. Recolectar informes PVT

7. Recolectar información de análisis de agua

8. Obtener información de pruebas de presión.

9. Recolectar registros de pozos

10.Extraer información de núcleos, muestras de pared y muestras de

canal

11.Recolectar información sísmica

12.Extraer información de Producción

13.Clasificar la información

RECOPILAR INFORMACIÓN DE ESTUDIOS PREVIOS Esta etapa se inicia con una búsqueda del material bibliográfico en los centros locales destinados para tal fin, incluyendo sistemas computarizados. En caso de no disponer localmente de estudios anteriores, se deben revisar otras fuentes de otras áreas de trabajo o en las redes interfiliales. Si se obtiene alguna información bibliográfica adicional, se debe actualizar la información del archivo principal.. La información de estudios previos debe incluir estudios de yacimientos, estudios geológicos regionales, informes sobre prospectos exploratorios perforados en el área bajo estudio, mapas de interpretación sísmica, etc.

IDENTIFICAR POZOS DE INTERÉS

En esta parte se ubican y listan los pozos pertenecientes al área de

interés, incluyendo pozos vecinos, para lo cual se debe tener a la

disposición un mapa actualizado con los últimos pozos perforados. Es

recomendable, para efectos de reconocimiento del área del yacimiento,

que sea un mapa de contornos estructurales, al tope de la arena de

interés. En esta fase se debe elaborar un archivo que contenga los

pozos a estudiar con sus respectivas coordenadas geográficas. Esto

permitirá con el apoyo de los programas del departamento de sistemas

de computación de geología verificar la posición de los pozos y generar

las bases necesarias para la realización de los diferentes mapas

resultantes del estudio de yacimientos: isópacos, estructurales, burbuja,

isoproducción, de AyS, isobáricos, etc.

VERIFICAR DISPONIBILIDAD DE INFORMACIÓN PARA POZOS DE INTERÉS Una vez identificados los pozos que integran el área bajo estudio, se procede a elaborar un inventario de la información existente para cada pozo, tanto en la sección de archivos como en la biblioteca correspondiente del área. Para esto se debe solicitar un inventario de la información de pozos disponibles al personal encargado del archivo y de la biblioteca, quienes ayudados por sus controles computarizados aportan una respuesta rápida que permite ahorrar tiempo. Este inventario debe cubrir las diferentes fuentes de información como archivo del pozo, de pruebas de presión, de PVT, de análisis de núcleos y de análisis especiales. También se debe investigar sobre los archivos paralelos que otras personas llevan

SOLICITAR ARCHIVOS FALTANTES A OTROS DEPARTAMENTOS: Generalmente en los archivos de otros departamentos se pueden obtener información no existente en la oficina principal, debido a que el 90% de los documentos que contiene un archivo ("well file") son generados en las áreas operacionales y el flujo hacia su sección de archivos es constante y directo, mientras que hacia las áreas en donde se realizan los estudios no ocurre con la misma frecuencia y regularidad. El tiempo promedio de respuesta para los pedidos debe contabilizarse para planificar los futuros trabajos.

REVISAR INFORMACIÓN DE REACONDICIONAMIENTOS Ocurre muy a menudo que falta información de los trabajos realizados a cada pozo, incluyendo en algunos casos la completación original, en los archivos de los pozos. En ocasiones, cuando se revisa un archivo de un pozo se observan reportes de pruebas de uno de los intervalos, de cuyo trabajo de recompletación no se tiene el soporte operacional que permitirá conocer la fecha exacta del trabajo y cualquier otro intervalo que se hubiera cañoneado para entonces. Casi siempre es difícil obtener los diagramas actualizados de completación de los pozos, los cuales son importantes a la hora de elaborar las historia de mangas y ubicar los yacimientos de donde se ha estado produciendo. La incertidumbre que se pueda presentar respecto a la fecha cuando se realizó una recompletación, cambio de zona, etc., complica el panorama cuando se está efectuando la revisión y corrección de producción por arena para cada pozo De obtenerse la información faltante, se extrae copia de la misma y se actualizan los archivos respectivos en la oficina principal. Si la información no aparece (lo cual puede suceder) el usuario deberá construirla con la ayuda de los reportes de producción y material bibliográfico.

RECOLECTAR INFORMES PVT La información correspondiente a los análisis PVT se encuentra separada del archivo general del pozo, por lo que su búsqueda es de fácil acceso. De la recopilación general de archivos de información, se elabora el inventario de análisis PVT realizado a cada pozo, lo cual se compara con lo existente en las carpetas PVT y se puede decidir si se requiere un informe en caso necesario. Adicionalmente el usuario puede comunicarse con el personal responsable del mismo yacimiento en el área de operación quien, de no contar con la información requerida, puede colaborar en su búsqueda. Si se obtienen los análisis PVT faltantes se exigen copia de los mismos, actualizando el archivo respectivo. Otra fuente de información es el Banco de Datos PVT del INTEVEP, el cual se puede contactar si los pasos anteriores no son exitosos.

RECOLECTAR INFORMACIÓN DE ANÁLISIS DE AGUA Dentro de la gran variedad de información que debe contener un archivo de pozo están los análisis de agua. Cuando no se tienen en el archivo local, se procede a verificar en el área operacional mediante los archivos correspondientes. La Unidad Técnica de Producción en el área operacional puede ser contactada para obtener mejor información. Si no se obtiene la información de análisis de agua requerida se debe proceder a solicitar la toma de muestras y análisis a través de la unidad productora correspondiente. Esto toma poco tiempo, por lo que podría disponerse de los resultados para el momento en que su uso sea crítico.

OBTENER INFORMACIÓN DE PRUEBAS DE PRESIÓN La historia de presión constituye uno de los factores de mayor importancia en un estudio de yacimientos, por lo que es indispensable recaudar todas las mediciones existentes del área de interés. Inicialmente se debe revisar la información disponible en la base de datos del Banco de Presiones del banco de Datos y en los archivos locales de Medidas de Presiones, requerir su comparación con los pertenecientes al área operadora y actualizar el inventario. Este cotejo puede canalizarse entre las secciones de archivos de ambas oficinas. Una vez obtenida toda la información adicional se deben actualizar los archivos principales y asegurarse de que la información sea incluida en el Banco de Datos de Presiones.

RECOLECTAR REGISTROS DE POZOS La mayor fuente de información para los estudios de yacimientos lo constituyen los perfiles (registros) de los pozos. El usuario debe elaborar un inventario completo de todos los perfiles tomados en los pozos, indicando el tipo de perfil y las diferentes curvas que lo conforman, el intervalo perfilado y las escalas registradas. Para los registros petrofísicos, esta información es obtenible en primera instancia de los sistemas de Banco de Pozos, o en los reportes finales de perforación y reparación, reportes diarios de operaciones y programas o minutas de completación, como en el caso de los registros geológicos. Debe registrarse el tiempo de respuesta para encontrar la información para planificación en futuros estudios. La utilización de los registros debe ser gradual, lo cual significa que no se debe pedir al archivo un lote grande de los mismos, en vista de que puede haber otros usuarios solicitándolos

EXTRAER INFORMACIÓN DE NÚCLEOS, MUESTRAS DE PARED Y MUESTRAS DE CANAL En el inventario general de información se debe verificar si existen pozos con muestras de núcleos, pared y canal. La información sobre análisis de núcleos se encuentra en la biblioteca y en los archivos, mientras que lo relativo a muestras de pared y de canal, debe extraerse de la nucleoteca. Existe también la base de datos en la cual se ha cargado la información sobre los núcleos más recientes. En caso de no disponer de toda la información de núcleos se debe solicitar la información a través de la unidad de Petrofísica de la gerencia de Ingeniería de Petróleo, y luego de obtenida, actualizar los archivos de la oficina principal. Sobre los núcleos debe buscarse información relativa a los dos tipos de análisis que en ellos se realizan: convencionales con información de porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos; y especiales, con información sobre parámetros petrofísicos, presiones capilares, permeabilidades relativas, etc.

RECOLECTAR INFORMACIÓN SÍSMICA La información sísmica disponible sobre el área es de gran utilidad para establecer el marco estructural, por lo que además de lo recopilado en la revisión bibliográfica, se debe ubicar la siguiente información: Mapa de los levantamientos sísmicos. Cintas con datos de campo de las líneas sísmicas y de líneas sísmicas procesadas. Películas (films) de líneas sísmicas procesadas. Registros sísmicos: WST, VSP y sismogramas sintéticos, disponibles en los archivos de la unidad de Sismología de Producción.

EXTRAER INFORMACIÓN DE PRODUCCIÓN

La parte final de la recolección de información es la búsqueda del comportamiento de producción de los pozos de interés. Para esto se deben accesar dos sistemas: el de información procesada de producción y el de medidas de producción originales. El ingeniero de yacimiento debe combinar estas dos fuentes de información para formar un "archivo paralelo", que se usará como insumo para el estudio que realiza.

CLASIFICAR LA INFORMACIÓN La idea en esta última etapa del proceso de recolección, es revisar el inventario de la información disponible para el estudio y comprobar si falta alguna de la necesaria, clasificándola según su naturaleza (PVT, presiones, producción, registros, sísmica, etc.) y establecer la logística de como se va a ir utilizando, para programar llevarla a las oficinas de los ejecutores del estudio en la medida que se vaya requiriendo. Durante la ejecución del estudio se debe mantener un inventario actualizado de la información disponible en los archivos de Exploración y Producción, de la solicitada y de la recibida de las áreas operacionales y de la existente en las oficinas del personal realizando el estudio. Una vez obtenida la información pertinente al área/yacimiento en estudio, se debe verificar si es posible cumplir con los términos de referencia establecidos en el proceso. De no ser así se debe proceder a revisar/ajustar los términos de referencia del estudio.

REVISIÓN GEOLÓGICA GENERALIDADES. El primer paso en Ingeniería de Yacimientos es describir con exactitud las características Geológicas del yacimiento petrolífero bajo consideración, a fin de calcular sus volúmenes de hidrocarburo y optimizar su factor de recuperación. Esto requiere información que permita determinar la extensión geométrica (forma), límites del yacimiento, así como los fluidos que contiene; en otras palabras, la definición del modelo geológico. En este capítulo se tratarán cuatro aspectos importantes, a saber: (1) factores de entrampamiento de los hidrocarburos y límites de yacimientos; (2) evaluación del modelo geológico en cuanto a sus controles estratigráficos y estructurales; (3) geofísica tridimensional (3D) como método de investigación para la extensión de yacimientos; y (4) casos prácticos y ejemplos del uso de información geológica (mapas, secciones) como guía para describir el modelo geológico.

FACTORES DE ENTRAMPAMIENTO DE LOS HIDROCARBUROS Para el propósito de la Ingeniería de Yacimientos se puede definir un yacimiento como una unidad geológica que contiene hidrocarburo susceptible de extracción. Esta unidad geológica es identificable cuando es penetrada por un pozo y por lo tanto es cartografiable. Las condiciones generales que influencian la sedimentación y la distribución de las partículas de roca que conforman las unidades geológicas son tan variadas, que esa materia, denominada sedimentología, escapa del alcance de este curso. Se tratarán solamente las características necesarias para que ocurra el entrampamiento de los hidrocarburos.

Para que ocurra un campo de hidrocarburos, es necesaria la presencia de cuatro factores: (1) la fuente (2) la trampa, (3) el sello, y (4) una roca-yacimiento con buena porosidad y permeabilidad. La fuente de hidrocarburos es generalmente materia orgánica con alto contenido de bacterias sedimentadas simultáneamente con las partículas de roca (generalmente lutitas). Esta materia es transformada en hidrocarburos bajo ciertas condiciones de presión y temperatura causadas por el peso de la columna sedimentaria en una cuenca, a grandes profundidades. El incremento de esa columna sedimentaria ejerce un efecto de compactación de las partículas de roca, que hace extraer el fluido hidrocarburífero generado en la "roca madre" y permite su migración hacia arriba, a consecuencia del diferencial de presión, hasta llegar a superficie o hasta ser entrampado.

Una trampa para hidrocarburos es cualquier condición física que detiene la migración ascendente del mencionado fluido. Existen dos categorías o factores de entrampamiento, a saber: (1) estructural; en la cual la roca yacimiento tiene por tope una roca impermeable y la geometría de su configuración permite que la acumulación de hidrocarburos ocurra en la parte estructural más alta; y (2) estratigráfica; cuando ocurren cambios en las propiedades de la roca almacén (pérdida de permeabilidad) que permiten el entrampamiento del hidrocarburo, combinado con un sello o roca impermeable que la recubra.

TRAMPAS ESTRUCTURALES: La mayoría de los principales campos con hidrocarburos a nivel mundial están asociados con trampas estructurales. Tres de los tipos más comunes se describen a continuación: 1. Anticlinal o domo. Son estructuras de forma generalmente elíptica (figuras 2.1a y 2.1b). El cierre estructural de la trampa se define como la distancia vertical desde la cresta hasta el punto de rebose buzamiento abajo (profundidad por debajo de la cual no puede ocurrir acumulación de hidrocarburos). No necesariamente la trampa tiene que estar completamente llena de hidrocarburos.

Domo salino. Son estructuras en forma de domo y las unidades subyacentes que han sido penetradas tienen buzamientos bastante inclinados

Fallas. Estas pueden crear una trampa petrolífera por el desplazamiento de una roca impermeable hacia una posición contrapuesta a la roca que forma el yacimiento (fig. 2.3.a y 2.3.b). En este ejemplo la estructura en el tope de la unidad productora es un homoclinal fallado cuyos estratos tienen un buzamiento uniforme.

TRAMPAS ESTRATIGRAFÍAS Este tipo de trampa ocurre como resultado de la pérdida de permeabilidad y porosidad en la roca-yacimiento, debido frecuentemente a un cambio litológico, por ejemplo, de arena a lutita (fig. 2.4a). En este caso, la migración de hidrocarburos ha sido detenida por la pérdida de permeabilidad. La acumulación de hidrocarburos no está íntimamente asociada con la estructura. Es necesario entender que debe siempre existir una estructura que permita el movimiento ascendente del fluido hacia la trampa (fig. 2.4b). En muchos yacimientos de hidrocarburos, las trampas están constituidas por combinación de factores tanto estratigráficos como estructurales.

EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL YACIMIENTO Se ha demostrado en diferentes estudios que cuando se inyecta cualquier fluido - gas o agua con el fin de desplazar petróleo, aquél no se distribuye uniformemente a través del yacimiento, sino que sigue rutas preferenciales que vienen dadas por las áreas de mejores características. Individualmente la permeabilidad es el parámetro petrofísico más importante en el desplazamiento de los fluidos. Aún cuando no existe una determinación confiable, mediante perfiles se pueden extraer parámetros como: resistividad, arcillosidad, porosidad y saturación. Estas medidas debidamente cartografiadas y combinadas con un mapa de arena neta, nos guían hacia la zonificación en las áreas de rutas preferenciales. Una determinación de este tipo ayuda a la localización del pozo inyector y a seleccionar áreas de desarrollo del yacimiento, para la perforación de pozos interespaciados que permitan una recuperación eficiente de las reservas remanentes.

DETERMINACIÓN DE PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO (P.O.E.S.). La estimación volumétrica de petróleo consiste en la determinación del volumen de petróleo contenido en los poros de la roca saturada. Se realiza combinando el mapa isópaco de arena neta petrolífera y el mapa estructural . Se aplica la ecuación siguiente: 7758 x A x h x 0 (1 - Swi) N = Boi N = P.O.E.S. (Barriles normales) A = Área (acres) h = Espesor (pies) 0 = Porosidad (%) Sw = Saturación inicial de agua (%) Boi = Factor volumétrico del petróleo (BY/BN) Los valores de saturación, espesor y porosidad, se determinan de la interpretación de registros y/o núcleos. En el cálculo de estos valores se toma un promedio de todos los pozos que atraviesan el yacimiento, en la zona por encima del C.A.P.O.

EVALUACIÓN DE FORMACIONES

ANÁLISIS DE NÚCLEOS Los datos de núcleos obtenidos de muestras de rocas recuperadas de una formación de interés, juegan un papel vital en los programas de exploración, operaciones de completación y reacondicionamiento de pozos, así como en la evaluación de éstos y de yacimientos. Estos datos los proporcionar el análisis de núcleos e indican una evidencia positiva de la presencia de petróleo, la capacidad de almacenamiento de los fluidos del yacimiento (porosidad) y la capacidad y distribución del flujo (permeabilidad) esperado. Las saturaciones residuales de los fluidos permiten la interpretación de la producción probable de petróleo, gas o agua.

El análisis de núcleos es parte muy importante del programa general de evaluación de un yacimiento pues facilita la evaluación directa de sus propiedades y provee bases para la calibración dé "otras herramientas de evaluación, como los perfiles. No se le puede tomar" núcleos a todos los pozos porque Tal operación es costosa; sin embargo, los planes iniciales para el desarrollo de un yacimiento deben tomar en cuenta la extracción de núcleos en un número razonable de pozos. Estos deben seleccionarse de manera que cubran un área representativa del yacimiento. Además de lo anterior, debe decidirse anticipadamente sobre el tipo de información que se desea obtener mediante el análisis de núcleo pues ello y el tipo de prueba que se efectuarán, pueden requerir procedimientos especiales para la obtención y el manejo del núcleo. Para poder programar lo concerniente a dichos procedimientos, es conveniente, también, que se seleccionen con suficiente anticipación los pozos a los que se les han de extraer núcleos. Existen pruebas para determinar ciertas condiciones del yacimiento que requieren que los núcleos se corten bajo un control adecuado y que se conserven en ciertas condiciones para mantener la humectabilidad real de la formación.

OBJETIVOS DEL ANÁLISIS DE NÚCLEOS Los objetivos del análisis de núcleos deben establecerse con tiempo en el programa de perforación. Igualmente, deben considerarse los requerimientos de perforación, geología e ingeniería, ya que algunas veces son contradictorios. Los objetivos influyen en el método de muestreo, en la sección del fluido de perforación, en el manejo de los núcleos, y en el programa de las pruebas especiales que se practicarán en el análisis de núcleos. Los objetivos comunes para un programa de esta naturaleza incluyen:

Definición de porosidad, permeabilidad, saturaciones de fluidos residuales, litología y predicción de la producción de gas, petróleo o agua.

Definición de cambios areales en la porosidad, permeabilidad y litología que se requiere para caracterizar el yacimiento a los fines de su modelado y de la estimación de reservas.

Definición de la saturación de agua reducible. Recuperación de núcleos en un estado de humectabilidad y/o de saturación no alterada

para pruebas especiales de núcleos. Estudios de permeabilidad direccional Información para la calibración y/o interpretaciones mejoradas de los registros

eléctricos. Determinaciones del petróleo residual del yacimiento. Estudios de ambientes deposicionales. Evaluación del potencial de daño a la formación.

ANÁLISIS CONVENCIONAL DE DATOS La información convencional incluye porosidad, permeabilidad, y saturación de fluido. Estos términos serán definidos y los procedimientos para determinar estas propiedades de las rocas serán descritos brevemente. 1. Porosidad: Se dice que es primaria cuando es intergranular, es decir, cuando resulta de los espacios libres que se forman entre los granos de arena y de roca carbonada. Cuando se refiere al volumen vacío originado por cambios ocurridos luego de la formación original de la roca, se habla entonces de porosidad secundaria. En yacimientos de roca carbonácea el agua que fluye a través de ella puede ocasionar cavidades por solución. Igualmente, las rocas o fracturas también pueden aumentar la porosidad secundaria de un yacimiento.

Existe otra distinción de la propiedad en estudio: porosidad efectiva y porosidad total. La primera se refiere solamente al volumen vacío conectado a través de toda la roca. Por contraste, la porosidad total incluye el volumen vacío que está aislado de los canales de flujo. Como los fluidos pueden desplazarse solamente por los poros interconectados, el ingeniero de yacimientos está interesado en la porosidad efectiva y no en la porosidad total. El método más común para determinarla es el de restauración, cuya descripción sigue. El espacio poroso de la roca se limpia completamente con un solvente, luego la muestra se seca y se pesa. Posteriormente es evacuado y se llena inyectándole un fluido de densidad conocida. La muestra se vuelve a pesar al estar saturada para obtener el peso del fluido inyectado en los poros. La porosidad se obtiene dividiendo el volumen de los poros por el volumen bruto de la muestra de la roca. A su vez, el volumen de los poros de la muestra es igual al peso del fluido dividido por su densidad, y el volumen bruto se determina midiendo el volumen de fluido desplazado cuando la muestra saturada se sumerge en el líquido.

En diversos textos de Ingeniería de Yacimientos se describen otros métodos para determinar la porosidad de los núcleos (Amyx, Bass and Whitting). Adicional a lo dicho, pueden emplearse varios tipos de perfiles de pozos para determinar con exactitud la porosidad bajo condiciones controladas. Generalmente, la información sobre análisis de núcleos se necesita para calibrar los perfiles destinados a la medición de la porosidad.

Permeabilidad es la medida de la facilidad con que una roca permite que los fluidos se muevan dentro de los poros. El análisis convencional de núcleos se limita a la medida de la permeabilidad absoluta que corresponda a la presencia de solamente un fluido en los poros. Más adelante se tratarán otros tipos de permeabilidad La permeabilidad absoluta del núcleo se determina haciendo fluir a través del mismo un líquido de viscosidad conocida, estando saturado 100 por ciento de líquido, y midiendo la tasa de flujo y el descenso de presión a través del núcleo. Puede hacerse fluir aire o cualquier otro líquido (aceite, petróleo o agua) a través del núcleo seco siempre que él esté saturado del mismo líquido. El agua no se usa ordinariamente para estas pruebas porque puede causar hinchazón de las partículas de arcilla en el núcleo y, por ende, reducir la permeabilidad. La permeabilidad del núcleo se calcula usando la siguiente forma de la Ley de Darcy:

q L K= ---------- A p en la que: k = Permeabilidad del núcleo, darcis q = Rata de flujo a través del núcleo, cc/seg \i = Viscosidad del fluido, centipoises, cp L= Longitud del núcleo, cm. A= Área transversal del núcleo, cm2 p =Descenso de presión a través del núcleo, atmósferas

Las saturaciones de fluido del núcleo se determinan a partir de las muestras recibidas en el laboratorio. Una muestra de determinado volumen se calienta a alta temperatura para removerle todo el líquido por vaporización. Los volúmenes del agua condensada y del petróleo se miden y se registran en porcentaje del volumen de poros, usando el valor de porosidad determinado en una muestra adyacente. Estas saturaciones generalmente tienen poco o nada de significado cuantitativo porque los núcleos han sido lavados violentamente por el filtrado del lodo y además están sujetos al descenso de la presión mientras que son traídos a la superficie. Sin embargo, los datos sobre saturación de fluido pueden ser de valor bajo ciertas condi-ciones. Así por ejemplo, las saturaciones de petróleo de núcleos que hayan sido cortados con lodo a base de agua no son representativas del petróleo residual por inyección de agua, pero con frecuencia pueden ayudar a determinar los contactos de los fluidos en el yacimiento.

A medida que se corta el núcleo, el lavado que ocasiona el filtrado del lodo reducirá la saturación del petróleo a la residual ocasionada por la inyección de agua. Además, a medida que el núcleo es subido a la superficie, el gas que contiene en solución escapará, causando una contracción y pérdida del petróleo residual, por inyección de agua. Si se emplea un saca núcleos especial para evitar la pérdida de presión del núcleo y si las saturaciones de petróleo se determinan por procedimientos especiales, entonces estas podrán estar próximos a los valores residuales dados por la inyección de agua. Aunque todos los valores de saturación petrolífera obtenidos rutinariamente son demasiados bajos para emplearse cuantitativamente, existirá un contraste de saturación de petróleo entre la zona petrolífera y las de la capa de gas y agua. Las saturaciones de agua medidas en núcleos cortados con lodos a base de petróleo pueden ser verdaderas saturaciones de agua del yacimiento para porciones del yacimiento por encima de la zona de transición agua-petróleo. El lavado que hace el filtrado del lodo tenderá a reducir la saturación de agua en el núcleo al valor irreducible, a pesar de la saturación verdadera del yacimiento. Por esta razón serán muy bajas las saturaciones de agua medidas en la zona de transición donde exista agua movible en el yacimiento. Otros análisis convencionales que se realizan para un estudio más detallado se describen a continuación:

Perfil de rayos Gamma de Superficie Puede ser corrido tanto en el sitio como en el laboratorio. Se utiliza para correlacionar con el perfil Rayos Gamma del pozo y ajustar las profundidades del núcleo. También ayuda a identificar intervalos de núcleos y a conocer litología en los casos de núcleos tomados con mangas de goma o tubo plástico. Perfil Rayos Gamma Espectral Cumple los mismos objetivos del perfil de Rayos Gamma, pero aquí además de las Radiaciones Gamma Total se obtienen las Radiaciones individuales de los elementos Uranio, Thorio y Potasio, lo cual ayuda a identificar el tipo de arcilla existente en la formación y la Capacidad de Intercambio de Cationes.

Estudio de Fracturas Corre Laboratorios ha desarrollado un goniómetro electromagnético (EMG-200) operado por computadora para realizar análisis detallados de las características y orientación de las fracturas en el núcleo. Esta información se puede utilizar para planificar la exploración futura y la producción en yacimientos fracturados, así como la historia tectónica del núcleo. El EMG-200 puede usarse en conjunto con estudios geológicos para determinar en forma precisa la dirección y el ángulo de buzamiento de los planos, tal y como se presentan en el yacimiento. Utilizando este método podemos generar un informe inmediatamente después de examinado el núcleo.

Densidad de Granos La densidad de granos se obtiene mediante la medición directa del volumen de granos con el porosímetro de helio y posterior división con el peso de la muestra seca. Estos valores de densidad se usan para mejorar los cálculos de porosidad realizados con los perfiles eléctricos de densidad total. Análisis Granulométricos Este análisis se realizan en muestras de rocas no consolidadas o friables que puedan ser disgregadas manteniendo la integridad de los granos. La muestra disgregada, limpia y seca se pasa por una serie de tamices de diferentes tamaños, para obtener la distribución del tamaño de los granos. Esta información es muy importante en los diseños de empaque con grava.

Densidad de Granos La densidad de granos se obtiene mediante la medición directa del volumen de granos con el porosímetro de helio y posterior división con el peso de la muestra seca. Estos valores de densidad se usan para mejorar los cálculos de porosidad realizados con los perfiles eléctricos de densidad total. Análisis Granulométricos Este análisis se realizan en muestras de rocas no consolidadas o friables que puedan ser disgregadas manteniendo la integridad de los granos. La muestra disgregada, limpia y seca se pasa por una serie de tamices de diferentes tamaños, para obtener la distribución del tamaño de los granos. Esta información es muy importante en los diseños de empaque con grava.

ANÁLISIS ESPECIALES DE NÚCLEOS Aunque los datos sobre porosidad, permeabilidad y contenido de fluido son importantes, se requiere también pruebas especiales de núcleos para calcular con exactitud el petróleo original en sitio y permitir calcular la eficiencia de la extracción de petróleo por varios mecanismos de empuje. Estas pruebas especiales y su aplicación general se describen seguidamente. Permeabilidad y Porosidad con presión de Sobrecarga. Para obtener datos más representativos de porosidad que permitan cálculos más exactos del volumen de hidrocarburos en sitio y de permeabilidad, para comparar con pruebas de restauración de presiones y para mejor modelado y seguimiento del yacimiento. 178

Actualmente, Core Laboratories cuenta con un equipo automatizado CMS-200 instrumento diseñado para medir porosidad y permeabilidad a presión de sobrecarga. Los núcleos en la superficie son liberados de la sobrecarga de la formación y permiten la expansión de la roca. El CMS-200 reaplica esta presión de confinamiento y tanto la porosidad como la permeabilidad se determinan automáticamente a una presión mínima de confinamiento; se pueden programar 7 presiones adicionales por encima de ésta, las cuales no sólo nos permiten predecir la reducción de permeabilidad y porosidad a las condiciones iniciales de presión del yacimiento, sino también durante la depleción del yacimiento. Los rangos de presión que se pueden utilizar en el equipo van desde 800 hasta 10000 Ibs/pulg2. Sin embargo, podemos obtener valores a una presión mayor utilizando las ecuaciones empíricas desarrolladas por S.C. Jones (SPE 153800) Los datos que se obtienen en el CMS-200 son: porosidad, permeabilidad Klinkenberg, Permeabilidad al Aire, Factor de Deslizamiento del Gas y Factor de Turbulencia del Gas.

Compresibilidad. Estos datos se usan para computar la reducción del volumen poroso durante la caída de presión de un yacimiento. Esta información es de vital importancia en yacimientos de petróleo no saturados y su desconocimiento en los cálculos de balance de materiales acarrearía una sobreestimación del petróleo en sitio y un cálculo de influjos de agua excesivo. Secciones Finas La descripción puede incluir Mineralogía, Textura, Porosidad, Micro-fracturas, Mineralización, etc. También se puede estudiar la diagénesis para dar detalles de la historia de alteración. Difracción de Rayos X Da información del tipo y proporción de minerales arcillosos en la muestra. Microscopio Electrónico Mediante estas fotografías se pueden estudiar los detalles de las estructuras de los poros y los minerales (tipo y localización de las arcillas).

Mineralog Método rápido y económico para identificar arcillas en forma cualitativa. Humectabílidad Proporciona una indicación de la preferencia de la roca por agua o petróleo. Esta preferencia controla la distribución de los fluidos en el yacimiento. Las medidas de humectabilidad coadyuvan en la evaluación de resultados de estudios especiales y en los planes de recuperación mejorada de petróleo. Presión Capilar Estas mediciones se usan para conocer la distribución de saturación de agua en el yacimiento. El uso principal de estos datos es el de correlacionar las saturaciones de agua con Permeabilidad o Porosidad y altura por encima del contacto de Agua-Petróleo. Esta información es subsecuentemente utilizada para calcular los hidrocarburos en sitio.

Propiedades Eléctricas Estas medidas definen para una formación dada, los parámetros usados en el cálculo de Porosidad y Saturación de Agua de los perfiles eléctricos. Estas propiedades retinan los cálculos de los perfiles y evitan el uso de las constantes existentes en la literatura, los cuales han presentado suficiente desviaciones como para hacer necesarias las medidas de resistividad para validar dichos valores. Capacidad de Intercambio de Cationes (CEC) Existen sitios activos en la superficie de las arcillas donde los cationes pueden ser intercambiados con los fluidos de perforación, completación e inyección que no estén en equilibrio. Este intercambio de iones puede alterar la Porosidad, reducir la Permeabilidad y el Factor de Formación, dando como resultado un valor erróneamente alto del SW calculado del perfil eléctrico. Por esto, el CEC debe determinarse en cada muestra seleccionada para el Factor de Formación (F.F.) e índice de Resistividad (I.R), para calcular estos valores independientemente del efecto de conductividad de las arcillas.

Permeabilidad al Agua. Esta prueba es el mejor indicador de sensibilidad a la formación a diferentes salmueras. Se usa para evaluar el daño que causarían a la formación de diferentes filtrados de perforación y/o aguas de inyección. Se puede, algunas veces, conocer el mecanismo de Reducción de Permeabilidad y a menudo, diferenciar entre hincha-miento y bloqueo. Permeabilidad Relativa Agua-Petróleo Estas pruebas son las que prefieren los ingenieros de yacimiento para evaluar el comportamiento de un flujo de agua. La mayoría de los modelos matemáticos requieren de datos de Kw/Ko. Aquí se obtienen datos de Ko y Kw expresados como un porcentaje de una K base, generalmente Ko a Swi. Permeabilidad Relativa Gas-Petróleo Estos datos se usan, junto con las propiedades de los fluidos y las ecuaciones de balance de materiales, para predecir la presión, RGP y producción en yacimientos de empuje por gas en solución; también, en avances de capa de gas, drenaje gravitacional, declinación de producción de gas y ecuaciones de flujo fraccional.

Pruebas de Presión Capilar Pueden hacerse dos tipos de pruebas de presión capilar, la de drenaje y la de imbibición. Las pruebas de presión capilar de drenaje tienden a duplicar la acumulación de petróleo en el yacimiento y se emplean para estimar las saturaciones iniciales de agua. Las pruebas de presión capilar por imbibición se usan para predecir la extracción de petróleo por empuje de agua y su aplicación se menciona en otras secciones de este curso. La fig. 3.2, contiene las curvas de la presión capilar de drenaje y la imbibición en el mismo núcleo. Los valores positivos de la presión capilar denotan que la presión de la fase petrolífera es mayor que la presión en la fase acuífera. Para una presión capilar negativa, la presión en la fase acuífera es mas alta. Una breve descripción sobre la manera de hacer pruebas de presión capilar se da enseguida. En la preparación de una muestra de núcleo para hacer la Prueba de presión capilar de drenaje, se extrae todo el fluido y la muestra se seca antes de saturarla con un fluido humectante bajo más alta presión. Para lograr un contraste entre el fluido humectante y el no humectante, generalmente se emplea un líquido para la fase humectante y un gas para la no humectante.

Pruebas de Inyección de Agua Varían según el uso final de los siguientes datos: a) Inundación Básica. Se usa para cálculos tipo Stiles y Dyskstra-Pirson, donde sólo se requieren valores de Ko a Swi y Kw a Sor, para predecir Corte de Agua Vs. Recobro de Petróleo Acumulado. b) Susceptibilidad (WFS). Proporciona toda la información anterior y además determina el Recobro de Petróleo como una función de los volúmenes porosos de agua inyectados y Corte de Agua. Con esos datos se construye un gráfico del comportamiento esperado del yacimiento en las áreas de inundación por agua. Las pruebas especiales más comunes para el análisis de núcleos son: las de presión capilar, las de inyección de agua y las de inyección de gas. La explicación de los datos obtenidos de estas pruebas se cubren en otras partes del curso. En esta sección se verá brevemente como se hacen las pruebas y el tipo de información que se obtiene.

Se han usado dos métodos para las pruebas de presión capilar de drenaje: el de la centrífuga y el de estado restaurado. El primero se usa más porque el tiempo y los costos son mucho menores que los requeridos por el método de estado restaurado. Además, pueden simularse presiones capilares más altas con la centrífuga que con el método por restauración. EL método de la centrífuga se expone a continuación:

La muestra saturada con un solo líquido se pone en la centrífuga, cuya velocidad de rotación determina la presión capilar. El liquido, que generalmente es un aceite de baja viscosidad, como el kerosene, es extraído del núcleo por la fuerza centrífuga, como lo sería por gas bajo presión. La centrífuga se hace girar a baja velocidad constante hasta que el líquido deje de fluir. El líquido producido acumulado se anota para cada velocidad. La prueba termina cuando se obtiene un aumento en la velocidad de la centrifuga. El resultado final es un gráfico de presión capilar versus la fase de saturación por humectabilidad. El cálculo de la distribución de la saturación a lo largo del núcleo y la conversión de la velocidad de la centrífuga a presión capilar están más alla del alcance. Al comienzo de una prueba de presión capilar por imbibición la muestra de núcleo contiene agua a la saturación irreducible y el volumen remanente de poros está lleno de petróleo. Estas condiciones de saturación podrían existir al final de una prueba capilar de drenaje por imbibición, si el agua ha sido desplazada por el petróleo. La prueba de imbibición duplica el desplazamiento de petróleo por el agua de yacimientos. El final de la prueba es la saturación residual de petróleo.

La mayoría de las pruebas de presión capilar por imbibición se hacen en la centrifuga. En este caso la muestra del núcleo se rodea de agua mientras está girando. Un procedimiento de reciente creación permite que se hagan pruebas de presión capilar por imbibición en la centrífuga, a seudo-condiciones del yacimiento. El núcleo debe cortarse y preservarse en condiciones que retengan la verdadera humectabilidad. La temperatura del yacimiento se mantiene en la centrifuga y el núcleo se satura con agua y con petróleo libre de gas del yacimiento. El gas debe removerse del crudo porque el ambiente en la centrífuga está a presión atmosférica. El área entre las curvas de presión capilar por drenaje y la de imbibición (figura), llamada enlace de histéresis, es el resultado de que el petróleo que es forzado en los poros de la roca no puede por fuerza deslizarse fácilmente. De hecho, parte del petróleo, correspondiente a la saturación irreducible, no puede desplazarse, no importa cuan alta sea la presión capilar negativa. Esto ocurre cuando la presión de la fase humectante (agua) es mayor que la presión de la fase no humectante. Solamente en la prueba de imbibición con la centrífuga son posibles presiones capilares nega-tivas. Sin embargo, esta prueba define la región de baja saturación de petróleo de la curva, que constituye la parte importante para determinar la eficiencia de la extracción de petróleo por empuje de agua.

PRUEBAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA. Se requieren varios términos calificativos de la permeabilidad para describir el flujo simultaneo de dos fluidos en un medio poroso. Éste ocurre cuando el agua o el gas desplaza el petróleo. Los términos se definen mas abajo en relación con la permeabilidad absoluta del medio y con la saturación del fluido específico. La permeabilidad relativa se tratará con mayor detalle posteriormente.

Permeabilidad Efectiva es la permeabilidad de un medio poroso-con respecto a un fluido cuando el medio está saturado con más de un fluido. Permeabilidad Relativa es la permeabilidad con respecto a un fluido cuando más de un fluido está presente, y su valor se expresa en fracción de la permeabilidad absoluta (permeabilidad a 100 por ciento de saturación por un solo fluido). Relación de Permeabilidad Relativa es la relación entre las permeabilidades relativa de dos fluidos de acuerdo con una saturación específica de une de ellos. La prueba de Inyección de Agua provee información sobre la permeabilidad relativa al petróleo y al agua en función de la saturación de agua. Al comienzo de la prueba, la muestra del núcleo contiene la saturación irreducible de agua y el volumen de poros remanentes está lleno de petróleo. Se hace fluir agua a régimen constante a través del núcleo y se anotan los volúmenes de petróleo y agua producidos. Esta anotación provee datos sobre la extracción acumulativa del petróleo y relación agua-petróleo (RAP) en función del agua acumulativa inyectada. También se anota el decaimiento de presión a través del núcleo durante la inyección de agua, a fin de proveer bases para determinar las permeabilidades relativas del petróleo y del agua en función de la saturación de esta última.

Generalmente, las pruebas para inyección de agua se realizan a temperatura ambiente en el laboratorio, usando un aceite definido y una salmuera sintética. Teniendo en cuenta que la relación de viscosidad petróleo-agua es casi siempre igual a la del yacimiento en estudio, cuando se desea información sobre la permeabilidad relativa petróleo-agua se emplea una relación (viscosidad del petróleo con respecto a la del agua) superior a la que se espera en el campo. De esta manera, la información que se obtiene sobre el petróleo extraído puede usarse directamente para predecir la ex-tracción de petróleo por inyección. Se pueden hacer pruebas de inyección de agua en condiciones fidedignas del yacimiento mediante el empleo de fluidos del yacimiento. Para ello se requiere lo siguiente: 1) Mantener la temperatura del yacimiento, lo cual se puede lograr con un horno; 2) las presiones deben controlarse para conservar la verdadera humectabilidad del yacimiento; 3) los núcleos deben prepararse muy bien para el transporte, 4) igualmente, en el laboratorio éstos deben manejarse con especial cuidado para que conserven la humectabilidad de la formación; 5) se requieren, además, muestras de petróleo y de agua del yacimiento, para las pruebas.

Aunque el costo es bastante alto para obtener núcleos con su verdadera humectabilidad e inundarlos en condiciones similares a las del yacimiento, en algunos casos es la única manera de determinar con exactitud la eficiencia de desplazamiento del petróleo mediante el agua.

La prueba de inyección de gas provee información sobre la permeabilidad relativa con respecto al petróleo y al gas en función de la saturación de gas. Al empezar la inyección, el núcleo puede estar completamente saturado de petróleo o puede contener petróleo y agua de saturación irreducible. En la mayoría de los casos la presencia de presión de agua irreducible no tiene efecto significativo sobre las permeabilidades relativas para el petróleo y el gas. Se hace fluir gas a través del núcleo y se anota la siguiente información en función del tiempo: petróleo y gas producido y acumulado, es el descenso de presión a través del núcleo. Los resultados de la inyección o inundación de gas no son sensibles a la humectabilidad del núcleo, ya que el gas es siempre la fase no humectable sea cual fuere la condición del núcleo. Los datos sobre permeabilidad relativa gas-petróleo se usan para predecir la extracción de petróleo por empuje del gas en solución, por empuje del casquete de gas o por inyección de gas.

La figura 3.3.A. muestra las curvas de permeabilidad relativa de agua y petróleo para una arena típica de humectabilidad por agua. Los valores que se muestran son solamente para un rango de saturación de agua, tomados de agua irreducible, Siw, hasta la saturación de agua con respecto al petróleo residual, Swr. Tanto el agua como el petróleo pueden solamente tener permeabilidad dentro de este rango de saturación. La permeabilidad relativa para el petróleo a la saturación irreducible de agua Kro(iw), es generalmente alrededor de 1,0. Como el agua es la fase humectante, ésta cubre la superficie de la roca y llena solamente los poros más pequeños a la saturación irreducible; por lo tanto, no entorpece significativamente el flujo del petróleo.

De hecho, en algunas pruebas de laboratorio hechas con petróleo de alta viscosidad, Kro(Swi), se obtuvieron valores más altos que los correspondientes a la permeabilidad al petróleo a 100 por ciento de saturación de petróleo. Aparentemente, el agua sobre la superficie de la roca actúa como un lubricante para el petróleo. La permeabilidad relativa al petróleo disminuye a medida que la saturación de agua aumenta desde su valor de saturación irreducible (Swi), y llega a cero al punto de saturación de agua residual, Swr. La permeabilidad al agua aumenta muy lentamente a medida que la saturación aumenta desde el valor irreducible, (Swi); para una arena de fortísima humectabílidad por agua, la permeabilidad relativa al agua al punto de petróleo residual, Krw(or) es solamente del orden de 0,1 a 0.2.

En la fig. 3.3.B. se muestran curvas típicas de permeabilidad relativa para un sistema donde fluye gas y petróleo. Al principio el gas está presente a saturación irreducible y por lo tanto no tiene permeabilidad relativa en el sistema. La información sobre permeabilidad relativa para el gas-petróleo se gráfica versus la saturación total de líquido. Se muestran curvas de permeabilidad

relativa para la escala de saturación de líquido desde 1,0 a la saturación residual de líquido, Slr, que es la suma de Siw y la saturación residual de petróleo. La permeabilidad relativa para el petróleo va desde 1,0 a 100 por ciento de saturación del líquido hasta cero al valor de Slr, saturación residual de líquido. La permeabilidad relativa al gas se torna finita a la saturación critica de gas, Sgc. Esta es la más baja saturación a la cual el gas se transforma en una fase continua. A medida que la saturación de gas aumenta desde la saturación crítica, Sgc, la permeabilidad relativa al gas aumenta a un valor de casi 1,0 al punto de saturación residual de líquido, Slc.

relativa para la escala de saturación de líquido desde 1,0 a la saturación residual de líquido, Slr, que es la suma de Siw y la saturación residual de petróleo. La permeabilidad relativa para el petróleo va desde 1,0 a 100 por ciento de saturación del líquido hasta cero al valor de Slr, saturación residual de líquido. La permeabilidad relativa al gas se torna finita a la saturación critica de gas, Sgc. Esta es la más baja saturación a la cual el gas se transforma en una fase continua. A medida que la saturación de gas aumenta desde la saturación crítica, Sgc, la permeabilidad relativa al gas aumenta a un valor de casi 1,0 al punto de saturación residual de líquido, Slc.

DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS EN EL YACIMIENTO Definición del Contacto de los Fluidos y de las zonas de transición. La mayoría de los yacimientos están humedecidos por agua y por ello las fuerzas capilares resisten el desplazamiento del agua por el petróleo. Por otro lado, la gravedad hace que la presión aumente en la fase petrolífera en comparación con la fase acuífera a medida que aumenta la distancia por encima del contacto agua-petróleo. Antes de analizar las fuerzas de gravedad y de capilaridad, definamos algunos términos comúnmente empleados al tratar la distribución inicial de los fluidos en el yacimiento. La figura 3.4 resalta las condiciones iniciales de saturación en un yacimiento petrolífero típico, con el agua subyacente y casquete a gas suprayacente respectivamente; muestra también los contactos de los fluidos en un hoyo que está en equilibrio estático con el yacimiento. Esta figura ayudará a definir estos términos. La figura 3.4 muestra la posición de equilibrio estático de los contactos agua-petróleo y gas-petróleo en un hoyo abierto en el que están presiones capilares. La figura 3.4 muestra las saturaciones de fluidos en el yacimiento, donde las presiones capilares son importantes. Primero, definamos los diferentes contactos agua-petróleo, empezando por la base del yacimiento:

1. Nivel de Agua libre. Es el nivel de equilibrio del contacto agua-petróleo en un hoyo abierto (figura 3,4). Al nivel de agua libre en el yacimiento se le asigna cero de presión capilar y las saturaciones de agua en el yacimiento pueden determinarse por pruebas de presión capilar de laboratorio.

2. Contacto Inicial Agua-Petróleo. Es el punto más bajo en el yacimiento donde está presente el petróleo como se muestra en la figura 3.4, este nivel es más alto que el nivel de agua libre.

3. Contacto Agua-Petróleo Producible. Es el nivel más bajo en el yacimiento de donde el petróleo es producible. Se corresponde con el nivel donde la saturación de petróleo está justamente por encima del valor irreducible.

4. Contacto Agua-Petróleo de Terminación. Es el nivel más bajo de donde no se produce agua del yacimiento; corresponde al nivel donde la saturación de agua ha llegado al valor irreducible. Los varios contactos definidos anteriormente sirven de base para formular las definiciones siguientes:

5. Zona Inicial de Transición Agua-Petróleo. Es la distancia vertical entre el contacto inicial agua-petróleo y el contacto agua-petróleo de terminación.

6. Zona de Transición Productiva de Agua-Petróleo. Esta es la distancia vertical entre el contacto agua-petróleo producible y el contacto agua-petróleo de terminación. También es el intervalo del cual se produce agua y petróleo simultáneamente.

7. Agua Innata. Es simplemente la saturación inicial de agua en cualquier punto en el yacimiento; generalmente decrece con respecto a la altura por encima del contacto agua-petróleo inicial.

8. Saturación de Agua Irreducible. Esta es la saturación mínima de agua que puede obtenerse por el desplazamiento del agua por petróleo. El nivel más bajo de la saturación de agua irreducible es el tope de la zona de transición agua-petróleo.

En el caso de los contactos gas-petróleo, la situación es más sencilla porque la zona de transición gas-petróleo es general mente tan delgada que puede considerarse que es cero. La zona de transición gas-petróleo es más delgada que la zona de transición agua-petróleo porque el sistema gas-petróleo tiene mayor diferencia de densidad y más baja tensión interfacial, como se verá más tarde. Así que, solamente se necesitan las dos definiciones siguientes para clasificar la situación del contacto gas-petróleo.

9. Nivel de Petróleo Libre. Es el nivel del contacto gas-petróleo donde no existe presión capilar, por ejemplo en un hoyo abierto (figura 3.4)

10. Contacto Gas-Petróleo. Es el nivel del contacto gas-petróleo en el yacimiento.

EXTRACCIÓN DE NÚCLEOS Y PRUEBAS DE PRODUCCIÓN Los contactos originales de los fluidos pueden determinarse de los perfiles de los núcleos y de las pruebas selectivas de producción. Determinación de los contactos de los fluidos Si en un pozo se cortan núcleos con lodo a base de agua, los mismos son lavados violentamente por el filtrado del lodo, haciendo que las saturaciones de petróleo se acerquen a la inundación residual de agua. Tales saturaciones medidas en el laboratorio son aún más bajas debido a las mermas del petróleo y del gas en solución durante la traída de los núcleos a la superficie. Sin embargo, para el intervalo entre el contacto agua-petróleo y el contacto gas-petróleo son todavía significativamente más altas que en el casquete de gas y en el acuífero. Por su parte, las saturaciones de petróleo medidas en la zona petrolífera acusan de 15 a 30%, mientras que saturaciones de 5 a 10% o menos pueden esperarse en el casquete de gas, y en el acuífero. El contraste entre la saturación de petróleo en los contactos en vez de las saturaciones absolutas es el que muestra los contactos de los fluidos.

Antes de pasar a las pruebas de producción para ubicar los contactos entre fluidos, revisemos las definiciones de los varios contactos agua-petróleo. La zona de transición productiva de agua-petróleo es el intervalo vertical entre el contacto producible agua-petróleo de terminación o punto más bajo de donde solamente se produce petróleo. En el caso de contacto gas-petróleo, la zona de transición es tan delgada que puede desecharse. La relación entre la información obtenida de las pruebas de producción y la posición del contacto agua-petróleo, se tratará en la próxima sección.

Luego de descubrir un extenso y nuevo yacimiento, se escogen ciertos pozos en el programa de perforación para hacerles pruebas de producción con la sarta de perforación, con el objeto de seleccionar el mejor intervalo para la terminación de los pozos. Las pruebas se inician a una distancia rasonable por encima de la zona de transición agua-petróleo, la cual puede estimarse de los perfiles de otros pozos. Si la primera prueba muestra petróleo sin agua, el intervalo está por encima de la zona de transición; entonces, se profundiza el pozo cinco pies y se aprueba este nuevo intervalo recién abierto. Este procedimiento se repite hasta que una prueba dé alguna producción de agua. Esto ubica el contacto agua-petróleo de terminación dentro del último intervalo de 5 pies. La relación agua-petróleo aumentará a medida que se prueban intervalos más profundos. Finalmente, se efectúa una prueba por debajo del contacto agua-petróleo producible dentro del precedente intervalo de 5 pies probado. Aunque los pozos serán terminados, generalmente, por encima de la zona de transición es importante conocer el espesor de dicha zona para calcular reservas. Un programa similar de pruebas puede llevarse a efecto para ubicar el contacto gas-petróleo en el yacimiento.

Determinación de Saturación Inicial de Agua. Los núcleos cortados con lodo a base de petróleo ofrecen la oportunidad más directa para determinar las saturaciones de agua del yacimiento. El procedimiento es más exacto si las saturaciones de agua están al mínimo irreducible o cerca de él. El filtrado del lodo lavará los núcleos y tenderá a reducir las altas saturaciones de agua a la proximidad del valor irreducible. Las saturaciones de agua medida más arriba del contacto agua-petróleo de terminación deben ser bastantes exactas, pero las medidas en la zona de transición agua-petróleo generalmente son muy bajas. El nivel más bajo de saturación fue descrito en la sección anterior. Si la salmuera del yacimiento tiene una merma significativa, las saturaciones de agua calculadas en el laboratorio deben ajustarse tomando en cuenta este factor.

EVALUACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN – PRESIÓN INTRODUCCIÓN Para la evaluación global de un yacimiento, es necesario realizar una serie de análisis que permitan identificar, caracterizar, definir y describir el comportamiento individual de los pozos o de un grupo de ellos, y su interrelación e impacto en el yacimiento general del yacimiento/área bajo estudio. Este análisis permite la identificación de los mecanismos de producción predominantes, la presencia de límites, irregularidades en el proceso de fluidos/roca ya identificadas en procesos previos y la estimación de la distribución de los fluidos en el yacimiento.

PROCESO El flujograma del proceso de análisis individual de pozos en el contexto del yacimiento, se presenta en la figura 5.6 y los detalles de cada una de las etapas se describen a continuación:

. VERIFICACIÓN/IDENTIFICACIÓN DE LOS POZOS BAJO ESTUDIO El análisis individual puede realizarse a un grupo de pozos, si se quiere solventar algún problema en particular en un área específica del yacimiento; tal es el caso de procesos de recobro secundario por patrón de inyección/producción. Sin embargo, generalmente se hace necesaria la inclusión de todos los pozos que han producido de la acumulación en particular, ya que cada punto de drenaje aportará información relevante para la comprensión del comportamiento histórico del yacimiento. Hay que señalar, que es posible que se requiera incluir, en esta selección, pozos vecinos no pertenecientes al yacimiento, con la finalidad de aclarar dudas que puedan surgir sobre los límites del mismo.

Los resultados de la integración del análisis efectuado son de gran utilidad en el "monitoreo" continuo del comportamiento de los yacimientos, tanto de recuperación primaria como de aquellos sometidos a procesos de recobro adicional. Asimismo, constituye un insumo que puede explicar determinados comportamientos de un yacimiento en particular, así como también optimizar el estudio de los mismos por técnicas convencionales y/o de simulación numérica. Cabe destacar que la diversidad de problemas inherentes al avance de fluidos, comportamiento de producción/inyección y condiciones mecánicas de los pozos, imposibilita la aplicación de un proceso único para dichos análisis. Sin embargo, se trata de dar una guía sobre el análisis de los problemas mencionados, en una forma general, de tal manera que el mismo pueda adaptarse a cada situación en particular.

GENERAR GRÁFICOS/FIGURAS DE SOPORTE La utilización e interpretación de material gráfico que ilustre el comportamiento de pozos individuales y/o del yacimiento, constituye la pieza fundamental en el análisis por efectuar. La tabla siguiente señala la utilidad que pueden tener estos gráficos.

Descripción Utilidad

Comportamiento de producción (BPPD, RGP, % AyS, fluidos acumulados vs. tiempo).

Obtener indicios de mecanismos de producción. Efectos de regulador de producción (MEM, Mercado).

Índices de distribución correcta de producción.

Potenciales iniciales/actuales

Intervalos abiertos a pro-ducción Vs. tiempo.

Agotamiento diferencial por unidad/subunidad.

Efectividad de trabajos de RA/RC ) menores, estimulaciones.

Indicios de comunicación vertical.

Comportamiento de fluidos inyectados vs. tiempo (tasa diaria/ acumulados)

Información sobre posible daño. Indicios de comunicación mecanicé de pozos.

Graficas por pozo individuales

Graficas por yacimiento

Descripción Utilidad

Comportamiento de pro-ducción (BPPD, RGR % Ays, fluidos acumulados vs. tiempo).

Indicación del estado de agotamiento del yacimiento. Mecanismo de producción predo-minante.

Comportamiento pozo modelo vs. tiempo.

Definir declinaciones.

Establecer pronósticos de producción.

Profundidad vs. área (indicando posición de los pozos).

Posición inicial/actual de fluidos Áreas por drenar.

Comportamiento de presión vs. tiempo/prod. acumulada.

Diferenciar acumulaciones. Agotamiento por unidad de presión.

Estimación de reservas a presión de abandono.

Propiedades PVT (Bo, Rs, Bg) vs. presión (presión de burbujeo vs. profundidad).

Corroborar variaciones de propiedades de fluidos con profundidad.

- Diferenciación área de acumulaciones. Establecer condiciones de la acu-mulación.

. ANÁLISIS INDIVIDUAL POR POZO Cada pozo que se seleccione como parte integrante de un estudio, debe ser analizado para establecer las características del mismo y así lograr explicar/justificar su comportamiento con respecto a los pozos vecinos, para más tarde procesar la integración al yacimiento. El análisis por pozo se ha dividido en tres categorías, dependiendo del resultado que se obtenga al revisar la información disponible. De ninguna manera se trata de mostrar que constituyen sucesos independientes o que alguna antecede a la otra; simplemente constituye una distinción a manera de paso inicial. Las mismas se mencionan a continuación:

1. Comportamiento de producción 2. Movimiento de fluidos 3. Comportamiento de presión

. Comportamiento de producción El comportamiento de producción de los pozos/yacimiento debe ser analizado tomando en consideración lo siguiente: Tasa neta de petróleo por día: En este comportamiento se deben analizar incrementos/caídas abruptas de la tasa de producción. Estas variaciones pueden tener su origen en cambios de reductores, trabajos de reacondicionamiento mayores/menores, cambios/adición de zonas de completación, trabajos de servicios, estimulación y/o medidas de producción erróneas. A nivel de yacimientos (comportamiento pozo modelo) se debe realizar el cálculo de la declinación de producción, para su posterior uso en la realización de los pronósticos de potencial Relación gas/petróleo de producción: La RGP de los pozos individuales debería ser más o menos igual para todos los pozos del yacimiento, constante y aproximadamente igual al valor de laboratorio de la relación inicial de gas en solución /petróleo (Rsi) hasta la presión de burbujeo. Sin embargo, al analizar individualmente los pozos se pueden apreciar variaciones

de la RGP, dependiendo de la posición estructural de éstos, del buzamiento del yacimiento y del efecto de segregación gravitacional asociado que permite el avance del gas hacia el tope de la estructura, una vez alcanzada la presión de burbujeo y la saturación de gas crítica en la zona de influencia de un pozo en particular. Generalmente, al alcanzarse la presión de burbujeo el incremento de la RGP de producción es apreciable, La medición de la RGP se hace aun más importante, al encontrarse el yacimiento sometido a un proceso de recuperación adicional mediante inyección de gas y evitar, en muchos casos, el reciclaje del gas inyectado. Por último, se hace necesario mencionar que frecuentemente esta variable está muy ajustada al realizar un estudio de ingeniería de yacimientos, ya que la medición del gas se hace imprecisa debido al descalibraje de los instrumentos y a la precisión en la medida de la tasa de producción de petróleo.

Porcentaje de agua y sedimentos: La existencia de valores significativos del corte de agua en un pozo en particular, debe explicarse a la luz de los siguientes factores: i) existencia de un empuje hidráulico y posición estructural del pozo con relación a la del contacto de agua / petróleo original y a la del frente actual del agua en el yacimiento; ii) posibilidad de comunicación mecánica, a través del pozo, con yacimientos inundados por agua y/o arenas acuíferas. El gráfico de profundidad v.s. área que indica la posición de los pozos y el uso de secciones/paneles estratigráficos es de gran ayuda en la visualización de la posición de los frentes de invasión. Por último, en el análisis del comportamiento de producción, es importante que durante la realización de éste no se deje a un lado información acerca de presión de cabezal/línea de flujo, y del número de pozos abiertos a producción, con o sin levantamiento artificial, pues complementan el comportamiento histórico observado en cada uno de los pozos.

Movimiento de fluidos La idea básica en este análisis es estimar, con base en la tasa de producción, RGP y corte de agua de cada pozo, la distribución de los fluidos en el yacimiento en una fecha en particular. Las herramientas para este análisis las constituyen el mapa de producción y el gráfico de profundidad v.s. área, las cuales indican la posición de los pozos, complementados con las secciones y/o paneles estratigráficos y mapas de calidad de yacimientos. Del análisis se deben obtener como resultado ideas claves y soportables técnicamente acerca de avances preferenciales de fluidos, grado de agotamiento por unidad/subunidad que se están explotando, áreas aún por drenar o pobremente drenadas, y en consecuencia, recomendaciones sobre trabajos mayores/menores y perforación adicional que permitan mejorar el drenaje/barrido del yacimiento. Asimismo, se deberán establecer acciones en cuanto a mejorar el perfil y el patrón de inyección, en caso de yacimientos sometidos a procesos de recuperación suplementaria.

Comportamiento de presión El análisis en esta etapa se debe concentrar en justificar, con base en el comportamiento de producción, la ubicación del pozo, el estado mecánico y la distribución de los fluidos en el yacimiento, y el comportamiento de presión observado en cada pozo individual. Basándose en los resultados del análisis anterior se debe verificar que todos los pozos ubicados en una misma área del yacimiento con tendencia de presión diferente, tengan justificación similar a su comportamiento de presión. Finalmente, y con base en la tendencia de presión observada en cada área del yacimiento, se debe inferir cuáles son los mecanismos de producción prevalecientes en cada una de ellas y en el yacimiento como un todo.

INTEGRACIÓN DE RESULTADOS INDIVIDUALES La etapa final de este proceso lo constituye la integración e interpretación de todos lo resultados individuales en el contexto macro del yacimiento; esto es, al proceso intrínseco natural o artificial de explotación del mismo, así como a su configuración estructural y sedimento-lógica. Durante las etapas previas se han debido obtener conclusiones preliminares y ciertas recomendaciones que durante esta integración deben ser resueltas o encontrar la explicación más consona con las condiciones de producción del yacimiento en particular. Como resultado de todo este análisis se debe mostrar el estado de agotamiento del yacimiento, el cual debe incluir potencial alcanzable de los pozos/yacimiento, niveles de presión de fondo, posición actual de los frentes de fluidos, las áreas aún por drenar y la correspondiente actividad preliminar de reparación/perforación, la cual será validada posteriormente en los subsiguientes procesos de balance de materiales y/o simulación numérica.

DOCUMENTAR RESULTADOS En esta etapa se debe plasmar todo lo observado, las conclusiones y las recomendaciones pertinentes a los pozos individuales, al yacimiento y/o área en estudio, con especial énfasis en lo relativo a recompletaciones, reacondicionamientos, servicio a pozos y/o perforación adicional. La documentación de este proceso debe incluir todos los aspectos mostrados en las etapas anteriores e indicar las incertidumbres remanentes, explicar el impacto (mediante sensibilidades) que podría tener la solución de dichos problemas, la justificación de adquirir información adicional o indicar que la solución podría encontrarse en etapas posteriores del estudio del yacimiento. De igual manera, deben mostrarse todos lo gráficos, figuras y tablas que soporten lo expuesto en el texto.

Parte practica

Determinación de Net Pay en base a Registros eléctricos

Definición de espesor bruto, Neto de arena y Neto útil (Gross thicness, Net Sand, Net Pay

Registros de Evaluación de hueco abierto

Tope de Porosidad

Posible Contacto Agua-Gas 4175 mbbp

POZOS

CODIGO COORDENADAS UTM PSAD-56 PROF. FINAL

ESTE (X) NORTE (Y) MD

WELL-10 350767.39 8087293.51 4300.00

WELL-11 351892.88 8086419.57 4400.00

WELL-12 355227.00 8084979.00 4600.00

WELL-12 ST 355227.00 8084979.00 4050.00

WELL-13 351880.40 8086417.33 1730.00

WELL-14 351872.95 8086424.00 1878.00

WELL-15 351910.33 8086402.52 1890.00

WELL-2 353325.48 8086264.58 1800.00

WELL-4 354798.40 8084283.46 1820.50

WELL-5 352854.80 8086972.89 1833.00

WELL-7 355243.71 8084506.91 1691.50

WELL-9D 356483.50 8082970.00 5615.00

WELL-X1 353173.19 8085221.37 2599.65

WELL-X3 353761.69 8085981.26 4288.00

WELL-X8 348578.41 8087737.28 4621.20

Ubicar en un papel de coordenadas UTM la ubicación de los siguientes pozos

Grupos:

Ubicar en un papel de coordenadas UTM la ubicación de los siguientes pozos

CODIGO

COORDENADAS UTM PSAD-56

PROF. FINAL

ESTE (X) NORTE (Y) MD

WELL-10 334958.09 8093005.18 4645.00

WELL-11 337310.00 8095334.00 4492.00

WELL-2 336896.81 8093811.95 4850.00

WELL-3 337281.13 8093360.14 4780.00

WELL-4 336470.96 8093867.22 4650.00

WELL-5 335994.78 8093968.73 4624.00

WELL-6 336059.67 8093963.54 5087.50

WELL-7 336360.68 8094361.03 4553.00

WELL-8 335548.91 8093463.66 4611.00

WELL-9 336821.31 8094882.62 4490.00

WELL-X1 336716.16 8093391.07 4770.50

INICIA PROYECTO

ESTRUCTURA BASICA DE CONTROL LITOFACIES Y

COMPORTAMIENTO PRIMARIO Y SECUNDARIO

INFORME POR RESERVORIOS DE ZONA Y AREA

CONTROL PERIODICO DE EVOLUCION DE PROYECTOS

INFORMACION SISTEMA DE INYECCION

PLANEAMIENTO PROGRAMA OPERATIVO

FIN DE PROYECTO

RESUMEN DE TRABAJOS Y RESULTADOS

(MEMORIA DE SEGUIMIENTO)

CARPETA DE SEGUIMIENTOS

CONTROL Y PLANEAMIENTO DE OPERACIONESINYECCION AGUA

F.- Liberación diferencial y Liberación Flash y Separador.

Prueba de Liberación Diferencial La prueba de liberación diferencial se realiza cuando la composición total del sistema varía durante el agotamiento de presión. En este caso todos los gases liberados de la fase líquida durante la reducción de presión son removidos parcial o totalmente del contacto con el petróleo. Proceso de Liberación Diferencial La temperatura inicial a la cual se realiza la prueba de laboratorio debe ser igual a la temperatura del yacimiento. La presión inicial de la muestra de petróleo debe ser mayor o igual a la presión de burbujeo. La presión se va disminuyendo, aumentando así el espacio disponible en la celda para el fluido. Al caer la presión ocurre la liberación del gas, el cual es removido de la celda manteniendo la presión constante para esta extracción. Este procedimiento es repetido varias veces hasta alcanzar la presión atmosférica.

F.- Liberación diferencial y Liberación Flash y Separador.

Representación gráfica del proceso de liberación diferencial

De este tipo de liberación se obtienen los siguientes datos: factor de compresibilidad delgas (Z), relación gas petróleo en solución (Rs), factor volumétrico del petróleo (Bo),factor volumétrico del gas (Bg), factor volumétrico total (Bt), densidad del petróleo, gravedad específica del gas y la gravedad API de crudo residual.

F.- Liberación diferencial y Liberación Flash y Separador.

Prueba de Liberación Instantánea La prueba de liberación instantánea también conocida como prueba de liberación flash, se realiza cuando la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión. En este caso todos los gases liberados de la fase líquida durante la reducción de presión están en contacto y en equilibrio con la fase líquida de la que se liberaron. Proceso de Liberación Instantánea La temperatura inicial a la cual se realiza la prueba de laboratorio debe ser igual a la temperatura del yacimiento. La presión inicial de la muestra de petróleo debe ser mayor a la presión de burbujeo. La muestra en estudio se expande isotérmicamente en varias etapas hasta alcanzar la presión de burbujeo. Una vez alcanzada la presión de burbujeo se sigue disminuyendo la presión, en este caso la muestra de petróleo continuará expandiéndose isotérmicamente y el gas liberado se mantendrá dentro de la celda en contacto íntimo con el petróleo

F.- Liberación diferencial y Liberación Flash y Separador.

Representación gráfica del proceso de liberación flash o instantánea

De este tipo de liberación se obtienen los siguientes resultados: presión de burbujeo, volumen relativo en función de la presión (V/Vb), la compresibilidad del petróleo y una función ‘y’:

F.- Liberación diferencial y Liberación Flash y separador.

Prueba de Separadores La prueba separadores consiste en una prueba de liberación instantánea que se realiza en un separador para cuantificar el efecto de las condiciones de separación en superficie sobre las propiedades del crudo. Proceso de la Prueba de Separadores La temperatura inicial de la celda a la cual se realiza la prueba de laboratorio debe ser igual a la temperatura del yacimiento. La presión de la celda se mantendrá a presión de burbujeo. La presión del tanque de almacenamiento se mantendrá a presión atmosférica. La presión optima del separador será aquella que produzca la menor liberación de gas, crudo con mayor gravedad °API y menor factor volumétrico de formación del petróleo. El líquido es liberado en dos etapas de separación como se muestra en la Figura esquemática.

F.- Liberación diferencial y Liberación Flash y Separador.

Representación gráfica del proceso de separadores

De esta prueba se va a obtener los siguientes resultados: Factor Volumétrico del Petróleo (Bo); Relación Gas – Petróleo en Solución (Rs); Gravedad API del Crudo en el Tanque (°API); Composición del Gas Separado; Gravedad Específica del Gas en el Separador (Ygs); Gravedad Específica del Gas en el Tanque (Ygt).

F.- Liberación diferencial y Liberación Flash y separador.

Pero Que sucede en el reservorio? Liberación flash o diferencial? La mayoría de la gente piensa que suceden ambas cosas. Luego que se alcanza el punto de burbuja, pero antes de alcanzar la saturación crítica de gas, el gas libre formado en el reservorio no puede fluir quedando en inminente contacto con el líquido y por supuesto esto se parece más a un proceso de liberación flash. A menores presiones, cuando la saturación de gas, excede el valor crítico, debido a su mayor movilidad, tiende a fluir solo al tiempo de ser liberado y esto es más como un proceso diferencial. De igual forma, estamos comparando los procesos flash y diferencial a temperatura constante la cual es la temperatura de formación. Sin embargo, el viaje que hace el petróleo desde la formación al pozo y luego a las líneas de flujo y separador, no es un proceso isotérmico. Esto es generalmente reconocido como un proceso Flash pero la temperatura va disminuyendo. Los petróleos de bajo y alto encogimiento encogerán menos a las condiciones de tanque si son pasados primero por un separador de alta presión donde el gas se remueve de las proximidades del petróleo. La mejor presión de separación es cuando existe el mínimo encogimiento del petróleo. 246