METODOLOGIA GENERAL PARA SIMULACION DE YACIMIENTOS YACIMIEN TOS METODOLOGIA GENERAL PARA SIMULACION DE YACIMIENTOS Néstor Luis Sánchez Romero. INTRODUCCION La simulación de yacimientos es una tecnología básica de uso generalizado en la industria petrolera para evaluar el comportamiento actual y futuro de los yacimientos. Sin embargo, en la literatura no se ha definido completamente una metodología general para dicho fin Ref. 1,2,3,4. Con el objeto de dar mejor soporte técnico a los Ingenieros involucrados en la ejecución de estudios de simulación de yacimientos, se desarrollo una metodología general para optimizar los procesos de inicialización, cotejo de historia y predicciones en estudios de simulación. La aplicación de esta metodología, permitirá la reducción del riesgo de omisión de aspectos y variables claves, incrementándoles el nivel de confiabilidad en los resultados de los estudios. La metodología general para simulación de yacimientos presentada en este trabajo, consiste en estructurar en etapas los procesos de Inicialización, Cotejo de Historia y Predicciones; con la finalidad de describir detalladamente (paso a paso), cada una de las actividades involucradas en la ejecución, de cada proceso. En las Figuras 1, 2 y 3 se presentan los flujogramas de cada proceso, en los cuales las etapas principales han sido representadas por bloques rectangulares para facilitar su seguimiento e interpretación. A continuación se discuten los detalles de las diferentes etapas involucradas en cada proceso.
PROCESO PARA INICIALIZACION DEL MODELO DE SIMULACION Después de seleccionar la malla y completar la preparación de los datos del yacimiento, y antes de comenzar el proceso de cotejamiento, es necesario inicializar el modelo mediante el cálculo de los volúmenes de fluidos originales en sitio. La inicialización del modelo consiste en establecer la distribución inicial de saturación y presión existentes en el yacimiento. El cotejo de las condiciones iniciales es realizado ajustando los datos a través‚ de un procedimiento de ensayo de ensayo y error cambiando principalmente los parámetros que presentan mayor incertidumbre y que definen las condiciones iniciales del yacimiento. El flujograma de la Figura 1 ilustra el procedimiento de inicialización para el caso general hipotético‚ de un yacimiento de petróleo con capa de gas y zona de agua. A continuación se discuten los detalles de las diferentes etapas involucradas. 1.- Corrida preliminar de inicialización : Correr el modelo en modo de inicialización (datos no recurrentes), con la finalidad de revisar la sintaxis de los datos. Como resultado de esta corrida se obtienen los datos no recurrentes interpretados por el simulador, las distribuciones de presiones, saturaciones y volúmenes en sitio para los diferentes fluidos 2.- Verificar entrada de datos: Es común que la primera corrida de inicialización de un modelo de simulación aborte, como consecuencia de errores en los formatos de entrada de datos del yacimiento, inconsistencia de los datos de permeabilidad relativas y/o datos PVT. En caso de errores se debe revisar y corregir las especificaciones de los formatos de entrada de datos y repetir la corrida hasta obtener un código de datos limpios. Los errores en los datos de inicialización generalmente son de alguno de los siguientes tipos: Problemas paramétricos, Tablas de propiedades de fluidos, Tablas de saturaciones, Tabla de misceláneos (condiciones de equilibrio), Definición de acuíferos y Generación de arreglos.
3.- Revisar datos que afectan el POES:
Verificar que el POES calculado por el modelo, esté en línea con el estimado mediante balance de materiales y cálculo volumétrico en base a los mapas de calidad de yacimientos. Si el valor calculados es sumamente alto/bajo esto es normalmente debido a errores en : a.- Valores muy altos/bajos de porosidad (error en formato de entrada de datos). b.- Contactos de fluidos (gas-petróleo y/o agua-petróleo, mal ubicados). c.- Inclusión/exclusión de bloques que no pertenecen/pertenecían al yacimiento. d.- Valores bajos/altos en las curvas de presión capilar. e.- Errores en los espesores de arena neta.
4.- Revisar datos PVT Es de primordial importancia en la construcción del modelo de Simulación, verificar que la relación gaspetróleo inicial en solución calculada por el modelo reproduce satisfactoriamente al valor establecido en la caracterización del análisis PVT. De existir diferencias significativas se deben revisar los datos de los fluidos. En caso de no existir capa de gas pasar a la etapa 5.- Revisar tamaño de la Capa de Gas Revisar que la relación inicial entre los volúmenes de gas en la capa de gas y petróleo en el yacimiento está en línea con el estimado volumétrico y de balance de materiales. En caso contrario se deben revisar los parámetros que afectan sus dimensiones (valores y distribución de porosidad y espesor de arena neta en la zona de gas libre, y posición del contacto gas-petróleo). Una vez realizados los ajustes necesarios, se repite la corrida de inicialización y se verifica de nuevo el valor del POES. Este proceso se repite hasta lograr un buen cotejo del POES.
6.- Revisar tamaño del Acuífero Revisar que la relación inicial entre los volúmenes de agua en el acuífero y petróleo en el yacimiento esté‚ en línea con los balances de materiales previos al estudio de sim ulación. Esta relación es uno de los parámetros que menos afecta el nivel de energía en el yacimiento. Entre los parámetros a revisar para modificar el tamaño del acuífero tenemos, el número y tamaño de los bloques que lo representan, porosidad, espesor de arena neta y posición del contacto agua-petróleo. En vista de que lo importante en cuanto al acuífero es su tamaño y energía, su volumen poroso puede ser mucho mayor al de la zona de petróleo. Para evitar alteraciones en el tamaño de la zona de transición agua-petróleo y de la distribución de saturaciones en la misma el tamaño de los bloques para representar el acuífero se debe aumentar gradualmente (entre 1 o 2 veces el tamaño de los bloques en la zona de petróleo para la primera fila de bloques del acuífero y así sucesivamente). Una vez realizados los ajustes necesarios, se repite la corrida de inicialización y se verifica de nuevo el valor del POES. Este proceso se repite hasta lograr un buen cotejo del POES.
7.- Revisar presiones iniciales de los fluidos Verificar que la distribución de la presión inicial a la profundidad de referencia ( Datum, calculada por el modelo, esté en línea con el valor promedio reportado. En caso contrario se deben revisar los parámetros asignados en las tablas de equilibrio y propiedades de los fluidos (gravedad especifica), elevaciones estructurales y espesores de arena total. Una vez reproducidas las condiciones iniciales del yacimiento se procede a introducir los datos que pueden cambiar en función de tiempo (datos recurrentes), para comenzar el proceso de cotejo de la historia de producción del yacimiento.
PROCESO PARA COTEJO DEL COMPORTAMIENTO HISTORICO En el desarrollo de un modelo de simulación representativo del yacimiento, se utilizan datos derivados de interpretaciones geológicas y mediciones de laboratorio. Los datos de laboratorio son normalmente representativos de las propiedades de los fluidos y de la interacción roca-fluido, pero el modelo geológico es más sujeto a discusión, debido a que es el producto de la interpretación de información obtenida indirectamente, como lo es la sísmica, registros eléctricos, etc. La forma común de reproducir el comportamiento histórico de un yacimiento, consiste en especificar las tasas de producción de petróleo e inyección de fluidos y dejar que el modelo simule el comportamiento de presión, de la relación gas-petróleo y del porcentaje de agua. Para lograr esto, generalmente es necesario hacer ajustes o cambios en algunos parámetros del yacimiento (geológicos o de fluidos, mediante sensibilidades de los mismos). Inicialmente el simulador calcula el comportamiento del yacimiento utilizando la mejor información disponible. Si los resultados calculados no corresponden al comportamiento histórico, los datos del modelo deben ser modificados hasta obtener un cotejo satisfactorio entre los resultados computados y el comportamiento observado del yacimiento. Este procedimiento, conocido como “cotejo histórico”, conlleva a una representación matemática del yacimiento, la cual permite predecir su comportamiento futuro sujeto a diferentes esquemas de explotación. Después de cotejar el comportamiento del yacimiento, se procede a validar el modelo del yacimiento para comprobar si este reproduce el comportamiento de los pozos. Este se realiza simulando los últimos cinco años de historia sin asignar valores a las tasas de producción de petróleo, sino seguir las restricciones impuestas por el sistema de producción. La reproducción satisfactoria de las tasas de petróleo confirmará, que el modelo es adecuado para simular el comportamiento del yacimiento. El flujograma de la Figura 2, muestra el proceso de cotejo histórico para un caso general hipotético de un yacimiento de petróleo con capa de gas y zona de agua. A continuación se discuten los detalles de las diferentes etapas involucradas: 1.- Seleccionar método de solución Después, de completar la inicialización (Figura 1), se debe correr el modelo por un período de tiempo no mayor de un año, usando los métodos de solución disponibles en el simulador que se utiliza, a fin de escoger el método que proporciona menos tiempo de corrida y mayor estabilidad (menos número de iteracciones, mayores intervalos de tiempo, valores menor o cerca de uno en el balance de materiales y mayor tendencia a mejorarlo) 2.- Efectuar corrida para cotejo de presiones promedio. En general el cotejo histórico se realiza en dos etapas: una primera donde se trata de reproducir el comportamiento global y por regiones mayores del yacimiento (grupos de pozos con características similares), para luego pasar a la segunda etapa donde se realiza el cotejo a nivel de pozos individuales. Para lograr el cotejo histórico de la presión promedio global y por regiones mayores del yacimiento, se realiza un proceso interactivo que involucra cambios globales que afectan varios bloques (regiones, del modelo, antes que hacer cambios locales que afecten solamente pocos bloques y que son menos útiles al momento de cotejar el comportamiento individual de pozos. Las corridas para esta parte del cotejo se realizan cubriendo períodos de tiempo iguales a aproximadamente el 20% de la historia de producción disponible, y asegurándose de incluir reinicialización (restart, en cada una de ellas)
a.- Revisar tasas de petróleo, intervalos de completación y valores de arena neta permeable. Una fuente de errore muy comun es los valores de tasas de producción y su correspondencia con los intervalos de completación y los espesores de arena neta, de allí que el primer paso en el cotejo sea el asegurarse de que tal información sea la correcta. b.- Ajustar energía del modelo
Si los valores de presión promedio calculados por el modelo se apartan considerablemente del comportamiento observado, falta o sobra energía en el modelo en relación a la situación real en el yacimiento. La forma de ajustar la energía en el modelo es revisando la magnitud y distribución del volumen poroso en las zonas de petróleo y gas, así como la fortaleza del acuífero, en caso que exista, y/o las compresibilidades de los fluidos y de la roca yacimiento. El ajuste de la fortaleza del acuífero se realiza de la siguiente manera: Para acuíferos representados analíticamente basta con modificar los parámetros que intervienen en la función de influencia del acuífero, volumen poroso y capacidad del acuífero. Para acuíferos representados por bloques del modelo de simulación, el ajuste consiste en modificar las dimensiones y/o la porosidad de los bloques que representan el acuífero. Es posible que el acuífero tenga la fortaleza apropiada, pero que la misma no se refleja adecuadamente en el yacimiento debido a la baja/alta, comunicación acuífero-yacimiento. Si este es el caso se debe modificar la transmisibilidad en el acuífero, y entre este y la zona del yacimiento el contacto con el mismo.
c.- Ajustar flujo de fluidos entre regiones mayores Es posible que la tendencia de la presión global promedio del yacimiento calculada por el modelo esté‚ en línea con la observada, pero que sin embargo al analizar tendencias por regiones, grupos de pozos con características estáticas similares, se observen discrepancias considerables con el comportamiento observado. Esto generalmente ocurre con yacimientos de tamaño relativamente grandes y/o de geología compleja. El cotejo de las presiones de las diferentes regiones, se obtiene modificando el flujo de fluidos entre ellas, para lo cual es necesario efectuar cambios apropiados en las transmisibilidades (permeabilidad, entre dichas regiones). La selección de las regiones debe ser realizada en base al análisis del comportamiento de presiones observadas. Luego de estar satisfecho con el cotejo de la presión global promedio y por regiones, incrementar el periodo de tiempo en aproximadamente 20% de la historia disponible y continuar con la corrida utilizando el procedimiento de reinicialización de datos recurrentes (restart ) Repetir esta etapa hasta completar el cotejo de la historia de producción del yacimiento. Es posible que algunas de las corridas efectuadas en esta etapa puedan fallar, debido a que la presión de algunos bloques en el modelo se salga del rango usado en la tabla PVT. En este caso debe revisarse la completación del pozo ubicado en el bloque problema , los valores asignados de porosidad y espesor de arena neta . 3.- Cotejo del comportamiento histórico de la RGP y del % AyS Usualmente la RGP y % AyS comienzan a variar significativamente después de cierto período de producción. Es necesario tener un ajuste de presión durante este período antes de comenzar con el ajuste de la RGP y del % AyS (Figura 2b). Las variaciones en estos parámetros son debido al avance del gas y del agua en el yacimiento. El ajuste no se puede obtener si los frentes de agua o gas no son modelados adecuadamente, lo cual implica un buen conocimiento de los mecanismos de empuje de agua o gas que existan en el yacimiento. Este problema es particularmente importante en yacimientos estratificados en el que varias capas se comunican. Los parámetros para ajustar la RGP y % AyS son: a.- los ya mencionados para el ajuste de presión. b.- curvas de permeabilidades relativas para cada capa c.- distribución vertical de permeabilidades absolutas d.- carácter o forma de las curvas de permeabilidades relativas
La RGP es controlada por el grado de segregación de gas permitido en el modelo. Esta se puede controlar modificando la permeabilidad vertical de las zonas donde se requiere que el gas se segrege menos rápido para que no sea producido, lo cual reduce el agotamiento del yacimiento, o en algunos casos modificando la pendiente de las curvas de permeabilidades relativas o saturación de gas crítica. Si la RGP es muy alta, puede indicar una relación de Kg/Ko muy optimista. Para reducir este efecto, se debería modificar las pendientes de las curvas de permeabilidades relativas (la de Kro hacerla menos monotónica creciente y la de Kro menos monotónica creciente) Por otro lado, si es que el gas en el sistema se está segregando muy rápido, se debe intentar corregir reduciendo la permeabilidad vertical. Si por el contrario, la RGP es muy baja, indica que no hay suficiente gas en el sistema. Para incrementarla, se hace lo contrario al caso anterior, es decir se manipulan las pendientes de las curvas de permeabilidades relativas hasta alcanzar una relación de kg/ko mayor. Esta mayor producción de gas puede crear un segundo factor que debe ser considerado y es una menor presión del yacimiento. En estos casos se pueden hacer ajustes menores en las transmisibilidades cercanas al acuífero para corregir estas discrepancias. Otro problema que puede presentarse es que el gas comienza a fluir muy temprano en el modelo y sin embargo, las pendientes de las curvas de permeabilidades relativas lucen razonablemente bien. En estos casos, un aumento de la saturación crítica puede retardar la producción de gas. El efecto secundario puede ser un aumento en la presión del yacimiento, el cual se trata como se ha mencionado anteriormente. Lo contrario puede ser aplicado en caso de una producción tardía de gas. En el caso del % AyS, la irrupción de agua está, primordialmente controlada por parámetros sedimentológicos. La descripción sedimentológica jugará un papel importante ya que de ello depende los canales preferenciales del flujo de agua. En algunos casos se puede incrementar la permeabilidad en ciertas direcciones (ejes de las barras litorales por ejemplos), a fin de reproducir la distribución regional de la saturación de agua observada en el yacimiento. También es posible modificar las transmisibilidades en los bloques que representan las fallas con el fin de modificar el flujo en alguna dirección. 4.- Cotejo de pozos individuales Después de tener un cotejo a nivel de yacimiento y regiones se procede a reproducir el comportamiento individual de cada pozo. La regla general es “cotejar el máximo número de pozos”, prin cipalmente buenos productores o pozos con historias largas con los mismos parámetros y tratar por separado al final los pozos que no se puedan cotejar. Obviamente que al realizar el cotejo global y por regiones de las presiones, de la RGP y del %AyS, ya se tiene una referencia sobre el estado de saturaciones y presiones alrededor de cada pozo, por lo que tales condiciones deben ser el punto de partida para iniciar el cotejo del comportamiento de pozos individuales, el cual se realiza siguiendo el proceso siguiente: a.- Ajustar nivel de energía del pozo La presión del pozo depende del nivel de energía a su alrededor. De ser esta muy baja/alta, se deben considerar incrementar/reducir la permeabilidad areal y vertical o ambos según sea el caso, en el bloque donde esta ubicado el pozo y en los bloques vecinos de ser necesario. b.- Cotejar la relación gas/petróleo La RGP depende en alto grado de la relación Krg/Kro. Cuando el modelo no reproduce la relación gaspetróleo, se pueden modificar las curvas de Krg y/o Kro, mediante un procedimiento similar al usado en el cotejo de la RGP del yacimiento. Es común que las curvas de permeabilidad relativa representen el comportamiento de un pozo solo durante cierto lapso, observándose que la RGP calculada por el modelo disminuye mientras que la RGP en el campo todavía está aumentado. Esto es consecuencia de que en el modelo no hay gas disponible en la región cercana al pozo. Esto se puede corregir modificando las
curvas de permeabilidad relativa en los rangos de saturaciones de gas existentes en el bloque del pozo en el lapso en cuestión, o también reduciendo la saturación de gas crítica para que el gas se libere más rápido, o reduciendo la permeabilidad vertical para que el gas se segregue más lentamente y pueda ser producido, o revisar presión de burbujeo en la zona alrededor del pozo, en aquellos yacimientos donde existan variaciones de presión de burbujeo con profundidad. c.- Cotejar el corte de agua y sedimentos. El proceso en este caso consiste en lo siguiente: 1.- Graficar el comportamiento del corte de agua real y simulada contra tiempo para cada pozo y observar la región en la cual el cotejo es deficiente. 2.- Graficar la saturación de agua en el bloque del pozo contra tiempo y aumentar la Krw en el rango de saturaciones de agua en el cual la curva de corte de agua real es mayor al simulado, y reducir la pendiente de la curva de Krw en el rango de saturaciones de agua en la cual el corte de agua simulado sea mayor que el real. 3.- Repetir los pasos 1 y 2 hasta obtener el cotejo Se debe prestar especial importancia a la saturación a la cual se inicia la producción de agua, ya que a saturaciones menores que esta, la Krg debe ser muy cercana a cero. 5.- Validar modelo Después de cotejar el comportamiento del yacimiento y sus pozos, se debe validar el modelo retrocediendo cinco años en la historia y asignando a cada pozo el valor de índice de flujo “Indice de productividad”, que permita reproducir su potencial de producción de petróleo real y lograr una buena representación de las presiones de fondo fluyente (Figura 2c) Para ello se deben construir curvas de levantamiento artificial para simular el comportamiento del flujo vertical desde el fondo del pozo hasta la superficie, tomando en cuenta los cortes de agua y las RGP máximas y mínimas observadas en los pozos. En el caso de pozos que producen por bombeo, definir solamente la presión mínima de fondo fluyente. En este caso se cotejará la tasa de producción . Después de cotejar las presiones de fondo, y las tasas de producción de petróleo real de todos los pozos activos en el yacimiento, efectuar una corrida sin otras restricciones que las impuestas por el sistema de producción, para validar el modelo mediante la reproducción de los últimos cinco años de historia (Ver Figura 2c). En esta corrida el modelo solo estará restringido por la presión asignada al cabezal de los pozos (THP, en las tablas de levantamiento, en caso de pozos produciendo por flujo natural o por levantamiento artificial con gas. La validación se verifica observando si existe desplazamiento de la curva de comportamiento de producción de los pozos, bien sea hacia arriba o hacia abajo de su tendencia natural. En caso de no lograrse una validación satisfactoria, se debe revisar si han ocurrido eventos que justifiquen cambios en los índices de f lujo como reparaciones, recompletaciones, cam bios de zonas, etc. De ser así, se procede a ajustar los índices de los pozos afectados y se repite la corrida. De no surtir efecto tampoco, se debería hacer nuevos ajustes a las curvas de permeabilidad relativa y regresar a la etapa 4. De lograr una validación satisfactoria en esta etapa, se dispone de un modelo capaz de reproducir el comportamieno del yacimiento. En este caso sólo se requiere reinicializar el modelo a fin de llevar a cabo las predicciones respectivas. 6.- Documentar cotejo del comportamiento histórico del yacimiento. Esta etapa tiene como objetivo, resaltar todas las dificultades encontradas durante el proceso y como fueron solucionadas. Igualmente, se deben indicar las limitaciones o impedimentos que no permitieron un ajuste satisfactorio en caso de que así ocurra, y recomendaciones sobre datos e información adicional requerida.
PROCESO PARA REALIZAR PREDICCIONES DE UN YACIMIENTO Después de obtener un cotejo razonable del comportamiento histórico del yacimiento, se dispone de un modelo confiable para predecir su comportamiento futuro. Las características del yacimiento, el conocimiento del ingeniero sobre el área en estudio, los lineamientos de producción y la planificación estratégica de explotación, determinaran las opciones de explotación que se podrían implantar en el yacimiento. Entre las alternativas comúnmente evaluadas, se encuentran las siguientes: 1.- Determinar el comportamiento futuro de un yacimiento sometido a agotamiento natural, inyección de agua o gas. 2.- Evaluar las ventajas de un proceso de inyección de agua de flanco contra un proyecto de inyección por arreglos. 3.- Determinar el efecto de la ubicación de los pozos y el espaciamiento. 4.- Investigar que efectos tienen las variaciones de las tasas de inyección y/o producción, sobre el recobro. 5.- Investigar que efectos tiene la perforación interespaciada sobre el recobro. 6.- Definir políticas de completación de pozos en yacimientos superpuestos. 7.- Estudiar la factibilidad de recuperación adicional mediante otros procesos de inyección menos sofisticados como polímeros, surfactantes, Nitrógeno, WAG, Inyección de gas miscible, CO2, otros. Las bases de los estudios de infraestructura de producción e inyección, así como los análisis de rentabilidad que permitirán seleccionar el esquema óptimo de explotación, son establecidos en base a las predicciones de estudios de simulación de yacimientos. El flujograma del proceso, para realizar predicciones del comportamiento futuro de un yacimiento mediante técnicas de simulación numérica, se presenta en la Figura 3. Los detalles de cada una de sus etapas se discuten a continuación: 1.- Establecer caso base Durante el proceso de predicción de un estudio de simulación, la primera corrida usualmente denominada Caso Base, muestra el comportamiento de predicción si se continua con el esquema actual de explotación. Este comportamiento es tomado como referencia para determinar las bondades de cualquier cambio factible en la política de explotación actualmente aplicada. Si el yacimiento está sometido a un esquema de recuperación adicional, se debe examinar la eficiencia del proceso, para decidir si es procedente investigar las posibilidades de efectuar mejoras al esquema actual de producción/inyección, para lo cual se debe continuar con la etapa 5. De no existir un proceso de recuperación adicional, el comportamiento primario se toma como referencia para determinar las bondades de cualquier cambio factible en el esquema de explotación actualmente aplicado. 2.- Realizar predicciones bajo agotamiento primario Estas predicciones consisten en evaluar alternativas para mejorar el esquema de agotamiento primario vigente (Caso Base). Algunas de las interrogantes más relevantes en este caso son: Efecto de cambiar el método de producción de los pozos (levantamiento artificial vs flujo natural, en su tasa de producción).
Efecto en el recobro final de cambiar los parámetros operacionales tales cómo RGP, permite corte de agua, permite presión máxima de inyección etc. Efectos de aislar las zonas invadidas por agua o gas en la producción de los pozos. Cuando será necesario efectuar reparaciones y/o cambios de zona en cada pozo.
3.- Elaborar plan de desarrollo adicional Los resultados de las predicciones realizadas en la etapa 2, comparado al recobro esperado en yacimientos con características y mecanismos de producción similares, permitirán decidir si existen posibilidades para desarrollo adicional. De no ser este el caso, se procede a investigar la factibilidad de recuperación adicional (etapa 4) El diseño del mejor plan de desarrollo adicional debe tomar en cuenta lo siguiente: El impacto de localizaciones adicionales en el potencial y en el recobro. Las fechas de completación de cada pozo nuevo y el potencial inicial correspondiente. El total de producción anual de dichos pozos y el acumulado hasta el recobro total. El impacto de perforación interespaciada en el potencial y en el recobro. El impacto de cambiar el espaciado de los pozos en áreas no drenadas. El análisis de estos factores, permitirá establecer varios escenarios de agotamiento primario, los cuales deben compararse en términos económicos con la mejor opción de las analizadas en la etapa 2. 4.- Evaluar factibilidad de recuperación adicional Los aspectos más relevantes que deben ser tomados en cuenta desde el punto de vista del recobro del yacimiento, para iniciar un proyecto de recuperación adicional son: Los puntos de inyección o patrón de inyección, considerando las características geológicas, estructura estratigrafica y sedimentológica. Las tasas de inyección por pozo y en total para el yacimiento. La cronología de eventos del proceso, inicio de inyección, terminación de la inyección, perforación o reparación de los pozos, etc. Identificación de los parámetros operacionales claves, que permitan asegurar el éxito del proyecto (RGP, %AyS, completación de los pozos, etc). Después de realizar las corridas correspondientes pasar a la etapa 7 5.- Determinar eficiencia del proceso de recuperación adicional En el caso de que en el yacimiento simulado se esté llevando a cabo un proyecto de inyección de agua y/o gas, se deben efectuar predicciones para determinar la eficiencia del proceso, evaluando los siguientes parámetros: Petróleo recuperado, % del POES, % del volumen movible de petróleo en sitio recuperables por el proyecto. Volumen de los fluidos inyectados a condiciones del yacimiento Factor de reemplazo de los fluidos totales extraidos Historia de presiones de fondo mostrada en listados y mapas Relación producción/reserva actual Del análisis de estos parámetros y su comparación con los valores pronosticados, se puede establecer si el pronóstico original es autoválido, o si es necesario y/o conveniente modificar el esquema actual y realizar las predicciones para mejorar el recobro final del yacimiento. Si esto último es cierto, pasar a la siguiente etapa, de lo contrario, pasar a la etapa 7.
6.- Rediseñar esquema de recuperación adicional. En caso de determinarse en la etapa anterior (5), que la eficiencia actual del proceso de recuperación adicional debe ser mejorada, proceder a evaluar los efectos de las siguientes opciones:
Cambios en la distribución y número de inyectores y productores Variación de tasas de inyección y producción Variación en las presiones de inyección Cambios en los fluidos inyectados Selectividad, cambios de zonas productoras/inyectoras Suspensión del proyecto Evaluar el efecto sobre el recobro de la perforación interespaciada o la perforación en zonas pobremente drenadas, utilizando la tasa de inyección óptima previamente establecida y comparando estos resultados con el esquema de inyección actual.
7.- Elaborar plan operacional Las predicciones realizadas, tanto para recobro primario con o sin desarrollo adicional, como para recuperación adicional, permitirán elaborar un plan operacional para cada uno de los esquemas que se desea investigar en profundidad. Este plan debe contener: Número de pozos a perforar/reparar y su dedicación Volumen requerido de inyección y su distribución entre inyectores Facilidades de producción/inyección requeridas Pronóstico de producción de petróleo, agua y gas Cronología de eventos Políticas de evaluación de pozos, Plan de recolección de información y monitoreo. Estos parámetros servirán de base para la evaluación económica
8.- Documentar el proceso En esta etapa se debe presentar un compendio sobre la actividad desarrollada durante la ejecución del proceso. Se deben resaltar los criterios utilizados, la razón de su uso, los resultados obtenidos al completarse cada una de las etapas, etc. La organización de toda esta información, debe servir de guía y herramienta al operador en la ejecución y monitoreo del esquema de explotación adoptado.
REFERENCIAS
1. Cricklow, H.B.: “Modern Reservoir Engineering - A simulation Approach”, Prent ica Hall, Inc. New Jersey, 1979 2. Total.: “Reservoir Simulation Seminar”, Compagnia Francaise des Petroles París, 1985 3. Aziz, E. and Settari .: A “Petroleum Reservoir Simulation” - Applied science publisherd LTD, London, 1980. 4. Saler, N.G and Toronyi, R.M.: “Engineering Control in Reservoir Simulation”, Paper SPE- 18305, Oct, 1988 5. Sánchez, N.: “Resultados de la Aplicacion de Calidad de Gestión en Simulación de Yacimientos”, Maraven S.A, Agosto1991 6. Methodological Approach for Reservoir Simulation. II Latin American Petroleum Engineering Conference, Paper SPE-23616 Caracas, Mar. 1992.
