Caracterización de yacimientos utilizando Información estática ~ PetroleoAmerica.com

09 marzo 2011

Caracterización de yacimientos utilizando Información estática

La caracterización de un yacimiento de hidrocarburos consiste en generar un modelo geológico del yacimiento (estructuras y propiedades físicas) basado en la integración de la información geofísica, petrofísica, geológica y de Ingeniería con el fin de calcular reservas y crear un plan de desarrollo óptimo del campo. Por ello la caracterización es una etapa muy importante en el plan de explotación de un yacimiento de petróleo.
La etapa inicial de un proceso de caracterización de yacimiento consiste en la generación de un modelo estático inicial basado en información previa (Estática). Esta información previa se consigue a partir de la interpretación de datos sísmicos 2D y 3D, registro de pozos, pruebas de laboratorios, análisis de ripios (muestras obtenidas durante la perforación), análisis de núcleos (muestras compactas tomadas en el yacimiento), entre otros. 
Dentro de la etapa inicial del proceso de caracterización de yacimientos se siguen, en general, las etapas de modelización geológica, modelización de las propiedades físicas de la roca a partir de registros, inclusión del análisis de producción y por supuesto integración de la información disponible del campo. En la modelización geológica se desarrolla la modelización estructural, a partir de la información sísmica y geológica del área, donde se dispone de sistemas para interpretación sísmica en 2D y 3D y modelización Geológica para la integración de la información procesada. El análisis de los registros eléctricos se basa en la aplicación de algoritmos para estimar las propiedades físicas (permeabilidad y porosidad). Luego se integran la modelización geológica, el análisis de registro y la información de análisis de laboratorio usando una metodología de evaluación. Esta integra la información estática disponible y utiliza la determinación cuantitativa de la litología de la roca, textura, composición, sistema poral, arcillas y otros minerales sensibles. Finalmente, una vez aplicada la metodología de evaluación se obtiene un modelo que clasifica los tipos de roca y define los ambientes de depositación, generándose así un modelo estático inicial que caracteriza el yacimiento en estudio.
En caso de no existir datos de producción en el campo, el modelo estático Inicial se usa como información de entrada en la aplicación de métodos volumétricos para estimar el potencial del yacimiento con el objetivo de determinar si es o no rentable su explotación, evaluando las zonas potenciales de producción.
Otra alternativa es la aplicación de los métodos estadísticos para generar más de un modelo inicial del yacimiento basado en la información previa (Estática). Estos buscan estimar la distribución de los parámetros a lo largo de todo el yacimiento conocidos los valores en los pozos de forma que se ajusten al resto de información que se tiene de la zona donde se encuentra el yacimiento, como puede ser la obtenida por métodos sísmicos o por otro tipo de estudios geológicos de la zona. Por otra parte con los métodos estocásticos (basados en información estática) se consigue una gran cantidad de “realizaciones equiprobables” (es decir, posibles mapas de los parámetros en el área del yacimiento que tienen la misma probabilidad de ser correctos en función de criterios basados en la información conocida). Por supuesto la gran mayorıa de ellos no va a ajustar los datos de producción en los pozos ni siquiera aproximadamente. Debido a que es posible crear muchos modelos geológicos escalados equivalentes usando el modelado estocástico, se evalúa la incertidumbre del modelo y se confirman los hidrocarburos recuperables. De esta manera, la simulación del flujo de los modelos geológicos escalados en los percentil es P10, P50 y P90, resultan en unas curvas de producción acumulada pesimista, regular y optimista respectivamente. Entre estos métodos estadísticos se encuentran el kriging, el cokriging y los modelos gaussianos.
En el caso de un yacimiento con historia de producción, el modelo estático inicial se usa como información de entrada para generar un modelo de simulación  dinámico (que además toma en cuenta la información de los fluidos y los datos de producción) que debe ser ajustado para completar el proceso de caracterización del yacimiento generando un modelo estático final que se ajusta a la historia de producción con el objetivo de obtener un modelo de predicción que permita optimizar la producción del campo.
  
Caracterización de yacimientos con ajuste histórico de producción
El ajuste histórico de producción de los modelos de simulación de yacimientos es un gran reto para la industria del petróleo conocido como ajuste histórico.
 El procedimiento de determinar los parámetros físicos del yacimiento que ajustan los datos de producción está asociado a un problema inverso asociado mal condicionado y con posibilidad de tener varias soluciones. Como definición de problema inverso se podría decir que dados los resultados de un proceso conocido en el que intervienen diferentes parámetros y variables (la producción en los pozos) el problema inverso consiste en averiguar los valores de los parámetros que han producido esos resultados (la permeabilidad). Debido a que la información geológica previa en la que se basa el modelo estático inicial del yacimiento proviene de la interpretación de datos estáticos,
Este modelo solo puede ofrecernos una aproximación inicial imprecisa de las Características del área en estudio. Esta imprecisión es la causante de que al empezar un estudio de simulación del yacimiento, los resultados de las simulaciones y los datos reales no coincidan. Eso supone la imposibilidad de Conocer a priori la evolución de la producción del yacimiento, y por tanto de ajustar la producción a las necesidades de la compañía. Por ello en la industria del petróleo se ha puesto gran interés en desarrollar técnicas que permitan obtener un modelo del yacimiento confiable y que se ajuste con los datos de producción medidos en campo.
Como consecuencia de todo esto, en la ingeniería de yacimientos se vienen desarrollando y usando desde hace tiempo distintas técnicas de “ajuste Histórico” que permiten ajustar los parámetros de forma que los resultados Obtenidos con el simulador sean lo mas parecido posible a los datos reales (Por ejemplo datos de presión y/o caudales) obtenidos hasta la fecha de la que se dispongan datos. Una parte de las técnicas de ajuste histórico de producción se enfocan en estimar o corregir las propiedades petrofísicas del yacimiento en cada celda (la permeabilidad y/o porosidad). Estos métodos normalmente funcionan bien en reconstrucciones con perfiles de permeabilidad suave, pero tienen la desventaja que no conservan el contraste de permeabilidad que existe en yacimientos con más de una litofacie, destruyendo las interfaces que existen entre diferentes tipos de rocas. Por otra parte para afrontar situaciones con yacimientos de dos o más litofacies con contraste en sus propiedades se han presentado otro grupo de técnicas para realizar el ajuste histórico de producción del yacimiento donde se reconstruye la distribución de las formas geológicas con diferentes propiedades.

CARACTERIZACION DE YACIMIENTOS USANDO INFORMACION DINAMICA

Para completar la caracterización también se usan medios dinámicos que detectan y evalúan los elementos que afectan el comportamiento de un yacimiento. Las herramientas usadas son las pruebas de presión, datos de producción, registros de producción y pruebas muy especializadas, como son las pruebas de trazadores que sirven para detectar líneas de preferenciales.

PRUEBAS DE VARIACION DE PRESION
Una prueba de variación de presión consiste en enviar una señal al yacimiento y recibir una respuesta. Efectuar un análisis de esta consiste en aplicar conocimientos matemáticos en forma de modelos e identificar también el modelo del yacimiento.

OBJETIVOS DE LAS PRUEBAS DE VARIACION DE PRESION

- Estimar los parámetros del yacimiento

- Calcular la presión promedio del área de drenaje

- Detectar las heterogeneidades del yacimiento

- Hallar el grado de comunicación entre zonas del yacimiento

- Determinar el estado de un pozo (DAÑADO)

- Estimar el volumen poroso del yacimiento

- Estimar las características de una fractura que intercepta al pozo

- Estimar los parámetros de doble porosidad de una formación

- Determinar las condiciones de entrada de agua

- Confirmar la presencia de un casquete

- Establecer el grado de comunicación de varios yacimientos a través de un acuífero común

- Estimar el coeficiente de alta velocidad de pozos de gas

- Estimar los factores de pseudo daño (penetración parcial, perforación, desviación, fractura)

- Estimar el avance del frente de desplazamientos en procesos de inyección 

INTERPRETACION DE PRUEBAS DE POZOS

Las pruebas de pozos se dividen en dos tipos:

- Pruebas de presión

- Registros de producción

Los comportamientos de los yacimientos se pueden clasificar como tres tipos principales:

- Homogéneos: significa que solo hay porosidad media  y es la que produce en el pozo.

- Doble porosidad: significa que dos medios homogéneos porosos de distinta porosidad y permeabilidad están interactuando. Esta describe los sistemas siguientes: yacimiento naturalmente fracturado, yacimientos de capas múltiples con alta permeabilidad, yacimientos de una sola capa con alta variación de permeabilidad del espesor del yacimiento y penetración parcial.

- Doble permeabilidad: Se refiere a dos distintas porosidades medias, cada una aporta fluidos al pozo. Puede describir los siguientes sistemas: yacimientos de capas múltiples, con contraste bajo de permeabilidad, zonas múltiples separadas por capas impermeables, terminación parcial




REFERENCIA

Titulo caracterización de yacimientos
Autor Villegas Rossmary
http://e-archivo.uc3m.es/dspace/handle/10016/2464

http://industriasenergeticas.com/CARYAC.pdf

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