well test analysis for nfr-phd heber cinco ley

7/18/2019 Well Test Analysis for NFR-PhD Heber Cinco Ley

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México, Distrito Federal 04 de Septiembre del 2015

Article: Well-Test, Analysis for NaturallyFractured Reservoirs (NFR)

Autor:Heber Cinco-Ley. CSIPSA and UNAM

Resumen:Miguel Ángel Vidal Arango M.I. UNAM, México.

Catedrático: Dr. Edgar René Rangel Germán.Clases de maestría en IEERN: Ingeniería en YNF.

http://www.ingenieria.unam.mx/



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Autor:Miguel Ángel Vidal Arango

Contenido

Resumen e Introducción.

Modelos

Comentarios y Conclusiones


http://www.ingenieria.unam.mx/spifi/paginas/posgrado1.html



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Resumen e Introducción

Resumen:

Las pruebas de presión son una gran herramienta para determinar y evaluar las heterogeneidades en los yacimientosnaturalmente fracturados (YNF). Donde la experiencia nos ha mostrado los diferentes tipos de yacimientos de acuerdo al

comportamiento donde consiste en una variedad de modelos de flujo. En este artículo se presentan las discusiones de las

aplicaciones y limitaciones de las pruebas con presión transitoria en la evaluación de los YNF’s.

Introducción:

Para poder realizar una buena optimización de la explotación del yacimiento requerimos de una completa descripción de laformación y una combinación de áreas que nos aportan información para determinar la geometría del yacimiento y de

aceite y gas así como caracterizar el flujo en el medio poroso entre otros factores. Las pruebas de presión nos proveen una

herramienta ideal para buscar los parámetros del flujo en el yacimiento para detectar y evaluar heterogeneidades que

afectan los procesos de flujo en la formación.

En la Fig1. Podemos observar como es el tipo de roca por lo regular en los YNF (i.e., vúgulos, fracturas y matriz). Es

importante considerar los cambios que puede haber entre las fracturas y matriz en el aparte del medio y el flujo entre los

medios para entender mejor los YNF. Actualmente el análisis de las pruebas de presión nos ayudan con un gran avance paraconsiderar diferentes modelos de flujo que ocurren propiamente en estos yacimientos.

La experiencia que se ha tenido en los YNF y de acuerdo a la variación del flujo en el yacimiento los modelos son:

1. Yacimientos homogéneos. 2. Yacimientos de múltiple región o composicionales 3. Medio anisótropo. 4. Sistema de

fracturas simples 5. Medio de doble porosidad. Como se ilustra en la Fig2. Donde están los modelos descriptos

anteriormente y en la tabla 1 se muestra los diferentes escenarios y parámetros para que nos permiten describir el

comportamiento de flujo en cada yacimiento. Mas adelante se describen los modelos de las aplicaciones y limitaciones de

estos modelos con el análisis de las pruebas de presión.Catedrático: Dr. Edgar René Rangel Germán.Clases de maestría en IEERN: Ingeniería en YNF.




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Modelos

En la Fig1 se muestra de forma convencional como esta la roca en los YNF.

En la Fig2 podemos ver los tipos de YNF’s y en la Tabla 1: Los parámetros y aplicaciones de estos modelos de flujo para los YNF.

1. Modelo de Yacimiento Homogéneo: Este modelo consiste en que las propiedades del yacimiento no varían, la matriz y fractura se consideran

como un solo medio, donde el flujo entre ambos ocurre instantáneamente sin resistencias. Ver Fig.2ª donde el flujo esta en un bloque de

matriz, caso contrario ocurre en la Fig2b cuando esta en el sistema de fracturas, esta presencia puede detectarse por el análisis de registros

de pozos y núcleos. En este sistema el comportamiento de la presión es controlado por la formación y la capacidad de flujo, k.h; porosidad,

viscosidad , y compresibilidad total Ct, donde con la grafica especializada de presión vs tiempo, se estima el comportamiento de flujo (e.g.,

p vs log t, p vs t½ , ¼, -½ , que corresponden al flujo radial, lineal, bilineal y esférico, para la presión cte y flujo seudo estacionario.)Fig3

2. Modelo de Yacimiento múltiple región o composicional: Para algunos YNF son regionalmente fracturados ver Fig2c y estos pueden

considerarse como composicional o de dos regiones; con alta y baja transmisibilidad en la región donde en este caso se tiene un sistemaradial composicional, donde para la producción se tienen dos tipos una alta y otra baja es decir kh1 y kh2. En la Fig4. podemos observar este

comportamiento. Se puede estimar de igual forma con la grafica doble logarítmica para ver el comportamiento se observa para el primer

caso el flujo radial y en la grafica semilog la pendiente =1, donde se ve afectado por dos regiones.

3. Modelos de Yacimiento anisótropo: Para algunos YNF se tienen fracturas en un plano paralelo Fig2d cuando se tiene un yacimiento de este

tipo, esto es la permeabilidad equivalente en dirección de la fractura es mucho mayor que la permeabilidad en la dirección normal para cada

fractura. Este medio se muestra en la Fig5 donde se tiene una Kmax y una Kmin . De mucha importancia para poder realizar posteriormente

proyectos de recuperación secundaria y mejorada. Las pruebas de interferencia son herramientas ideales para evaluar los parámetros de

anisotropía incluyendo las Kmax y Kmin y la orientación. De igual forma se puede interpretar con una grafica doble log Fig5 donde nos puede

dar la geometría promedio de la permeabilidad KG, definida como (KmaxKmin)½Catedrático: Dr. Edgar René Rangel Germán.Clases de maestría en IEERN: Ingeniería en YNF.




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Modelos


En la Fig3 Se muestra la grafica doble log de la derivada de p vs t para flujo radial en un yacimiento homogéneo igual la grafica semilog m=1.

En la Fig4 Se muestra el mismo comportamiento para flujo radial para dos regiones en el yacimiento.

4. Modelo de Fractura simple: En ocasiones el canal preferencial para el drene en el yacimiento es dominado por las fracturas naturales hacia el

pozo Fig2e, en algunos casos, puede haber un acuífero asociado en donde el flujo del sistema es caracterizado por la conductividad de la

fractura, kfbf; longitud media de la fractura xf, la distancia entre el pozo y la fractura, df; y la capacidad de flujo dela formación kh. Esta

fractura puede ser detectada y evaluada por el análisis con las pruebas de presión haciendo uso de la derivada con la grafica doble log. Fig6

Donde se presentan los siguientes efectos: almacenamiento, la fractura no es intersectada por el pozo, flujo radial con la pendiente m =0

después de la transición del periodo tiene una presión constante de -1 finalmente un flujo bilineal representado por ¼ en el tiempo. En la

Fig6 en la grafica especializada se tiene que para estimar la capacidad de flujo kh y el factor de daño S, df es calculada por la pendiente en la

presión constante cuando p vs l/t. La conductividad de la fractura es kfbf donde se obtiene por la pendiente de flujo bilineal p vs t¼ .

5. Modelo de doble porosidad: Modelo clásico para YNF donde se consideran dos medios red de fracturas y matriz. Donde la fractura provee elcanal preferencial hacia la matriz para los hidrocarburos donde se aplica el modelo de Warren a Root, la matriz se representa en cubos,

cilindros, etc. Siendo caracterizado por parámetros adimensionales donde el radio del coeficiente de la fractura es w, donde se representa

con la siguiente ecuación: , donde expresa cuanto aceite se produce inicialmente de las fracturas, con un valor

típico de entre 0.001 y 0.5. Otro parámetro es adimensional en la difusión de la matriz. Donde ma= difusividad

hidráulica de la matriz, f=difusividad hidráulica de la fractura , rw= radio del pozo y hma= longitud característica del bloque de la matriz.

Este parámetro es relativo de como ocurre la interacción de la matriz fractura. Con un valor típico de maD entre 10-9 y 10-4. ahora como un

tercer parámetro para un YNF de doble porosidad es la interacción del área de matriz fractura definida como: …(3)

donde, Vb= volumen de la roca, Vma= volumen de la matriz, Afb= áreas de interacción matriz fractura por unidad de volumen de roca.

Siendo este ultimo un parámetro importante en el proceso de imbibición con inyección de agua el valor de AfD es 2,4, y 6 para cada figs,

respectivamente.




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Comentarios y

Conclusiones

Comentarios: Se consideraron los modelos básicos usando el análisis de las pruebas de presión, con presión transitoria en los YNF.

Otro aspectos importante es el de considerar y diseñar otros escenarios , para tener una alta resolución en los cambios de presión , donde

el almacenamiento muchas veces enmascara las heterogeneidades en los YNF

Conclusiones: 1. El comportamiento de los YNF puede ser estudiado por varias aplicaciones y una variedad de modelos que pueden ser

considerados para su estudio en simulación. 2. Las pruebas para presión transitoria proveen una herramienta rentable que detectan y

evalúan los efectos del proceso de flujo en las heterogeneidades en el FR en los YNF 3. La aplicación de la curva con la derivada de presión

es esencial en el análisis, para determinar el modelo de flujo del yacimiento. 4. Las pruebas de un pozo o varios pozos son un complemento

para determinar las características de flujo del yacimiento. 5. La información obtenida de los pozos nos sirven para entender los mecánicosde producción presentes en el yacimiento. Catedrático: Dr. Edgar René Rangel Germán.

Clases de maestría en IEERN: Ingeniería en YNF.

Comportamiento de

presión dominado por la

expansión total del

sistema (Matriz-fractura)

Doble porosidad

Heavily Fractured reservoir with intermediate matrix

permeability (Kh)f, s, l y

5. Para algunos YNF algunas fracturas son parciales por los minerales donde se reduce el flujo entre la matriz y fractura debido a esta situación

se puede introducir el termino de factor daño expresado como: …(4)donde xd=el daño de la fractura promedio en

el espesor, y Kd=el daño de la fractura promedio en la permeabilidad. El efecto de SmaD es la interacción de la matriz fractura. Para SmaD

altas el valor del sistema se puede describir por dos parámetros de y , para el resultado de l es de la combinación de AfD, SmaD y maD.

…(5). En la Fig7 se representa un valor típico de doble porosidad.



http://slidepdf.com/reader/full/well-test-analysis-for-nfr-phd-heber-cinco-ley 7/7Autor:Miguel Ángel Vidal Arango

SNYPRODUCTIVIDAD

FRACTURAMIENTOS

SHALE GAS

SHALE OIL

Yacimientos

Naturalmente Fracturados

(YNF)

Ku-Maloob- Zaap

F

i

n

a

n

z

a

s

CAA 2600 MV @ Dic/2007

GAS

Casquete

de gas

Ventana de

aceite

Acuífero

AKAL

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