Este documento discute la importancia de estimar correctamente la compresibilidad de la formación en los estudios de ingeniería de yacimientos. Al usar valores menores a los reales para la compresibilidad, se subestiman el volumen original de aceite y el volumen del acuífero. El uso del valor correcto permite estimaciones apropiadas de estos parámetros y simulaciones numéricas más precisas del comportamiento del yacimiento.
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Este documento discute la importancia de estimar correctamente la compresibilidad de la formación en los estudios de ingeniería de yacimientos. Al usar valores menores a los reales para la compresibilidad, se subestiman el volumen original de aceite y el volumen del acuífero. El uso del valor correcto permite estimaciones apropiadas de estos parámetros y simulaciones numéricas más precisas del comportamiento del yacimiento.
Este documento discute la importancia de estimar correctamente la compresibilidad de la formación en los estudios de ingeniería de yacimientos. Al usar valores menores a los reales para la compresibilidad, se subestiman el volumen original de aceite y el volumen del acuífero. El uso del valor correcto permite estimaciones apropiadas de estos parámetros y simulaciones numéricas más precisas del comportamiento del yacimiento.
Este documento discute la importancia de estimar correctamente la compresibilidad de la formación en los estudios de ingeniería de yacimientos. Al usar valores menores a los reales para la compresibilidad, se subestiman el volumen original de aceite y el volumen del acuífero. El uso del valor correcto permite estimaciones apropiadas de estos parámetros y simulaciones numéricas más precisas del comportamiento del yacimiento.
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ASOCIACIÓN DE INGENIEROS PETROLEROS DE MÉXICO
INFLUENCIA DE LA COMPRESIBILIDAD DE LA FORMACIÓN EN LOS ESTUDIOS DE INGENIERÍA DE YACIMIENTOS
FERNANDO SAMANIEGO V.
COMACALCO, TABASCO
MAYO 26, 2005
Revisión, 4 de noviembre de 2013
CONTENIDO Introducción. Correlaciones empleadas para estimar la compresibilidad de la formación, . Efecto causado por el uso de valores para la compresibilidad menores al real. Aspectos prácticos. Conclusiones y recomendaciones. CONTENIDO Introducción. Correlaciones empleadas para estimar la compresibilidad de la formación, . Efecto causado por el uso de valores para la compresibilidad menores al real. Aspectos prácticos. Conclusiones y recomendaciones. Fig.1 Variación del volumen poroso con respecto a la presión. Definición de la compresibilidad de la formación, :
1 Vp cf Vp p T Fig.2 Núcleo de diámetro completo de la Brecha del Yacimiento Akal. CONTENIDO Introducción. Correlaciones empleadas para estimar la compresibilidad de la formación, . Efecto causado por el uso de valores para la compresibilidad menores al real. Aspectos prácticos. Conclusiones y recomendaciones. Fig.3 Datos para la compresibilidad de calizas consolidadas de Newman (Earlougher, 1977). Fig.4 Comportamiento del volumen poroso medido con helio, Pozo Pol 59, núcleo 2, muestra 7. Fig.5 Correlación para la compresibilidad de formaciones carbonatadas con porosidad secundaria. CONTENIDO Introducción. Correlaciones empleadas para estimar la compresibilidad de la formación, . Efecto causado por el uso de valores para la compresibilidad menores al real. Aspectos prácticos. Conclusiones y recomendaciones. Ecuación General de Balance de Materia (EBM)
…(1) La EBM dada por la Ec.1, para el caso de un yacimiento bajosaturado ( p p b ), sin entrada ni producción de agua ( We W p 0 ) y sin inyección de fluidos ( WI G I 0 ), puede expresarse:
N p Bo NHOM . …(2) Boi ceHOM Δ p donde la compresibilidad efectiva para una formación homogénea ceHOM se define:
c w S wi cf ceHOM co . …(3) 1 S wi 1 S wi Considerando la posibilidad de que el yacimiento presente condiciones de porosidad secundaria (fracturas y vúgulos), comúnmente denominados como naturalmente fracturado (NF), la Ec.2:
N p Bo N NF . …(4) Boi ce NF Δ p Dividiendo la Ec.4 por la Ec.2:
N NF c eHOM ; NHOM c eNF como ce NF ce
N NF 1 N HOM c f , NF
O sea, al emplear un valor para la
compresibilidad de la formación ce NF físicamente correcto (apegado a la realidad), se estimaría un valor para el volumen original de aceite N NF menor al volumen original que considera ficticiamente al yacimiento como homogéneo, NHOM . Para el caso de un yacimiento bajosaturado, p p b , la Ec.1:
...(5)
Si se emplea un valor para la compresibilidad
de la formación menor que el real,
…(6)
donde es la disminución del valor de la
compresibilidad con respecto al valor real . Substituyendo la Ec.6 en la Ec.5
. …(7)
Reescribiendo esta Ec.7
. …(8) …(9)
donde:
…(10)
de la Ec.8 se concluye que:
V w ,mayor Vw CONTENIDO Introducción. Correlaciones empleadas para estimar la compresibilidad de la formación, . Efecto causado por el uso de valores para la compresibilidad menores al real. Aspectos prácticos. Conclusiones y recomendaciones. Fig.6 Comparación entre los estudios de balance de materia y simulación numérica de yacimientos. Ejemplos de los valores para la compresibilidad de formaciones carbonatadas, naturalmente fracturadas y vugulares, obtenidos a partir de los resultados de estudios petrofísicos y del análisis de pruebas de presión: Tabla 1. Valores para las compresibilidades de formación secundaria (Saidi,1987).
Compresibilidad Compresibilidad Secundaria Yacimiento c f,N F x106 (fracturas + vúgulos) (lb/pg2)-1 c s x106 (lb/pg2)-1
Cárdenas JSK 25 -
Jujo- Tecominoacán 36 -
Ku - 67
Grozni (Rusia) - 400*
Haft Kel (Irán) 40* -
Tabla 2. Valores para las compresibilidades de matriz (m) y de la porosidad secundaria (s), empleados en tres diferentes estudios de simulación numérica de un yacimiento naturalmente fracturado.
Estudio 1 2 3 Comentarios
Secundaria (s, fracturas 128x10-6 2 x10-6 10 x10-6 + vúgulos), cs El estudio No 1 Compresibilidad empleó valores (lb/pg2)-1 correctos para las compresibilidades.
Matriz, cm 8 x10-6 2 x10-6 4 x10-6
Fig.7 Vista areal del sistema yacimiento- acuífero simulado. Fig.8 Comparación entre los ajustes para el comportamiento del yacimiento empleando información correcta e incorrecta. CONTENIDO Introducción. Correlaciones empleadas para estimar la compresibilidad de la formación, . Efecto causado por el uso de valores para la compresibilidad menores al real. Aspectos prácticos. Conclusiones y recomendaciones. La compresibilidad de formaciones carbonatadas que presentan porosidad primaria, adquiere para porosidades menores a 14%, valores mayores que los correspondientes a los de areniscas. El uso del valor físicamente correcto para la compresibilidad de la formación , en los estudios del ajuste del comportamiento del yacimiento por medio de la EBM, permite la estimación apropiada de dos parámetros esenciales, que son el volumen original del aceite, N y el volumen del acuífero, V w . La utilización de los valores correctos para , N y V w en el simulador numérico, resultará en un ajuste del comportamiento global del yacimiento y detallado a nivel de cada pozo, mejor y más rápido, obteniéndose predicciones para el comportamiento más apegadas a la realidad.
