Los Desafíos de la Simulación Numérica de un Yacimiento Carbonático Complejo fracturado con los datos disponibles

En este artículo se presentan los desafios de la construcción adecuada de un modelo estático y un modelo dinámico de un campo, con un conjunto de datos; una historia de produccion de simulación para integrar y extrapolar los datos disponibles, de múltiples disciplinas.

El estudio de la simulación de yacimientos fue llevado a cabo para investigar el comportamiento del campo por agotamiento natural, y para ver como se comporta éste al inyectarle agua y al inyectarle gas;y asi proveer fundamentos técnicos que soporten el desarrollo de futuros proyectos.

El campo de estudio cubre un área de 250 Kilometros cuadrados, posee una historia de production de 30 años;la cual fue usada para construir el modelo. La estructura del campo es muy compleja por ello se realizó un modelo estático compuesto de: un modelo estructural tridimensional,un modelo de las propiedades de la matriz y un modelo de las características de las fracturas.

El yacimiento produce del Cretácico y Jurásico, posee un espesor aproximado de 3000 metros del tope de la estructura hasta el contacto agua petróleo.La presión incial era 7600 psia y su presión de burbuja era 4565 psia.La máxima producción se obtuvo en Febrero de 1979 y ésta fue declinando como resultado de una irrupción de agua. En Abril del 2002 después de una inyección de 1 billón de barriles de agua se estimó una reserva remanente de 77%.

Con la finalidad de explotar estas reservas remanentes se realizó un estudio multidisciplinario,donde se pusieron en práctica metodologías y softwares para integrar y extrapolar los datos de diferentes disciplinas durante la construcción del modelo estático y dinámico.

MODELO ESTRUCTURAL

La sismica fue 2D,y la resolución de ésta era pobre por ello la data de la sismica fue usada solamente para el modelo de caraterización de las fallas. Sin embargo los trabajos de correlación pozo a pozo fue usado como mejor criterio para la identificación de las falla.Otras fuentes fueron utilizadas para identificar las fallas(registro de imágenes y el registro dipmeter) .

PROPIEDADES DE LA ROCA

La roca está naturalmente fracturada y está compuesta por un espacio poroso que está dentro de los granos o cristales de la roca y que es perceptiblemente más grande que granos o cristales (vug porosity). Las fracturas naturales y el espacio poroso denominado vug conectaron por la forma de las fracturas el sistema de la fractura,mientras que los vugs atrapados dentro de la matriz, forman el sistema de la matriz.(Figura 1)

Figura 1 Convirtiendo triple porosidad a doble por simulación.

CARACTERIZACIÓN DE LA MATRIZ DEL SISTEMA

La porosidad y permeabilidad medida a condiciones de ambiente, de alrededor 400 muestras de varias formaciones estaban disponibles.Las profundidadesde varios de los nucleos no fueron reportadas y por ello no fueron usadas en el análisis petrofísico. Sin embargo la saturación de petróleo reportada de éstos núcleos provee un estimado de la saturaciónde petróleo residual y la saturación de agua,debido a que éstos pozos fueron perforados con un lodo base agua.
La porosidad vug fue calculada usando una prueba de inyección de mercurio y los resultados de estudios geológicos y petrofísicos. Se observó por medio de esta prueba que los poros mayores de 5 micrones poseian porosidad secundaria.(Figura 2)

Figura 2.Distribución del tamaño de los poros utilizando inyección de mercurio

La porosidad secundaria calculada con la prueba de mercurio exhibe una distribución del tamaño del poro normal, esto se muestra en la figura 6 y es trazado contra Indicador de la Zona del Flujo (FZI)como se muestra en la figura 7

Figura 4 .-Estimado de la porosidad secundaria


La Presión capilar de las muestras restantes de núcleos, fue normalizada usando una presión máxima determinada de los diagramas de distribución del tamaño del poro.Fue encontrado un desplazamiento de la presión de 60 psig en el sistema agua petróleo si el tamaño de la garganta del poro es menor que 0.144 micrones correspondea las gargantas de poro sub microy a los rangos de poros maqs pequeños.Fue asumido que el agua que satura tales pequeños poros no puede ser desplazada, y y la saturación de agua a esta presión fue considerada como la saturación de agua irredicible para estas muestras.

CARACTERIZACIÓN DE LOS FLUIDOS

Un total de 17 muestras de fluidos fueron tomadas de 15 pozos,15 muestras de fondo del pozo. Aparentemente el yacimiento no fue adecuadamente muestreado;no había muetras disponibles de la formación Jurásico. Solamente una muestra del fondo del pozo tiene datos compositivos del análisis, y los resultados de la prueba para las otras muestras que no tienen ningún análisis compositivo no pueden ser validados usando ninguna ecuación de estado(EOS).
La presión del yacimiento ,el gas en solución y el FVF disminuyen con la profundidad,mientras la densidad aumenta con la profundidad en capas del yacimiento con el mismo sistema hidrodinámico.La presión de burbuja medida y la relación gas petróleo en solución para todas las muestras son graficadas en las figuras. La gráfica de la presión de saturación contra profundidad muestra algunas dispersiones. Sin embargo cuando las muestras A Y B son ignoradas,la presión de saturación muestra disminución con la profundidad

Figura 5.- Presión de Saturación versus Profundidad


La gráfica de la relación gas-petróleo muestra que la RGP no posee relación de disminución con la profundidad aparentemente.El grado de la dispersión en el figura es probablemente el resultado de los errores o de las diferencias de medida en los fluidos de muestreo y de prueba ,así como los procedimientos adoptados por diversos laboratorios.

Un análisis detallado de los datos del campo(mediciones de la relación gas-petróleo y el gradiente del fluido) para pozos completados antes de 1980,cuando la presión del yacimiento era mayor a la de burbuja y con un corte de agua menor al 5%,fue realizado para determinar las variaciones areales y verticales de las propiedades del fluido.

Figura 6.-Relación gas -petróleo versus Profundidad

La relación gas-petróleo(RGP) obtenidas de pruebas de producción de pozos completados en un solo yacimiento (pozos completados en la unidad geológica mayor KS, KM, KI,etc) en un tiempo particular es graficado contra la profundidad figura 7. No hay una relación evidente en esta gráfica o en las figura 8 para los valores promedios obtenidos de la RGP en los primeros seis meses. Los errores en las medidas del gas son probablemente una de las causas de lo extenso de los datos cuando el yacimiento era aún subsaturado. Puede ser deducido de estas observaciones que un ajuste riguroso de la calibración de la relación gas petróleo en el modelo dinámico podría ser imposible.

Figura 7.- Primeros valores de la Relación Gas -Petróleo de pruebas de producción de un solo yacimiento por encima del punto de burbuja.

Figura 8.-Valores de la Relación Gas -Petróleo de pruebas de producción de un solo yacimiento por encima del punto de burbuja después de seis meses.

COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN E INYECCIÓN
La primera inyacción fue realizada a través de un pozo perforado en un sinclinal del área para contrarrestar la declinación de la presión. Un total de 45 inyectores estuvieron operando en el complejo por 7 años; y la tasa de inyección de agua fue aproximadamente igual a la tasa de producción de petróleo.
La inyección de agua en las partes más al norte del complejo fue prematuramente terminada por la rápida invasión de la misma, generando el cierre de varios productores.Los primeros valores de la relación gas-petróleo muestra algunas fluctuaciones probablemente debido a errores en la toma de mediciones. La extensión en los datos de la presión refleja el grado de heterogeneidad del yacimiento ,o comunicación entre los pozos en diversos bloques de fallas.

CONSTRUCCIÓN DE LA SIMULACIÓN
Un modelo unidimensional (1-D)fue construido para investigar la influencia de la altura del bloque de la matriz en la distribución inicial de los fluidos y en la recuperación del petróleo. En este modelo se utilizó el tamaño promedio del mallado del modelo 3-D.

Se realizaron varias sensibilidades modelando varias alturas de los bloques de la matriz y se encontró una relativamente buena, donde la altura del bloque es de 100 ft. El modelo fue poblado con las propiedades promedio del modelo inicializado del campo completo. La figura 9.-, muestra una fuerte dependencia entre el tamaño del bloque y la recuperación de petróleo (mientras más grande el tamaño del bloque mayor la recuperación de petróleo).

Durante los primeros días(menos de 2000 días),el petróleo recuperado y las tasas fueron las mismas para todos los casos. Más adelante, la influencia del tamaño del bloque de la matriz se observa mientras que las fracturas se llenan de agua y el petróleo en la matriz es transferido a la fractura por efectos de la gravedad y efectos capilares.

Los resultados de las corridas de estas sensibilidades demuestran que el tamaño del bloque de la matriz juega un papel importante en la recuperación del petróleo de este yacimiento en las últimas etapas de desarrollo, cuando las celdas fracturadas están llenas por agua.
Se realizó un corte transversal y varias capas fueron usadas para simular el agotamiento natural, la saturación de agua y la saturación de gas. Algunos de los factores considerados en la investigación del número de capas y en la resolución vertical del modelo dinámico incluye:
1. Espesor de las capas por encima del campo.
2. Numero de completaciones de pozos productores e inyectores.
3. Posible comunicación vertical entre unidades geológicas.
4. Características geológicas como fracturas y fallas y su distribución.

Figura 9.-Relación de la altura del bloque de la matriz y el petróleo recuperado.

Figura 10.- Orden de la altura del bloque de la matriz y RGP A 2000ft,1500ft,1000ft y 500ft.

El comportamiento del modelo de 20 capas es similar al modelo 26 capas, pero el modelo de 10 capas difiere de éstos. El desplazamiento del frente de agua y del gas son similares en el modelo de 20 capas y 26 capas. Basado en los resultados del modelo de 24 capas fue elegido.

Figura 11.- Saturación de gas en la sección transversal al final del quinto año.

Figura 11.- Saturación de gas en la sección transversal al final de veinte año.

Una simulación completa del campo fue construida usando el simulador FRONTSIM (de Schlumberger)y tambien se utilizó ECLIPSE. FRONTSIM es eficiente y rápido para evaluar propiedades del yacimiento y para observar el movimiento de los fluidos en el yacimiento. El objetivo principal de este trabajo fue evaluarla conectividad en el yacimiento. Fue asumido que la principal vía del flujo del fluido eran las fracturas y con este simulador se represento el modelo de las fracturas del sistema. El modelo fue usado para estimar la permeabilidad de la fractura,la cual premite que los pozos produzcan sus tasas históricas,y también estimar el comportamientio del agua; ya sea de un acuífero o inyectada.

La simulación se llevó a cabo en tres etapas; durante la primera etapa se hicieron modificaciones globales para chequear la consistencia de la data, estos ajustes de las propiedades del yacimiento fueron hechas para asegurarse que toda las tasas de los pozos en el modelo, fuesen las especificadas a través de la historia de producción. Las modificaciones globales fueron aplicadas sobre todo a las características de la fractura, (porosidad, permeabilidad coeficiente de fractura de la matriz y compresibilidad),nivel de contacto de los fluidos,así como la fuerza del acuífero.Esta etapa fue terminada cuando un emparejamiento de la historia de la presión fue obtenido y todos los pozos produjeron la cantidad de petróleo medido en la históricamente.

En la segunda etapa se hicieron modificaciones locales en las propiedades del yacimiento,específicamente en el sistema de fractura en su porosidad y transmisibilidad. Las lutitas halladas en el cretásico superior ,el medio y el inferios evidentes de las interpretaciones de registros,fueron usadas como guías para modificar la transmisibilidad vertical a través de la capas de la sección transversal. Se observó que la capacidad de sello de las lutitas es función del espesor de éstas y la intensidad de la fractura. La transmisibilidad a través de las fallas fue modificada en el ajuste histórico.

La tercera y última etapa del modelo se llevó a cabo la construcción del comportamiento del flujo vertical(VFP tables ) para un par de pozos y se ajustó el índice de productividad de los mismos.
Los resultados del ajuste histórico del corte de agua y tasa de gas se muestran en las figuras 12 y 13,Se obtuvo un factor de recobro de 23%,el cual es considerado razonable para yacimientos con características similares y mecanismos de producción.Una cantidad significante de petróleo remsanente se obtuvo al final del ajuste histórico.

Figura 12.-Comparación de latasa de producción de agua de los datos del campo y la simulación.La simulación representada por la linea.

Figura 13.-Comparación de la tasa de producción de gas de los datos del campo y la simulación.La simulación representada por la linea.

Tomado de paper de la SPE 91691.THE CHALLENGES OF NUMERICAL SIMULATION OF A COMPLEX FRACTURED CARBONATE RESERVOIR WITH AVAILABLE DISPARATE DATA SETS

Publicado por:Mirian Sanabria