Incorporando la geomecánica en la simulación numérica de un yacimiento de petróleo

Hay cinco áreas críticas en el proceso del modelado de yacimientos profundos. Estas áreas son modelos geológicas y geofísicos, caracterización de yacimientos, modelo del flujo de yacimiento, aseguraniento de las facilidades de flujo y análisis de riesgos e incertidumbres.Esto paper se centrará más en el modelado del flujo de yacimiento profundo con incertidumbres. Desafíos significativos produce los yacimientos profundos en las compañias de todo el mundo que exploran y que producen tales yacimientos debido a la altos costos de exploración, desarrollo, y de producción. El modelado apropiado de los yacimientos profundos provee a las compañías las herramientas para evaluar estos yacimientos y para cuantificar los riesgos asociados a su desarrollo.

Este paper describe un proceso de modelado general que mejora la comprensión y el funcionamiento del yacimiento. Estos factores son extremadamente importantes en el ambiente de alto costo-alto riesgo, donde las decisiones incorrectas llevan a costosos errores y pueden afectar materialmente la situación financiera de la compañía. Petrobras (Brasil) en 2004 cerró la parte de un campo gigante de Campo's costa afuera con base en Rio de Janeiro. Esta base es responsable del casi 80% de la producción total de la compañía. Debido a la gran viscosidad de los líquidos del yacimiento para las condiciones costa afuera, un proyecto de inyección de agua era concebido y el agua fue planeada para ser inyectada a principio de la producción. Algunos estudios terrestres indicaron que una alta presión de la inyección sería de uso práctico en las condiciones costa afuera debido a la necesidad de la manipulación de las aguas residuales de satisfacer necesidades ambientales.La razón principal de esta decisión era oleada o escape precipitada del petróleo al piso del mar.

Este problema ambiental fue solucionado inmediatamente cerrando un pozo inyector de agua y tres pozos de producción petrolífera. Aunque el campo estaba bajo control del history match y control continuo de la presión del yacimiento, el aumento identificado en la presión del yacimiento causó probablemente la reactivación de una fractura que fue ligada al piso del mar. Petrobras tiene una lista ancha y otro campo, que es el punto focal de este trabajo, se está considerando como candidato un proyecto de inyección de agua. Coloque “A” está situado en el Brasil. Los aspectos adicionales que se considerarán son: 1) el tiro de la falla de 60m y esta información es importante para definir el tamaño de la rejilla durante el refinamiento del modelo. 2) la conclusión obtenida en la referencia [2] es la motivación principal para este trabajo. Se indica allí que el campo se debe considerar para la posterior investigación que considera apuntar a los aspectos geomecánicos y a reducir incertidumbres en pronóstico del comportamiento del yacimiento.Este paper considera la simulación del flujo del yacimiento ligada a la simulación geomecánica. En este trabajo solo se concideran los aspectos elásticos y no se concidera la variación de temperatura.El objetivo es demostrar la metodología empleada, diferencias observadas entre una compresibilidad constante y un acercamiento variable de la compresibilidad y cómo utilizar la información elástica. Este trabajo también presenta el acercamiento adoptado para integrar geomechanica en los primeros tiempos de un desarrollo de campo. Las mayores preocupaciones en el primer tiempo del desarrollo de campo son: ¿1) cuál sería el papel de las fallas existentes dentro del área de desarrollo? ¿2) se esperaría cualquier reactivación de una falla? ¿3) hay dependencia de la tensión con respecto a la porosidad y permeabilidad? Este paper concluye que el acoplamiento entre el yacimiento y los simuladores geomecánicos es viable y presenta las variaciones volumétricas de la tensión que afectan cambios de la porosidad y de la permeabilidad.

Información del laboratorio

El suelo y los principios de la Mecánica de suelos se han derivado en gran parte de la prueba de laboratorio. El gran valor de la prueba de laboratorio en el actual contexto es proporcionar los límites cuantitativos para la interpretación y la comprensión de procesos naturales. La mayoría de sedimentos se originan como materiales débiles que se deforman fácilmente, pero se hacen más fuertes durante el proceso de enterramiento y su estadía en la profundidad. Este proceso de litificación convierte eventualmente los sedimentos en rocas, que exhiben fuerzas pronunciadas. Todas las rocas exhiben elasticidad y pequeñas tensiones, pero en materiales con alta compresibilidad como sedimentos sin litificar, la gama de esta clase de comportamiento se limitan extremadamente como demostración en la referencia (2).Considerando el punto de vista elástico los parámetros dominantes son: Módulo de Young y cociente de Poisson. En este trabajo, relacionando la información de estos parámetros viene a partir del siete experimentos triaxiales del laboratorio realizados en Petrobras Centro de investigación (Cenpes). La figura 1 presenta la variación del Modulo de Young con respecto a la tensión horizontal o fuerza confinada. Esta función de energía se utiliza a través del modelo geomecánico.

La Figura 2 demuestra cómo el cociente de Poisson varía con la tensión eficaz y también se utiliza en el geomodelo. Estos dos parámetros son fundamental en un estudio elástico.

La Figura 3 demuestra la variación de la tensión de esquileo con pequeño deformación axial. Ilustra que los parámetros elásticos pueden ser utilizados si la deformación está en la gama de 0.5%. El cuadro 4 es un resumen de todas las pruebas realizadas en este campo y demuestra que la trayectoria de la tensión de siete drenó pruebas triaxiales. Coloque “A” está lejos del sobre de la falta demostrado en esta figura. Sin embargo, se espera que con la inyección del agua allí una reducción en la tensión eficaz mala y una posibilidad alcanzará el sobre de la falta. Esta característica importante no se considera en este papel sino se está incorporando en una investigación en curso.

Metodología: Yacimientos Acoplados & Simulación GeomecánicaEl flujo en medio poroso con aspectos geomecánicos utiliza un número de aspectos fundamentales. Fundamentalmente, lo que une la simulación numérica del flujo y la geomecánica ocurre con la porosidad a traves de la compresibilidad de la roca, por ejemplo:

La respuesta a la deformación de un sólido elástico a una tensión (σ) dada depende de la constante de proprcionalidad del material según la Ley de Hooke, conocido como el Módulo de Young (E), como se describe a continuación:
Donde la deformación elástica (ε) se define como:El radio de Poisson’s del sedimento por el radio de la deformación transversal a longitudinal, por ejemplo:
En la mayoría de los sedimentos geológicos el fluido es agua, y soporta alguna porción de cualquier carga aplicada dado al incremento de la presion del fluido. La componente de la carga remanente es sustentda por las partículas de sedimento y se le llama la tensión efectiva, descrita como:

Donde σ es la tensión total y PP es la presión de poro del fluido.
Es la presión del fluido que controla la repercusión geológica de la relación de la permeabilidad, las sobrepresiones, tensión efectiva, fuerza del sedimento y la intensidad de la deformación.
Para explorar la influencia relativa del proceso geomecánico en el comportaminto del yacimiento, los estudios paramétricos sumen que la porosidad varía linelmente con la defomación volumétrica (εv) como se describe en la Ecuación (6) y permeabilidad dada por la Ecuación (7). Estudios modernos apuntan a otra expresión para la relación de permeabilidad dada por la Ecuación (8). Como se dijo anteriormente, el efecto de la temperatura no se concideran en esta ecuación:

En este trabajo, las simulaciones secuénciales acopladas yacimiento-geomecánica se emprenden para analizar la influencia de la geomecánica en pronósticos de la producción petrolífera de un yacimiento que produce con y sin waterflooding. Una metodología que acopla un simulador numérico del flujo (IMEX) y el simulador geomecánico (FLAC3D) se esta desarrollando y desplegando. El procedimiento comienza con un paso geostatico en el cual se establece el estado vertical y horizontal inicial de la tensión. Esta tarea se llama equilibrio del modelo geomecánico y se requiere para garantizar que en las condiciones iniciales no haya tensión de esquileo y deformación volumétrica presente.Esto es seguida por una secuencia de pasos de la carga, que cubre 5 años solamente de producción, para “el panorama del caso del agotamiento”, y producción más la inyección, para “el panorama del caso de la inyección”. En cada paso, la distribución de la tensión eficáz es recalculada por el geomodelo basado en la presión de poro actual, que se computa usando el simulador del yacimiento (Figura 5).

La permeabilidad en cada bloque se modifica según la tensión eficaz mala y la deformación volumétrica (ecuación (8)). Este trabajo utiliza los multiplicadores de la permeabilidad en una tabla de compresibilidad que varía con la presión y no un mapa de la permeabilidad. Cada funcionamiento de simulación comienza a partir de una fecha fija para garantizar que en un paso de tiempo específico un multiplicador correcto está utilizado y varía con la presión.

Descripción de casos estudiados:
Caso base-no ligado con geomecánica:Los estudios de la ingeniería del yacimiento no consideran generalmente el efecto de tensiones in situ sobre la producción. La permeabilidad se asume para seguir siendo constante a lo largo de la vida de la producción del yacimiento. El caso base asume que la porosidad está relacionada con compresibilidad del volumen del poro de una manera convencional, según lo descrito por la relación lineal demostrada en la ecuación (1). Hay dos subcasos base: agotamiento (solamente recuperación primaria se explica) y los casos de inyección (todos los casos de inyección consideran la inyección de agua que está presente en el principio del período de la producción). En el caso del agotamiento hay dos pozos de producción verticales produciendo con la misma tasa líquida máxima. No existe pozo de inyección. En los casos de la inyección, además de los dos productores, dos pozos inyectores están presentes. Ambos inyectores están perforados en una capa debajo de los pozos que producen y comienzan a inyectar agua desde el comienzo de producción del yacimiento. Se han considerado dos panoramas de la inyección: bajo y alto, en el fondo del hoyo, presiones de la inyección.

Caso ligado (Linked Case) – Flujo acoplado y Modelo Geomecánico:
Este modelo es igual al anterior (agotamiento e intección), pero concidera un link externo con el modelo geomecánico.

Análisis de resultadosEn una etapa inicial una corrida para la validación fue realizado. El caso base para el panorama del agotamiento fue funcionada con el acoplador geomecánico y también usando la metodología completa pero con la desactivación de la característica del acoplador.

La Figura 8 ilustra que la metodología fue ejecutada eficientemente cuando la incorporación de la geomecánica se apaga, el proceso se comporta como una simulación convencional de yacimiento. Esto fue hecho para demostrar que el acoplamiento entre los dos paquetes de programas informáticos no están alterando los valores de la presión que se están transfiriendo entre ellos.

Caso de agotamiento
Una comparación de los resultados obtenidos del agotamiento del Caso Base y el caso ligado del agotamiento se ilustra en la Figura 9. Esta Figura demuestra el impacto del pronóstico de producción cuando el comportamiento geomecánico no se considera. Representa una disminución de el 30% en el factor de recuperación cuando el geomodelo es ligado al simulador del yacimiento.

Caso de la InyecciónEl descuido del efecto de tensiones in situ sobre la producción petrolífera ha sido una práctica común en la ingeniería de yacimiento. Sin embargo, para la piedra caliza y la piedra arenisca sin consolidar, como en el caso de los yacimeintos profundos con base de Campos, en Brasil, y una mejor comprensión de los procesos geomecánicos del yacimiento ayudará a optimizar la recuperación de esta clase de yacimientos. Según lo representado por Figura 12, ninguna diferencia significativa existe entre el caso ligado de la inyección para las altas presiones de la inyección y el caso ligado de la inyección para el esquema de la presión de inyección normal de agua. Esto implica que una investigación se debe hacer para verificar el impacto en las fallas y en el factor de recuperación.

Cuando un pozo lejano es localizado en la frontera comienza a producir, la tensión en la frontera del yacimiento debe promover la dilatación en el volumen del bloque de la rejilla (Figura 13). Este tipo de característica se encuentra solamente cuando hay un acoplamiento correcto entre un yacimiento y un simulador geomecanico. Ninguno de los simuladores mostrará un incremento en la presión con el agotamiento del yacimiento.
La descarga a lo largo del mismo camino de tensión produce poca recuperación en la permeabilidad (<5>

ConclusionesLa producción petrolífera de los yacimientos de subsuperficie es un complejo proceso en el cual las características mecánicas de la roca y flujo del flúido son variables acopladas. La sensibilidad de la tensión producida por la producción se puede simular por el modelado numérico acoplado, considerando que la relación de la tensión con la permeabilidad y la porosidad se puede fijar basado en suficientes pruebas de laboratorio.
Este trabajo acopla una diferencia finita no lineal del modelo geomecánico con una diferencia finita numérica del simulador de flujo para estudiar el comportamiento de un yacimiento de petróleo típico situado en la base de Campos, en Brasil. Los resultados obtenidos destaca los efectos sobre el pronóstico de producción de cambios dinámicos en la permeabilidad y la porosidad que consideran el comportamiento elástico.
El conocimiento y la incorporación del estado de la tensión en el modelado del flujo del yacimiento es esencial para el manejo óptimo de los yacimientos tension-sensibles.