FROM STRAIGHT LINES TO DECONVOLUTION: THE DECONVOLUTION OF THE STATE OF THE ART IN WELL TEST ANALYSIS.

FROM STRAIGHT LINES TO DECONVOLUTION: THE DECONVOLUTION OF THE STATE OF THE ART IN WELL TEST ANALYSIS.

RESUMEN:

Haciendo una revisión al pasado se puede ver que existieron diversas técnicas de pruebas de pozos, partiendo desde el análisis de la hidrología de las aguas subterráneas, hasta las que realizaron a lo largo del tiempo las diferentes empresas petroleras, en donde la principal técnica matemática que usaron fue la transformada de Laplace. El énfasis estaba en las operaciones de producción, y los resultados de los análisis de los pozos normalmente se limitaban a la determinación de la permeabilidad del yacimiento, el efecto de la piel o el índice de productividad, el área de drenaje y la presión promedio del yacimiento. A finales de los 60s y 70s se puso énfasis en la conducta tempana del pozo, el factor Skin y el efecto de Almacenamiento. Por el 80 apareció el Analisis Nodal (Schlumberger) (Mach et al., 1979).

El poder del análisis de las pruebas de pozos ha sido ampliado recientemente con la introducción de un algoritmo efectivo para la deconvolución por von Schroeter et al. (2001). Deconvolución convierte los datos de presión de tasa variable en un único levantamiento de tasa constante con una duración igual a la duración total del ensayo. Esto hace más datos disponibles para la interpretación y ayuda mucho en la identificación del modelo de interpretación. Por ejemplo, la deconvolución permite que se observen efectos de frontera aunque pueden no aparecer en periodos de flujo individuales a velocidad constante.

El problema fundamental de las pruebas de pozos fue en el "comportamiento" de la prueba de pozo, que se refiere a la respuesta del pozo a los cambios en las condiciones de producción. Se demostró que el proceso para obtener el modelo de interpretación de la prueba del pozo era una aplicación especial de la teoría general del análisis de la señal (Jouanna y Fras 1979). En la teoría de la señal, el procesamiento de la señal se describe esquemáticamente como (Gringarten 1985a): I → S → O, en la que S es un operador; I, una señal de entrada aplicada a S; y O, una señal de salida resultante de la aplicación de I en S. Varios tipos de problemas están asociados con la ecuación, dependiendo de cuál de las tres cantidades, I, O, o S, es desconocida y corresponde a un cálculo mientras que los otros dos son conocidos. Si se sabe que tanto la señal de entrada I y el sistema S, O se puede calcular de forma inequívoca, y la solución es única. Esto se conoce como el problema directo o convolución. Pero cuando es problema inverso también se le conoce deconvolución, la señal I de entrada y la señal de salida O podría ser conocido tanto, la incógnita es el sistema S. En las pruebas de pozos, la deconvolución está implicada cuando se convierte una respuesta de presión de reducción de velocidad variable en una velocidad constante.

Identificar el modelo es el paso más importante del proceso de análisis para Identificación del Modelo de Interpretación (Problema Inverso). Si se selecciona el modelo incorrecto, todos los parámetros del yacimiento derivados del análisis serán incorrectos, y las decisiones de ingeniería posteriores sobre la base de estos parámetros probablemente serán inapropiadas. En el problema inverso se tiene la ecuación I → Σ →  O’, en donde encontrar Σ implica resolver el problema inverso, que requiere un proceso de identificación o reconocimiento de patrones.

Nuevas técnicas avanzadas ahora requieren datos de presión de Drawdown, así como datos de acumulación y caudales precisos en función del tiempo. Al identificar un modelo de interpretación de prueba de pozo a partir de datos de prueba de pozo, no estamos limitados por nuestra capacidad de representar matemáticamente modelos de interpretación, ya sea analítica o numéricamente, sino por nuestra capacidad de resolver problemas inversos es decir, por las técnicas actuales del estado de la técnica en la identificación del modelo. A medida que las técnicas de identificación se hacen más poderosas (como con los derivados y la deconvolución) y la resolución de las mediciones mejora, el número de componentes del comportamiento que se pueden identificar aumenta, resultando en más modelos detallados de interpretación.

En lo que respecta al Cálculo de los parámetros del modelo de interpretación (problema directo), una vez que el modelo de interpretación ha sido identificado, su respuesta debe ser generada (analítica o numéricamente), y los parámetros del modelo deben ser ajustados hasta que el modelo da la misma respuesta cuantitativa que el reservorio real. Esto es además de proporcionar la misma respuesta cualitativa. Se dice entonces que los valores numéricos ajustados de los parámetros del modelo representan los valores de los correspondientes parámetros del yacimiento. En esta etapa del proceso de interpretación, el problema a resolver es el problema directo, porque el modelo es ahora conocido.

Los controles de consistencia se hacen entre todas las características inferidas por el modelo y la información conocida correspondiente del reservorio real y los datos medidos. Si el modelo satisface todas las comprobaciones, se considera que es "consistente" y representa una solución válida al problema. Si el modelo falla en cualquier comprobación, se considera inválido.

El comportamiento básica del reservorio dinámico refleja el número de medios porosos de diferentes movilidades (kh / u)  y storativities (ϕcth) que participan en el proceso de flujo. Si sólo hay una movilidad y un coeficiente de almacenamiento implicado, el comportamiento se denomina "homogéneo. El comportamiento "heterogéneo", por otro lado, significa que dos o más movilidades y estratividades están interactuando. Éstos pueden estar uniformemente distribuidos o segregados, pero su principal característica es que sus valores son notablemente diferentes.

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