Simulacion de yacimiento

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VARIACION DE LAS PROPIEDADES PETROFISICAS DE LA ROCA

Este proyecto se basa en la variación de las propiedades petrofísicas de la roca, para conocer como afectan el factor de recobro, el petróleo acumulado producido, y muchos mas factores en el tema de producción, para identificar los cambios que me ocasionan se hicieron 36 simulaciones utilizando  el software CMG versión 2010, cambiando las propiedades de permeabilidad, porosidad, presiones capilares en un yacimiento de agua con aceite y otro teniendo agua, aceite y gas. Se estudio el yacimiento con una producción primaria durante 10 años, luego de pasar ese tiempo se coloco un solo pozo que inyecte solo agua al yacimiento y se analizo 12 años aplicándole esta inyección; en los resultados obtenidos podemos analizar que la presión capilar no varía el factor de recobro y los barriles de petróleo acumulado, pero a mayor permeabilidad y porosidad aumentan los barriles de petróleo acumulado, en las simulaciones del yacimiento con capa de gas se incremento los barriles de petróleo producidos y disminuyo levemente el factor de recobro.

Presentado por:

Rafael Enrique Galeano

Diego Andrés Tibaduisa

INTRODUCCION

En este paper  se habla sobre el efecto que tiene las propiedades petrofísicas de la roca sobre la producción del yacimiento, para ello se utilizo el simulador de CMG versión 2010, CMG es un software de simulación de yacimientos,  que se centra en los procesos de recuperación de petróleo.

Las propiedades petrofísicas que se estudiaron son porosidad, permeabilidad, presión capilar y las saturaciones de los fluidos (gas, petróleo y agua).

• Porosidad: Medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos.

• Permeabilidad: Se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad.

• Presión Capilar: Es la diferencia de presión a través de la interfaz que separa dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja preferencialmente la roca. Si se toma positiva entonces es la presión de la fase no mojante menos la presión de la fase mojante.

Para un sistema agua-petróleo:

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Para un sistema gas-petróleo:

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PROCEDIMIENTO

Se analizaron las propiedades petrofísicas en un yacimiento con acuífero y también en un yacimiento con acuífero y capa de gas, el petróleo tiene una gravedad API de 30 siendo un petróleo tipo black oil, se hicieron 36 simulaciones donde se cambiaron  los valores de permeabilidad, porosidad  y presión capilar, como se ve en la tabla 1, donde se hace 6 simulaciones por cada valor de presión capilar.

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Tabla 1. Valores que se tomaron para las simulaciones

YACIMIENTO CON AGUA Y ACEITE

Se graficaron los resultados de las simulaciones, donde el caso 1 se refiere a que tiene una presión capilar de 0 Psi, porosidad y permeabilidad  de 5 % y 1 mD, respectivamente, y así sucesivamente siendo el caso 6 representando una presión capilar de 0 Psi, una porosidad de 30 % y una permeabilidad de 5000 mD.

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Gráfica 1. Factor de Recobro vs Tiempo.

Se puede observar que a mayores permeabilidades y porosidades el Factor de Recobro aumenta, pero cuando son muy grandes no es tan bueno ya que al inyectar el agua, la ruptura va a ocurrir muy rápido y no va a haber una buena eficiencia areal. [pic 6]

Gráfica 2. Petróleo Acumulado Producido vs Tiempo.

En la gráfica 2 se puede analizar que al aumentar la porosidad y permeabilidad tendre mas petróleo acumulado producido, esto se debe a que como la porosidad es muy alta el POES (Petróleo Original En Sitio)  también será alto, entonces produciré mas barriles de petróleo.

En las gráficas 3 y 4 se muestra las graficas de Factor de Recobro vs Tiempo y  Petróleo Acumulado Producido vs Tiempo, respectivamente, donde se grafican los resultados utilizando las mismas permeabilidades y porosidades a diferentes presiones capilares (0 y 20 Psi), el caso 2 y 14 se usa una porosidad de 5 % y una permeabilidad de 10 mD, el caso  3 y 15 se usa una porosidad de 15 % y una permeabilidad de 50 mD, el caso 6 y 18 se usa una porosidad de 30 % y una permeabilidad de 5000 mD.

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Gráfica 3. Factor de Recobro vs Tiempo.

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Gráfica 4. Petróleo Acumulado Producido vs Tiempo.

Se puede observar que la variación de presiones capilares no afectan las curvas de Factor de recobro y de Petróleo Acumulado Producido.

YACIMIENTO CON AGUA, ACEITE Y GAS

Se realizaron las mismas variaciones que en el caso anterior, esta vez para evaluar no solo la incidencia de la variacion de las propiedades petrofisicas de la roca, sino tambien el efecto de la presencia de una capa de gas en el yacimiento.

Se obtuvieron los siguientes resultados:

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Gráfica 5. Petróleo acumulado

Producido vs tiempo

En la gráfica 5 podemos observar que tiene un comportamiento similar al de la gráfica 2, sin embargo al comparar la gráfica 2 y la gráfica 5, se nota una variacion significativa, para este caso en que se tienen las tres fases se obtuvo una mayor produccion de petróleo acumulado, esto puede ser debido al empuje que puede llegar a tener la capa de gas sobre la capa de aceite.

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Gráfica 6. Factor de Recobro vs Tiempo

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