El estudio planteó el análisis de la declinación de yacimientos no convencionales de lutitas utilizando modelos que acoplan diferentes períodos y geometrías de flujo.
Derivado del crecimiento de la producción a nivel mundial de los yacimientos no convencionales en lutitas con altos contenidos de materia orgánica y gas adsorbido; resulta importante realizar pronósticos de producción con mayor certidumbre. Ya que las producciones de estos yacimientos declinan rápidamente en tiempos cortos.
Lo anterior, debido a la baja permeabilidad, manteniéndose gastos reducidos a largo plazo por el gas desorbido en la formación; razón por la cual se observan diferentes factores de declinación que gobiernan la producción durante diferentes períodos. Los cuales se deben identificar y reproducir para obtener cada tendencia de declinación.
Asimismo, los períodos de flujo pueden estar dominados por las propiedades del yacimiento y sus fluidos, la geometría de terminación del pozo; las características del fracturamiento hidráulico y por la desorción de gas a la fase libre que fluye posteriormente a los pozos.
Hasta ahora, se han utilizado diferentes modelos y varias técnicas para estimar la producción con una sola curva de ajuste a los datos de producción; sin embargo, cada modelo de declinación como los de ArpsFetkovich, Duong, Valko y Crecimiento logístico, entre otros, presentan limitaciones en su aplicación para pronosticar la producción con cierto grado de confianza.
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Este trabajo presentó la aplicación de modelos de declinación híbridos para yacimientos convencionales y no convencionales; los cuales consideran además, el efecto de la producción de gas adsorbido, como el de Yanan Miao12, que acoplan los diferentes períodos de declinación de los yacimientos; los modelos de declinación consideran los períodos de declinación temprano y tardío, dominados por las geometrías del área vecina a los pozos.
Al utilizar los modelos de declinación en pozos se obtuvieron resultados satisfactorios entre los gastos reales y calculados usando los métodos de acoplamiento o híbridos.
Igualmente, los resultados se compararon con métodos tradicionales para visualizar los mejores ajustes y dar confianza en los pronósticos. Adicionalmente, para reducir el riesgo en el desarrollo de los yacimientos no convencionales.
Para realizar ajustes certeros de la declinación de la producción, resulta de gran ayuda identificar el régimen de flujo en el que se encuentra el pozo o yacimiento, utilizando como diagnóstico la gráfica de Arps-Fetkovich.
Durante los periodos de producción de un yacimiento no convencional, se pueden identificar varios regímenes y geometrías de flujo; los cuales resultan difíciles de ajustar con los modelos empíricos de declinación de Arps de la Ec. 01; debido a los valores mínimos de permeabilidad el yacimiento, puede permanecer en períodos de flujo transitorio por periodos muy largos de tiempo.
Igualmente, para identificar plenamente que el régimen de flujo en el yacimiento es transitorio se pueden utilizar los modelos analíticos; los cuales son soluciones de la ecuación de difusión. Adicionalmente, permiten determinar las geometrías de flujo y con ellos estimar la permeabilidad del sistema fractura hidráulica – matriz.
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En el caso de las declinaciones en YNC donde se identifican en regímenes de flujo pseudoestacionarios, se pueden utilizar las ecuaciones de Arps sin problema. Ayudan a realizar los pronósticos de producción, debido a que el área de drene del yacimiento ya no se encuentra incrementándose.
Sin embargo, en el caso de que el régimen de flujo en el yacimiento sea un período transitorio, el área de drene se encuentra incrementándose; no resulta conveniente utilizar los modelos que Arps, ya que generalmente se observara un valor del factor b mayor a uno.
De igual forma en el yacimiento se puede presentar los fenómenos de adsorción- desorción de gas; los cuales pueden afectar los ajustes de la historia de producción y llevar a errores estimaciones en la estimación de los pronósticos de producción; sobre todo cuando se encuentra en grandes cantidades en la formación.
Para estos casos es recomendable utilizar el modelo acoplado de Yanan que considera el efecto de la desorción en los períodos tempranos y tardíos.
La metodología se puede extender para el uso de otros modelos empíricos y analíticos para considerar otras características de los yacimientos; así como programar el algoritmo en algún lenguaje de programación que permita realizar la selección y ajuste de los mejores modelos de acuerdo con el comportamiento de os yacimientos.
El trabajo fue presentado por Francisco Castellanos Páez, Héctor Erick Gallardo Ferrera, Jorge Arévalo Villagrán y Néstor Martínez Romero en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
