Escalamiento de pruebas de laboratorio de presión capilar en un sistema agua-aceite para un yacimiento carbonatado. Igualmente, su aplicación en el cálculo de la distribución de los fluidos en el modelo de simulación.
En yacimientos heterogéneos es común que exista una amplia variación en el comportamiento de los datos provenientes de las pruebas experimentales del sistema roca-fluidos en lo que a presiones capilares se refiere.
Lo anterior dificulta el proceso de selección de las curvas representativas que describen el flujo de fluidos en el yacimiento; las cuales sirven de insumo para los modelos predictivos. Asimismo, en los yacimientos no fracturados de calcarenitas y bancos oolíticos ubicados en el Golfo de México, no es la excepción; pues representan un gran reto para los ingenieros de simulación debido a su complejidad sedimentológica; que se caracteriza por la presencia de paquetes de roca de calidades buena a regular con intercalaciones de carbonatos finos.
El objetivo del presente estudio fue presentar un flujo de trabajo para la generación de curvas de presión capilar para los procesos de drene e imbibición representativas; de acuerdo con las calidades de roca en el yacimiento y su correcta aplicación en un modelo de simulación para el cálculo de la distribución de las fases agua-aceite.
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El estudio parte de la información proveniente de mediciones de laboratorio efectuadas en núcleos; así como del agrupamiento de las diversas curvas de acuerdo con características petrofísicas similares. Asimismo, parte de la generación de una curva única representativa de cada una de las calidades de roca mediante la obtención de sus puntos finales.
Adicionalmente, el trabajo culmina con el escalamiento de las curvas finales al modelo de simulación. Tiene la finalidad de realizar una corrida de equilibrio vertical que muestra el impacto en la distribución de los fluidos; así como los resultados observados durante los trabajos de ajuste histórico y predicciones; evidenciando la importancia de la definición de esta regiones en la estimación de los volúmenes originales en sitio; así como la evaluación de los volúmenes recuperables en el modelo de simulación.
El surgimiento de nuevos avances tecnológicos numéricos y computacionales ha permitido en los últimos años la construcción de modelos estocásticos geocelulares con mayor complejidad estructural y sedimentológica.
Lo anterior, motiva a la generación de modelos de simulación de alta resolución que emulen el comportamiento dinámico sin la necesidad de comprometer el detalle geológico reflejado en las mallas finas estáticas. Uno de los puntos clave en la construcción de un modelo de simulación es la definición de las funciones de saturación; las cuales gobiernan la interacción roca-fluido en el medio poroso; para lo cual es necesario el análisis de las curvas de presión capilar (y permeabilidad relativa) bajo los procesos de drene e imbibición.
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Se presentó un flujo de trabajo confiable para la generación de las funciones de saturación por tipo de roca. Lo anterior a partir de la información experimental en núcleos de presión capilar para procesos de drene e imbibición en un sistema de fluidos agua-aceite.
Asimismo, la metodología descrita es una herramienta útil que en gran medida permitirá preservar el detalle plasmado en los modelos geológicos; mientras se honra la dinámica en la interacción roca-fluido, sin sacrificar la practicidad en la construcción y ajuste histórico del modelo numérico.
Se mostró la aplicación y el impacto de la definición de las curvas de presión capilar agua-aceite para la distribución de los fluidos en la simulación numérica de yacimientos.
La metodología de agrupación presentada fue aplicada de la misma manera para la definición de las curvas de permeabilidad relativa representativas por tipo de roca.
El trabajo fue presentado por Silvia A. Baizabal Espinoza, de Pemex, en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
