Evaluación de los Métodos para estimar el Radio de Drene en Yacimientos de Aceite Maduros.
El radio de drene se puede estimar por la teoría de pruebas de presión, por métodos técnico económicos o métodos de balance de materia. Asimismo, la estimación de los métodos anteriores es complejo en campos maduros, ya que en estos, se dispone de muy escasa información.
Igualmente, la estimación de los radios de drene en campos maduros, es indispensable para proponer reparaciones mayores ó pozos intermedios para incrementar el factor de recuperación de aceite.
Adicionalmente, el radio de drene de un pozo productor de aceite se define como el radio máximo estimado en un pozo en una formación productora; la cual se ha explotado y experimentado cambios de presión debido a la extracción de hidrocarburos.
El radio de drene está relacionado con el volumen original de hidrocarburos que existe en el área de drene de un pozo; cuyo volumen de hidrocarburos producido está relacionado con los siguientes parámetros: Capacidad de flujo (kh); Depresionamiento del pozo; Porosidad promedio del pozo; Espesor neto productor del pozo y Saturación promedio inicial del pozo.
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Cuando en un yacimiento producen varios pozos, cada uno drena una cierta área, la cual es proporcional a su gasto de producción. Existen métodos para estimar el radio de drene; los cuales están basados en el análisis de pruebas de presión en régimen de flujo transitorio o en estado pseudoestacionario; mediante los cuales se puede calcular el área de drene y un factor de forma que permite definir la geometría del radio de drene.
En el caso de campos maduros no es común tomar pruebas de presión, ni información de presión estática o fluyente en los pozos; por lo cual se utilizan dos métodos prácticos para estimar el radio de drene: a) Balance de materia. b) Radio de drene aparente.
Igualmente, en yacimientos maduros, debido a la falta de información mencionada con anterioridad se propone utilizar el método de radio de drene aparente; el cual está basado en conocer las propiedades estáticas y dinámicas del yacimiento del pozo a intervenir, así como de los pozos aledaños.
Es necesario contar con un método práctico para calcular los radios de drene, con un enfoque hacia los campos maduros, con los siguientes objetivos. Localización de pozos intermedios; Reparaciones mayores con y sin equipo; Intervenciones para mantenimiento de producción (redisparos); Evaluar zonas no drenadas en los yacimientos para obtener la recuperación máxima de hidrocarburos posible.
Conclusiones y Recomendaciones
La forma, el área y la ubicación de un pozo dentro de un área de drene, está supeditada al tipo de roca productora; así como a las heterogeneidades del yacimiento y las características de las facies que conforman el yacimiento.
Para un yacimiento en desarrollo, mediante los métodos de análisis de pruebas de presión se pueden estimar las características de sus áreas de drene; su forma geométrica y la ubicación de cada pozo dentro de su área de drene.
Los radios de drene de los pozos ubicados en un yacimiento varían, dependiendo de sus características estáticas y dinámicas, y de los estudios técnico-económicos; que se realicen para determinar el número de pozos óptimo a perforar, durante el desarrollo inicial de un yacimiento.
Asimismo, el área de drene de los pozos productores en los yacimientos depende de sus gastos, y de las propiedades petrofísicas, puede aumentar o disminuir.
En yacimientos de siliciclásticos maduros con múltiples capas y sin información suficiente, es recomendable utilizar el método de radio de drene aparente; mediante el cual se puede obtener una aproximación para los radios de drene de los pozos.
El método de radio de drene aparente puede integrarse con información adicional (registros RST, mapas de isoproducciones, mapas de facies, contactos de fluidos, etc.); para detectar zonas con aceite remanente alta, las cuales se emplean para analizar la perforación de pozos intermedios, reparaciones mayores y re-disparos.
El trabajo fue presentado por M. en I. Alfredo León García M. En I. Christian Ramírez Ramírez y el Dr. Fernando Samaniego Verduzco en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
