ANÁLISIS DE PRESIÓN Y DERIVADA DE PRESIÓN EN YACIMIENTOS DE DOBLE PERMEABILIDAD

Abstract

Hoy por hoy, el estudio de los yacimientos naturalmente fracturados ha tomado importancia debido a que aproximadamente el 60% de la reservas de petróleo y gas del mundo se encuentra acumulado en este tipo de yacimientos. Actualmente la caracterización de yacimientos es indispensable debido a que es una muy buena herramienta que permite determinar el mejor esquema de explotación, ya que predice el mejor comportamiento del yacimiento, de ahí la necesidad de poder guiar una investigación al análisis de presión y derivada de presión en yacimientos de doble permeabilidad. Las investigaciones del comportamiento transitorio de la presión y derivada de presión en yacimientos naturalmente fracturados ha sido objeto de estudio en muchas partes del mundo. Frecuentemente, el modelo de doble porosidad ha sido ampliamente utilizado para explicar el comportamiento de flujo de yacimientos naturalmente fracturados. No obstante, debido a las limitantes de este modelo (se asume propiedades homogéneas de la matriz a través de todo el sistema, el flujo de fluido hacia el pozo es matriz-fractura-pozo y se asume estado pseudoestable al flujo de fluidos entre la matriz y las fracturas) se ha visto la necesidad de crear modelos más complejos que se ajusten más al comportamiento real de este tipo de yacimientos presentes en el mundo, es por ello que se ha introducido modelos de doble permeabilidad de estado transitorio que además de considerar a la matriz como fuente de almacenamiento y de alimentación a las fracturas es una fuente importante de alimentación al pozo, además, no existe estado pseudoestable o pendiente unitaria entre la matriz-fractura. El análisis de presión de este tipo de yacimientos hasta ahora se ha realizado por medio de curvas tipo y ajuste histórico (Simulaciones). En este estudio, se aplica la técnica Tiab’s Direct Synthesis para generar ecuaciones de tres parámetros muy importantes para la caracterización de yacimientos naturalmente fracturados de doble permeabilidad (Parámetro de flujo interporoso, λ, coeficiente de almacenamiento, ω, y relación de la capacidad de flujo, κ) a partir de simulaciones generadas en un software, permitiendo caracterizar el yacimiento de forma práctica. La metodología propuesta se verificó exitosamente mediante el análisis de casos de campo reportados en la literatura y pruebas simuladas. El porcentaje de error relativo que presenta las correlaciones generadas no supera el 5%, pero la correlación de corrección del mínimo generada por Tiab y otros9 presenta un error relativamente alto, cuyo error aumenta a medida que se aumenta el almacenamiento, por lo tanto se recomienda utilizar para almacenamientos bajos.