Hola

la formación, ft
rw: radio del pozo, ft
reh: radio de drenaje del pozo horizontal, ft=

5.2 IP Para Reservorios homogéneos y Anisotrópicos

Muchos reservorios son anisotrópicos y tienen diferentes valores de permeabilidad en diferentes direcciones. Por ejemplo, en un reservorio laminado, la permeabilidad vertical es usualmente mucho menor que la permeabilidad horizontal.
Unreservorio que es interceptado por un gran número de fracturas verticales tendrá mayor permeabilidad vertical que permeabilidad horizontal. La anisotropía de la permeabilidad puede tener un considerable efecto sobre la productividad de un pozo horizontal.

• METODO DE RENARD Y DUPUY


Donde;








6. Análisis de la prueba de restauración de presión del Pozo Horizontal ESPOL-01HEl presente Análisis de Restauración de Presión corresponde a la arena X del pozo ESPOL-01H, con sección horizontal Lw=427 ft que tiene el intervalo disparado: de 10346- 10773 (427 pies) MD o 9382- 9431 (49 pies)TVD.

A continuación se presentan los diferentes eventos que se desarrollaron durante la prueba de producción y luego la restauración:



Como lo podemos observar en elgrafica de P vs t:



En el registro de presión se utilizó el sensor Zi-1068 que fue asentado en el No-Go ubicado a 8656 ft. Los valores de presión del yacimiento X serán reportados a la mitad de las perforaciones (mp) estimada a 9407 ft TVD.

Para el proceso de cálculo se han utilizado los parámetros básicos del yacimiento proporcionados por el departamento de Ingeniería de Petróleos dela empresa operadora del campo y se han determinado los datos de análisis PVT: Pb, Rs, Bo a partir de la correlación de LASATER y μo a partir de la correlación de Beal et al, aplicando el software de Interpretación de Presiones Pansystem de EPS.

Datos Básicos para la Evaluación

Qo 263 BPPD
Qw 79 BAPP
Qt 342 BFPD
BSW 23 %
API 26

Ht 50 ft
Hn 35 ft
Ø 15.1 %
rw 0.255ft
Ty 200 °FBo 1.1817 rb/stb
Bw 1.0336 rb/stb
Rs 206 scf/bbl
µo 2.3623 cps
Ct 6.587e-4 psi-1
GOR 215 scf/bbl
γg 1.21

Pwf @ Sensor (8656’) = 726 Psi
Pwf@ mp (9407´) = 1031 Psi
Pws @ Sensor (8656´) = 793 Psi
Pws @ mp (9407´) = 1098 Psi
P Burbuja = 799.4 psi

Interpretación

En la gráfica siguiente que corresponde a la derivada observamosque esta curva se divide en 4 zonas definidas de la siguiente forma: La zona I refleja el efecto de almacenamiento, la cual no se presenta definida, con un valor estimado de Cs=0.0172 bbl/psi; sin embargo a continuación se presenta el comportamiento de un pozo fracturado.

En la zona II se presenta un flujo radial temprano (m=0) a 1.21hrs, el cual se debe a un flujo radial vertical que seproduce en un plano vertical perpendicular al pozo horizontal, en donde se determina la permeabilidad vertical (Kv); este flujo ocurre cuando los límites del tope y fondo de la formación no han sido alcanzados.

La zona III, pertenece a un flujo lineal intermedio el cual está caracterizado por una pendiente m=1/2. La zona IV corresponde al flujo radial tardío (m=0) a 2.17hrs, en donde se determinala permeabilidad horizontal (Kh) y la presión del reservorio (Pi).

Finalmente a continuación de la zona IV se presenta el efecto de límite que corresponde a un comportamiento de una barrera cercana permeable conocida como U SHAPED FAULT (Fallas en Forma de U).



Adicionalmente, presentamos la curva semilogarítmica, en la cual se denota una pendiente correspondiente al flujo radial y acontinuación la curva tiende a disminuir su pendiente debido al efecto de límite.



Resultados de la Interpretación

Como resultado del ajuste de las curvas mediante la aplicación del software, tanto de la semilogarítmica y de la derivada se han obtenido los siguientes estimados de los parámetros:

K (permeabilidad horizontal radial) 80 md
Kz (permeabilidad vertical) 12 md
Kbar...