Cotejo Histórico
Páginas: 17 (4096 palabras)
Publicado: 17 de febrero de 2013
COTEJO HISTÓRICO.
Una vez construido el modelo estático (el cual se compone del mallado con las propiedades petrofísicas, las propiedades de roca – fluido (Kr y Pc) y las propiedades de los fluidos (PVT)), se debe construir el modelo dinámico, el cual está conformado por la historia de presiones (presión vs. tiempo) y la historia de producción de fluidos. Es en la etapa de Cotejo Históricodonde se determinará la validez o representatividad del modelo de simulación, al comparar la data histórica con la calculada por el modelo.
El Cotejo Histórico puede definirse como el proceso de ajustar el modelo de simulación hasta que éste reproduzca el comportamiento pasado del yacimiento. La producción histórica y las presiones son cotejadas tan exactamente como sea posible. La exactitud delcotejo histórico depende de la calidad del modelo de simulación y de la calidad y cantidad de data de presión y producción. Una vez que el modelo ha sido cotejado, puede ser usado para similar el comportamiento futuro del yacimiento con un alto grado de confiabilidad.
No existe una estrategia universalmente aceptada para llevar a cabo un cotejo histórico. El cotejo se considera más arte queciencia debido a la complejidad del problema. Sin embargo, se tienen algunos lineamientos generales que pueden ayudar a obtener un cotejo exitoso:
1.- Cotejar volumetría (volúmenes de fluidos originales en sitio) con Balance de Materiales e identificar si existe o no soporte de acuífero.
2.- Cotejar la presión del yacimiento, lo cual se realiza en dos etapas: a) comportamiento global y porregiones del yacimiento y b) comportamiento local a nivel de pozo.
3.- Cotejar las variables que dependen de la saturación, como las relaciones gas - petróleo y agua – petróleo.
4.- Cotejar las presiones de fondo de los pozos.
Si los primeros 2 pasos no pueden lograrse, es probable que el modelo sea inadecuado y requiera revisiones. Un modelo inadecuado puede ser debido a:selección del modelo incorrecto (dimensión incorrecta), yacimiento pobremente caracterizado, data de campo inexacta o incompleta.
Las variables cotejadas en un estudio típico de simulación de petróleo negro o gas son presión, tasa de producción, RGP, RAP y data de trazadores (si está disponible). Estudios más especializados, como un composicional o térmico, deben cotejar variables específicasdel proceso como la variación de la composición del fluido con la profundidad o la temperatura de los fluidos producidos.
La presión es usualmente la primera variable dinámica a ser cotejada durante el proceso de Cotejo Histórico. Las presiones medidas en los pozos a través de pruebas como DST (drill stem test), BHP (bottom hole pressure), BUP (Build up), DD (draw down), PLT (production loggingtool), etc. son calculadas a la profundidad datum del yacimiento y graficadas en función del tiempo.
Las tasas de producción están usualmente en registros mensuales. Si se está desarrollando un estudio de simulación de un yacimiento gas – agua, se toma la tasa de gas como dato de entrada y se trata de simular la tasa de agua (se coteja Qw). Análogamente, si se está simulando un yacimiento gas –petróleo, la tasa de petróleo se toma como verdadera y se trata de simular la tasa de gas y la tasa de agua (se cotejan RGP y RAP).
La RGP y RAP proveen información acerca del agotamiento de presión y movimiento de frentes de fluidos. Incluir los trazadores en el modelo es útil para cotejar el movimiento de frentes de fluidos.
PARÁMETROS CLAVES PARA EL COTEJO HISTÓRICO.
Un conceptofundamental de cotejo histórico es el de “jerarquía de incertidumbres”. Esto se puede definir como una escala para ordenar la data de entrada al modelo ((, Kh, Kv, h, Kr, Pc, PVT, Cr, contactos) en cuanto a su calidad (qué tan cierta es), lo cual le permite al ingeniero de simulación determinar cuál data es más confiable y cual es menos confiable. Cambios en la data de entrada se restringen por el...
Una vez construido el modelo estático (el cual se compone del mallado con las propiedades petrofísicas, las propiedades de roca – fluido (Kr y Pc) y las propiedades de los fluidos (PVT)), se debe construir el modelo dinámico, el cual está conformado por la historia de presiones (presión vs. tiempo) y la historia de producción de fluidos. Es en la etapa de Cotejo Históricodonde se determinará la validez o representatividad del modelo de simulación, al comparar la data histórica con la calculada por el modelo.
El Cotejo Histórico puede definirse como el proceso de ajustar el modelo de simulación hasta que éste reproduzca el comportamiento pasado del yacimiento. La producción histórica y las presiones son cotejadas tan exactamente como sea posible. La exactitud delcotejo histórico depende de la calidad del modelo de simulación y de la calidad y cantidad de data de presión y producción. Una vez que el modelo ha sido cotejado, puede ser usado para similar el comportamiento futuro del yacimiento con un alto grado de confiabilidad.
No existe una estrategia universalmente aceptada para llevar a cabo un cotejo histórico. El cotejo se considera más arte queciencia debido a la complejidad del problema. Sin embargo, se tienen algunos lineamientos generales que pueden ayudar a obtener un cotejo exitoso:
1.- Cotejar volumetría (volúmenes de fluidos originales en sitio) con Balance de Materiales e identificar si existe o no soporte de acuífero.
2.- Cotejar la presión del yacimiento, lo cual se realiza en dos etapas: a) comportamiento global y porregiones del yacimiento y b) comportamiento local a nivel de pozo.
3.- Cotejar las variables que dependen de la saturación, como las relaciones gas - petróleo y agua – petróleo.
4.- Cotejar las presiones de fondo de los pozos.
Si los primeros 2 pasos no pueden lograrse, es probable que el modelo sea inadecuado y requiera revisiones. Un modelo inadecuado puede ser debido a:selección del modelo incorrecto (dimensión incorrecta), yacimiento pobremente caracterizado, data de campo inexacta o incompleta.
Las variables cotejadas en un estudio típico de simulación de petróleo negro o gas son presión, tasa de producción, RGP, RAP y data de trazadores (si está disponible). Estudios más especializados, como un composicional o térmico, deben cotejar variables específicasdel proceso como la variación de la composición del fluido con la profundidad o la temperatura de los fluidos producidos.
La presión es usualmente la primera variable dinámica a ser cotejada durante el proceso de Cotejo Histórico. Las presiones medidas en los pozos a través de pruebas como DST (drill stem test), BHP (bottom hole pressure), BUP (Build up), DD (draw down), PLT (production loggingtool), etc. son calculadas a la profundidad datum del yacimiento y graficadas en función del tiempo.
Las tasas de producción están usualmente en registros mensuales. Si se está desarrollando un estudio de simulación de un yacimiento gas – agua, se toma la tasa de gas como dato de entrada y se trata de simular la tasa de agua (se coteja Qw). Análogamente, si se está simulando un yacimiento gas –petróleo, la tasa de petróleo se toma como verdadera y se trata de simular la tasa de gas y la tasa de agua (se cotejan RGP y RAP).
La RGP y RAP proveen información acerca del agotamiento de presión y movimiento de frentes de fluidos. Incluir los trazadores en el modelo es útil para cotejar el movimiento de frentes de fluidos.
PARÁMETROS CLAVES PARA EL COTEJO HISTÓRICO.
Un conceptofundamental de cotejo histórico es el de “jerarquía de incertidumbres”. Esto se puede definir como una escala para ordenar la data de entrada al modelo ((, Kh, Kv, h, Kr, Pc, PVT, Cr, contactos) en cuanto a su calidad (qué tan cierta es), lo cual le permite al ingeniero de simulación determinar cuál data es más confiable y cual es menos confiable. Cambios en la data de entrada se restringen por el...
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