Petrofisica

7.2 Calibración del sistema roca fluidos

Nuevo método para calcular la permeabilidad calibrada del flujo a partir de registros de producción
Los principales fundamentos para modelar un yacimiento son la porosidad, la permeabilidad y la saturación de fluidos. Mientras que la porosidad y la saturación de fluidos se pueden medir fácilmente directamente en el pozo, con la permeabilidad noresulta tan sencillo. La permeabilidad solo se puede medir haciendo estudio en núcleos, pruebas de presión o registros eléctricos.
A pesar de que las técnicas para determinar permeabilidades han tenido un gran desarrollo, una evaluación apropiada para yacimientos carbonaticos resulta difícil debido a significativas variaciones en los tipos de roca.
Mediante este paper se describe un nuevo método paradeterminar la permeabilidad aparente a partir de un perfil de producción. El método provee una integración directa del núcleo y de los datos de los registros eléctricos con presión dinámica transitoria y registros de producción. Calibra la escala de permeabilidad del registro eléctrico para verificar los resultados de presión transitoria y conservar el carácter de los datos del registro. Con estemétodo se evitan las dificultades que se generan por la diferencia de escalas de los registros mencionados anteriormente. El proceso de caracterización de yacimientos se mejora porque la calibración para el flujo dinámico se incorpora al principio.
Tengiz es un gran yacimiento carbonatico al oeste de Kazakhstan. Un registro de producción típico en esta zona incluiría registros tomados bajo doscondiciones: cierre estable y flujo estable. Se analizan los registros con puntos detallados de influjo y luego se determinan las regiones donde se calculará la permeabilidad. Se calcula la derivada con respeto a la profundidad del perfil de flujo acumulado lo que nos da el influjo volumétrico.
Dada la contribución del flujo mero a metro a partir de la derivada de flujo acumulado, la permeabilidadse calcula a partir de la ecuación de Darcy para flujo radial:



Donde C=141.2 si la profundidad está dada en pies ó 43.07 si está dada en metros, U0 es la viscosidad en cp, Pe es la presión de la formación, Pwf es la presión del fluido en el pozo, Re es el radio de drenaje, Rw es el radio del pozo y S’ es un factor superficial adimensional. Kplt, por su parte, representa el promedio de lapermeabilidad en una zona de influjo específica.
El valor obtenido mediante la fórmula anterior se normaliza multiplicando el valor de Kplt por khbu/khplt. Este procedimiento se repite influjo por influjo.
Esta permeabilidad normalizada PL se usa como referencia para que el registro eléctrico de permeabilidad transformada a partir de registros de hoyo abierto se ajuste usando un factormultiplicador llamado boost en Fig. 1.

Esta curva de de permeabilidad ajustada se llama permeabilidad aparente, APERM por sus siglas en inglés. Esta técnica tiene como principal ventaja que ofrece una heterogeneidad vertical visible en el registro eléctrico basado en la permeabilidad mientras se calibran sus magnitudes.

Incertidumbre en el cálculo de la permeabilidad aparente
La exactitud al momentode calcular el valor de la permeabilidad aparente puede evaluarse al examinar la incertidumbre en los valores de las variables de entrada en la ecuación anterior. Sin embargo esta incertidumbre en las variables tiene un impacto insignificante para los propósitos del estudio.
Lo primero que debe hacerse es colocar estas incertidumbres en perspectiva, primero se debe determinar qué tansignificativo es el error obtenido. En el caso de este paper una diferencia de dos con respecto al valor real de la permeabilidad es adecuada para la caracterización de un yacimiento y presenta una mejora significativa con respecto a los valores de permeabilidad basados solo en estudio de núcleos. La característica más importante del método de la permeabilidad aparente es que logra una distribución vertical...