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SIMULACION NUMERICA DE RESERVORIOS
Trabajo Práctico 4
TRABAJO FINAL
ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DE UN RESERVORIO
APLICANDO EL SIMULADOR BOAST (adaptado de Fanchi, 1997)

OBJETIVO DEL ESTUDIO
Optimizar la producción de un reservorio inclinado de petróleo subsaturado
ETAPAS DEL ESTUDIO
1. Preparación de los datos del reservorio
2. "History matching" de los datos de producción disponibles
3.Predicciones de producción bajo distintas alternativas de explotación
Etapa 1 - Preparación de los datos del reservorio
a) Modelo de la estructura del reservorio: dimensiones, inclinación,
profundidades de los contactos entre fluidos, presencia de fallas, fracturas,
límites del reservorio
b) Propiedades de la roca y de los fluidos: porosidad, tensor de
permeabilidades, compresibilidad de la roca,parámetros PVT, densidades,
permeabilidades relativas, presiones capilares.
c) Datos iniciales de presiones y saturaciones
d) Datos de acuíferas
e) Datos de pozos: número y ubicación de los pozos, condiciones de operación
de los mismos, restricciones, etc
1 a) Modelo de la estructura del reservorio
Datos provenientes de sísmica muestran que el reservorio está inclinado. En la
parte alta de la estructura yhacia el este, está acotado por una falta de
conformidad (unconformity). En la parte baja de la estructura y hacia el oeste,
podría estar acotado por una falla o podría haber acuífera (también podrían estar
la falla y la acuífera, si la falla no estuviera totalmente sellada). Hacia el norte y
sur, está acotado por fallas sellantes. El reservorio cuenta con un solo pozo. De
ensayos de pozo se hadeterminado que el radio de drenaje del pozo es de
aproximadamente 700 ft.
En la Figura 1 se muestra una vista aérea del reservorio, donde se observan las
dimensiones areales y la ubicación del pozo. En la Figura 2 se muestra la
sección transversal en dirección Norte-Sur, donde se observa que el reservorio
está acotado por una falta de conformidad (unconformity). Finalmente, en la
Figura 3 semuestra la sección transversal en dirección Oeste-Este. Aquí se
puede observar la inclinación del reservorio y la estructura en capas.

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Trabajo Práctico 4

B’
70 0 ft

pozo

A

A’

1400 ft

B
2000 ft
Figura 1 – Vista aérea del reservorio

B

B’

Figura 2 – Sección transversal B - B’

1000

1000 ft

2000 ft

A

A’

9600 ft
Figura 3 – Sección transversal A - A’2 de 7

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Trabajo Práctico 4
De un análisis de datos obtenidos por perfilaje, se ha determinado que existen dos
tipos de arenas en el reservorio, separadas por una arcilla. Sus características se
resumen en la siguiente tabla:

φ

Litología
Arena1
Arcilla
Arena 2

Sw

(fracción) (fracción)
0.20
0.3
0.05
-0.25
0.3

h
(ft)

hneto

65
22
87

(ft)
60
0
74

El ángulode inclinación está dado por las profundidades de la primera capa de arena.
Si la dividimos en 10 bloques de 200 ft de longitud, dichas profundidades son:
9400 9300 9200 9100 9000 8900 8800 8700 8600 8500 (ft)
Además, la profundidad del contacto agua-petróleo se estima en 9450 ft.
1-b) Propiedades de la roca y de los fluidos
Propiedades de la roca
La porosidad de cada capa puede verse en la tablade resultados del perfilaje. La
permeabilidad horizontal de cada arena se considera constante, es decir
k x = k y = cte , y fue determinada mediante ensayos de pozo. La permeabilidad vertical
se estima como un 10% de la permeabilidad horizontal. Los valores obtenidos son:
Arena
1
2

Permeabilidad horizontal
(mD)
100
250

Permeabilidad vertical
(mD)
10
25.

La compresibilidad de la formación seestima en c f = 3x10 −6 psi −1 .

Propiedades de los fluidos
* Presión de burbuja: 2514.7 psia
* Gradientes de las propiedades del petróleo por encima de la presión de burbuja:
∇µ o : .000050 cp/psia

∇Bo : -.000018 RB/STB/psia
∇Rso : 0.0 RCF/SCF/psia

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* Parámetros PVT
Petróleo

Presión
(psia)

µ o (cp)

14.7
514.7
1014.7
1514.7...