Simulación de Yacimientos

Simulación de Yacimientos
Desarrollo de Yacimientos / UN Venezuela
Ing. Mariela Reverón
© Repsol. Desarrollo de Yacimientos. 13/10/2022

2
1. Marco Teórico
2. Flujograma de Trabajo
3. Mallado
4. Funciones de Saturación
5. Propiedades de los fluidos
6. Inicialización
7. Eventos de pozos e historia de producción - inyección
8. Sensibilidad e incertidumbre
9. Cotejo Histórico
10. Predicciones
Índice

Marco Teorico

Que es Simulación de Yacimientos?
4
Definición
Thomas T. Goldsmith Jr. y Estle Ray Mann: R. E. Shannon:
"Simulación es una técnica numérica para
conducir experimentos en una computadora
digital"
"La simulación es el proceso de diseñar un
modelo de un sistema real y llevar a término
experiencias con él".
• Es una herramienta que permite al ingeniero de petróleo obtener una mayor comprensión del
mecanismo de recuperación de hidrocarburos en comparación con otras herramientas
convencionales.
• La simulación de yacimientos por computadora permite un estudio mas detallado del
yacimiento al dividirlo en un número de celdas o bloques y aplicando ecuaciones
fundamentales para el flujo a través del medio poroso en cada bloque.

Por que hacemos Simulación de Yacimientos?
5
Problemas típicos
• Cuantos Pozos?
• A cual tasa?
• Espaciamiento entre pozos?
• Intervalo de cañoneo?
• Reacondicionamiento?
• Mantenimiento de Presión?
• Inyección de agua o gas? Nitrógeno o CO2?

Usos Típicos
6
Evaluación del
activo
• Determinación mas
precisa de los
volúmenes de
reservas
Gestión del
activo
• Determinación de
los patrones de
pozos, número de
pozos a perforar,
tasas de inyección,
tasas de producción
• Determinación de
las facilidades
apropiadas
Gestión de
Incertidumbres
• Estimación del
riesgo financiero de
prospectos
exploratorios
• Evaluación de los
efectos de irrupción
temprana de gas o
agua, o conificación
• Estimar los medios
para cumplir con los
contratos de entrega
de gas
Regla de Oro
• Solo se puede
producir una vez
• Se puede simular
muchas veces

Modelos
7
Modelo Matemático: Las Ecuaciones
𝜕
𝜕𝑥
𝑘𝑘
𝜇 𝛽
𝜕𝜃
𝜕𝑥
+
𝜕
𝜕𝑦
𝑘𝑘
𝜇 𝛽
𝜕𝜃
𝜕𝑦
+
𝜕
𝜕𝑧
𝑘𝑘
𝜇 𝛽
𝜕𝜃
𝜕𝑧
=
𝜕
𝜕𝑡
∅𝑆
𝛽
Modelo Numérico: Herramientas de Resolución
Equation Formulation
Implicit formulation
Implicit mobilities
Fully implicit
Semi-implicit
Explicit formulation
Mobility weighting
Implicit pressure, explicit saturation (IMPES)
Sequential solution
Simultaneous solution
Iterative methods
Convergence
Adaptive Implicit (AIM)
Equation Solving
Direct methods
Iterative methods
Explicit methods
Gaussian elimination
Band solvers
Natural ordering
D4 orderings
Nested dissection / factorization
Convergence
Relaxation methods
Sucessive overrelaxation (SOR)
Line succesive overrelaxation (LSOR)
Etc.
Modelo Computacional:
Los programas (softwares)
REVEAL
RUBIS

Modelos
8
PVT
• Black oil
• Composicional
Flujo en el
medio poroso
• Single poro
(matriz)
• Dual poro
(fracturado)
• Dual perm
Transferencia
de Masa y
Calor
• Flujo
inmiscible
• Flujo
miscible
• Isotérmico
• Térmico
Geometría
• 1D
• 2D
• 3D
Sistema de
coordenadas
• Cartesiano
• Cilíndrico
• Esférico
• Curvilíneo
Facilidades
de Superficie
• Yacimiento +
pozos
• Yacimiento +
pozos + red
Clasificación
De
acuerdo a:
Puede ser

Modelos de acuerdo al tipo de fluido
9
Clasificación
Gas
Petróleo
(con gas en
solución)
• Fases representadas por un “componente”
• Asume composiciones constantes con presión y
tiempo
Petróleo Negro
(Black oil)
• Fases representadas por mezclas multicomponentes
• Asume que los fluidos del yacimiento a todas las
temperaturas, presiones, composiciones y tiempo
pueden ser representados por una Ecuación de
Estado (EDE).
C1, C2, C3….
Vapor
Líquido
C1, C2, C3…
Composicional

Modelos de acuerdo a la geometría
10
Clasificación
Tanque
1D
Radial
Cross-sectional
Areal
Radial cross sectional
3D

En que consiste la simulación de yacimientos?
11
• El yacimiento es dividido en un número de celdas o bloques

12
• Se proporciona información básica para cada celda o bloque:
Porosidad
Permeabilidad
Espesor
NTG
Facie
Sw
PVT
Kr’s

13
• Los pozos se posicionan dentro de las celdas
• Se proporciona información básica para cada celda o bloque

14
• Las tasas de producción requeridas se especifican como una función del tiempo:
Tasa
de
Petróleo,
BPD
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
10/10/2006 22/2/2008 6/7/2009 18/11/2010 1/4/2012 14/8/2013 27/12/2014 10/5/2016 22/9/2017 4/2/2019 18/6/2020
Fecha

15
• Las tasas de producción requeridas se especifican como una función del tiempo:
• Las ecuaciones:
• Son escritas apropiadamente (en espacio: celdas; y tiempo: timesteps) y resueltas
numéricamente
• Proporcionan la presión y las saturaciones para cada celda, así como la producción de cada
fase para cada pozo.

Nos interesa simular el flujo
16
• Flujo de una celda a la otra celda vecina (1)
• Flujo de la celda a la completación del pozo (2)
• Flujo dentro de los pozos (y redes de superficie) (3).
1
2
3
Flujo = Transmisibilidad * Movilidad * Diferencia de Potencial
Geometría y
Propiedades
Propiedades
de Fluido
Producción
del Pozo

Data requerida
17
Propiedades de los
fluidos
Propiedades de la Roca Interacción roca – fluidos
Bo, Bg, Bw
µo, µg, µw
Rs
Co, Cg, Cw
ρo, ρg, ρw
Profundidad de los
contactos
ø
Kx, Ky, Kz
So, Sg, Sw
h
NTG
Topes
Barreras de flujo
Cr
Kr’s
Pc

Data requerida
18
Datos de Producción Datos de Pozos
Qo, Qg, Qw vs t
Np, Gp, Wp vs t
P vs t.
Coordenadas
Trayectoria
Periodos de producción
Cañoneos
Re-cañoneos
Cambios de completación
IP
Máx Q
BHP
Levantamiento Artificial

Flujograma de Trabajo

Flujograma de trabajo
20
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
10/10/2006 22/2/2008 6/7/2009 18/11/2010 1/4/2012 14/8/2013 27/12/2014 10/5/2016 22/9/2017 4/2/2019 18/6/2020
QA/QC
Mallado
Funciones de
saturación
Propiedades
de los fluidos
Inicialización
Eventos y Data
de Producción
Cotejo
Histórico
Predicciones Sensibilidad e
incertidumbre

QA/QC Mallado
21
Geometría de las celdas
Las celdas deben ser los mas cercano a un cubo, para evitar problemas de
convergencia durante la resolución de las ecuaciones numéricas.

QA/QC Mallado
22
Geometría de las celdas

QA/QC Mallado
23
Propiedades de la Malla
Porosidad: almacenamiento Permeabilidad: dejar fluir

Funciones de saturación
24
Curvas de Kr y Pc
Cálculo de movilidad del fluido
1 y 2: Cálculo de la saturación inicial de los
fluidos en cada celda
Para calcular la saturación inicial en la
zona de transición de cada fase
Presión Capilar
Se tiene un set de curvas por cada tipo de roca
identificada en el yacimiento, en función de sus
propiedades como porosidad y permeabilidad
1 2

Funciones de saturación
25
Asignación de curvas al modelo. Satnum
Tipos de roca diferentes se diferencian
en la malla con esta propiedad

Propiedades de los Fluidos
26
Data PVT
• Representatividad y Validación de análisis PVT
• Ajuste de Experimentos
• Exportar tablas Black oil ó EDE
• Uso de correlaciones
• Variación de composición con profundidad

Propiedades de los fluidos
27
Variación de Composición con Profundidad
6000
7000
8000
9000
10000
11000
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
Fracción molar
Profundidad,
pies
TVDSS
C1
C7+
GOC
Gas Condensado
Petróleo Negro
6000
7000
8000
9000
10000
11000
3000 3500 4000 4500 5000
GOC
Gas Condensado
Petróleo Negro
Profundidad,
pies
TVDSS
Presión, lpc
Presión de
Yacimiento
Presión de
Saturación

Inicialización
28
• Equilibrio
• Define la saturación inicial de cada fase y
los gradientes de presión basado en la
profundidad de los contactos de fluidos
• El simulador calcula las saturaciones y las
presiones asumiendo equilibrio
• Enumeración
• Se especifica explícitamente la saturación
inicial y la presión en cada celda
Presión
Profundidad
CGP
CAP
Nivel de agua libre
Distribución inicial de fluidos y presiones
Tipos:

Inicialización
29
Equilibrio
Datum
CGP
TZ
G-O Rel Perm
SGU
SGL
Krg
Krog
O-W Rel Perm
SWU
SWL
Krw
Kro
ZONA DE GAS:
Sg = SGU
Sw = SWL
So = 1 – SWL - SGU
ZONA DE PETROLEO:
Sg = SGL, usualmente 0
Sw = SWL
So = 1 – SWL – SGL
ZONA DE AGUA:
Sg = SGL, usualmente 0
Sw = SWU
So = 1 – SWU – SGL
Sg = 0.77
Sw = 0.23
So = 0.77
Sw = 0.23
Sw = 1.00
(Pcow = 0)
CAP = NAL
TZ
Profundidad
Presión
Schlumberger

Inicialización
30
Equilibrio
Datum
Profundidad
CGP
Pco
w
Swi = 0.25
So = 0.75
S
w
(Pcow = 0)
CAP = NAL
1. Calcular Pcog y Pcow en las zonas de transición
del modelo
Sg = 0.77
Sw = 0.23
So = 0.77
Sw = 0.23
Sw = 1.00
2. “Reverse-lookup” Sw a partir de las tablas de Pc
y asignacion al centro de las celdas
TZ
TZ
Schlumberger
𝑃 = 𝑃 − 𝑃
𝑃 = 𝑃 − 𝑃

Inicialización
31
Distribución inicial de fluidos
Sgi
Presión inicial
RESULTADOS:
• PORV: 4341 MMBY
• LOES: 2128 MMBN
• GOES: 2992 MMMPCN

Eventos de pozos
32

Historia de Producción - Inyección
33
Revisión de Historia de Producción e inyección
Tasa de Gas
Tasa de Petróleo

34
Definición
Sensibilidad e Incertidumbre
Incertidumbre: no hay certeza de los valores considerados en el modelo
Incertidumbres estáticas afectan los
volúmenes originales en sitio:
• Topes de los horizontes
• Profundidad de los contactos de
fluidos
• Porosidad
• Espesor
• NTG
Incertidumbres dinámicas afectan tasa
de producción y recobro:
• Permeabilidad
• Saturación de petróleo residual
• Viscosidades del petróleo y el agua
• Transmisibilidad de fallas
Sensibilidad: influencia sobre el resultado al variar un valor
Conocer previamente el objetivo y alcance del modelo

35
De acuerdo a la etapa del yacimiento
Con poca o ninguna
historia de producción
Identificar variables de
incertidumbre y rangos
Estimaciones de
volumetría y de recobros
Yacimientos en
etapa inicial
Identificar variables de
incertidumbre y sus
rangos
Cotejo Histórico –
reducir la incertidumbre
Yacimientos en
desarrollo
Optimización en
múltiples escenarios
Localización ideal
de pozos nuevos
Yacimientos
Maduros

36
FIELD
Oil Total
Perm1
Perm2
SWCR1
Azimuth
NOW2
FAULT_M
SWCR2
KV_KH
L_FRAC
NOW1
FIELD
Gas Total
FIELD
Water Total
FIELD
Liquid Total
FIELD
Water Inj.
FIELD
Avg. Pres.
Visualización de resultados
Filtrar parámetros que mayor influencia tienen sobre los resultados:
Incertidumbres dinámicas
Incertidumbres estáticas
Incertidumbre
Sensibilidad

37
Data a cotejar
• Presión
• RAP (relación agua - petróleo)
• RGP (relación gas – petróleo)
• RAG (relación agua – gas)
• Tiempos de llegada del agua y el gas
• Proceso de ajustar el modelo de simulación hasta que éste reproduzca el
comportamiento pasado del yacimiento.
• Permite determinar la validez o representatividad del modelo de simulación, al comparar
la data histórica con la calculada por el modelo.
• La exactitud del Cotejo Histórico depende de la calidad del modelo de simulación, y de la
calidad y cantidad de data de presión y producción.
Cotejo Histórico
Definición

38
• El Cotejo o ajuste de la Historia es un proceso que consume mucho tiempo.
• Se requiere modificación de los datos para lograr la reproducción de los resultados de la
historia del yacimiento.
• La validez del modelo estático se lleva a cabo comparando comportamientos históricos
con los simulados.
• El proceso de cotejo permite detectar debilidades en los datos que representan el
yacimiento, los cuales pueden corregirse hasta lograr una predicción razonable.
• No existe una solución única, el criterio del ingeniero es decisivo.
Cotejo Histórico
Consideraciones

39
Cr
K
Yacimiento
Yacimiento
Pozo
Pozo
Presión
Presión
Presión
Presión
K
+K
+K
+Cr
+Cr
t
t
t
t
Cotejo Histórico
Efecto de la Cr y K sobre la presión

Cotejo Histórico
40
Efecto de las Variables de Acuífero
Yacimiento
Presión
t
Presión
t
Pozo
t
Tasa
de
agua

Cotejo Histórico
41
Nw=1.05
Nw=4
Efecto de la curva de Kr
Nw=1.05
Nw=4

Cotejo Histórico
42
Efecto de las propiedades de fluido (PVT)
Tasa de Gas Tasa de Petróleo
Presión promedio yacimiento
Recobro de petróleo

Cotejo Histórico
43

Cotejo Histórico
44
• Tratar de cotejar el máximo número de pozos
• Buenos productores y con historias largas
• Permeabilidad areal o vertical en los bloques donde está ubicado el pozo
• Curvas de Krg y/o Kro para el cotejo de la RGP
• Curvas de Krw para el cotejo del % AyS
Por pozo

Predicciones
45
Preparación previa. Calibración de índices de productividad

Predicciones
46
Escenarios, controles y premisas
Definición de escenarios a evaluar, con la finalidad de maximizar el recobro y minimizar las
inversiones y gastos operativos.
• BHP min (mínima presión de fondo por pozo)
• Q min (tasa de producción mínima)
• RGP máx (máxima relación gas – petróleo)
• %AYS máx (corte de agua máximo)
• Qi máx (tasa de inyección máxima)
• Presión de mantenimiento
• Horizonte de Predicción
• Caso Base: continuar producción bajo
las mismas condiciones en que finaliza
el Cotejo Histórico
• Caso A: Inyección de agua
• Caso B: RARC
• Caso C: Agotamiento
• Caso D: Inyección de Gas, Nitrógeno
• Caso E: Crecimiento
Definición de escenarios: Fijar controles y premisas:

Predicciones
47
Escenarios

Predicciones
48
Escenarios

Predicciones
49
Evaluaciones Económicas

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