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Informe de Permeabilidad en Pozos Petroleros
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ECUACIÓN DE DARCY
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6TO INFORME SUELOS
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Es una propiedad que permite el flujo de un fluido a través de los poros interconectados de un roca. En otras palabras, la permeabilidad es la medida de la conductividad de fluidos que tien una roca, y es probablemente la propiedad aislada más importante de una roca reservorio.
La unidad de medida de la permeabilidad de una roca se denomina Darcy en honor a Hen Darcy, que llevo a cabo experimentos con el flujo de líquidos a través de medios porosos e 1856.
La ley de Darcy que rige el flujo de los fluidos a través de un material poroso se basa en supuesto de que solo hay un fluido presente y que satura po r completo la roca. Sin embargo, la naturaleza sucede de que los espacios porales de los reservorios contienes gas, petróleo agua en cantidades variables y cada uno de estos fluidos se interfiere con los otros y le impid el flujo. En los c asos en que un fluido no satura por completo la roca, que son los más frecuente la capacidad de la roca para conducir ese fluido en la presencia de otros fluidos se denomin permeabilidad efectiva a ese fluido. Las permeabilidades efectivas al agua, petróleo y gas s designan como kw, ko, kg. El cociente entre la permeabilidad efectiva a cierto fluido en u ambiente de saturación parcial y la permeabilidad cuando la saturación es del 100 (permeabilidad absoluta), se denomina permeabilidad relativa. Se la expresa como kg/k, ko/ kw/k, es decir, la permeabilidad relativa al gas, al petróleo y al agua, respectivamente; que var entre 0 cuando la saturación es mas baja y 1.0 cuando la saturación es del 100%.
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Dado que el espacio poral de todos los reservorios está lleno de gas, petróleo y agua e
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En reservorios con baja permeabilidad se debe perforar a un espaciamiento cercano y e reservorios con alta permeabilidad a un mayor espaciamiento.
Si existen grandes variaciones verticales de permeabilidad que puedan ocasionar canalizacion y conificaciones, es conveniente perforar a un espaciamiento cercano y abrir a producció selectivamente.
LOTE X
a Preview El lote X está ubicada en la CuencaYou're TalaraReading al Noroeste del Perú. Los siguientes datos se sacaro de un proyecto que fue realizado para el reservorio Verdún, reservorio ubicado en el Yacimien Unlock full access with a free trial. Laguna, Cuenca Talara, este abarca un área aproximada de 3.5 km 2. Está conformada por 3 pozos, de los cuales actualmente 6 son inyectores. Download With Free Trial
INICIALIZACION – Porosidad y Permeabilidad
La porosidad y permeabilidad para el modelo de simulación se importaron desde los archivos d
Petrel®, los cuales representan la distribución de porosidad y permeabilidad para la matr reservorio.
La porosidad fue calculada en base a interpretación de Sign registros de densidad y usando rede up to vote on this title neuronales cuando no estaba disponible. El arreglo o patrón de la permeabilidad Useful Not useful se baso en relaciones K-Phi para cada litología reservorio y por cada unidad, con lo cual se crearon curva continuas de permeabilidad.
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Estas litofacies son 5, las cuales se identificaron con un número en Petrel: 0 – CGL: Conglomerado 1 – CGL-SD: Conglomerado arenoso 2 – SD: Arenisca 3 – SD-SH: Arenisca arcillosa 4 – SILSTONE: Limolita 5 – SHALE: Lutita
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En el Informe petrofísico complementario Unlock fullFormación access with aVerdún free trial.Laguna – Lote X (Carmen Canale noviembre 2008) se obtuvieron correlaciones para areniscas, areniscas conglomeradica conglomerados y conglomerados Download arenosos en las Free unidades With Trial VC D y VD B. Adicionalmente, s ilustran las correlaciones obtenidas del “ Análisis Petrofísico de la Fm. Verdún” (Flor Cavero, Jo Daudt; febrero 2003) para areniscas y conglomerados para toda la formación. Correlaciones existentes: Cavero, Daudt: TOTAL VD: Arenisca/ Conglomerado Canales:
VD C: Arenisca/ Arenisca conglomeradica/Conglomerado
Sign uparenoso to vote on this title VD B: Arenisca/Conglomerado /Conglomerado Useful Not useful Tabla con las ecuaciones usadas
En consecuencia, se asignaron las correlaciones de ley Kphi para cada litofacie según unida
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El arreglo de permeabilidad generado por Petrel ® ha sido utilizado como un parámetro d cotejo histórico para coincidir la tasa máxima de petróleo por día. Por esta razón, se utilizaro multiplicadores de transmisibilidad ya que el uso de 8 correlaciones de permeabilidad solo no muestra una proporción cualitativa del valor absoluto.
El fracturamiento hidráulico se modelo modificando los valores de permeabilidad en form ascendente a lo largo de la malla del pozo hasta que el pozo posee suficiente permeabilidad pa producir las tazas máximas de petróleo y para emitir el cotejo histórico de corte de agua.
Las celdas modificadas están a lo largo de la tendencia noreste-suroeste la cual es la misma qu la tendencia de las fallas principales.
MODELO DE INTERACCION ROCA – FLUIDO
La presencia de 5 litofacies, cada cual con una ley KPhi que representa los valores cualitativos proporcionales de permeabilidad, sugiere la descripción de estas facies bajo valore independientes de permeabilidad relativa y presión capilar.
Al hacer un recuento de la información de coronas, el intervalo muestreado y analizado e laboratorio no representan todas las facies en su totalidad.
Encontramos muestras de 2 litofacies en conjunto o varias de una sola facie. La siguiente tab nos muestra la distribución de ensayos asociados a las litofacies modeladas.
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Sign up to vote on this title Con esta limitación, se decidió preparar un set de permeabilidades (Kr) normalizadas Useful relativas Not useful
promediadas, según la metodología descrita por Tarek Ahmed, que representen en conjunto las litofacies 0-1 y 2-3 dada las características geológicas análogas entre una y otra litofacie.
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Para obtener una desnormalización por cada litofacie, se tomaron los valores de saturación d agua residual (Sor) de una correlación obtenida por el procedimiento de K. Verma. Además, valor de saturación de agua connata (Swc) se obtuvo de la saturación promedio calculado d mapa de Saturación de Agua (Sw) en el área contactable proveniente de la interpretación d perfiles e importado de Petrel ®.
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Así mismo, para las curvas de presión capilar se procedió de manera similar. Se obtuviero curvas promedio, mediante J Leverett, para las litofacies conglomerado y arenisca. Esta sirvieron para modelar las facies 0-1 y 2-3 respectivamente. Sign up to vote on this title
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