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 no resulta 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 carbonáticos resulta difícil debido a significativas variaciones en los tipos de roca.
Mediante este paper se describe un nuevo método para determinar 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 este método 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 carbonático al oeste de Kazakhstan. Un registro de producción típico en esta zona incluiría registros tomados bajo dos condiciones: 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 permeabilidad se calcula a partir de la ecuación de darcy para flujo radial:
Donde C=141.2 si la profundidad esta dada en pies ó 43.07 si esta 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 la permeabilidad en una zona de influjo específica.
El valor obtenido mediante la formula 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 factor multiplicador 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 momento de 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 que tan significativo 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 mas importante del método de la permeabilidad aparente es que logra una distribución vertical correcta de la permeabilidad.
Por otra parte en el cálculo de la permeabilidad también influyen las propiedades de los fluidos, sin embargo el producto de U0 y B0 cambia muy poco en el rango de presiones a la que se trabaja, aproximadamente un 5%. Esto no tiene un impacto significativo en el valor de la permeabilidad calculada.
Presiones
Un error en la disminución de la presión provocará un error proporcional en la permeabilidad calculada. Con esta técnica se puede evaluar la presión en una zona con una diferencia de alrededor del 2%. Como se ilustra en la figura 2, la presión se encuentra limitada por el pozo. Los puntos más a la izquierda son aquellos tasas de operación y presión mientras el pozo esta cerrado y se produce un movimiento del fluido de perforación hacia las zonas de menos presión en el fondo del pozo.
Inestabilidad del flujo transitorio
En algunos pozos con baja permeabilidad, la presión no se estabiliza en un tiempo razonable. En la práctica, generalmente se realizan registros de flujo dentro de 8 a 12 horas después de abrirse el pozo, independientemente de si el fluido se ha estabilizado completamente para ese momento. Si el pozo no se ha estabilizado para ese momento es poco probable que luego de 12 horas más lo haya hecho. Después de que se ha completado el paso de fluidos el pozo es cerrado. Se utiliza un registro de diagnostico de presión para asegurarnos que se haya alcanzado el radio infinito de acción del fluido (IARF) antes de de terminar el cierre del pozo. Los datos de tasa y presión se estudian mediante el uso de un software para el análisis de presión transitoria. Mediante este método se crea un modelo mediante el cual se puede extrapolar la presión de flujo estable en el fondo del pozo.
A pesar de que este método no es del todo exacto, es poco probable que se obtengan errores mayores al 20% en caídas de presión. Debido a que la permeabilidad es proporcional a la caída de presión, solo se producirá un error de un 20% en el valor de APERM. Esto solo afecta el valor de kh, pero no su distribución vertical.
Radio de drenaje y radio del pozo
Debido a que estos factores están dentro de un término logarítmico, la permeabilidad aparente calculada no es sensible a errores en el radio. Una diferencia de 20% provoca solo un 1.5% de diferencia en la permeabilidad calculada.
Tasa de flujo
Por su parte, debido a que la permeabilidad es proporcional a la tasa de flujo, esta tiene un efecto insignificante en el valor de APERM.
Skin Factor (factor de superficie)
Para calcular el valor de APERM, se asume que el factor de superficie es igual al calculado durante las pruebas a pozo cerrado. Para casos ideales donde se realiza un registro de producción después de la completación, donde re realizan procesos de estimulación, se obtiene un factor superficial de -4 o menos (altamente estimulado) a partir de los registros a pozo cerrado. Pero para pozos que han sido dañados por el fluido de perforación, la situación es distinta. Por ejemplo un pozo con un facto de superficie de +2 puede tener un factor de superficie de 0 en la zona con poca invasión un factor de +5 en las zonas es las zonas de baja presión, es decir la zona con una mayor invasión de fluido.
La incertidumbre en el valor de la permeabilidad aparente calculado depende del valor esperado en la permeabilidad transformada. Por ejemplo, si se ha utilizado un alto valor para obtener la permeabilidad ajustada, incluso después de que se asume un valor negativo del factor de superficie, se asegurara que se tiene una alta permeabilidad en el intervalo. Por otra parte, si la productividad de esa capa es menor a la esperada, entonces se debe evaluar si la permeabilidad real es baja o si la capa esta dañada o no ha sido estimulada. Para hacer estas evaluaciones se deben tomar en cuenta muchos factores, tales como: historia de la perforación, si se encontraron fracturas en la formación y la cantidad de fluido de perforación que se ha perdido entre otros aspectos.
Permeabilidad de fractura
El valor de kh a veces no puede ser determinado por permeabilidad ajustada la cual esta diseñada para determinar el valor de la permeabilidad de la matriz. La permeabilidad debido a la fractura de la formación es difícil o prácticamente imposible de determinar. En el mejor de los casos se puede verificar la presencia de fracturas mediante el registros de imágenes FMI, que es una muy buna herramienta cuando se esta trabajando con lodos base petróleo.
Sin embargo las zonas que se encuentran fracturadas y las que no lo están presentan una alta resistividad por que es bastante difícil identificarlas. Para identificar zonas fracturadas se utilizan otros indicadores tales como el incremento del factor fotoeléctrico debido a la invasión de barita, reflexión de ondas en la roca y perdidas del lodo de perforación
Permeabilidad ajustada
La permeabilidad transformada estaba basada en una relación estadística entre los registros de porosidad y la permeabilidad del núcleo. La permeabilidad obtenida a partir de los registros de producción concuerda con la permeabilidad de la matriz en la mayoría de las zonas del yacimiento. Sin embargo en algunas zonas de influjo se obtiene un valor de boost mayor a uno lo que resulta en una permeabilidad aparente mucho mayor que la obtenida por los registros de permeabilidad de la matriz.
Limitación del método APERM mediante el análisis de la prueba de presiones transitorias en un sistema de múltiples capas
Otra técnica que se ha usado para determinar la permeabilidad de una capa es la prueba de presión transitoria para múltiples capas. Este procedimiento es más complejo, pero condiciona los resultados obtenidos por el método de la permeabilidad aparente. Se tienen dos o tres capas cada una con distintas presiones. El procedimiento es el siguiente:
1.- Se cierra el pozo dos días antes de realizar las operaciones de toma de registros de producción para permitir que se estabilice el flujo de fluidos de la zona de mayor presión a la de menor presión.
2.- Colocar la herramienta por encima de la capa a estudiar y registrar el delta de presión con bajo caudal hasta que se observa en el registro la región de presión transitoria donde se puede calcular la permeabilidad (IARF por sus siglas en ingles). Cuando finaliza la caída de presión, se registran las pasadas de la herramienta de registro de producción para medir el perfil del flujo y determinar la contribución de la zona.
3.- Se coloca la herramienta en la capa del medio. Se aumenta la tasa de producción a una tasa media y se espera que se cumplan las condiciones dadas en el punto 2.
4.- Se coloca la herramienta en la capa más inferior y se aumenta a una alta tasa de flujo. Se registran las pasadas de la herramienta de registro de producción al final del transient.
5.- Se coloca la herramienta en el punto donde ocurre el máximo flujo de fluidos que se observo en el paso 1. Se cierra el pozo y se registra la presión a pozo cerrado.
Si el transient no tiene un valor adecuado, se deben registrar los deltas de presión a diferentes tasas de flujo: baja y alta. Por lo que la primera caída de presión se registra a la máxima tasa de flujo, la segunda a una baja tasa y la tercera a la máxima tasa.
Cuando no se registra el segundo delta de presión se usa la presión y el flujo en el fondo del pozo registrado a pozo cerrado para estimar las propiedades de la segunda capa. De esta forma se puede determinar la permeabilidad y el factor superficial en cada capa y usar estos datos para restringir el análisis de permeabilidad aparente (APERM).
Tomado de: Petrophysics. febrero 2007
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