Desarrollo y evaluación de pseudo presiones capilares en

Desarrollo y evaluación de pseudos presiones capilares in yacimientos
naturalmente fracturados (YNF)
Gerardo Incera Garrido1, Fernando Rodríguez de la Garza1, Maghsood Abbazadeh2
Descripción del trabajo (60 palabras)
En este trabajo se presentan metodologías bien fundamentadas para calcular
curvas de pseudo-presión capilar en sistemas agua-aceite y gas-aceite bajo
distintas condiciones (dominio de fuerzas capilares o gravitacionales), para
modelos de doble porosidad. Se introduce un nuevo método basado en un
modelo de segregación gravitacional, el cual es comparado con modelos de la
literatura. Se compara el trabajo con modelos de doble permeabilidad, en
donde el drene gravitacional modelado asume reinfiltración total entre los
bloques de matriz, poniendo en perspectiva que modelo se acerca (en que
caso) más al proceso real.
Aplicación (60 palabras)
Las curvas generadas se aplican tanto a un solo bloque como a múltiples
bloques y su desempeño es comparado con simulaciones de malla fina de
porosidad simple con fracturas explícitas. Los resultados muestran la
capacidad de incorporar las fuerzas gravitacionales correctamente en modelos
de doble porosidad, lo cual es de crucial importancia en la simulación numérica
aplicada a yacimientos naturalmente fracturados.
Resultados (150_palabras), deben incluirse tablas y/o figuras
En YNF grandes volúmenes de aceite son retenidos en el medio menos
permeable principalmente por fuerzas capilares en las zonas invadidas por gas
y/o agua, quedando el sistema sujeto a un lento proceso de drenaje
gravitacional y/o imbibición. Los procesos de recuperación mejorada pretenden
cambiar el equilibrio entre fuerzas capilares y gravitacionales, acelerando el
drenaje de aceite. Encontrar el modelado adecuado de drenaje gravitacional en
YNF es un reto considerable, ya que la función de transferencia entre matriz y
fractura usada en simuladores comerciales no incluye efectos gravitacionales.
En este trabajo se derivan pseudos funciones de presión capilar a partir de
diferentes suposiciones:
1. Segregación completa de fluidos a partir de diferencias en saturación matrizfractura, transformadas a diferencias en altura (presión hidrostática), a partir de
las cuales se plantea el nuevo modelo para generación de pseudos-presiones
capilares (Figura 1).
2. Incorporación de cambios de saturación en el tiempo, los cuales están a su
vez asociados a una saturación específica, a partir de un bloque representativo
en malla fina (método de Shen y Rossen, ver figura 2).
Figura 1. Modelo de segregación de fluidos entre matriz y fractura y derivación de la
funciónes de pseudos-presión capilar
Figura 2. Derivación de función de pseudos-presión capilar a partir de la
metodología de Shen y Rossen (1989) requiriendo resultados de malla fina.
La figura 3 presentada a continuación compara el método desarrollado en este
trabajo con el de Shen y Rossen para generación de pseudos-presiones capilares
para un caso en el cual las fuerzas gravitacionales y capilares son comparables
(su relación cercana a 1).
Figura 3.
Observaciones y conclusiones (150 palabras)
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En el caso de un dominio de fuerzas capilares, el método de Shen y
Rossen parece describir mejor la liberación de aceite de la matriz, ya
que la suposición de fluidos segregados (este trabajo) es errónea en
este caso.
Cuando las fuerzas capilares y gravitacionales son comparables o las
gravitacionales dominan, el método presentado aquí resulta en mejores
predicciones de la de-saturación de los bloques de matriz.
No es posible generalizar sobre metodologías correctas para generación
de pseudos, debido a la gran variedad de tipos de roca y fluidos
presentes (agua-aceite vs. gas-aceite, mojabilidad).
En el caso de múltiples bloques con continuidad capilar completa o
limitada, no siempre es necesario utilizar pseudos para describir el
drenaje gravitacional si se usa el modelo de doble permeabilidad (flujo
entre celdas matriz-matriz), ya que el proceso de de-saturación vs.
tiempo está mejor representado que en modelos de doble porosidad con
pseudos-presiones capilares y la continuidad capilar se puede limitar con
modificadores de transmisibilidad (Figuras 4, 5 y 6).
La aportación principal de este trabajo es la de proporcionar los criterios
necesarios para escoger el modelo numérico menos costoso (en tiempo
CPU) y que mejor represente el drenaje gravitacional según los casos
específicos que se presentan en los yacimientos naturalmente
fracturados.
Figura 4. Comparación de malla fina en el drenaje gravitacional gas-aceite
en múltiples bloques sin continuidad capilar vs. modelo de doble
permeabilidad con multiplicador de transmisibilidad de 0.75
Figura 5. Comparación entre la de-saturación de 20 bloques de matriz:
malla fina (rojo), Pseudos de Rossen y Shen (verde) y malla DDUALPERM
sin uso de pseudos-presiones capilares.
Figura 5. Comparación por bloque: los bloques inferiores son los que más
tardan en de-saturarse, mientras que los superiores se de-saturan
rápidamente ya que no reciben aceite de bloques por encima de ellos.
Cabe mencionar aquí que este comportamiento no se puede representar
con modelos de doble porosidad a menos que se asigne una diferente
pseudos presión capilar a cada bloque en cada profundidad, lo que implica
esfuerzos considerables.