EBM generalizada para Yacimientos Naturalmente Fracturados (1)
Durante los últimos años, la investigación se ha hecho en las ecuaciones de balance de materiales (EBM) para yacimientos naturalmente fracturados (NFR) con el fin de mejorar el rendimiento yacimiento. Sin embargo, todos los esfuerzos anteriores sólo son aplicables cuando el fluido se encuentra en un depósito restringido.
En 1994, Walsh desarrolló un método lineal generalizado para estimar las reservas de petróleo convencional en los yacimientos aplicables a toda la gama de fluidos. En 2001 Peñuela et al. Introduce un modelo matemático que considera un principio, petróleo líquido en un medio poroso compuesto de matriz interdependientes y sistemas de fracturas. La propuesta de ecuación de mejorar el método de modelado de yacimientos naturalmente fracturados considerando la diferencia de compresibilidad entre la matriz y la fractura de los sistemas. Finalmente en 2003 Niz propuso un extendido a la formulación de la línea straitgth en yacimientos naturalmente fracturados presentado por Peñuela a la capa de gas inicial de los yacimientos.
En este trabajo se busca con el método straigth para estimar la el petróleo original en sitio y el gas original en sitio en los yacimientos naturalmente fracturados sin restricciones a la composición de fluidos. Esto fue posible mediante la inclusión de dos componentes petróleo volátil (Rv) y gas disuelto (R).
El modelo se basa en las siguientes premisas:
* El Yacimiento es un sistema isotérmico.
* El Yacimiento está compuesto de cuatro componentes: tanque de existencias de petróleo, el gas de superficie, la producción de agua y la fractura de la roca.
El depósito se compone de cuatro fases: petróleo, gas, agua y, la fractura de la roca.
* Las existencias de tanques de petróleo componente existe en la fase de petróleo y la fase gaseosa.
* En el yacimiento, la superficie del componente gas existe libre en la fase gaseosa y disuelto en la fase de petróleo.
* El agua componente que existe inmóvil en la fase de agua que, para efectos de balance de materiales, sólo reduce el espacio disponible para los poros de hidrocarburos y la acumulación de flujo.
* Componente de la roca sólo existe en la fase de la roca.
* La fase roca se compone de dos medios porosos en comunicación hidráulica: la fractura y el sistema (primaria porosidad) roca-matriz.
* La fractura y la matriz porosa son sistemas compresibles.
* No hay influjo agua y la producción de agua es insignificante.
* No hay inyección de líquido (agua y/o gas) en el Yacimiento.
* La Porosidad de la fractura, la porosidad de la roca-matriz y la saturación inicial de agua son uniformes en todo el yacimiento.
* La presión del yacimiento es uniforme en todo el yacimiento, lo que implica que no hay gradientes de presiones.
Las suposiciones anteriores son una versión modificada de los utilizados por Peñuela et al. 200l. Al considerar que el petróleo presente en fase gaseosa fue capaz de superar las limitaciones de los modelos propuestos de Pañuela y Niz.
EBM
Donde
F es calculado como:
Eo,m es la expansión de la fase de petróleo original en la matriz:
Eg,m es la expansión de la fase de gas original en la matriz:
Eo,f es la expansión de la fase de petróleo original en la fractura:
Eg,f es la expansión de la fase de gas original en la fractura:
Referencia:
http://www.spe.org
Papers SPE 12239
En 1994, Walsh desarrolló un método lineal generalizado para estimar las reservas de petróleo convencional en los yacimientos aplicables a toda la gama de fluidos. En 2001 Peñuela et al. Introduce un modelo matemático que considera un principio, petróleo líquido en un medio poroso compuesto de matriz interdependientes y sistemas de fracturas. La propuesta de ecuación de mejorar el método de modelado de yacimientos naturalmente fracturados considerando la diferencia de compresibilidad entre la matriz y la fractura de los sistemas. Finalmente en 2003 Niz propuso un extendido a la formulación de la línea straitgth en yacimientos naturalmente fracturados presentado por Peñuela a la capa de gas inicial de los yacimientos.
En este trabajo se busca con el método straigth para estimar la el petróleo original en sitio y el gas original en sitio en los yacimientos naturalmente fracturados sin restricciones a la composición de fluidos. Esto fue posible mediante la inclusión de dos componentes petróleo volátil (Rv) y gas disuelto (R).
El modelo se basa en las siguientes premisas:
* El Yacimiento es un sistema isotérmico.
* El Yacimiento está compuesto de cuatro componentes: tanque de existencias de petróleo, el gas de superficie, la producción de agua y la fractura de la roca.
El depósito se compone de cuatro fases: petróleo, gas, agua y, la fractura de la roca.
* Las existencias de tanques de petróleo componente existe en la fase de petróleo y la fase gaseosa.
* En el yacimiento, la superficie del componente gas existe libre en la fase gaseosa y disuelto en la fase de petróleo.
* El agua componente que existe inmóvil en la fase de agua que, para efectos de balance de materiales, sólo reduce el espacio disponible para los poros de hidrocarburos y la acumulación de flujo.
* Componente de la roca sólo existe en la fase de la roca.
* La fase roca se compone de dos medios porosos en comunicación hidráulica: la fractura y el sistema (primaria porosidad) roca-matriz.
* La fractura y la matriz porosa son sistemas compresibles.
* No hay influjo agua y la producción de agua es insignificante.
* No hay inyección de líquido (agua y/o gas) en el Yacimiento.
* La Porosidad de la fractura, la porosidad de la roca-matriz y la saturación inicial de agua son uniformes en todo el yacimiento.
* La presión del yacimiento es uniforme en todo el yacimiento, lo que implica que no hay gradientes de presiones.
Las suposiciones anteriores son una versión modificada de los utilizados por Peñuela et al. 200l. Al considerar que el petróleo presente en fase gaseosa fue capaz de superar las limitaciones de los modelos propuestos de Pañuela y Niz.
EBM
Donde
F es calculado como:
Eo,m es la expansión de la fase de petróleo original en la matriz:
Eg,m es la expansión de la fase de gas original en la matriz:
Eo,f es la expansión de la fase de petróleo original en la fractura:
Eg,f es la expansión de la fase de gas original en la fractura:
Referencia:
http://www.spe.org
Papers SPE 12239
