EBM generalizada para Yacimientos Naturalmente Fracturados (2)
De la ecuación de balance materiales para yacimientos naturalmente fracturados desarrollado en este trabajo, presentamos cuatro incógnitas:
* Petróleo original sitio en la roca matriz – Nm
* Gas original sitio en la roca matriz – Qm
* Petróleo original sitio en las fracturas – Nf
* Gas original sitio en las fracturas – Nf
Esto hace imposible el uso de método straitgth de la línea gráfica y el de Havlena & Odeh porque se trata de un método diseñado para resolver un máximo de dos incógnitas.
Para probar la exactitud del proyecto de EBM generalizada de yacimientos naturalmente fracturados, dos casos hipotéticos de la producción de petróleo en yacimientos naturalmente fracturados se utilizaron. Caso 1 petróleo negro con la capa de gas inicial en un NFR. Caso 2 yacimientos Naturalmente Fracturados también es un yacimiento donde el fluido es un gas condensado.
Fig. 2 y Fig. 3 muestra la geometría de los dos modelos Caso 1 es el mismo utilizado para Niz 2004 a validar los resultados de su trabajo. El caso 2 es una adaptación de un ejemplo de composición en el manual de usuario de los yacimientos naturalmente fracturados.
Caso 1 y Caso 2 se evaluó usando un simulador comercial de doble porosidad para determinar el petróleo y el gas en sitio. También este volumen se ha calculado utilizando la EBM generalizada para yacimientos naturalmente fracturados propuesta, sin embargo es importante considerar la dependencia del modelo de una correcta caracterización de la matriz y la compresibilidad de la fractura.
Peñuela el al. demuestra que las incertidumbres en bajos valores de compresibilidad en la fractura tendrá mayor impacto en la estimación del petróleo en sitio.
El nuevo método que ofrece el presente es aplicable a toda la gama de fluidos de yacimiento de interés, incluidos petróleo volátil y gas condensado.
Referencia: http://www.spe.org
* Petróleo original sitio en la roca matriz – Nm
* Gas original sitio en la roca matriz – Qm
* Petróleo original sitio en las fracturas – Nf
* Gas original sitio en las fracturas – Nf
Esto hace imposible el uso de método straitgth de la línea gráfica y el de Havlena & Odeh porque se trata de un método diseñado para resolver un máximo de dos incógnitas.
Para probar la exactitud del proyecto de EBM generalizada de yacimientos naturalmente fracturados, dos casos hipotéticos de la producción de petróleo en yacimientos naturalmente fracturados se utilizaron. Caso 1 petróleo negro con la capa de gas inicial en un NFR. Caso 2 yacimientos Naturalmente Fracturados también es un yacimiento donde el fluido es un gas condensado.
Fig 1: Diagrama esquemático de balance de material en yacimientos naturalmente fracturados
Fig 2: geometría sintética caso 1
Fig 3: Geometría sintética caso 2
Fig. 2 y Fig. 3 muestra la geometría de los dos modelos Caso 1 es el mismo utilizado para Niz 2004 a validar los resultados de su trabajo. El caso 2 es una adaptación de un ejemplo de composición en el manual de usuario de los yacimientos naturalmente fracturados.
Caso 1 y Caso 2 se evaluó usando un simulador comercial de doble porosidad para determinar el petróleo y el gas en sitio. También este volumen se ha calculado utilizando la EBM generalizada para yacimientos naturalmente fracturados propuesta, sin embargo es importante considerar la dependencia del modelo de una correcta caracterización de la matriz y la compresibilidad de la fractura.
Peñuela el al. demuestra que las incertidumbres en bajos valores de compresibilidad en la fractura tendrá mayor impacto en la estimación del petróleo en sitio.
El nuevo método que ofrece el presente es aplicable a toda la gama de fluidos de yacimiento de interés, incluidos petróleo volátil y gas condensado.
Referencia: http://www.spe.org
