Modelaje de Pozos

Los objetivos de este primer artículo son definir la geoestadística, examinar sus orígenes y hacer una revisión del modelo espacial y del algoritmo de interpolación Kriging. La geoestadística es una sección de la estadística aplicada y de la matemática que ofrece una colección de herramientas que cuantifican y modelan la variabilidad espacial, la cual incluye escalas de variabilidad (heterogeneidad) y direccionalidad dentro de la data. La geoestadística tiene su origen exclusivamente en la industria minera. D. G. Krige, ingeniero minero sudafricano y el estadístico H. S. Sichel, desarrollaron un nuevo método de estimación en la década de 1950 cuado la estadística clásica era inconveniente para la estimación de reservas de minerales. La palabra “kriging” fue usada en reconocimiento de D. G. Krige. En la década de 1970 el método kriging probó ser muy útil en la industria minera. La geoestadística fue introducida en la comunidad petrolera a mediados de los años 70 a través de su primer pa

Esta segunda parte del artículo describe la simulación geoestadística condicional, también conocida como modelaje estocásticos, que son utilizados para generar mapas reales de la heterogeneidad del yacimiento, análisis de incertidumbres y análisis de los riesgos económicos. Antes de describir algunos métodos de simulación es necesario preguntarse “que queremos del modelaje estocástico”, el método que se escoja depende del objetivo y del tipo de data que se tenga. Existen cuatro razones para representar la simulación estocástica: (1) Capturing heterogeneity, (2) Simulating facies or rock properties (or both), (3) Honoring and integrating complex information y (4) Assessing uncertainty. Cualquiera de estas imágenes simuladas son técnicamente iguales de probables, pero esto no significa que son geológicamente aceptables. Cada imagen simulada debe ser examinada para determinar si ésta es una representación razonable de lo que se conoce del yacimiento; si no, tiene que ser descartada. La si

Petrozuata fue la primera de las cuatro asociaciones estratégicas que se implementaron en la Faja del Orinoco. Este bloque contiene aproximadamente 21 billones de barriles de petróleo en sitio de 8° a 10° API. Esta asociación perforó 241 pozos horizontales desde 1998 hasta 2001. Cada uno de los pozos produjo 3000 BPD por pozo. Debido al carácter vectorial de la permeabilidad y considerando que sólo el periodo inicial de flujo radial es desarrollado en la mayoría de las pruebas, las estimaciones de permeabilidad están basadas principalmente en valores de permeabilidad radial vertical. Los análisis de las pruebas de buildup de regímenes de flujo radial inicial (figura 1) indican una variación significativa en la permeabilidad. Basado en una distribución probabilística, la mayoría de los pozos están completados en áreas donde la permeabilidad radial efectiva en el plano horizontal puede variar desde 200 hasta 8000 md, con un promedio de aproximadamente de 2100 md. La anisotropía constitu

La prueba más utilizada para medir la presión transiente es la prueba de buildup o restauración de presión. Básicamente esta prueba consiste en el cierre, generalmente en superficie, de un pozo que se encuentra produciendo a una tasa constante durante un tiempo definido (figura 1), permitiendo que la presión se restaure o aumente en el pozo y recordando que la presión en el pozo es función del tiempo. A partir de los datos obtenidos en esta prueba es posible estimar la permeabilidad de la formación, presión estática promedio, caracterizar el daño o estimulación y las heterogeneidades presentes en el yacimiento. La permeabilidad es la capacidad de una roca para permitir el paso de un fluido a través de sus poros interconectados. Como se sabe, todos los yacimientos existentes son heterogéneos, por lo cual, la permeabilidad dentro de un mismo yacimiento variará en menor o mayor grado. Por lo tanto, la estimación de esta propiedad es de suma importancia a la hora de producir un yacimiento.

Descripción y Utilidad de la Simulación de Pozos con Fracturamiento Hidráulico Br. Nadales María. Universidad Central de Venezuela. Noviembre 2007 El fracturamiento hidráulico es una técnica aplicable en los trabajos de recuperación primaria y secundaria de petróleo y en la estimación de esfuerzos en profundidad. La técnica concebida originalmente en el año de 1.947 para incrementar el área de drenaje en pozos petroleros, consiste en la inyección de fluido a presión desde la superficie a través de una perforación o pozo hasta una zona determinada del mismo, aislada por sellos , la cual sufrirá los efectos de la presión hidráulica fracturándose en la dirección del máximo esfuerzo principal de confinamiento en profundidad. Una fractura comienza a propagarse dentro del lecho rocoso y la presión del fluido decrece como consecuencia del aumento en el volumen que ocupa el fluido (ver figura 4). Eventualmente, la presión ha decrecido tanto que no puede abrir más la roca, en este punto el sis

Br. Nadales María. Universidad Central de Venezuela El fracturamiento hidráulico es una técnica aplicable en los trabajos de recuperación primaria y secundaria de petróleo y en la estimación de esfuerzos en profundidad. La técnica concebida originalmente en el año de 1.947 para incrementar el área de drenaje en pozos petroleros, consiste en la inyección de fluido a presión desde la superficie a través de una perforación o pozo hasta una zona determinada del mismo, aislada por sellos , la cual sufrirá los efectos de la presión hidráulica fracturándose en la dirección del máximo esfuerzo principal de confinamiento en profundidad.1 Una fractura comienza a propagarse dentro del lecho rocoso y la presión del fluido decrece como consecuencia del aumento en el volumen que ocupa el fluido. Eventualmente, la presión ha decrecido tanto que no puede abrir más la roca, en este punto el sistema entra en un equilibrio estacionario. La fractura obtenida produce un camino de alta permeabilidad que con