SIMULACIÓN NUMÉRICA DE YACIMIENTOS. (Parte II)
DISEÑO DEL MODELO DE SIMULACIÓN.
Una vez tomada la decisión de correr un estudio de simulación, la siguiente etapa es el diseño del modelo de simulación. Esta fase implica la selección del tipo de geometría a utilizar, si es en una, dos o tres dimensiones, si es un black-oil, un composicional, un miscible, un térmico o un químico.
Debido a esto, un número de factores tiene que ser tomados dentro de la consideración, algunos de los cuales están listados abajo y descritos brevemente.
El proceso de recuperación del yacimiento. Este es el más importante parámetro, ya que el modelo debe ser capaz de reproducir correctamente el principal mecanismo de producción del yacimiento. Esto influye en el tipo de modelo a usar y también el grado de detalle a alcanzar. Por ejemplo, cuando un proceso de desplazamiento agua-petróleo es el principal mecanismo de producción, una simulación black-oil será adecuada, pero por otro lado, el modelo debe ser lo suficientemente refinado tanto areal como verticalmente para reproducir de manera adecuada la complejidad geométrica del frente de desplazamiento.
Calidad y tipo de información disponible. Estos influyen el nivel de detalle a usar en el modelo. Una descripción de yacimientos y fluidos complejos basada en datos escasos o de baja credibilidad puede ser seriamente engañosa y generar soluciones poco realistas.
Tipo de respuestas requerida. En muchos estudios, son requeridos resultados relativamente simples, como perfiles de producción de petróleo, gas y agua. En tales casos, un simulados black-oil puede ser suficiente incluso cuando ocurren interacciones complejas de hidrocarburos dentro del yacimiento.
Disponibilidad de recursos. El estudio debe ser medido contra los recursos humanos, económicos y tecnológicos disponibles. Es peligroso iniciar estudios complejos, sin evaluar el esfuerzo global necesario, en términos del nivel de experticia, software, hardware y limites del presupuesto.
Este análisis preliminar ayudara en la definición del grado de complejidad requerido para el estudio particular. El fundamento es que la fase del diseño del modelo siempre debería conducir a la construcción del modelo más simple para poder cumplir con el objetivo del estudio.
SELECCIÓN DE LA GEOMETRÍA DEL MODELO.
El 1er paso de la fase del diseño es definir la geometría del modelo. Varios tipos de geometría pueden ser utilizados, los más comunes están a continuación:
Fig. 1 – Geometrías de modelos básicos de simulación
Modelos 1D. Estos tipos de modelos casi nunca son usados para los estudios de campo, ya que ellos no representan la verdadera geometría y no pueden simular los procesos de desplazamiento. Sin embargo, estos pueden ser usados para efectos de sensibilidad en variaciones de parámetros del yacimiento o dar cuenta de la aplicación dinámica de las propiedades petrofísicas.
Modelos transversales 2D. Son usados cuando los procesos de desplazamiento vertical van a ser estudiados, por ejemplo en el caso del flanco de inyección de agua o inyección de gas crestal. La siguiente figura (Fig. 2) muestra un ejemplo relativo al estudio del desplazamiento inestable agua-petróleo con desfavorable radio de movilidad. Estos tipos de modelos también pueden ser usados para definir seudofunciones, cuando un modelo 3D poco refinado verticalmente va a ser construido eventualmente.
Fig. 2 – Modelo transversal de un estudio de desplazamiento agua-petróleo
Modelos areales 2D. Son usados cuando los patrones de flujo areal dominan el comportamiento del yacimiento y cuando las heterogeneidades verticales no son relevantes en el flujo. La aplicación típica de estos modelos se refiere, por lo tanto, a los estudios de patrones de inyección. Ellos también pueden ser usados en el caso cuando existe empuje por gas disuelto en el yacimiento donde los efectos por gravedad son despreciables. En muchos casos estos modelos requieren seudofunciones para representar el flujo vertical.
Modelos radiales. Estos modelos están limitados a la región circundante de un pozo y es usualmente construida para evaluar la producción del pozo en presencia de grandes gradientes verticales. La aplicación típica está relacionada al estudio de la conificación del agua o el gas en pozos verticales u horizontales.
Modelos 3D. Estos son los modelos más usados comúnmente. Ellos pueden representar la verdadera distribución de propiedades geológicas y petrofísicas del yacimiento y, por lo tanto, deben ser usados en la presencia de grandes escalas de heterogeneidad tanto vertical como horizontal, y en general siempre que la geología sea muy compleja para una representación 2D. Teóricamente, estos modelos pueden ser usados para representar cualquier proceso de recuperación en el yacimiento, siendo la única limitación el número total de celdas, las cuales a su vez limitan el grado de detalle o refinamiento de la descripción.
Para el campo completo, el modelo 3D es la elección más obvia para un estudio integrado, ya que el yacimiento entero puede ser efectivamente modelado. Además, este enfoque permite la integración de toda información estática y dinámica disponible.
Sin embargo, esto no siempre es necesario o deseable para hacer estudios de campos completos, especialmente en el caso de campos viejos y grandes, cuando la cantidad de información a manejar y su calidad hacen de la construcción de un modelo fiable una tarea cuestionable. En estos casos, una combinación de una pequeña escala fenomenológica de estudio y técnicas convencionales de ingeniería de petróleo puede representar una alternativa prudente.
En otros estudios, una combinación de modelos puede ser un enfoque sólido: por ejemplo, los resultados de una sección transversal 2D fenomenológica y detallada puede ser integrada en una fase posterior a un modelo 3D poco refinado de campo completo. Simplificar los modelos también puede ser usado en este contexto.
Fuente:
Cosentino Luca, (2001). Integrated Reservoir Studies, Institut Francais Du Pétrole Publications, Editions TECHNIP.
