PRUEBAS DE PRESIÓN E INTERPRETACION EN POZOS HORIZONTALES Oscar Bravo (1) Luis Carrillo (2) Ing. Bolívar Miranda (3) Facultad de Ingeniería en Ciencias de la Tierra Escuela Superior Politécnica del Litoral Campus Gustavo Galindo, Km 30.5 vía Perimetral Apartado 09-01-5863. Guayaquil-Ecuador [email protected](1) [email protected](2) [email protected](3) Resumen El presente artículo revisaremos los métodos analíticos para el análisis e interpretación de pruebas de presión en pozos horizontales, con la finalidad de estimar los parámetros petrofísicos, el estado del pozo-yacimiento; presiones; potencial del pozo y modelos de flujo del reservorio y de límites. Se hace un énfasis especial en los regímenes de flujo que se presentan en este tipo de pozos y las diferencias con pruebas de presiones en pozos verticales. Al final realizamos el análisis y la interpretación de un pozo horizontal del Oriente ecuatoriano, con la finalidad de estimar los parámetros petrofísicos, modelos de reservorio y limite, presiones iníciales de reservorio y el índice de productividad. La interpretación se realizó con la ayuda del programa PANSYSTEM de EPS (Edimburg Petroleum Services). Palabras Claves: Parámetros petrofísicos, Modelos de flujo del reservorio y limites, Regímenes de flujo Abstract This paper reviews analytical methods for the analysis and interpretation of well testing in horizontal wells, in order to estimate the petrophysical parameters, skin factor, reservoir pressure and reservoir and boundary models. It´s mainly discussed the flow regimes which are present in horizontal wells and the difference between vertical en horizontal well testing. We´ll make the analysis and interpretation of a horizontal well from the Ecuadorian Amazon Region, in order to estimate petrophysical parameters, skin factor, reservoir pressure, the productivity and reservoir and boundary models. We have used the program: PANSYSTEM from EPS (Edimburg Petroleum Services) Keywords: Petrophysical parameters, Reservoir and boundary models, Flow regimes.
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PRUEBAS DE PRESIÓN E INTERPRETACION EN POZOSHORIZONTALES
Oscar Bravo (1) Luis Carrillo (2) Ing. Bolívar Miranda (3)
Facultad de Ingeniería en Ciencias de la TierraEscuela Superior Politécnica del Litoral
Campus Gustavo Galindo, Km 30.5 vía PerimetralApartado 09-01-5863. Guayaquil-Ecuador
El presente artículo revisaremos los métodos analíticos para el análisis e interpretación de pruebas depresión en pozos horizontales, con la finalidad de estimar los parámetros petrofísicos, el estado delpozo-yacimiento; presiones; potencial del pozo y modelos de flujo del reservorio y de límites. Se hace unénfasis especial en los regímenes de flujo que se presentan en este tipo de pozos y las diferencias conpruebas de presiones en pozos verticales. Al final realizamos el análisis y la interpretación de un pozohorizontal del Oriente ecuatoriano, con la finalidad de estimar los parámetros petrofísicos, modelos dereservorio y limite, presiones iníciales de reservorio y el índice de productividad. La interpretación serealizó con la ayuda del programa PANSYSTEM de EPS (Edimburg Petroleum Services).
Palabras Claves: Parámetros petrofísicos, Modelos de flujo del reservorio y limites, Regímenes deflujo
Abstract
This paper reviews analytical methods for the analysis and interpretation of well testing in horizontalwells, in order to estimate the petrophysical parameters, skin factor, reservoir pressure and reservoirand boundary models. It´s mainly discussed the flow regimes which are present in horizontal wells andthe difference between vertical en horizontal well testing. We´ll make the analysis and interpretation of ahorizontal well from the Ecuadorian Amazon Region, in order to estimate petrophysical parameters, skinfactor, reservoir pressure, the productivity and reservoir and boundary models. We have used theprogram: PANSYSTEM from EPS (Edimburg Petroleum Services)
Keywords: Petrophysical parameters, Reservoir and boundary models, Flow regimes.
1. Introducción
El uso de pruebas de presión paradeterminar los parámetros delreservorio y la productividad enpozos horizontales ha llegado a sermuy común por el surgimiento de laperforación horizontal. Inicialmentelas pruebas de presión en pozoshorizontales eran analizadas con lastécnicas convencionales diseñadaspara pozos verticales. Durante lasúltimas dos décadas, solucionesanalíticas han sido presentadas parael comportamiento de la presión enpozos horizontales. Nuevos regímenesde flujo han sido identificados, ysimples ecuaciones y criterios paracada régimen de flujo han sidopresentados. Los regímenes de flujosson ahora utilizados frecuentementepara estimar la permeabilidadhorizontal y la permeabilidadvertical del reservorio, el factorde piel y la presión del reservorio.
A pesar que las herramientasexistentes y las técnicas deinterpretación pueden sersuficientes para sistemas simples,la innovación y el desarrollo de lapresente tecnología es aun esencialpara las pruebas de presión de pozoshorizontales en muchos reservorioscon diferentes ambientes geológicosy diferentes requerimientos decompletación de pozos.
2. Diferencias con las Pruebasde Pozos Verticales
Las pruebas en pozoshorizontales difieren de la de pozosverticales en los siguientesaspectos:
La geometría de flujo en unaprueba de presión de un pozohorizontal es tridimensional
comparado a la geometría deflujo unidimensional en laspruebas de pozos verticales.Como resultado, el análisis deuna prueba para pozoshorizontales es mucho mascomplejo que para pozosverticales, ya que los pozoshorizontales presentanS(Factor de piel) negativos.
La mayoría de los modelos parapozos horizontales asumen queestán perfectamentehorizontales. En general, loshoyos de los pozos sonraramente horizontales, conmuchas variaciones en el planovertical a lo largo de lalongitud del pozo.
El intervalo abierto para elflujo del o los fluidos alpozo es mucho más grande en unpozo horizontal que en unovertical. En muchos casos, lalongitud de producción de unpozo horizontal no puede serconocida al menos que se hayacorrido un registro deproducción para determinar elcaudal a lo largo del pozo.
La permeabilidad verticaljuega un roll importante enlas pruebas de presión depozos horizontales mientrasque en los pozos verticalesno.
Hay más regímenes de flujoposibles en pruebas de pozoshorizontales que en la deverticales.
Es difícil estimar la longitudexacta de producción de unpozo horizontal.
Figura 3. Respuesta en gráficos Log-Log
3.Regímenes de flujo en pozoshorizontales
Hay cuatro regímenes de flujo
teóricamente posibles tanto en elbuild up como en el drawdown duranteuna prueba de presión en un pozohorizontal, aparte del efecto dealmacenamiento y efectos de límites.Dependiendo de la magnitud de losparámetros del reservorio, uno o másregímenes de flujo puede ser posibleque falte.
3.1 Efecto de Almacenamiento
Este régimen de flujo es elmismo que el de pozos verticales. Escaracterizado por una unidad de lapendiente en el grafico log-log ΔP yen el grafico de la derivada. Esterégimen de flujo solo puede serutilizado para determinar elcoeficiente de almacenamiento C.
3.2 Flujo Radial Temprano
Este es un flujo radial enel plano vertical perpendicular alpozo. Este régimen de flujo ocurrecuando los limites superior einferior aun no han sidoencontrados. Se caracteriza por unapendiente cero en el grafico de laderivada y por una línea recta engrafico semilog. Puede ser ocultadopor el efecto de almacenamiento.
Puede no ocurrir si la relación depermeabilidades vertical yhorizontal es muy pequeña. Suduración puede ser muy corta, amenos que el reservorio sea muydelgado o la permeabilidad verticalsea muy baja.
3.3 Flujo Lineal Intermedio
Este régimen de flujo ocurredespués de que los límites superiore inferior han sido encontrados, yla longitud del pozo horizontal esaun relativamente importante alradio de investigación. Este régimense caracteriza por una mediapendiente en el grafico de laderivada y una línea recta en elgrafico de la raíz cuadrada deltiempo. Puede que no se presente sila relación de la longitud del pozocon el espesor de la formación espequeña o la relación de lapermeabilidad vertical con lahorizontal también es pequeña.
3.4 Flujo Radial Tardío
Es un flujo radial en elplano horizontal. Este régimen deflujo ocurre cuando el radio deinvestigación es grande en relacióna la longitud del pozo horizontal.El pozo horizontal actúa como unsumidero. Este régimen escaracterizado por una pendiente ceroen el grafico de la derivada y poruna línea recta en el graficosemilog. Puede que no ocurra si loslímites laterales son encontradosprimero. No ocurrirá si la presiónes mantenida por un acuífero o poruna gorra de gas.
3.5 Flujo Lineal Final
Este régimen de flujo ocurrecuando todos los límites han sidoencontrados. Se caracteriza por unamedia pendiente en el grafico de laderivada y por una línea recta en elgrafico de la raíz cuadrada deltiempo.
Figura 2. Regímenes de flujo en pozoshorizontales
Los regímenes de flujo pueden sermejor identificados representacionesen gráficos Log-Log de los datos dePresión y Tiempo en conjunción conla curva de la derivada. Estoproveerá la habilidad paraidentificar correctamente losregímenes de flujo y tambiénmaximiza los chances de obtener unaúnica solución de los data.Calculamos diferentes parámetros dela formación de la data en cada unode estos regímenes. Dependiendo dela magnitud de los parámetros delreservorio, uno o más regímenes deflujo puede ser posible que falte.
Figura 3. Respuesta en gráficos Log-Log
4. Interpretación
La data de pruebas de presiónde pozos horizontales puede serinterpretada en dos pasos: elprimero es la identificación de loslímites y las principalescaracterísticas, como lo son lasfallas y fracturas, del modelo delanálisis de regímenes de flujo. Adiferencia de la mayoría de pozosverticales, las mediciones depruebas de presión en pozoshorizontales son usualmenteafectadas por incrustaciones ylentes de lutita cercanos y por eltope y la base del estrato a tiempostempranos. El segundo paso esestimar los parámetros pozo-reservorio y perfeccionar oredefinir el modelo que es obtenidodel análisis de los regímenes deflujo.
El software de interpretación depresiones PanSystem provee unsistema que permite al usuarioejecutar eficientemente todas lastareas asociadas con el diseño,análisis y simulación de la data depruebas de pozo para evaluar de
forma precisa las características ypropiedades del pozo-yacimiento.
5. Productividad en PozosHorizontales
Una de las mayores ventajas deun pozo horizontal sobre unovertical, es el área de contacto másgrande que hay entre el pozohorizontal y el reservorio,comparado con un pozo vertical en elmismo reservorio. Esto puedesignificativamente mejorar laproductividad de dicho reservorio,Sin embargo la productividad de unpozo horizontal puede ser afectadaconsiderablemente por lapermeabilidad anisotrópica delreservorio.
5.1 IP para reservorioshomogéneos e isotrópicos
El índice de productividaden el estado continúo estacionariopara pozos horizontales dentro dereservorios homogéneos e isotrópicosesta dado por los siguientesmétodos:
METODO DE GIGER et al.
Jh=qh
p−pwf=
0.007078khLμoβo
Lh ln[1+√1−( L
2reh)2
L2reh
]+(ln h2πrw )
METODO DE BOROSOV
Jh=qh
p−pwf=
0.007078khhμoβo
ln(4re
L )+(hL)ln( h2πrw )
L: longitud de la sección horizontal delpozo, ft
h: espesor de la formación, ft
rw: radio del pozo, ft
reh: radio de drenaje del pozo
horizontal, ft= √2x (acres )x43560π
5.2 IP Para Reservorioshomogéneos y Anisotrópicos
Muchos reservorios sonanisotrópicos y tienen diferentesvalores de permeabilidad endiferentes direcciones. Por ejemplo,en un reservorio laminado, lapermeabilidad vertical es usualmentemucho menor que la permeabilidadhorizontal.
Un reservorio que es interceptadopor un gran número de fracturasverticales tendrá mayorpermeabilidad vertical quepermeabilidad horizontal. Laanisotropía de la permeabilidadpuede tener un considerable efectosobre la productividad de un pozohorizontal.
METODO DE RENARD Y DUPUY
Jh=0.007078khh
μoβo∗[ 1
cosh−1 (x )+(βhL )ln (h
2πr´w) ]
Donde;
r´w=1+β2β
rw
β=√ khkv ;a=(L2 )[0.5+√0.25+(reh
L )4]0.5
x=2aL
6. Análisis de la prueba derestauración de presión delPozo Horizontal ESPOL-01H
El presente Análisis deRestauración de Presión correspondea la arena X del pozo ESPOL-01H, consección horizontal Lw=427 ft quetiene el intervalo disparado: de10346- 10773 (427 pies) MD o 9382-9431 (49 pies)TVD.
A continuación se presentan losdiferentes eventos que sedesarrollaron durante la prueba deproducción y luego la restauración:
Como lo podemos observar en elgrafica de P vs t:
En el registro de presión se utilizóel sensor Zi-1068 que fue asentadoen el No-Go ubicado a 8656 ft. Losvalores de presión del yacimiento Xserán reportados a la mitad de lasperforaciones (mp) estimada a 9407ft TVD.
Para el proceso de cálculo se hanutilizado los parámetros básicos delyacimiento proporcionados por eldepartamento de Ingeniería dePetróleos de la empresa operadoradel campo y se han determinado losdatos de análisis PVT: Pb, Rs, Bo apartir de la correlación de LASATERy μo a partir de la correlación deBeal et al, aplicando el software deInterpretación de PresionesPansystem de EPS.
En la gráfica siguiente quecorresponde a la derivada observamosque esta curva se divide en 4 zonasdefinidas de la siguiente forma: Lazona I refleja el efecto dealmacenamiento, la cual no sepresenta definida, con un valorestimado de Cs=0.0172 bbl/psi; sinembargo a continuación se presentael comportamiento de un pozofracturado.
En la zona II se presenta un flujoradial temprano (m=0) a 1.21hrs, elcual se debe a un flujo radialvertical que se produce en un planovertical perpendicular al pozohorizontal, en donde se determina lapermeabilidad vertical (Kv); esteflujo ocurre cuando los límites deltope y fondo de la formación no hansido alcanzados.
La zona III, pertenece a un flujolineal intermedio el cual estácaracterizado por una pendientem=1/2. La zona IV corresponde alflujo radial tardío (m=0) a 2.17hrs,en donde se determina lapermeabilidad horizontal (Kh) y lapresión del reservorio (Pi).
Finalmente a continuación de la zonaIV se presenta el efecto de límiteque corresponde a un comportamientode una barrera cercana permeableconocida como U SHAPED FAULT (Fallasen Forma de U).
Adicionalmente, presentamos la curvasemilogarítmica, en la cual sedenota una pendiente correspondienteal flujo radial y a continuación lacurva tiende a disminuir supendiente debido al efecto delímite.
Resultados de la Interpretación
Como resultado del ajuste de lascurvas mediante la aplicación delsoftware, tanto de lasemilogarítmica y de la derivada sehan obtenido los siguientesestimados de los parámetros:
RESULTADOS DE PRODUCTIVIDADJ actual 5.1 bbl/dia/psi
J ideal 5.9bbl/dia/psi
EF 0.79Q max 3782 bbl/dia
7. Conclusiones
La experiencia de campo indicaque la interpretación de pruebas depresión en pozos horizontales esmucho más compleja que para pozosverticales. Una relación alta deanisotropía y la existencia demúltiples límites con distanciasdesconocidas al pozo incrementa lacomplejidad de la interpretación.
Hay más regímenes de flujo posiblesen pruebas de pozos horizontales queen la de verticales. La geometría deflujo en una prueba de presión de unpozo horizontal es tridimensionalcomparado a la geometría de flujounidimensional en las pruebas depozos verticales.
La derivada es una herramientaefectiva que provee la habilidadpara identificar correctamente losregímenes de flujo y tambiénmaximiza los chances de obtener unaúnica solución de los data.
La productividad de un pozohorizontal puede ser afectadaconsiderablemente por lapermeabilidad anisotrópica delreservorio. A medida que la relaciónde permeabilidades Kv/Kh disminuya,la productividad del pozo va a sermenor.
8. Agradecimientos
A todas las personas que de una uotra manera colaboraron en larealización de este trabajo y demanera especial al Ing. BolivarMiranda, por su valiosa ayudadurante el desarrollo del mismo.
9. Referencias
1. ALVARADO DOUGLAS Ph.D. –Manual de análisis de pruebas
