Aplicación del análisis de datos dinámicos en la caracterización de reservorios

Abstract

Se propone realizar una investigación sistemática del análisis de los datos dinámicos adquiridos como parte de los programas de monitoreo y vigilancia de reservorios para, a través de la integración de los mismos, reducir la incertidumbre en la caracterización del sistema pozo – reservorio. Una de las buenas prácticas desarrolladas en el gerenciamiento de reservorios es la adquisición de datos que permiten modelar el sistema pozo – reservorio en el tiempo, típicamente mediante análisis de presión transitoria (Pressure Transient Analysis – PTA). Sin embargo, la aplicación de dichas pruebas no es siempre concluyente, especialmente en reservorios apretados (tight oil / tight gas) donde, debido a la reducida capacidad de flujo del reservorio, el tiempo de cierre necesario para identificar el flujo radial no es económica y operacionalmente no viable. Asimismo, incluso para reservorios de buena capacidad de flujo, la duración de las pruebas, usualmente no es suficiente para investigar todas las fronteras del reservorio y estimar con confiabilidad el Volumen Mínimo Conectado que brinde certeza sobre las reservas existentes. Basado inicialmente en la teoría de PTA, el Análisis de Caudal Transitorio (Rate Transient Analysis – RTA) permite la incorporación de variables operativas de baja frecuencia (presión en cabeza y caudales) que se adquieren diariamente y no representan ningún costo operativo; sin embargo, pueden permitir caracterizar parámetros tan importantes como reservas, potenciales interferencias de producción, etc. Al incluir los datos de producción, el tiempo de análisis se extiende considerablemente, pasando de días (PTA) a años (RTA). Por otro lado, el desarrollo de la tecnología ha incrementado la adquisición de otros datos dinámicos de alta resolución, como Pruebas de Formación (Formation Test – FT), Registros de Producción (Production Log – PL), Análisis Posterior al Cierre durante trabajos de fracturamiento hidráulico (After Closure Analysis – ACA) entre otros, como información complementaria para mejorar la caracterización de reservorios. La integración de toda la información disponible permite contrarrestar una de las principales deficiencias en la caracterización del pozo – reservorio, el problema de no-unicidad e incrementar la confiabilidad de los modelos de yacimiento, que permitan una mejor toma de decisiones en el gerenciamiento de los mismos. Con la finalidad de demostrar los beneficios de la metodología, se presentan dos Casos de Estudios: El primero corresponde a un reservorio de gas apretado (tight gas) donde el PTA no es concluyente en la identificación del flujo radial y posibles fronteras del reservorio, incertidumbres que son resueltas mediante la integración con los datos adquiridos durante el fracturamiento hidráulico del reservorio (ACA) y el historial de producción (RTA). El segundo caso describe un campo sobre-presurizado de gas condensado donde se logra confirmar la conexión vertical de distintas capas mediante el análisis de pruebas de formación (FT) y pruebas de presión transitoria (PTA), y finalmente delinear las fronteras del reservorio que permiten una estimación muy confiable del Gas Original In Situ, que ha llevado a la revisión del modelo estático.