CAPITULO 2

CARACTERIZACIÓN FORMACIÓN: PRUEBAS DE POZOS Y YACIMIENTOS

2-1. Evolución de una tecnología

La evolución de las pruebas de pozos y reservorios, se ha sometido a través de tres etapas importantes, cada uno de los cuales son pruebas interpretadas y la información que se puede extraer de ellos. Estos tres acontecimientos importantes son el línea recta semilogarítmica (análisis de Horner), gráfico de diagnóstico (log-log) y derivado basado en registro. Ellos se describen brevemente en el siguiente texto.

2-1.1. Horner análisis semilogarítmico

Utilizando la aproximación semilogarítmica de la solución de la ecuación diferencial parcial (ecuación 1-18) se muestra en el capítulo 1 y el empleo del principio de superposición, Horner (1951) presentó el pilar para análisis de la acumulación, que, apropiadamente, fue nombrado después de él.

Suponiendo flujo radial infinita de acción, la expresión para es el cierre en el Pws presión en psi

(2-1)

Dónde: pi es la presión del depósito inicial en (psi), q es la tasa durante el período que fluye en el STB / D, B es el factor de volumen de formación en RB / STB, μ es la viscosidad en cp, k es la permeabilidad en md, h es la espesor del yacimiento en pies, Tp es la productora (que fluye) tiempo en horas, y Δt es el tiempo transcurrido desde shut-in en horas. Una gráfica semilogarítmico de log ([tp + Δt] / Δt) versus Pws deben formar una línea recta (Fig. 2-1) con el pendiente igual a

(2-2)

De la cual el K desconocido, o kh si h también no es conocida. Aunque desde una visual observación de varias líneas rectas a través de los datos son generalmente plausibles, la cuestión de cuál de ellos es la correcta se resuelve en la siguiente sección.

Figura 2-1: Análisis de los datos de la acumulación de presión en una parcela semilogarítmico. Las flechas indican inicio y final de lineal semilogarítmico.

A partir de la extensión de la línea recta de t = 1 h, el valor de la presión P1hr

se puede extraer, y el análisis de Horner sugiere que el efecto superficial s, pueda ser calculado por:

(2-3)

El valor de Pwf(Δt=0) es el último valor de la presión de flujo de fondo de pozo , m es la pendiente de la recta, φ es la porosidad (sin unidades), Ct es la compresibilidad total de en psi-1, rw es el radio del pozo en pies, y la constante 3.23 es para tener en cuenta las unidades de campos petroleros y la conversión de Ln para registrar.

Para una utilización (que fluye) probar una similar ecuación lineal semilogarítmica:

(2-4)

y por efecto superficial.

(2-5=

Dos razones hacen las pruebas de acumulación mucho más populares y fiable que las pruebas de disposición en:

• Ambas soluciones implican tasa q constante. Aunque esto es difícil de lograr para reducción, para la acumulación de la tasa es constante y simplemente igual a cero. Fluctuaciones de los tipos antes de la acumulación puede ser "Suavizada" mediante la definición de una producción equivalente tiempo como

(2-6)

Donde Np es la producción y qlast acumulada es el último caudal. Ecuación 2-6 se puede demostrar que ser una aproximación razonable, fundamentalmente basado en el principio de superposición.

• La presión inicial Pi del depósito requerido para el análisis de disposición (Ec. 2-5) rara vez se conoce con certeza, especialmente en una nueva formación. Acumulación análisis no sólo no requiere pi, se puede determinar su valor.

En infinito de cierre en el tiempo (es decir, al (TP + Δt) / T = 1), la línea recta en la parcela Horner debería interceptar la presión a la p i (para un nuevo depósito).

El problema con las construcciones semilogarítmicas tanto de reducción y la acumulación de datos es que el línea recta correcto (es decir, que la caída de datos en él) es a menudo difíciles de identificar, como puede verse fácilmente en la figura. 2-1. Este dilema fue resuelto por el segundo desarrollo importante en las pruebas de pozos moderna.

2-1.2. Gráfico Log-log

H.J. Ramey y sus colaboradores introdujeron el log-log graficar como un medio para diagnosticar la presión del pozo. El primero de estos documentos de señal es por Agarwal et al. (1970).

Figura 2-2 presenta un poco la presión común patrones de respuesta para una prueba. Pozo en tiempo temprano se manifiestan con una pendiente en el gráfico log-log. Figura 2-2 contiene dos conjuntos de curvas. El primer grupo, a la izquierda, representa una reducción de almacenamiento del pozo que se puede lograr con un el fondo del pozo de cierre por la

acumulación de presión. El segundo conjunto es la respuesta con la superficie de cierre o una reducción prueba. La curva superior en ambos conjuntos es la respuesta de presión, la parte inferior es la derivada de la presión.

Figura 2-2: Representación logarítmica de los datos de la acumulación de presión.

Esto se explica y se justifica en la siguiente sección. Aunque el lector no está familiarizado con otra presión / presión de las respuestas derivadas, la minimización de los efectos de almacenamiento del pozo puede revelar ciertos patrones en tiempo temprano que están distorsionados de lo contrario o totalmente enmascarado.

Matemáticamente, la relación de adimensional de presion PD (que es exactamente proporcional a la verdadera ΔP) frente a TD tiempo adimensional durante los efectos de almacenamiento del pozo es:

(2-7)

Donde Cd es el coeficiente de almacenamiento del pozo sin dimensiones (Definido en la Sección 2-3.5).

Agarwal et al. (1970) sugirieron también una regla de pulgar según la cual de flujo radial infinita de acción sería separado desde el extremo de almacenamiento del pozo efectos de 1 1/2 ciclos logarítmicos de tiempo. Los datos después de este período de transición puede ser trazada en la

semilogarítmica parcela y se analizaron como se sugiere en el anterior sección.

Por lo tanto, el análisis de la prueba se convirtió en una tecnología que consiste de diagnóstico utilizando el gráfico log-log en un patrón ejercicio de reconocimiento para encontrar el comienzo de la correcta línea recta seguida por la semilogarítmica parcela en la determinación de la permeabilidad y el efecto superficial. Para el retiro diario de registro gráfico de diagnóstico, la variables adecuadas a parcela son pi – pwf en función de t (De nuevo, pi es más probable desconocido) y para la acumulación los Pws

mucho más convenientes – Pwf (Δt = 0) frente a Δt.

Hay tres problemas con el gráfico doble logarítmico de diferencia de presión en función del tiempo, y que afectan tanto el análisis de probabilidad de Horner y la única determinación de otros yacimientos y así variables:

• Las pruebas de pozos son generalmente más corto que el requerido para entrar completamente desarrollando flujo radial infinito de acción. Es particularmente cierto para los yacimientos de baja permeabilidad, y en tales casos el uso de análisis de Horner haría inapropiado.

• Otras geometrías o reservorio y características, así tales como fracturas y sistemas de doble porosidad puede afectar a la respuesta de la prueba. En tales casos, Horner el análisis no sería adecuado para la interpretación incluso de una prueba larga.

• Las diferentes características del yacimiento pueden resultar en la práctica respuestas de la presión indistinguibles, especialmente en pruebas de pozos razonablemente cortos. Por lo tanto, existe el tema de la singularidad en la interpretación.

Los datos de campo de corta duración sobre las soluciones matemática, con frecuentes existen problemas de singularidad. La técnica implica el trazado de la matemática (adimensional) solución a un problema y los datos reales en idéntica formatos de log-log. Mantener la ejes paralelos, los datos se combina con una porción de la solución y la coordenadas supra yacentes se determinan. De las relaciones entre las variables matemáticas y reales, parámetros que faltan como la permeabilidad, porosidad o longitud de la fractura se calculan. Tipo de curva coincidente no se ha demostrado ser un particular ejercicio exitoso, sobre todo porque no es sensible a los cambios en la presión. Estos cambios pueden denotan importantes fenómenos, pero con sutiles diferencias respuestas.

Es en este entorno que la derivada de la presión surgido.

2-2. Derivada de la presión en el pozo

Cuando se diferencia la PD presión adimensional con respecto al logaritmo natural de adimensional tiempo tD, entonces,

(2-8)

Donde PD 'es la derivada de presión adimensional con respecto al tiempo adimensional tD.

El uso de esta particular forma de derivado de la presión representa un gran avance en la presión transitoria análisis. Fue presentado por primera vez a la literatura petrolera por Bourdet et al. (1983). Figura 2-3 representa la solución completa de Gringarten et al. 's (1979) trabajan para una reserva infinita de acción, complementados por la derivada de la presión como el desarrollado por Bourdet et al. (1983).

Figura 2-3: Curvas tipo adimensionales para la caída de presión y derivada de un depósito de acción infinita con pozo almacenamiento y efecto superficial (véase la discusión del uso de curvas tipo en Bourdet et al., 1983).

Durante efectos de almacenamiento del pozo, la dimensión la presión está relacionada con el tiempo adimensional y almacenamiento del pozo sin

dimensiones por la ecuación. 2-7, que, cuando diferenciado y se combina con la ecuación. 2-8, los rendimientos

(2-9)

Sobre el papel log-log, esto muestra una línea recta exactamente como lo hace la presión adimensional. Durante el período de flujo radial y cuando el semilogarítmico aproximado está en efecto (Ec. 1-19),

(2-10)

y, por lo tanto, la curva derivada adimensional en tarde tiempo tiende a un valor constante igual a 0,5. En general, si

(2-11)

Donde m es igual a 1,0 para el almacenamiento del pozo, 0,5 para flujo lineal y 0,25 para el flujo bilineal, a continuación:

(2-12)

En coordenadas log-log implica que la derivada curva es paralela a la curva de presión partido verticalmente por log m.

El derivado es útil en la presión transitoria análisis, porque no sólo la curva de presión pero

También la curva derivada de presión debe coincidir con la solución analítica. Más importante aún, el derivado es muy valioso para el diagnóstico definitivo de la respuesta. Aunque las tendencias de presión pueden ser confusos en el "medio" y "tardíos" veces, y por lo tanto sujetos a múltiples interpretaciones, los valores derivados de la presión son mucho más definitiva. (Los términos temprana, media y la hora tardía son expresiones peyorativas para la primera, fenómenos intermedios y finales que aparecen. Por ejemplo, efectos de almacenamiento del pozo son temprano, fractura de comportamiento media, y el flujo radial infinito) Muchos analistas han llegado a depender de la derivada de presión / presión log-log trazar para el diagnóstico de cuál es el modelo de depósito es representado en un conjunto de datos de presión transitoria dado. A aplicar este método de análisis, la derivada debe calcularse con los datos

reales de la presión. Una variedad de algoritmos disponible. El más simple es calcular la pendiente para cada segmento, utilizando por lo menos tres veces intervalos. Técnicas más sofisticadas también pueden ser contempladas.

Los patrones visibles en el diario de registro y parcelas semilog para varios sistemas de reservorios comunes se muestran en la figura. 2-4. Las curvas simuladas en la figura. 2-4 se generaron a partir de modelos analíticos. En cada caso, la respuesta de acumulación se calculó utilizando la superposición.

Las curvas de la izquierda representan las respuestas de acumulación, y los derivados se calcularon con respecto a la función de tiempo de Horner.

Patrones en la derivada de presión que son característicos de un modelo de yacimiento en particular se muestran con una línea diferente, que también se reproduce en la Horner parcela.

Figura 2-4: Log-log y semilog parcelas para sistemas de reservorios comunes.