Análisis comparativo de unidades de flujo examinando la sensibilidad en el comportamiento del yacimiento

Abstract

En este trabajo se propone una metodología, diagramas de flujo y ecuaciones para optimizar la definición de unidades de flujo considerando zonas o intervalos de la formación productora, la cual depende principalmente de su composición geológica, su capacidad de almacenamiento y de flujo y de la saturación de agua irreducible. gamma, Indicador de zona de flujo entre muchos otros, el impacto de cada modelo en el comportamiento de flujo puede ser diferente a pesar de contar con las mismas variables petrofísicas, en esta investigación se observa lo necesario y coherente que es el uso de datos de porosidad y permeabilidad para mejorar el rendimiento de los resultados en el uso de los métodos anteriormente mencionados además se propone diferentes aportes innovadores como lo son: Establecer una nueva ecuación para la determinación de la permeabilidad corrigiendo la ecuación propuesta por Amaefule Et al (1993) debido a que se obtenían resultados erróneos cuando se calculaba el radio garganta de poro en zonas arcillosas, afectando los resultados en los métodos para el cálculo de unidades de flujo del perfil geológico de la formación estudiada. El uso de pruebas de presión en campos muy recientes y/o datos de producción para campos maduros, brindando una mejora en los resultados obtenidos en el desarrollo de los métodos. La combinación del uso de los registros densidad (RHOB) neutrón (CNL) con el objetivo de obtener la saturación de agua irreducible calculada bajo la suma de la saturación de agua microporosa junto a la saturación de agua bound, además establecer las relaciones de porosidad total y efectiva, asumiendo que la porosidad efectiva es el volumen ocupado por los hidrocarburos y finalmente el uso de las distribuciones estadísticas como los percentiles para la aplicación y visualización de datos a trabajar.