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Determinación de permeabilidades relativas en estado no estacionario teniendo en cuenta la heterogeneidad de propiedades por medio del uso de tomografía y de un simulador de yacimientos comercial

Resumen

La eficiencia de la recuperación de hidrocarburos de los yacimientos de petróleo y predicciones operacionales se controlan principalmente por nuestra capacidad para comprender y definir las propiedades de transporte de fluidos, como la permeabilidad relativa y la presión capilar. Este estudio se centra en la implementación de datos de heterogeneidad obtenidos por imágenes de tomografía en la determinación de permeabilidades relativas por medio de ajuste histórico automatizado usando un simulador comercial y en el desarrollo de la metodología para realizar esta tarea. Como parámetros de ajuste se usaron la saturación residual de aceite, la permeabilidad relativa al agua a saturación de aceite residual y los coeficientes de la correlación usada por el simulador. Como funciones objetivo se seleccionan la producción de aceite acumulada, el diferencial de presión y el perfil de saturación de agua. Los resultados indican que el enfoque propuesto predice con éxito la permeabilidad relativa y proporciona unas curvas de permeabilidad mucho más acertadas que las obtenidas por métodos convencionales lo que proporciona una oportunidad para realizar estudios y predicciones más precisos.