Simulación de Yacimientos. (El ajuste histórico)
Proceso para el ajuste de historia del comportamiento del yacimiento
Una forma muy común de reproducir la historia del yacimiento consiste en introducir la data histórica para la producción de petróleo y tasas de inyección, y dejar al modelo simular el comportamiento de presiones, relaciones gas-petróleo y cortes de agua. Para alcanzar el ajuste, es necesario llevar a cabo modificaciones en ciertas propiedades del yacimiento (geológicas o de fluidos), haciendo sensibilidades o cambios en las variables requeridas hasta obtener un ajuste satisfactorio.
Después de completar el ajuste del modelo a la historia de producción dicho modelo debe ser validado. El proceso consiste en simular los últimos 5 años de historia sin introducir el histórico de tasas de producción de crudo e imponiendo como únicas restricciones las propias del sistema de producción. Si las tasas de producción calculadas por el simulador reproducen con éxito las reales se puede garantizar que el modelo estará en capacidad de predecir el comportamiento futuro del yacimiento. La discusión de las etapas del proceso de ajuste histórico se presenta a continuación.
1. Selección del método de solución
Para seleccionar el método que permitirá obtener menores tiempos de corrida y mayor estabilidad (menores números de iteraciones, mayores intervalos de tiempo, menores errores de balance de materiales) el modelo debe ser corrido por un pequeño periodo de tiempo usando los métodos de solución disponibles en el simulador.
Los métodos de solución no tienen que ser redefinidos durante la simulación. De hecho, recientes desarrollos han creado criterios para seleccionar, cambiar, o alternar métodos de solución durante una corrida de simulación tomando en cuenta las tasas de convergencia y tolerancias dentro del balance de materiales.
2. Ajuste de presiones promedio
Generalmente el proceso de ajuste histórico es llevado a cabo en dos etapas. La primera etapa consiste en la reproducción del comportamiento observado a nivel de todo el yacimiento, y por las mayores regiones dentro de tal yacimiento formadas por grupos de pozos con características similares. La segunda etapa consiste en la reproducción del comportamiento del yacimiento a nivel de cada pozo individual.
El ajuste de la historia la presión de todo el yacimiento es obtenida usando un proceso interactivo que involucra cambios globales, afectando regiones o grupos de celdas donde los pozos han mostrado tener comportamientos similares, en lugar de hacer cambios locales que afectan solo celdas individuales las cuales son útiles solo cuando se ajusta la historia de un pozo en particular.
Las corridas para esta parte del ajuste deben ser generadas en espacios de tiempo de aproximadamente 20% del período disponible de historia incluyendo un “restart” en cada corrida. En las siguientes líneas se dá una descripción detallada de la metodología más común para la corrección de la historia de presión.
a. Revisión de las tasas de producción de petróleo, intervalos completados y espesores de arena neta.
Una fuente bastante común de errores es hallada en las tasas de producción, y su interrelación con los intervalos completados y espesores de arena neta. Consecuentemente, el primer paso en un ajuste debe ser asegurarse de que estas informaciones son correctas. De no serlo será necesario hacer las respectivas correciones y repetir las corridas hasta que el modelo sea capaz de reproducir las tasas de producción reales.
b. Ajuste del nivel de energía.
Si los valores de presión calculados están considerablemente lejos del comportamiento real significa que no hay suficiente energía, o la hay de más, dentro del modelo comparado con la situación real. El procedimiento para ajustar el nivel de energía del modelo consiste en revisar sus dimensiones, distribución de espacio poroso dentro de la zona de gas ó petróleo, así como la actividad del acuífero y/o las compresibilidades de roca y fluidos.
Las acciones requeridas para ajustar la actividad del acuífero son presentadas a continuación.
- Para acuíferos representados analíticamente, solo es necesario modificar los parámetros que estén jugando un papel en el la influencia del acuífero, volumen poroso y capacidad.
- Para acuíferos representados por bloques de celdas, el ajuste consiste en modificar las dimensiones y/o la porosidad de los bloques representando el acuífero
Es posible que la representación del acuífero sea suficientemente fuerte pero que no represente adecuadamente su influencia sobre el yacimiento debido a altas o bajas comunicaciones acuífero-yacimiento. Si ese fuera el caso, las transmisibilidades entre el acuífero y el yacimiento deberán ser modificadas.
c. Ajuste del flujo de fluidos entre regiones mayores
Es posible que la presió promedio calculada por el simulador esté ajustada con la real, sin embargo, a la profundidad de una región en especial existan considerables diferencias comparadas con las observadas en la historia disponible. Esto ocurre normalmente en yacimientos de grandes dimensiones con modelos geológicos complejos.
El ajuste de presión de las diferentes regiones es obtenido modificando el flujo y haciendo cambios razonables en la transmisibilidad.
Una vez completada el ajuste de presiones promedio, se incrementa en un 20% el período a simular, usando “restart” y se sigue simulando hasta alcanzar la totalidad de la historia disponible.
Es posible que durante esta etapa algunas corridas sean fallidas debido a altos cambios de presiones a lo largo de los bloques, lo cual causa que las presiones en dichos bloques caigan fuera de las estipuladas en las tablas de PVT. En este caso, la completación de los pozos localizados dentro del área con problemas o los valores de porosidad o arena neta deben ser revisados.
3. Ajuste del histórico de GOR y corte de agua
Frecuentemente, el GOR y el corte de agua comienzan mostrando variaciones significativas para un período de producción. Así pues, es necesario obtener un ajuste de presión durante ese período para decidir iniciar el ajuste del GOR y el corte de agua. El ajuste no puede alcanzarse si el avance del frente de agua y gas no es determinado adecuadamente. Esto implica un gran conocimiento de los mecanismos de empuje de por agua y gas actuando en el yacimiento. El problema es muy complicado en yacimientos estratificados donde existe comunicación vertical entre capas. Los parámetros que deben ser modificados en orden de realizar el ajuste del GOR y el corte de agua son presentados a continuación.
- El ajuste de presión ya mencionado.
- Curvas de permeabilidades relativas para cada capa.
- Distribución de permeabilidades verticales.
- Forma de las curvas de permeabilidades relativas.
El GOR es controlado por el grado de segregación permitido dentro del modelo. Esto puede ser controlado modificando la permeabilidad vertical en aquellos modelos donde una segregación rápida es requerida para reducir la producción de gas, y así reducir el agotamiento del yacimiento. También, en algunos casos modificar la pendiente de las curvas de permeabilidades relativas o la saturación de gas crítica puede surtir el mismo efecto.
Un valor de GOR muy alto puede indicar una relación muy optimista Krg/Kro. Para reducir este efecto la pendiente de la curva de permeabilidad relativa puede ser modificada, la curva de Krg debe hacerse menos monótona creciendo y la curva de Kro más monótona creciendo. También, si el gas en el sistema se está segregando muy rápidamente, reducciones en la permeabilidad vertical puede ayudar a controlar este efecto.
Contrariamente, el caso de un GOR muy bajo indicaría que no hay suficiente gas dentro del sistema. En esta situación se debe hacer lo contrario a lo anterior, manipular las curvas de permeabilidades relativas hasta que se obtenga una mayor relación Krg/Kro. Este incremento en la producción de gas puede crear un segundo factor que es reflejado como una baja presión de yacimiento. En este caso, se deben hacer pequeños ajustes en las transmisibilidades de las regiones no conectadas al acuífero.
Otro problema que pudiera aparecer, es un flujo temprano de gas en el modelo, aun cuando, las pendientes de las curvas de permeabilidades relativas parecieran razonablemente bien. En este caso un incremento en la saturación de gas crítica puede detener el flujo de gas, el efecto secundario puede ser un incremento en la presión de yacimiento, el cual puede ser tratado como se indicó anteriormente. Lo contrario puede aplicarse en el caso de que exista un retraso en la producción de gas.
En el caso del corte de agua, la invasión del frente es controlado principalmente por parámetros sedimentológicos. En este caso la descripción sedimentológica del yacimiento juega un papel fundamental en el avance del frente de agua, debido a la definición de los principales canales de flujo y la distribución de los niveles de energía de las arenas. En algunos casos la permeabilidad en algunas direcciones puede ser incrementada para reproducir la distribución regional de saturaciones de agua observada en el yacimiento.
4. Ajuste de historia para pozos individuales
Después de que el ajuste por regiones y del yacimiento en general ha sido llevada a cabo, el ajuste del comportamiento individual de los pozos es analizado. Una regla general es ajustar el máximo número de pozos, principalmente buenos productores y con largas historias de producción usando los mismos parámetros de yacimiento, y tratar separadamente al final los pozos de historia difícil de ajustar. El siguiente procedimiento debe ser usado a la hora de ajustar las historias de los pozos individuales.
a. Ajustar el nivel de energía del pozo.
La presión del pozo está relacionada al nivel de energía en sus vecindades. Si esta es muy alta/baja, debe considerarse un incremento/reducción de la permeabilidad horizontal o vertical en el bloque donde el pozo esté localizado, además de los bloques vecinos de ser necesario.
b. Ajustar el GOR
El GOR depende en alto grado de la relación Krg/Kro. Cuando el modelo no reproduce la relación gas-petróleo, las curvas de Krg y Kro deben ser modificadas usando un procedimiento similar al usado durante el ajuste del yacimiento.
Es común que las curvas de permeabilidades relativas describan el comportamiento del pozo solo durante cierto período, observando que el GOR calculado por el modelo decrece mientras el GOR real del campo sigue en aumento. Esto es debido a la carencia de la disponibilidad del gas en las inmediaciones del pozo, esto puede ser resuelto modificando las curvas de permeabilidades relativas en los rangos de saturación de gas existentes en el bloque donde está localizado el pozo durante el período no ajustado, o también, reduciendo la saturación de gas crítica para permitir un flujo temprano de gas, o reduciendo la permeabilidad vertical para permitir una segregación más lenta del gas y consecuentemente este puede ser producido, o revisar la presión de saturación en las vecindades del pozo en aquellos yacimientos donde hay variaciones de la presión de saturación con la profundidad.
c. Ajuste del corte de agua.
En este caso el procedimiento se indica a continuación:
- Graficar el corte de agua real y el simulado contra el tiempo para cada pozo, e identificar zonas donde no se produzca el ajuste.
- Graficar la saturación de agua del bloque del pozo contra el tiempo, e incrementar el valor de la Krw en el rango de la saturación de agua donde la curva real de agua es mayor que la simulada, y reducir la pendiente de la curva de Krw en el rango de la saturación de agua en el cual el corte de agua simulado es mayor que el real.
- Repetir el paso 1 y 2 hasta que se obtenga el ajuste. Se debe dar especial atención a la saturación a la cual la producción de agua comienza, porque a una saturación más pequeña que esa la Krw debe estar cerca de cero.
5. Validación del modelo
Después del ajuste del yacimiento e individual de cada pozo el modelo de yacimiento debe ser validado yendo atrás 5 años en la historia de producción, y asignando valores de índices de productividad para cada celda para representar su potencial real de producción de petróleo al comienzo del período, y permitir una buena representación de las presiones de fondo fluyente. Así, curvas de levantamiento artificial deben ser desarrolladas e incluidas en el modelo de simulación para simular el comportamiento de flujo vertical. En el caso de pozos produciendo por bombeo mecánico, solo la presión de fondo fluyente máxima debe ser definida y las tasas de producción deben estar ajustadas.
El próximo paso consiste en validar el modelo de yacimiento dejándolo correr sin ninguna restricción, para observar si dicho modelo es capaz de ajustar los últimos 5 años de historia observada.
En esta corrida el modelo solo será restringido por la presión de cabezal asignada en las tablas de levantamiento artificial en el caso de pozos produciendo por flujo natural o por Gas Lift. La validación del modelo será verificada observando si hay un movimiento de la curva de producción del pozo por encima o por debajo del comportamiento real.
Sino se llega a una validación satisfactoria, se debe revisar si ha habido algún evento que sugiera un cambio en los índices de productividad. Si ese es el caso, el índice de productividad de los pozos afectados debe ser ajustado al momento de tiempo en el que ocurrió tal evento, y la corrida debe realizarse nuevamente. Si eso no ayuda se deben realizar nuevos ajustes en las curvas de permeabilidades relativas.
De ser exitosa la validación se dispondrá de un modelo capaz de reproducir el comportamiento futuro del yacimiento.
6. Documentación del ajuste de historia
Esta etapa permite indicar todas las barreras encontradas en el proceso y como fueron solucionadas. También se registran las limitaciones que no permitieron alcanzar un mejor ajuste.
Una forma muy común de reproducir la historia del yacimiento consiste en introducir la data histórica para la producción de petróleo y tasas de inyección, y dejar al modelo simular el comportamiento de presiones, relaciones gas-petróleo y cortes de agua. Para alcanzar el ajuste, es necesario llevar a cabo modificaciones en ciertas propiedades del yacimiento (geológicas o de fluidos), haciendo sensibilidades o cambios en las variables requeridas hasta obtener un ajuste satisfactorio.
Después de completar el ajuste del modelo a la historia de producción dicho modelo debe ser validado. El proceso consiste en simular los últimos 5 años de historia sin introducir el histórico de tasas de producción de crudo e imponiendo como únicas restricciones las propias del sistema de producción. Si las tasas de producción calculadas por el simulador reproducen con éxito las reales se puede garantizar que el modelo estará en capacidad de predecir el comportamiento futuro del yacimiento. La discusión de las etapas del proceso de ajuste histórico se presenta a continuación.
1. Selección del método de solución
Para seleccionar el método que permitirá obtener menores tiempos de corrida y mayor estabilidad (menores números de iteraciones, mayores intervalos de tiempo, menores errores de balance de materiales) el modelo debe ser corrido por un pequeño periodo de tiempo usando los métodos de solución disponibles en el simulador.
Los métodos de solución no tienen que ser redefinidos durante la simulación. De hecho, recientes desarrollos han creado criterios para seleccionar, cambiar, o alternar métodos de solución durante una corrida de simulación tomando en cuenta las tasas de convergencia y tolerancias dentro del balance de materiales.
2. Ajuste de presiones promedio
Generalmente el proceso de ajuste histórico es llevado a cabo en dos etapas. La primera etapa consiste en la reproducción del comportamiento observado a nivel de todo el yacimiento, y por las mayores regiones dentro de tal yacimiento formadas por grupos de pozos con características similares. La segunda etapa consiste en la reproducción del comportamiento del yacimiento a nivel de cada pozo individual.
El ajuste de la historia la presión de todo el yacimiento es obtenida usando un proceso interactivo que involucra cambios globales, afectando regiones o grupos de celdas donde los pozos han mostrado tener comportamientos similares, en lugar de hacer cambios locales que afectan solo celdas individuales las cuales son útiles solo cuando se ajusta la historia de un pozo en particular.
Las corridas para esta parte del ajuste deben ser generadas en espacios de tiempo de aproximadamente 20% del período disponible de historia incluyendo un “restart” en cada corrida. En las siguientes líneas se dá una descripción detallada de la metodología más común para la corrección de la historia de presión.
a. Revisión de las tasas de producción de petróleo, intervalos completados y espesores de arena neta.
Una fuente bastante común de errores es hallada en las tasas de producción, y su interrelación con los intervalos completados y espesores de arena neta. Consecuentemente, el primer paso en un ajuste debe ser asegurarse de que estas informaciones son correctas. De no serlo será necesario hacer las respectivas correciones y repetir las corridas hasta que el modelo sea capaz de reproducir las tasas de producción reales.
b. Ajuste del nivel de energía.
Si los valores de presión calculados están considerablemente lejos del comportamiento real significa que no hay suficiente energía, o la hay de más, dentro del modelo comparado con la situación real. El procedimiento para ajustar el nivel de energía del modelo consiste en revisar sus dimensiones, distribución de espacio poroso dentro de la zona de gas ó petróleo, así como la actividad del acuífero y/o las compresibilidades de roca y fluidos.
Las acciones requeridas para ajustar la actividad del acuífero son presentadas a continuación.
- Para acuíferos representados analíticamente, solo es necesario modificar los parámetros que estén jugando un papel en el la influencia del acuífero, volumen poroso y capacidad.
- Para acuíferos representados por bloques de celdas, el ajuste consiste en modificar las dimensiones y/o la porosidad de los bloques representando el acuífero
Es posible que la representación del acuífero sea suficientemente fuerte pero que no represente adecuadamente su influencia sobre el yacimiento debido a altas o bajas comunicaciones acuífero-yacimiento. Si ese fuera el caso, las transmisibilidades entre el acuífero y el yacimiento deberán ser modificadas.
c. Ajuste del flujo de fluidos entre regiones mayores
Es posible que la presió promedio calculada por el simulador esté ajustada con la real, sin embargo, a la profundidad de una región en especial existan considerables diferencias comparadas con las observadas en la historia disponible. Esto ocurre normalmente en yacimientos de grandes dimensiones con modelos geológicos complejos.
El ajuste de presión de las diferentes regiones es obtenido modificando el flujo y haciendo cambios razonables en la transmisibilidad.
Una vez completada el ajuste de presiones promedio, se incrementa en un 20% el período a simular, usando “restart” y se sigue simulando hasta alcanzar la totalidad de la historia disponible.
Es posible que durante esta etapa algunas corridas sean fallidas debido a altos cambios de presiones a lo largo de los bloques, lo cual causa que las presiones en dichos bloques caigan fuera de las estipuladas en las tablas de PVT. En este caso, la completación de los pozos localizados dentro del área con problemas o los valores de porosidad o arena neta deben ser revisados.
3. Ajuste del histórico de GOR y corte de agua
Frecuentemente, el GOR y el corte de agua comienzan mostrando variaciones significativas para un período de producción. Así pues, es necesario obtener un ajuste de presión durante ese período para decidir iniciar el ajuste del GOR y el corte de agua. El ajuste no puede alcanzarse si el avance del frente de agua y gas no es determinado adecuadamente. Esto implica un gran conocimiento de los mecanismos de empuje de por agua y gas actuando en el yacimiento. El problema es muy complicado en yacimientos estratificados donde existe comunicación vertical entre capas. Los parámetros que deben ser modificados en orden de realizar el ajuste del GOR y el corte de agua son presentados a continuación.
- El ajuste de presión ya mencionado.
- Curvas de permeabilidades relativas para cada capa.
- Distribución de permeabilidades verticales.
- Forma de las curvas de permeabilidades relativas.
El GOR es controlado por el grado de segregación permitido dentro del modelo. Esto puede ser controlado modificando la permeabilidad vertical en aquellos modelos donde una segregación rápida es requerida para reducir la producción de gas, y así reducir el agotamiento del yacimiento. También, en algunos casos modificar la pendiente de las curvas de permeabilidades relativas o la saturación de gas crítica puede surtir el mismo efecto.
Un valor de GOR muy alto puede indicar una relación muy optimista Krg/Kro. Para reducir este efecto la pendiente de la curva de permeabilidad relativa puede ser modificada, la curva de Krg debe hacerse menos monótona creciendo y la curva de Kro más monótona creciendo. También, si el gas en el sistema se está segregando muy rápidamente, reducciones en la permeabilidad vertical puede ayudar a controlar este efecto.
Contrariamente, el caso de un GOR muy bajo indicaría que no hay suficiente gas dentro del sistema. En esta situación se debe hacer lo contrario a lo anterior, manipular las curvas de permeabilidades relativas hasta que se obtenga una mayor relación Krg/Kro. Este incremento en la producción de gas puede crear un segundo factor que es reflejado como una baja presión de yacimiento. En este caso, se deben hacer pequeños ajustes en las transmisibilidades de las regiones no conectadas al acuífero.
Otro problema que pudiera aparecer, es un flujo temprano de gas en el modelo, aun cuando, las pendientes de las curvas de permeabilidades relativas parecieran razonablemente bien. En este caso un incremento en la saturación de gas crítica puede detener el flujo de gas, el efecto secundario puede ser un incremento en la presión de yacimiento, el cual puede ser tratado como se indicó anteriormente. Lo contrario puede aplicarse en el caso de que exista un retraso en la producción de gas.
En el caso del corte de agua, la invasión del frente es controlado principalmente por parámetros sedimentológicos. En este caso la descripción sedimentológica del yacimiento juega un papel fundamental en el avance del frente de agua, debido a la definición de los principales canales de flujo y la distribución de los niveles de energía de las arenas. En algunos casos la permeabilidad en algunas direcciones puede ser incrementada para reproducir la distribución regional de saturaciones de agua observada en el yacimiento.
4. Ajuste de historia para pozos individuales
Después de que el ajuste por regiones y del yacimiento en general ha sido llevada a cabo, el ajuste del comportamiento individual de los pozos es analizado. Una regla general es ajustar el máximo número de pozos, principalmente buenos productores y con largas historias de producción usando los mismos parámetros de yacimiento, y tratar separadamente al final los pozos de historia difícil de ajustar. El siguiente procedimiento debe ser usado a la hora de ajustar las historias de los pozos individuales.
a. Ajustar el nivel de energía del pozo.
La presión del pozo está relacionada al nivel de energía en sus vecindades. Si esta es muy alta/baja, debe considerarse un incremento/reducción de la permeabilidad horizontal o vertical en el bloque donde el pozo esté localizado, además de los bloques vecinos de ser necesario.
b. Ajustar el GOR
El GOR depende en alto grado de la relación Krg/Kro. Cuando el modelo no reproduce la relación gas-petróleo, las curvas de Krg y Kro deben ser modificadas usando un procedimiento similar al usado durante el ajuste del yacimiento.
Es común que las curvas de permeabilidades relativas describan el comportamiento del pozo solo durante cierto período, observando que el GOR calculado por el modelo decrece mientras el GOR real del campo sigue en aumento. Esto es debido a la carencia de la disponibilidad del gas en las inmediaciones del pozo, esto puede ser resuelto modificando las curvas de permeabilidades relativas en los rangos de saturación de gas existentes en el bloque donde está localizado el pozo durante el período no ajustado, o también, reduciendo la saturación de gas crítica para permitir un flujo temprano de gas, o reduciendo la permeabilidad vertical para permitir una segregación más lenta del gas y consecuentemente este puede ser producido, o revisar la presión de saturación en las vecindades del pozo en aquellos yacimientos donde hay variaciones de la presión de saturación con la profundidad.
c. Ajuste del corte de agua.
En este caso el procedimiento se indica a continuación:
- Graficar el corte de agua real y el simulado contra el tiempo para cada pozo, e identificar zonas donde no se produzca el ajuste.
- Graficar la saturación de agua del bloque del pozo contra el tiempo, e incrementar el valor de la Krw en el rango de la saturación de agua donde la curva real de agua es mayor que la simulada, y reducir la pendiente de la curva de Krw en el rango de la saturación de agua en el cual el corte de agua simulado es mayor que el real.
- Repetir el paso 1 y 2 hasta que se obtenga el ajuste. Se debe dar especial atención a la saturación a la cual la producción de agua comienza, porque a una saturación más pequeña que esa la Krw debe estar cerca de cero.
5. Validación del modelo
Después del ajuste del yacimiento e individual de cada pozo el modelo de yacimiento debe ser validado yendo atrás 5 años en la historia de producción, y asignando valores de índices de productividad para cada celda para representar su potencial real de producción de petróleo al comienzo del período, y permitir una buena representación de las presiones de fondo fluyente. Así, curvas de levantamiento artificial deben ser desarrolladas e incluidas en el modelo de simulación para simular el comportamiento de flujo vertical. En el caso de pozos produciendo por bombeo mecánico, solo la presión de fondo fluyente máxima debe ser definida y las tasas de producción deben estar ajustadas.
El próximo paso consiste en validar el modelo de yacimiento dejándolo correr sin ninguna restricción, para observar si dicho modelo es capaz de ajustar los últimos 5 años de historia observada.
En esta corrida el modelo solo será restringido por la presión de cabezal asignada en las tablas de levantamiento artificial en el caso de pozos produciendo por flujo natural o por Gas Lift. La validación del modelo será verificada observando si hay un movimiento de la curva de producción del pozo por encima o por debajo del comportamiento real.
Sino se llega a una validación satisfactoria, se debe revisar si ha habido algún evento que sugiera un cambio en los índices de productividad. Si ese es el caso, el índice de productividad de los pozos afectados debe ser ajustado al momento de tiempo en el que ocurrió tal evento, y la corrida debe realizarse nuevamente. Si eso no ayuda se deben realizar nuevos ajustes en las curvas de permeabilidades relativas.
De ser exitosa la validación se dispondrá de un modelo capaz de reproducir el comportamiento futuro del yacimiento.
6. Documentación del ajuste de historia
Esta etapa permite indicar todas las barreras encontradas en el proceso y como fueron solucionadas. También se registran las limitaciones que no permitieron alcanzar un mejor ajuste.
Tomado de: "Methodological Approach for Reservoir Simulation". Paper SPE 23616. 1992
