Modelamiento de Reservorios Naturalmente Fracturados (Carbonatados)

Modalidad: Teórico–Práctico

Simulador utilizado: CMG

BUILDER+CEDIT+IMEX+STARS+GEM+RESULTS

Nivel: Intermedio a Avanzado

Duración: 5 días – 2hr/día

Descripción General

Este curso está diseñado para proporcionar una comprensión profunda de los reservorios naturalmente fracturados y los métodos de simulación utilizados para modelar su comportamiento. A través de varios módulos, los participantes explorarán conceptos clave, técnicas de simulación avanzadas y aplicaciones prácticas que les permitirán optimizar la producción de hidrocarburos en estos complejos sistemas. Los ejercicios se realizarán utilizando plataformas de simulación como IMEX, GEM y STARS, permitiendo a los participantes aplicar los conocimientos adquiridos en situaciones del mundo real.

Objetivos del Curso

• Comprender los conceptos fundamentales de los reservorios naturalmente fracturados y su clasificación.

• Aprender a aplicar modelos de porosidad simple y doble para simular el comportamiento de fluidos en reservorios.

• Desarrollar habilidades en el uso de técnicas avanzadas de discretización, como el sistema MINC y el modelo SUBDOMAIN.

• Evaluar el impacto de las interacciones entre la matriz y las fracturas en la producción de hidrocarburos.

• Explorar modelos de doble permeabilidad y su aplicación en la recuperación mejorada de petróleo.

Módulo 1: Conceptos Generales

En este módulo, cubriremos varios conceptos clave sobre los reservorios naturalmente fracturados:

• Características de los Reservorios Fracturados: Entenderemos qué son las fracturas, cómo funcionan en conjunto con la matriz del yacimiento, y cómo impactan en el flujo de hidrocarburos.

• Clasificación de Fracturas: Hablaremos sobre los diferentes tipos de fracturas (tectónicas, diagenéticas, entre otras), y cómo cada una de ellas afecta la producción.

• Modelos de Porosidad Simple y Doble: Analizaremos cómo los modelos de porosidad simple y doble permiten simular el comportamiento de estos reservorios, y cuándo aplicar cada uno de ellos.

• Transferencia y Recuperación: Veremos la importancia de los factores de transferencia entre la matriz y las fracturas, así como los mecanismos de recuperación, incluyendo desplazamiento capilar y segregación gravitacional.

Módulo 2: Modelo de Doble Porosidad Estándar

Un modelo estándar de doble porosidad es una herramienta esencial para simular el comportamiento de fluidos en reservorios naturalmente fracturados. Este modelo conceptualiza el reservorio en dos componentes clave: la matriz, que alberga la mayor parte de los hidrocarburos, y las fracturas, que facilitan el flujo rápido de fluidos.

La interacción entre estos dos elementos se describe mediante la transferencia de masa, permitiendo analizar cómo los fluidos se desplazan desde la matriz hacia las fracturas y, finalmente, hasta los pozos productores.

Este enfoque es crucial para optimizar la producción y comprender la dinámica del flujo en reservorios complejos, como los de carbonatos y lutitas.

En el curso, realizaremos ejercicios en IMEX, GEM y STARS, explorando escenarios estándar, el efecto del empuje de agua, la influencia de la gravedad en el reciclaje de gas, el espaciamiento de las fracturas, la inyección de vapor, la tasa de producción de petróleo y el impacto de la presión capilar.

Módulo 3: Modelo de Doble Porosidad - MINC (Multiple Interacting Continua)

El Sistema MINC es un método avanzado de discretización para la simulación de reservorios naturalmente fracturados, desarrollado inicialmente para yacimientos geotérmicos y posteriormente adaptado para hidrocarburos. Este enfoque permite una representación eficiente del término de transferencia entre la matriz y las fracturas mediante una discretización anidada que mejora la respuesta dinámica del flujo en comparación con el método de porosidad dual estándar.

La discretización en bloques de matriz facilita el establecimiento de gradientes de presión y saturación, aumentando la transmisibilidad del flujo matriz-fractura (M-F) y, por lo tanto, acelerando la respuesta del sistema. Sin embargo, la implementación de este modelo puede incrementar el costo computacional debido a la adición de ecuaciones de conservación. A pesar de este desafío, la estructura de la matriz jacobiana resultante puede optimizar el proceso de simulación.

En el contexto de fuerzas gravitacionales, el enfoque MINC es más preciso para problemas monofásicos o en yacimientos con bloques de matriz relativamente pequeños, donde no se requiere considerar segregación de fases internas.

Para este módulo, tenemos un ejercicio de producción de vapor y agua a partir de un yacimiento geotérmico en STARS.

Módulo 4: Modelo Doble Porosidad - Subdomain

El modelo SUBDOMAIN es un enfoque de simulación utilizado en reservorios de doble porosidad, que se basa en la discretización de bloques dentro de la matriz en formato de "capas" verticales. Propuesto por Gilman y colaboradores en 1986 y 1988, este modelo permite calcular directamente la distribución de saturación vertical dentro de los bloques de la matriz, facilitando el modelado de flujos segregados y el comportamiento de flujo transitorio entre bloques.

Este método es más preciso que los modelos segregados anteriores, ya que no solo distribuye los diferentes niveles de saturación en las fracturas, sino que también considera la distribución de fluidos dentro de los bloques de matriz. Aunque se asume que la matriz se comunica con la fractura de forma vertical, se simulan procesos de drenaje por gravedad y segregación de fase dentro de la matriz.

En un sistema tridimensional, las submatrices están conectadas a las fracturas tanto horizontal como verticalmente, permitiendo el flujo entre bloques de fractura y matriz. Sin embargo, sigue existiendo la limitación de que no hay flujo entre bloques de la matriz. El flujo entre la matriz y la fractura está regulado por factores como la diferencia de densidades entre las fases, el factor de forma y la diferencia de altura entre nodos. Este modelo es particularmente recomendable para simular drenaje por gravedad en reservorios complejos.

En este módulo, veremos ejercicios de modelado de flujo en bloques de fractura con dos regiones PVT, depleción en un modelo composicional de sección transversal y un modelo térmico de empuje con vapor.

Módulo 5: Modelos de Doble Permeabilidad

Los modelos de doble permeabilidad son una extensión del modelo de doble porosidad que permite un flujo más complejo entre los bloques de matriz y las fracturas en un yacimiento. A diferencia del modelo de doble porosidad, en el cual los bloques de matriz no se comunican directamente entre sí, en el modelo de doble permeabilidad sí existe esa comunicación, lo que permite un flujo continuo a través de la red de matriz.

Este modelo es particularmente útil para yacimientos moderadamente o pobremente fracturados, donde la matriz tiene conectividad continua, lo que lo hace ideal para representar formaciones en las que la suposición de discontinuidad de la matriz no es válida. La comunicación matriz-matriz se añade al flujo matriz-fractura y fractura-fractura, creando un sistema más complejo que simula mejor el comportamiento de estos tipos de yacimientos.

El modelo también considera efectos de drenaje gravitacional y continuidad capilar, permitiendo el flujo de fluidos tanto vertical como horizontalmente entre bloques de matriz. Esto es importante en procesos de recuperación asistidos por gravedad, como el SAGD (Steam-Assisted Gravity Drainage), donde el drenaje gravitacional permite una mayor recuperación sin necesidad de que los fluidos pasen por la fractura.

En yacimientos con continuidad capilar, la recuperación de petróleo puede ser más eficiente, ya que el petróleo puede desplazarse directamente a través de los bloques de matriz sin tener que transferirse a las fracturas y luego reabsorberse en la matriz. Esto resulta en una recuperación mejorada en comparación con sistemas sin continuidad capilar.

En resumen, el modelo de doble permeabilidad es más adecuado debido a que se considera conectividad entre los bloques de matriz, ya que permite modelar de manera más precisa fenómenos complejos como el drenaje gravitacional y el flujo continuo de fluidos a través de la matriz, lo que es clave para optimizar la recuperación de hidrocarburos en ciertos tipos de yacimientos.

Para nuestro ejercicio, evaluaremos un caso SAGD (Steam-Assisted Gravity Drainage), un método de recuperación mejorada para extraer petróleo pesado mediante la inyección de vapor.

Conclusión

Al finalizar este curso, los participantes habrán adquirido conocimientos y habilidades esenciales para abordar los desafíos de la simulación de reservorios naturalmente fracturados. La comprensión de los conceptos clave, la capacidad de aplicar modelos avanzados y el conocimiento práctico obtenido a través de ejercicios de simulación permitirán a los profesionales optimizar la producción de hidrocarburos y mejorar la eficiencia de los proyectos en los que participen. Este enfoque integral garantizará que los participantes estén mejor preparados para enfrentar las complejidades de los reservorios en el contexto actual de la industria energética.

¡Inscríbete ahora y lleva tus habilidades de simulación de yacimientos fracturados al siguiente nivel!