Ingeniería de Petróleos · 2004

Analisis comparativo de modelos empleados para la generacion de las curvas de permeabilidad relativa en yacimientos naturalmente fracturados

La realización de una adecuada simulación numérica de yacimientos depende, entre otros factores, de curvas de permeabilidad relativa que representen el comportamiento real del flujo en el medio poroso. Las pruebas de laboratorio son la herramienta más confiable en la determinación de las curvas de permeabilidad relativa, sin embargo, en yacimientos naturalmente fracturados (YNF) la realización de estas pruebas puede ser complicada. Se han planteado numerosos modelos que describen el comportamiento de la permeabilidad relativa en este tipo de yacimientos a partir de parámetros medibles, bajo condiciones particulares que limitan su aplicación. Los principales modelos empleados en la predicción del comportamiento de las curvas de permeabilidad relativa en YNF han sido estudiados y comparados mediante el desarrollo de pruebas de desplazamiento agua-petróleo y petróleo-agua, en un núcleo de roca compuesto heterogéneo y artificialmente fracturado, además, se simularon las condiciones de flujo para cada modelo de permeabilidad relativa usando un enmallado fino evitándose con ello el empleo de un modelo de doble porosidad. Se observó que los resultados obtenidos en las pruebas de desplazamiento petróleo-agua y agua-petróleo son afectados por el fenómeno de histéresis. Al realizar la comparación entre los resultados obtenidos en las pruebas experimentales y la simulación numérica de las mismas se estableció que el Modelo de Hirasaki presenta el menor grado de desviación. Además se encontró que la simulación de los modelos EFRP y Lineal arrojó resultados dentro de un rango de tolerancia aceptable para la prueba de desplazamiento agua-petróleo. El simulador de pruebas de desplazamiento en núcleos Sendra, demostró su capacidad para modelar eficientemente las condiciones de flujo en configuraciones de núcleo fracturado sencillas.

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