Variable-Permeability Well-Testing Models and Pressure Response in Low-Permeability Reservoirs with non-Darcy Flow
Modelos de pruebas de pozos de permeabilidad variable y respuesta a la presión en depósitos de baja permeabilidad con flujo no Darcy
Este trabajo propone el concepto de efecto de permeabilidad variable y establece los modelos de prueba de pozos no Darcy unidimensionales y bidimensionales. El algoritmo de diferencias finitas se emplea para resolver las ecuaciones diferenciales del modelo de permeabilidad variable, y la no convergencia de las soluciones numéricas se resuelve utilizando la media geométrica de la permeabilidad. Se obtienen las curvas tipo de presión y derivada de la presión con efecto de permeabilidad variable, y se realiza un análisis de sensibilidad. Los resultados muestran que las curvas tipo se elevan en las secciones media y tardía, y las curvas se elevan más con el efecto de permeabilidad variable más severo. Cuanto más grave es el efecto no Darcy, menos evidentes son las subidas de la curva causadas por el efecto límite. Además, el efecto límite se incrementa al aumentar el número de límites impermeables o al disminuir la distancia entre el pozo y el límite.
INTRODUCCIÓN
Hasta la fecha, la ley de Darcy (Darcy, 1856) se utiliza fundamentalmente en la ingeniería del petróleo, la edafología, la hidrología subterránea y la hidrotecnia para describir matemáticamente el flujo a través de medios porosos. Durante décadas, la teoría clásica de la percolación basada en la ley de Darcy se ha ido desarrollando y se ha convertido en una importante rama de la mecánica de fluidos. Sin embargo, se han encontrado limitaciones de la ley de Darcy tanto en los experimentos de laboratorio como en las observaciones de campo. Muchos investigadores han informado de la presencia de un gradiente umbral para ciertas formaciones de yacimientos, de modo que no hay flujo a través de los medios porosos cuando el gradiente de presión está por debajo de este valor, y se descubrió que la relación entre el caudal y el gradiente de presión es aproximadamente una línea recta que no pasa por el origen. Cuando el agua fluye a través de medios porosos bajo un pequeño gradiente de presión, el agua connata no fluirá en los poros estrechos y bloqueará el flujo de agua libre en el poro más grande adyacente. El bloqueo del agua connata será eliminado, y el agua libre pasará a fluir, sólo cuando el gradiente de presión aumente hasta un valor crítico, es decir, el gradiente de presión umbral. Se investigó el efecto del gradiente de presión umbral en el flujo no constante a través de un medio poroso, y se evaluó el efecto sobre las distribuciones de presión y caudal en un sistema de flujo en un yacimiento de petróleo (Pascal, 1981).
Este documento es un artículo elaborado por Naichao Feng, Shiqing Cheng, Haiyang Yu (MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering China University of Petroleum Beijing. Beijing, China), Weixing Lan (E&D Research Institute of Liao He Oil Field Company, Panjin, Liaoning, China), Guoquan Mu (E&D Institute of Changqing Oil Company, Xiꞌan, Shanxi), Yao Peng (Department of Petroleum Engineering, University of Texas at Austin, Austin, USA) para la Revista Earth Sciences Research Journal Vol 20. Núm. 1. Publicación de Universidad Nacional de Colombia - UN. Colombia. Contacto: [email protected]
Recursos
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Formatopdf
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Idioma:inglés
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Tamaño:1667 kb