CT&F Ciencia, Tecnología & Futuro (Dec 2005)
APLICATION OF THE TDS TECHNIQUE FOR DETERMINING THE AVERAGE RESERVOIR PRESSURE FOR VERTICAl WELLS IN NATURALLY FRACTURED RESERVOIRS Aplicación de la técnica TDS en la determinación de la presión promedio del yacimiento en pozos verticales de yacimientos naturalmente fracturados
Abstract
Average reservoir pressure is used for characterizing a reservoir, computing oil in place, performing reservoir monitoring by material balance, estimating productivity indexes and predicting future reservoir behavior and ultimate recovery. It is truly important to understand much reservoir behavior in any stage of the reservoir life: primary recovery, secondary recovery and pressure maintenance projects. The average reservoir pressure plays a critical role in field appraisal, well sizing, and surface facilities sizing. Almost every well intervention job requires the knowledge of this parameter. No significant research was conducted during the last three decades on the determination of the average reservoir pressure. The majority of the existing methods for determining average reservoir pressure are based on conventional analysis and some of them use correction plots for specific reservoir shapes which made them of low practicity. A new methodology based on the Tiab Direct Synthesis (TDS) technique uses the pressure derivative for determination of the average reservoir pressure was introduced very recently for vertical and horizontal wells in homogeneous reservoirs. This technique has been extended to naturally fractured formations using information from the second straight line of the semilog plot. By default, all reservoirs are naturally fractured; estimating the average reservoir pressure for homogeneous reservoirs should be a specific case of naturally fractured reservoirs. Currently, the inverse procedure is performed. Therefore, in this article a new, easy and practical methodology is presented for the first time, estimating average reservoir pressure for naturally fractured reservoirs (heterogeneous systems) during pseudosteady-state flow period for vertical wells located inside closed drainage regions. This technique employs a new analytical equation which uses a single pressure point and the value of the pressure derivative corresponding to the late time pseudosteady state period eliminating the use of correction charts and type-curve matching. We verified the proposed technique with simulated cases for values of the interporosity flow parameter, Λ, of 1 and the storativity coefficient, , of 0 (homogeneous reservoir) and successfully compared to traditional techniques and by the application to one field case. This technique (Tiab, 1995) is accurate since it uses an exact analytical solution and matches very well the results from conventional analysis. It is also more practical and much easier to use than conventional analysis.La presión promedia del yacimiento se usa en caracterización de yacimientos, para calcular petróleo original, efectuar monitoreo del yacimeinto mediante balance de materia, estimar índices de productividad, y predecir el comportamiento y recobro final de un yacimiento. Es de vital importancia entender al máximo el comportamiento del yacimiento a cualquier etapa de su vida: recuperación primaria, secundaria y proyectos de mantenimiento de presión. La presión promedia juega un papel crítico en evaluación de campos, tamaño del pozo y de facilidades de superficie. Casi todo trabajo de intervención al pozo requiere de este parámetro. Durante las últimas tres decadas se ha efectuado muy poca investigación para determinar la presión promedia del yacimiento. La mayoría de los métodos existentes para su determinación se basan en técnicas convencionales, y algunos de ellos emplean gráficos correctivos para formas de yacimiento específicas lo cual los hace poco prácticos. Recientemente se introdujo una nueva metodología basada en la técnica Tiab Direct Synthesis (TDS) que usa la derivada de presión para determinar la presión promedia en formaciones homogéneas drenadas por pozos horizontales o verticales. Esta técnica ha sido extendida a yacimiento naturalmente fracturado usando información de la segunda línea recta del gráfico semilog. Por antonomasia, todos los yacimientos son naturalmente fracturados. La estimación de la presión promedia para yacimientos homogéneos debería ser un caso particular de los yacimientos naturalmente fracturados. Actualmente, se realiza el proceso inverso. En este artículo se presenta por primera vez una metodología nueva, fácil y práctica para yacimientos naturalmente fracturados sistemas heterogéneos) durante estado pseudoestable para pozos verticales, localizados en regiones de drene cerrados. Esta técnica usa una nueva ecuación analítica la cual a su vez usa un único punto de presión y derivada de presión correspondiente al flujo pseudoestable tardío, evitando el uso de cartas correctivas y curvas tipo. La técnica propuesta se verificó con casos sintéticos para valores del parámetro de flujo interporoso, Λ, de 1 y el coeficiente de almacenaje, ?, de 0 (yacimiento homogéneo) y se comparó satisfactoriamente con las técnicas convencionales y a la aplicación de un caso de campo. Esta técnica (Tiab, 1995) es exacta puesto que utiliza una solución analítica directa y se ajusta muy bien con los resultados obtenidos por el método convencional. La técnica es más práctica y fácil de usar que el método convencional.
