Aplication of the TDS technique for determining the average reservoir pressure for vertical wells in naturally fractured reservoirs

Resumen

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.