Análisis del comportamiento de la relación gas-petróleo en pozos horizontales de la Faja Petrolífera del Orinoco, Bloque Carabobo

Abstract

En los últimos años se ha incrementado la construcción de pozos horizontales e inclinados a nivel mundial, en búsqueda de optimizar la producción del reservorio, ya que estos pozos presentan numerosas ventajas en comparación con los verticales bajo ciertas condiciones. En esta investigación se analizó el comportamiento de la relación gas-petróleo en pozos horizontales en un modelo a condiciones de yacimiento para sistemas compuestos por arena no consolidada y crudo extrapesado representativos de un yacimiento de la Faja Petrolífera del Orinoco. Para ello se generó un modelo de simulación base en el programa Builder IMEX (CMG, 2019.1), partiendo de datos provenientes de diversas fuentes bibliográficas. En este sentido, se realizó un estudio de sensibilidad, con el fin de identificar cuáles variables son las que tienen mayor influencia en la relación gas-petróleo, acumulado de gas, tasa de petróleo y presión del yacimiento. Para verificar que el modelo representa el comportamiento del yacimiento en forma adecuada, fue necesario llevar a cabo un ajuste de los parámetros primarios monitoreando el histórico de producción. Para este estudio se efectuó una sensibilidad de manera manual, modificando una variable o parámetro a la vez, en el Builder. Según lo realizado, la Saturación gas crítica y las permeabilidades direccionales formaron parte de las variables que predominan en el impacto de este análisis. Posteriormente al disponer de la herramienta CMOST, se evaluó de nuevo el procedimiento de manera automatizada y programada. Se seleccionó como método de cálculo la metodología que integra la superficie de respuesta, donde múltiples parámetros son ajustados en conjunto. Con este método se obtuvo que la Permeabilidad I, Permeabilidad J, Saturación de gas crítica, Saturación de petróleo residual al gas, Permeabilidad relativa del petróleo a la Saturación gas crítica, y Permeabilidad relativa del gas a la Saturación petróleo residual, influyeron significativamente en el estudio realizado. En el proceso realizado por medio de la aplicación CMOST, se pudo apreciar que un margen de error mínimo de 20%.