Integración de la Historia de Producción Multifásica en la Caracterización Estocástica de Reservorios

Resumen Este artículo se centra en la integración de la historia de producción del campo en la caracterización del reservorio a través del modelado inverso estocástico. Un elemento clave de nuestro enfoque es un simulador de líneas de corriente tridimensional (3D) que es órdenes de magnitud más rápido que los simuladores numéricos tradicionales y, por lo tanto, permite la inversión rápida de datos de producción multifásica. Se generan campos de permeabilidad estocástica, condicionados a la historia de producción del campo, mediante un enfriamiento simulado. También exploramos la resolución espacial asociada con las estimaciones de las variaciones de permeabilidad del reservorio derivadas del uso de la historia de producción del campo. Con base en técnicas de la teoría inversa geofísica, abordamos cuestiones como la sensibilidad de datos, la resolución espacial, los núcleos de promedio y las incertidumbres asociadas a nuestras estimaciones de la permeabilidad del reservorio. La técnica de inversión propuesta se ha aplicado a casos sintéticos así como de campo. El ejemplo sintético implica un análisis de sensibilidad de la historia de producción multifásica en patrones heterogéneos de cinco y nueve puntos. El ejemplo de campo consiste en la historia de producción de un patrón de cinco puntos en la unidad norte de Robertson, un reservorio carbonatado de baja permeabilidad en el oeste de Texas. La historia de corte de agua en los productores se utiliza para estimar las variaciones de permeabilidad en un modelo de dos capas (matriz-fractura) del reservorio. Todos los cálculos se realizaron en un Pentium de 125 MHz con un tiempo de ejecución promedio de aproximadamente 4 horas de reloj, lo que indica la viabilidad de nuestro enfoque.