Reingeniería de un modelo de yacimiento naturalmente fracturado en carbonatos para evaluar el efecto de la inyección de gases como mecanismo de recuperación mejorada y el aumento del factor de recobro

Abstract

Con este Trabajo Especial de Grado se llevó a cabo la evaluación de un proceso de recuperación mejorada por medio de la inyección de gases miscibles con el fluido del yacimiento, los cuales fueron Dióxido de Carbono y Nitrógeno, en un Yacimiento Naturalmente Fracturado de litología Carbonática; la finalidad de esto fue determinar si los procesos de inyección tenían un efecto positivo en el factor de recobro del yacimiento. La herramienta de simulación CMG con el tipo de simulador GEM, fue la utilizada para llevar a cabo dicho proceso, además permitió a través de WINPROP, ajustar la ecuación de estado para lograr la representatividad del fluido en el modelo dinámico del yacimiento en estudio. Previo al proceso de simulación, fue llevado a cabo el estudio y validación tanto de los datos utilizados para la construcción del modelo estático como los que se tenían para la construcción del modelo dinámico, englobando datos de los fluidos, roca-fluido y valores iniciales del yacimiento. Tomando en cuenta trabajos anteriores, se seleccionó la tasa de inyección para cada tipo de gas, siendo esta 7 MMpcd para el Nitrógeno y 5 MMpcd para el Dióxido de Carbono, así mismo las condiciones de producción de los pozos fueron tomadas en base al historial de cada uno, el arreglo de pozos utilizado fue de 5 pozos invertido. Los parámetros que mostraron mayor efecto sobre los resultados de producción de petróleo en el análisis de sensibilidades fueron el espesor de la formación, la presión inicial del yacimiento, la tasa de inyección y la densidad de fractura. Finalmente se obtuvo un factor de recobro por medio de la inyección de CO2 de 16,2% y por medio de la inyección de Nitrógeno de 13,9%, con respeto al inicial que fue de 11,9%