MODELOS ANALITICOSTOTALMENTE TERMINADO POZO VERTICALSupuestos: El intervalo de depsito de toda contribuye al flujo en el pozo. El modelo maneja homognea, de doble porosidad y depsitos de compuestos radiales. El lmite exterior puede ser finito o infinito.Figura 4.1 Diagrama esquemtico de un pozo vertical totalmente completado en un depsito infinito homognea.

ParmetrosK Permeabilidad horizontal del depsito.S factor de dao del pozo.ComportamientoA la hora temprana, la respuesta est dominada por el almacenamiento del pozo. Si el almacenamiento de pozo efecto es constante con el tiempo, la respuesta se caracteriza por una pendiente en la unidad curva de presin y la curva derivada de presin.En caso de almacenamiento de variables, un comportamiento diferente puede ser visto.Ms tarde, la influencia de la piel y el depsito coeficiente de almacenamiento crea una joroba en el derivado.A la hora de retraso, un patrn de flujo radial infinita de accin se desarrolla, que se caracteriza por estabilizacin (aplanamiento) de la curva derivada de la presin a un nivel que depende de la k * h producto.Figura 4.2 respuesta reduccin tpica de un pozo vertical totalmente completado en un reservorio infinito homogneo.

FINALIZACIN PARCIALSupuestos: El intervalo sobre el cual el depsito fluye hacia el pozo es ms corta que la espesor del yacimiento, debido a una terminacin parcial. El modelo maneja el almacenamiento del pozo y de la piel, y se supone una reserva de infinito medida. El modelo maneja depsitos homogneos y de doble porosidad.Figura 4.3 Diagrama esquemtico de un parcialmente completado as

ParametrosMech. skin skin mecnica del intervalo de flujo, causada por el dao reservorio.k permeabilidad horizontal reservorio.kz depsito permeabilidad vertical.Parmetros auxiliaresEstos parmetros se calculan a partir de los parmetros anteriores:Pseudodao Skin causado por la conclusin parcial; es decir, por la geometra de la sistema. Representa la cada de presin debido a la resistencia encontrada en la convergencia de flujo.Total skinUn valor que representa los efectos combinados de la piel mecnica y parcial terminacin.Sf = St SrlhComportamientoEn el momento inicial, despus de que el pozo de almacenamiento efectos se ven, el flujo es esfrica o semiesfrica, dependiendo de la posicin del intervalo que fluye. flujo hemisfrico se desarrolla cuando uno de los lmites no-flujo vertical es mucho ms cerca que el otro para el intervalo que fluye. Cualquiera de estos dos regmenes de flujo se caracteriza por una pendiente -0,5 en el grfico log-log de la derivada de presin.En el tiempo de retraso, el flujo es cilndrico radial. El comportamiento es como el de una completado bien en un depsito infinito con una piel igual a la piel total del sistema.Figura 4.4 respuesta reduccin tpica de una parte bien terminado.

FINALIZACIN PARCIAL CON CAPA DE LA GAS O ACUFEROSupuestos: El intervalo sobre el cual el depsito fluye hacia el pozo es ms corta que el espesor del yacimiento, debido a una terminacin parcial. O bien la parte superior o la parte inferior del depsito es una barrera de presin constante (gas capa o acufero). El modelo supone una reserva de extensin infinita. El modelo maneja depsitos homogneos y de doble porosidad.Figura 4.5 Diagrama esquemtico de un parcialmente completado bien en un depsito con un acufero

Parametros Skin mecanico del intervalo de flujo, causada por el dao reservorio.k permeabilidad horizontal reservorio.kz depsito permeabilidad vertical.Parmetros auxiliaresPseudodaoElskin causado por la conclusin parcial; es decir, por la geometra de la sistema. Representa la cada de presin debido a la resistencia encontrada en la convergencia de flujo.Total skinun valor para los efectos combinados de la piel mecnica y terminacin parcial.ComportamientoEn el momento inicial, despus de que el pozo de almacenamiento efectos se ven, el flujo es esfrica o semiesfrica, dependiendo de la posicin del intervalo que fluye. Cualquiera de estos dos los regmenes de flujo se caracteriza por una pendiente -0,5 en el grfico log-log de la presin derivado.Cuando se considera la influencia de la barrera de presin constante, la presin se estabiliza y la curva derivada de presin hunde.Figura 4.6 respuesta reduccin tpica de un parcialmente completado pozo de un yacimiento con un casquete de gas o de un acufero

CONDUCTIVIDAD INFINITA FRACTURA VERTICALSupuestos: El pozo se fractura hidrulicamente durante todo el intervalo depsito. Conductividad de la fractura es infinito. La presin es uniforme a lo largo de la fractura. Este modelo se encarga de la presencia de piel en la cara de la fractura. El depsito es de extensin infinita. Este modelo maneja depsitos homogneos y de doble porosidad.Figura 4.7 Diagrama esquemtico de un pozo completado con una fractura vertical

Parametrosk permeabilidad del yacimiento horizontal.xf fractura vertical de medio cuerpo.ComportamientoEn el momento inicial, despus se ven los efectos de almacenamiento del pozo, la respuesta est dominado por flujo lineal a partir de la formacin en la fractura. El flujo lineal es perpendicular a la fractura y se caracteriza por una pendiente 0.5 en el grfico log-log de la presin derivado.A la hora de retraso, el comportamiento es como el de una reserva infinita completado la mnima o valor negativo para la piel. Un patrn de flujo radial de accin infinita puede desarrollar.Figura 4.8 respuesta reduccin tpica de un pozo completado con una fractura vertical conductividad infinita

FRACTURA VERTICAL FLUJO UNIFORMESupuestos: El pozo se fractura hidrulica en todo el intervalo de depsito. El flujo en la fractura vertical se distribuye de manera uniforme a lo largo de la fractura. Este modelo maneja la presencia de skin en la cara de la fractura. El depsito es de extensin infinita. Este modelo maneja depsitos homogneos y de doble porosidad.

Figura 4.9 Diagrama esquemtico de un pozo completado con una fractura vertical

Parmetrosk permeabilidad del yacimiento horizontal en la direccin de la fractura.xf fractura vertical de medio cuerpo.ComportamientoEn el momento inicial, despus se ven los efectos de almacenamiento del pozo, la respuesta est dominado por flujo lineal a partir de la formacin en la fractura. El flujo lineal es perpendicular a la fractura y se caracteriza por una pendiente 0.5 en el grfico log-log de la presin derivado.A la hora de retraso, el comportamiento es como el de una reserva infinita completado la mnima o valor negativo para la piel. Un patrn de flujo radial de accin infinita puede desarrollar.

Figura 4.10 respuesta reduccin tpica de un pozo completado con una fractura vertical de flujo uniforme

CONDUCTIVIDAD FINITA FRACTURA VERTICALSupuestos: El pozo se fractura hidrulica en todo el intervalo de depsito. Conductividad de la fractura es uniforme. El depsito es de extensin infinita. Este modelo maneja depsitos homogneos y de doble porosidad.Figura 4.11 Diagrama esquemtico de un pozo completado con una fractura vertical

Parmetroskf-w Conductividad fractura vertical k Permeabilidad del yacimiento horizontal en la direccin de la fracturaxf Fractura vertical de medio cuerpoComportamientoEn el momento inicial, despus de que se observan los efectos de almacenamiento del pozo, la respuesta est dominada por la fluir en la fractura. Flujo lineal dentro de la fractura puede desarrollar primero, caracterizado por una pendiente de 0,5 en el grfico log-log del derivado.Para una fractura de conductividad finita, el flujo bilineal, caracterizado por una pendiente de 0,25 en el log log curva de la derivada, puede desarrollarse ms tarde. Posteriormente, el flujo lineal (con pendiente de 0.5) perpendicular a la fractura es reconocible.A la hora de retraso, el comportamiento es como el de una reserva infinita completada la mnima o valor negativo para la piel. Un patrn de flujo radial de accin infinita puede desarrollar.Figura 4.12 respuesta reduccin tpica de un pozo completado con una fractura vertical conductividad finita

POZO HORIZONTAL CON DOS LMITES DE FALTA DE CAUDALSupuestos: El pozo es horizontal. El depsito es de extensin lateral infinito. Dos lmites no-flujo horizontal limitan la extensin vertical del depsito. El modelo maneja una anisotropa de permeabilidad. El modelo maneja homognea y los depsitos de doble porosidad.Figura 4.13 Diagrama esquemtico de un pozo horizontal completado

Parmetros:Lp fluye longitud del pozo horizontalK permeabilidad horizontal del depsito en la direccin del pozoKy depsito de permeabilidad horizontal en la direccin perpendicular al pozo.kz depsito permeabilidad verticalZw Distancia de separacin desde el pozo hasta el fondo del embalseComportamientoEn el momento inicial, despus de que se ve el efecto de almacenamiento de pozo, un flujo radial, caracterizado por una meseta en el derivado, se desarrolla alrededor del pozo en el (yz) plano vertical.Ms tarde, si el pozo est cerca de uno de los lmites, el flujo se vuelve semi radial en elplano vertical, y una meseta desarrolla en el grfico de la derivada con el doble del valor de la primera meseta.Despus de que el flujo radial de tiempo temprano, un flujo lineal se puede desarrollar en la direccin y, caracterizada por una pendiente de 0,5 en la curva de presin derivado en el grfico log-log.En el tiempo de retraso, un flujo radial, que se caracteriza por una meseta en la curva de presin derivada, pueden desarrollar en el horizontal x-y plano.En funcin de los parmetros de pozos y yacimientos, cualquiera de estos regmenes de flujo puede o no se puede observar.Figura 4.14 respuesta reduccin tpica de completado pozo horizontal

POZO HORIZONTAL CON CAPA DE GAS O ACUFEROSupuestos: El pozo es horizontal. El depsito es de extensin lateral infinito. Un lmite horizontal, por encima o por debajo del pozo, es una presin constante lmite. El otro lmite horizontal es un lmite que no permite el flujo. El modelo maneja depsitos homogneos y de doble porosidad.Figura 4.15 Diagrama esquemtico de un pozo horizontal en un yacimiento con un casquete de gas

Parmetros:k permeabilidad horizontal del depsito en la direccin del pozo.ky depsito de permeabilidad horizontal en la direccin perpendicular al pozo.kz depsito permeabilidad vertical.ComportamientoEn el momento inicial, despus de que se ve el efecto de almacenamiento de pozo, un flujo radial, caracterizado por una meseta en la curva de presin derivado en el grfico log-log, se desarrolla alrededor del pozo en el (y-z) plano vertical.Ms tarde, si el pozo est cerca de la frontera sin flujo, el flujo se vuelve radial semi en elplano vertical YZ, y una segunda meseta se desarrolla con un valor doble que la flujo radial.En el tiempo de retraso, cuando se ve la barrera de presin constante, la presin se estabiliza, y la curva derivada de presin hunde.Nota Dependiendo de la relacin de movilidades y coeficiente de almacenmiento entre el depsito y la capa de gas o del acufero, el modelo de barrera de presin constante no pueden ser adecuada. En ese caso, el modelo de un pozo horizontal en un medio de dos capas (disponible en el futuro) es ms apropiado.Figura 4.16 respuesta reduccin tpica del pozo horizontal en un yacimiento con capa de gas o un acufero

YACIMIENTO HOMOGNEOEste modelo se puede utilizar para todos los modelos o las condiciones de contorno mencionadas en"Supuestos" en la pgina 4-1.Figura 4.17 Diagrama esquemtico de un pozo en un yacimiento homogneo

Parmetros:phi Ct coeficiente de almacenamientok permeabilidadh espesor del yacimientoComportamientoComportamiento depende de las condiciones de contorno interior y exterior. Ver la pgina que describe la condicin de contorno adecuado.Figura 4.18 respuesta reduccin tpica de un pozo en un yacimiento homogneo

DEPSITO DE DOBLE POROSIDADSupuestos: El depsito comprende dos tipos distintos de porosidad: matriz y fisuras. La matriz puede ser en forma de bloques, tabletas o esferas. Tres opciones de flujo se proporcionan modelos para describir el flujo entre la matriz y las fisuras. El flujo de la matriz va slo en las fisuras. Slo las fisuras desembocan en el pozo. El modelo de dos porosidad se puede aplicar a todos los tipos de lmite interior y exterior condiciones, excepto cuando se indique lo contrario.

Figura 4.19 Diagrama esquemtico de un pozo en un yacimiento de doble porosidad.

Modelos de flujo interporoso En el modelo de estado pseudoestable, el flujo interporoso es directamente proporcional a la diferencia de presin entre la matriz y las fisuras. En el modelo transitorio, no es la difusin dentro de cada bloque independiente de la matriz. dosgeometras matriz se consideran: Esferas y losas.Parmetros:Omega Relacin de coeficiente de almacenamiento, fraccin de las fisuras volumen de poros a la de poro total volumen. Omega est entre 0 y 1.lambda coeficiente de flujo interporoso, que describe la capacidad de fluir de labloques de la matriz en las fisuras. Lambda es tpicamente un nmero muy pequeo,que van desde 1e - 5 a 1e - 9.ComportamientoA la hora temprana, slo las fisuras contribuyen al flujo, y un depsito homogneose puede observar la respuesta, correspondiente a la coeficiente de almacenamiento y la permeabilidad de la fisuras.Un perodo de transicin se desarrolla, durante el cual se inicia el flujo interporoso. Est marcado por un "valle" en el derivado. La forma de este valle depende de la eleccin de modelo de flujo interporoso.Ms tarde, el flujo interporoso alcanza un estado estacionario. Un depsito homogneo de respuesta, correspondiente a la total del coeficiente de almacenamiento (fisuras + matriz) y la fisura permeabilidad, se puede observar.Figura 4.20 respuesta reduccin tpica de un pozo de un yacimiento de dos porosidad

DEPSITO COMPUESTO RADIALSupuestos: El depsito comprende dos zonas concntricas, centradas en el pozo, de diferente movilidad y / o el coeficiente de almacenamiento. El modelo maneja una terminacin completa con la piel. El lmite exterior puede ser cualquiera de tres tipos: Infinito Crculo de presin constante No-flujo del crculoFigura 4.21 Diagrama esquemtico de un pozo de un yacimiento compuesto radial

Parmetros:L1 radio de la primera zonare radio de la zona externamr Movilidad (k / ) relacin de la zona interior a la zona exteriorsr el coeficiente de almacenamiento (phi * Ct) relacin de la zona interior a la zona exteriorSI piel InterferenciaComportamientoEn el momento inicial, antes de que se ve la zona exterior, la respuesta corresponde a una infiniteacting sistema con las propiedades de la zona interna.Cuando se considera la influencia de la zona exterior, el derivado de presin vara hasta que se alcanza una meseta.A la hora tarde el comportamiento es como la de un sistema homogneo con las propiedades de la zona exterior, con los efectos lmite exterior apropiadas.Figura 4.22 respuesta reduccin tpica de un pozo de un yacimiento compuesto radial

Nota Este modelo tambin est disponible con opciones de dos porosidad.ACTUANDO INFINITOSupuestos: Este modelo de condiciones de contorno exterior est disponible para todos los modelos de yacimientos ypara todas las condiciones de pozo cerca. No hay efectos de frontera exterior se observan durante el perodo de prueba.Figura 4.23 Diagrama esquemtico de un pozo en una reserva infinita de accin

Parmetros:k permeabilidadh espesor del yacimientoComportamientoEn el momento inicial, despus de que se ve el efecto de almacenamiento de pozo, puede haber un periodo de transicin durante el cual las condiciones de pozo cerca y los efectos de doble porosidad (si procede) puede estar presente.A la hora tarde se convierte en el patrn de flujo radial, con el pozo en el centro. la presin aumenta como log t, y el derivado de presin alcanza una meseta. El valor de la derivada en la meseta est determinado por el producto k * h.Figura 4.24 respuesta reduccin tpica de un pozo en una reserva infinita de accin

SOLO FALLO DE SELLADOSupuestos: Un situada a cierta distancia del pozo solo fallo sellado lineal, limita lamedida depsito en una direccin. El modelo maneja plena realizacin en yacimientos homogneos y de doble porosidad.

Figura 4.25 Diagrama esquemtico de un pozo cerca de un solo fallo de sellado

Parmetros:re distancia entre el pozo y el falloComportamientoEn el momento inicial, antes de que se ve el lmite, la respuesta corresponde a la de unasistema infinito. Cuando se ve la influencia de la falla, los derivados presin aumenta hasta que se dobles, y luego permanece constante.A la hora tarde el comportamiento es como la de un sistema infinito con una permeabilidad igual a medio de la permeabilidad del yacimiento.Figura 4.26 respuesta reduccin tpica de un pozo que est cerca de un solo fallo de sellado

Nota La primera meseta en el grfico de la derivada, indicativo de una accin infinita radialflujo, y la posterior duplicacin del valor derivado no puede verse si re es pequeo (este es el pozo est cerca de la falla).

INDIVIDUAL LMITE DE PRESIN CONSTANTESupuestos: Un nico lineal, lmite de presin constante, a cierta distancia del pozo,limita el grado de depsito en una direccin. El modelo maneja plena realizacin en yacimientos homogneos y de doble porosidad.Figura 4.27 Diagrama esquemtico de un pozo cerca de una nica barrera de presin constante

Parmetros:re distancia entre el pozo y el lmite de presin constanteComportamientoEn el momento inicial, antes de que se ve el lmite, la respuesta corresponde a la de unasistema infinito.En el tiempo de retraso, cuando se considera la influencia de la frontera de presin constante, la la presin se estabilice, y la curva derivada de presin hunde.Figura 4.28 respuesta reduccin tpica de un pozo que est cerca de una sola barrera de presin constante

Nota La meseta en el derivado no puede verse si re es lo suficientemente pequeo.

DEFECTOS DE SELLADO PARALELAS Supuestos: Paralelas, lineales, sellando fallos (lmites pero sin caudal), situados a cierta distanciadel pozo, limitar la extensin del yacimiento. El modelo maneja plena realizacin en yacimientos homogneos y de doble porosidad.Figura 4.29 Diagrama esquemtico de un pozo entre las faltas de estanqueidad paralelas

Parmetros:L1 distancia desde el fallo bien a uno de selladoL2 Distancia desde el pozo a la otra falta de estanqueidadComportamientoEn el momento inicial, antes de que se ve el primer lmite, la respuesta corresponde a la de una sistema infinito.En el tiempo de retraso, cuando se considera la influencia de ambos defectos, una condicin de flujo lineal existe en el depsito. Durante el flujo lineal, la curva derivada de la presin sigue una lnea recta de pendiente 0,5 en una parcela log-log. Si la L1 y L2 son grandes y muy diferente, una duplicacin del nivel de la meseta desde el nivel de la primera meseta en el grfico de la derivada se puede ver. Las mesetasindicar el flujo radial de accin infinito, y la duplicacin de nivel se debe a la influencia de la falla ms cerca.Figura 4.30 respuesta reduccin tpica de un pozo entre las fallas de sellado paralelas

LA INTERSECCIN DE LAS FALLASSupuestos: Dos de interseccin, lineal, sellando lmites, situado a cierta distancia de la as, limitar el depsito de un sector con un ngulo theta. El depsito es infinito en la direccin hacia fuera del sector. El modelo maneja una plena realizacin, con el almacenamiento del pozo y de la piel.Figura 4.31 Diagrama esquemtico de un bien entre dos fallos de interseccin de estanqueidad

Parmetros:theta ngulo theta entre las faltas(0