MX2014006667A - Sistema y metodo para simulacion de desorcion de gas en un deposito utilizando un enfoque de multi-porosidad. - Google Patents

Abstract

Se describe un sistema y método de simulación de depósito de esquisto de hidrocarburos representado por un modelo que tiene al menos cuatro tipos diferentes de nodos de porosidad. El método incluye los pasos implementados por computadora de caracterizar los nodos de porosidad dentro del modelo como uno de sistemas de poro de fractura natural, sistemas de poro de matriz, sistemas de poro de fractura inducida o sistemas de poro de cavidad. Después de la caracterización, se identifican términos de transferencia entre nodos. Los términos de transferencia pueden incluir términos de transferencia entre nodos de cavidad, nodos de matriz, nodos de fractura natural y nodos de fractura inducida. Una vez que los términos de transferencia han sido asignados, se puede resolver el sistema lineal para el modelo utilizando un solucionador lineal. El método además incluye los pasos de utilizar los nodos de poro caracterizados para definir una o más sub-retículas que representan una zona dentro del depósito, en donde la zona incluye al menos un nodo de cada tipo de porosidad; y en donde el solucionador lineal se aplica por sub-retícula o sub-retículas asociadas.

Description

SISTEMA. Y MÉTODO PARA SIMULACIÓN DE DESORCIÓN DE GAS EN UN DEPÓSITO UTILIZANDO UN ENFOQUE DE MULTI-POROSIDAD CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere al campo de estudio de depósitos de hidrocarburos, y más particularmente se refiere a un sistema y método de simulación de depósitos por medio de modelos analíticos.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La simulación de depósito es un área de la ingeniería de depósitos que emplea modelos de computadora para predecir el transporte de fluidos, tales como el petróleo, el agua, y el gas dentro de un depósito. Los simuladores de depósitos se utilizan por los productores de petróleo en la determinación de la mejor forma para desarrollar nuevos campos, así como en la generación de pronósticos de producción en los cuales se basan las decisiones de inversión en relación con los campos desarrollados .

Los depósitos fracturados presentan desafíos especiales para la simulación debido a los múltiples sistemas o estructuras de porosidad que pueden estar presentes en estos tipos de depósitos. Los depósitos fracturados tradicionalmente se modelan por la representación del medio poroso utilizando dos sistemas o estructuras de poro coexistentes interconectadas por redes de flujo, en lo que se denomina como análisis de porosidad dual. Un tipo de sistema de poro que se utiliza en el arte actual es la matriz de roca, definida con nodos de matriz, que se caracteriza por alto volumen de poros y baja conductividad. El otro tipo de sistema de poro utilizado en el arte actual son las fracturas inducidas, y definidas con nodos de fractura, se caracteriza por bajo volumen de poros y alta conductividad. Estos métodos y sistemas de simulación de depósitos del arte actual típicamente tratan el gas absorbido dentro del depósito como que reside en los poros de matriz de roca del depósito. Por ejemplo, en una representación simulada, denominada como porosidad dual, permeabilidad simple (DPSP, Dual-Porosity, Single-Permeability) , los nodos de simulación de matriz se comunican solamente con los nodos de simulación de fractura, y el análisis se enfoca en la transferencia de masa y flujo de fluido de hidrocarburos entre los nodos de matriz y los nodos de fractura. En DPSP, los nodos de fractura también se pueden comunicar con otras fracturas, que se comunican con los nodos de simulación de matriz así como otros nodos de simulación de fractura. En otra representación simulada, denominada como porosidad dual, permeabilidad dual (DPDP, Dual-Porosity, Dual-Permeability) , los nodos de simulación de matriz se comunican con los nodos de simulación de fractura asi como otros nodos de simulación de matriz, y el análisis se enfoca en la transferencia de masa y el flujo de fluido de hidrocarburos entre los nodos de matriz y los nodos de fractura asi como entre los nodos de matriz y otros nodos de matriz .

Aquellos experimentados en la materia apreciarán que "nodos" como se utiliza en este documento se refieren a una representación elemental de estructuras de poro dentro de un depósito simulado, mientras que "zonas" se refiere a una colección de nodos dentro del depósito simulado. Las incógnitas tales como las presiones y la composición se resuelven para, típicamente en una forma de nodo por nodo, incrementos de tiempo y/o profundidad deseados.

Un tipo particular de depósito encontrado en la simulación de depósito de petróleo y gas es un depósito de esquisto. Los depósitos de esquisto típicamente incluyen poros o cavidades grandes. Las cavidades son espacios de poro que son comparativamente más grandes que los espacios de poro de la matriz de roca. El kerógeno reside en este sistema de cavidades dentro de la matriz de roca porosa.

Las cavidades pueden o no estar conectadas entre ellas. Las "cavidades separadas" son cavidades que están interconectadas solamente a través de la porosidad inter partículas, esto es, la porosidad de matriz de roca, y no están interconectadas entre ellas (como son los volúmenes de poro de matriz y los volúmenes de poro de fractura) . Las "cavidades en contacto" son cavidades que están interconectadas entre ellas. Debido a sus características físicas y mecánicas separadas, la retención de fluido y las propiedades de transporte de los sistemas de poro de cavidad son diferentes a aquellas de ambos sistemas de matriz y de fractura, y por lo tanto no se han abordado de manera adecuada con análisis utilizando solamente sistemas de porosidad de matriz y sistemas de porosidad inducida. En otras palabras, debido a las complejidades geológicas de los depósitos de esquisto, las técnicas tradicionales de modelado de depósito de porosidad dual no predicen de manera adecuada la transferencia de masa y las características de flujo de fluido de los depósitos de esquisto.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Para superar las limitaciones mencionadas anteriormente y otras de los enfoques actuales, en este documento se describen una o más modalidades que comprenden un simulador de depósito que incluye una manera única para manejar la desorción de gas en las simulaciones de depósito de gas de esquisto al simular rigurosamente el mecanismo de flujo que ocurre en el mismo.

Se ha encontrado que el mecanismo para la desorción de gas en un depósito de gas de esquisto se basa en la existencia de cuatro sistemas de porosidad separados, cada uno de los cuales se incorpora en el método y sistema de la invención. En el método y sistema de la invención, cada uno de estos cuatro sistemas de porosidad se caracteriza por separado y se incorpora en el modelo. Los cuatro sistemas de porosidad son el sistema de porosidad de matriz, los sistemas de porosidad de fractura inducida, el sistema de porosidad de fractura natural y el sistema de porosidad de cavidad. Como se explicó anteriormente, hasta ahora, solamente el sistema de porosidad de matriz y los sistemas de porosidad de fractura inducida han sido utilizados en el modelado de depósitos en el pasado. El método y sistema de la invención incorporan los sistemas de porosidad de fractura natural y los sistemas de porosidad de cavidades.

El más interno de estos sistemas de porosidad es el de cavidades de kerógeno, que contiene la saturación de gas como fluido humectante. Los otros sistemas de porosidad, que son la matriz de roca, la red de fracturas inducidas y la red de fracturas naturales, funcionan como conductos para el gas contenido en el kerógeno del esquisto. En lugar de recibir en poros en toda la matriz de roca porosa, el gas adsorbido generalmente se encuentra solamente en las cavidades de kerógeno. Las fracturas naturales existen cerca de las cavidades, cuyas fracturas naturales pueden o no estar abiertas. La matriz de roca del entramado del medio poroso conecta las fracturas naturales complejas a las fracturas hidráulicas inducidas cerca del pozo. La única forma precisa para tratar este sistema de acuerdo con las características de flujo del mismo, y en particular para tomar en cuenta las cavidades en toda la matriz, requiere un sistema de simulación de porosidad múltiple en el cual las porciones con cavidades de la formación que contienen el kerógeno están conectadas a la matriz de roca y el sistema de fractura natural. Las fracturas de matriz y naturales están conectadas a las fracturas inducidas cerca del pozo, cuyas fracturas tendrán a su vez propiedades diferentes a las fracturas naturales debido a la presencia del fluido de fracturación y quizás apuntalante, y por lo tanto una razón de por qué los sistemas de poro de fracturas naturales y los sistemas de poro de fracturas inducidas se caracterizan y se analizan por separado en el método y sistema de la invención.

El sistema de simulación descrito en el documento de Solicitud de PCT No. PCT/US2011/44178 proporciona una herramienta única para simular sistemas generales de multi-porosidad en los cuales el flujo de fluido a través de los diferentes sistemas de porosidad se modela utilizando diferentes ecuaciones y colectividades de acuerdo con las características de los sistemas de porosidad. Las modalidades descritas en este documento utilizan esta característica para simular, en una forma única, la desorción de gases de los depósitos de gas de esquisto. Las ecuaciones proporcionadas en lo sucesivo son funciones de transferencia que se derivan de observaciones de campo y mediciones de laboratorio del proceso de desorción a partir de las cavidades de kerógeno, la matriz y fracturas de un depósito. Las funciones de transferencia se utilizan entonces por el sistema de simulación para simular el sistema complejo de fracturas para el esquisto como depósito acoplado con la desorción de kerógeno. En una modalidad de la invención, la porosidad con cavidades se utiliza para modelar la desorción de kerógeno desde dentro de un sistema complejo de fracturas que comprende fracturas tanto inducidas como naturales.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Se puede adquirir un entendimiento más completo de la presente divulgación y las ventajas de la misma al hacer referencia a la siguiente descripción tomada en conjunción con las figuras de acompañamiento, en donde: La Figura 1 es un diagrama de bloques de un sistema de computadora de acuerdo con la presente invención.

La Figura 2 ilustra un ejemplo de un modelo de simulación de depósito que comprende múltiples pozos.

La Figura 3 ilustra una representación de una formación ejemplar que comprende una red compleja de fracturas inducidas artificialmente.

La Figura 4 muestra un diagrama de flujo que ilustra los pasos del proceso de la invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La Figura 1 es un diagrama de bloques de un sistema de computadora 100 ejemplar adaptado para implementar un sistema de simulación de depósito como se describe en este documento. En una modalidad, el sistema de computadora 100 incluye al menos un procesador 102, almacenamiento 104, dispositivos de entrada/salida (I/O, Input/Output ) 106, y una pantalla 108 interconectada por medio de un enlace común del sistema 109. Las instrucciones de software ejecutables por el procesador 102, para implementar un sistema de simulación del depósito 110 de acuerdo con las modalidades descritas en este documento, se pueden almacenar en el almacenamiento 104. Aunque no se muestra explícitamente en la Figura 1, se reconocerá que el sistema de computadora 100 puede estar conectado a una o más redes públicas y/o privadas por medio de conexiones de red apropiadas. También se reconocerá que las instrucciones de software que comprenden el sistema de simulación del depósito 110 se pueden cargar en el almacenamiento 104 desde un CD-ROM u otro medio de almacenamiento apropiado.

En una modalidad, una porción del sistema de simulación del depósito 110 se implementa utilizando software de simulación del depósito. En esta modalidad, un tipo de datos de "sub-retícula" se utiliza para ofrecer un diseño de formulación generalizado. En una modalidad, este tipo de datos puede ser Fortran. La sub-reticula define el dominio de la retícula y las propiedades de interconectividad de los nodos de las diferentes estructuras de porosidad. También rastrea diferentes variables de nodo, tales como la presión, composición, saturación de fluido, etc. Las sub-retículas se designan como si fueran de un tipo de porosidad particular, p.ej., fractura natural, matriz, fractura inducida y cavidad. Los nodos que constituyen estas retículas se denominan correspondientemente como nodos de fractura natural, nodos de matriz, nodos de fractura inducida y nodos de cavidad. Las sub-retículas de diferentes tipos de porosidad que ocupan el mismo espacio físico se dice que están "asociadas". Las conexiones entre tipos de porosidad, y en particular, los nodos de los tipos de porosidad, se representan como conexiones externas, sub-reticula a sub-reticulas asociadas. Las conexiones internas (o intra-reticula ) , y en particular, los nodos de una sub-reticula, representan conexiones de flujo dentro de un tipo de porosidad.

El modelado de un depósito de gas de esquisto involucra generalmente definir uno o más pozos de producción alargados, altamente desviados, típicamente de miles de pies de longitud, con múltiples zonas de fractura hidráulica colocadas sustancialmente perpendiculares al pozo, dependiendo del campo de esfuerzos en la formación. Para ciertas formaciones, el campo de esfuerzos es tal que se induce un sistema complejo de fracturas entre las fracturas grandes que emanan desde el pozo. Una representación de tales fracturas para una formación ejemplar se presenta en la Figura 2 y se designa por un número de referencia 200. La representación 200 ha sido derivada a partir de un modelo de elementos finitos del medio poroso de la formación seguido de la inyección a alta presión del fluido de fractura y apuntalante. Las líneas más gruesas, tales como aquellas designadas por el número de referencia 202, representan fracturas inducidas por fracturación hidráulica, como se describió anteriormente, y que han sido modeladas en el arte actual, esto es, sistemas de porosidad de fractura inducida.

Las lineas más estrechas y las características triangulares, tales como aquellas designadas por los números de referencia 204 y 206, respectivamente, representan una retícula de volumen finito posible con la cual modelar el flujo del fluido (principalmente gas y agua) en la red compleja de fracturas y eventualmente a un pozo de producción horizontal a través de la fractura inducida, como se ilustra en la Figura 3. Específicamente, la Figura 3 ilustra una retícula de simulación 300 para un pozo alargado, sustancialmente horizontal 302, rodeado por las fracturas inducidas 304 y una red compleja de fracturas naturales 306.

Se ha encontrado que hay dos características de la física en la simulación del depósito que se requieren para modelar apropiadamente el flujo del gas de esquisto a un pozo en un depósito: el flujo no Darciano (turbulento) y la desorción de gas. En el método y sistema de la invención, estas dos características se consideran cuando se modela la transferencia de masa y el flujo de fluido entre los nodos de matriz, los nodos de fractura natural, los nodos de fractura inducida y los nodos de cavidad.

El flujo no Darciano es flujo de fluido que se desvía de la suposición' de Darcy de que el flujo de fluido en la formación será laminar. El flujo no Darciano se observa típicamente en diferenciales de presión inducida de flujo de gas de alta velocidad entre la formación y el pozo.

Específicamente, cuando el flujo en el pozo alcanza velocidades superiores al número de Reynolds para flujo de Darcy (o laminar), resulta el flujo turbulento y se debe utilizar el análisis no Darciano. El efecto del flujo no Darciano es un efecto de daño [skin effect) que depende del caudal. Esto es, conforme aumenta la velocidad dentro del pozo, hay un aumento en la caída de presión entre el pozo y la fractura.

Por lo tanto, la ecuación típica para el flujo en el depósito se modifica para tomar en cuenta los efectos del flujo no Darciano utilizando el parámetro de Forchheimer ß en la ecuación (1) siguiente: Donde : P = presión dP — = caída de presión en una dirección x ex µ = viscosidad = permeabilidad kr = permeabilidad relativa A = área de sección transversal para el flujo ß = parámetro de Forchheimer p = densidad q = caudal Para el flujo de alta velocidad que ocurre en las fracturas y cerca del pozo, el flujo no Darciano resulta en un aumento significativo en la caida de presión y por lo tanto juega un rol importante en el modelado apropiado de la producción de gas de esquisto. Debido a que las técnicas del arte actual no tendían a modelar los sistemas de puro de fractura natural, en la medida en que el análisis de flujo no Darciano ha sido utilizado el pasado para el modelado de depósitos, solamente ha sido utilizado para modelar el flujo en sistemas de poro de matriz y sistemas de fractura inducida .

Desafortunadamente, la inclusión del efecto de la ecuación (1) en el flujo de fluido del depósito representa significativamente más esfuerzo del que se requería para el factor de daño (skin factor) . Debido a que la velocidad depende no solamente de la caída de presión sino también de la viscosidad y la permeabilidad relativa, se agrega una dependencia altamente no lineal a las ecuaciones de flujo para tratamiento de flujo no Darciano de bloque de retícula-a-bloque de retícula o fractura-a-fractura. El factor de daño requiere solamente una modificación menor al coeficiente para la pérdida de presión entre el pozo y el depósito o las fracturas. La inclusión del efecto no Darciano agrega un término no lineal importante a las ecuaciones de presión y requiere que este término se incluya en la linealización para la reiteración de Newton-Raphson para resolver en cuanto al flujo en el pozo y el depósito. A su vez, esto puede aumentar el número de iteraciones no lineales y por lo tanto aumentar el tiempo de computación general para la simulación del depósito .

La desorción de gas para el desarrollo del esquisto es un parámetro importante, hasta ahora poco utilizado en el modelado de la formación de esquisto. Se estima que en algunas formaciones de esquisto, más del 50% de la producción de gas será debido a la desorción. En la medida que la desorción de gas ha sido modelada en los depósitos de esquisto, su uso se ha limitado a la desorción desde la matriz de esquisto. Hasta ahora no se ha aplicado al análisis de desorción de cavidades de kerógeno. Debido a que la economía es altamente dependiente de la recuperación final de la formación, la desorción de gas se debe tratar para un sistema de simulación de depósito de gas de esquisto para que tenga credibilidad. Además, se debe aplicar en una forma que toma en cuenta la existencia de cavidades de kerógeno dentro del depósito. La desorción se describe por la ecuación de Langmuir (ecuación (2) siguiente) para las características de desorción isotérmica: Donde : volumen de gas contenido en el medio poroso VL = volumen de adsorción asintótica presión en la cual el volumen adsorbido alcanza P = presión del depósito uso de la ecuación (2) en el simulador resulta en una modificación similar a la de la porosidad dual, permeabilidad simple (DPSP), en la cual se incluye una fuente de gas, esto es, nodos de cavidad, en cada retícula, el volumen de la cual depende del cambio en la presión de matriz a través de un paso de tiempo en el simulador.

Para tratamiento más riguroso de la física, puede también ser necesaria la consideración del tiempo de sorción y los efectos de desorción en la permeabilidad de la formación. El tiempo de sorción es el tiempo que toma para que el 63.2% del gas sea desorbido como se calcula utilizando la ecuación (2) . En el caso de gas de esquisto, este tiempo es generalmente extremadamente corto y se puede ignorar. De manera similar, el efecto de la desorción en la permeabilidad de matriz es generalmente muy pequeño para el gas de esquisto y también se puede ignorar fácilmente.

En la práctica, cuando la presión se baja en el pozo de producción horizontal 302 (Figura 3), la presión se baja casi instantáneamente en todo el sistema de fracturas (incluyendo las fracturas inducidas y las fracturas naturales) al cual está conectado el pozo. Para esas fracturas conectadas directamente a una cavidad de kerógeno, la presión también se reduce desde la presión inicial. A partir de la ecuación (2) anterior, el kerógeno debe liberar gas a las fracturas circundantes del depósito y basadas en matriz en la ecuación de Langmuir. Aunque los parámetros VL y PL se pueden determinar experimentalmente , a menudo estos se estiman por analogía y reglas de oro. El flujo a través de las múltiples fracturas y matriz representa una diferencia significativa con el tratamiento convencional en el cual solamente la matriz contiene el gas adsorbido que está directamente en contacto con las fracturas. El tratamiento más complejo utilizando cavidades debería permitir una simulación más realista de la desorción en comparación con lo que se logra actualmente ya que la geometría compleja del medio poroso se caracteriza correctamente.

Con referencia a la Figura 4, se muestra un diagrama de flujo que ilustra los pasos del proceso de la invención. El proceso se utiliza para modelar las características de flujo a un pozo de un depósito de esquisto que tiene cavidades de kerógeno y se lleva a cabo preferiblemente en conjunción con un modelo tridimensional de un depósito. En el paso 400, se emprende la caracterización en la cual se describen al menos tres, y preferiblemente cuatro diferentes tipos de poro con base en las características de esquisto fracturado. En una modalidad, se identifican al menos tres tipos de poro diferentes, seleccionados del grupo que consiste de sistemas de poro de fractura natural, sistemas de poro de matriz, sistemas de poro de fractura inducida y sistemas de poro de cavidad. En una modalidad, se identifican cuatro tipos de poro diferentes, es decir sistemas de poro de fractura natural, sistemas de poro de matriz, sistemas de poro de fractura inducida y sistemas de poro de cavidad. En cualquier evento, en el paso 402, se utilizan los tipos de poro para crear una o más sub-retículas que representan una zona dentro del depósito. Cada zona incluye una pluralidad de nodos de al menos uno de los tipos de poro. En una modalidad, se crea una sub-retícula para al menos tres tipos de poro diferentes para una zona. En una modalidad, se crea una sub-retícula para cada uno de los cuatro tipos de poro para una zona.

En el paso 404, una vez que el depósito de esquisto se ha descrito lo suficientemente, se identifican y se asignan con actividades o términos de transferencia, si los hay, entre los nodos. Esto puede incluir conectividad entre nodos similares dentro de la misma sub-reticula, tal como entre nodos de matriz dentro de una sub-reticula, o puede incluir conectividad entre los nodos de una sub-reticula y los nodos de otra sub-reticula asociada, tal como entre nodos de cavidad y nodos de fractura natural o entre nodos de matriz y nodos de cavidad. Estos términos de transferencia son los parámetros que efectúan los caudales entre los diferentes tipos de porosidad, tal como, por ejemplo, presiones iniciales de poro, distribuciones de fluido y volúmenes. Estos términos de transferencia se asignan preferiblemente en una base nodal a los nodos de las sub-reticulas . En una modalidad, el modelo consiste de al menos tres tipos de poro diferentes y volúmenes asociados que contienen fluidos que se van a modelar. En una modalidad, el modelo consiste de al menos cuatro tipos de poro diferentes y volúmenes asociados que contienen fluidos que se van a modelar.

En el paso 406, se pueden asignar las magnitudes conocidas para los términos de transferencia, tal como, por ejemplo, densidades, volúmenes, caudales, y compresibilidades .

Ahora en el paso 408, se incorporan al modelo tales términos como condiciones de frontera en tal forma que la extracción del gas es consistente con las fracturas inducidas del pozo. Dicho de otra forma, para iniciar el flujo en la simulación, se selecciona una presión del pozo y se incorpora en el modelo. Esta presión afecta el flujo en las fracturas inducidas, lo cual, a su vez en virtud de los términos de transferencia, afecta el flujo entre los otros tipos de porosidad.

En el paso 410, se utiliza un solucionador para resolver cualquiera de las magnitudes desconocidas de los términos de transferencia asociados con los nodos. En una modalidad, se seleccionan ecuaciones no lineales para modelar el depósito y las sub-retículas y nodos de las mismas. En una modalidad, se aplica la metodología lineal del solucionador por la sub-reticula o las sub-retículas asociadas. Entonces se aplica el método de Newton-Raphson para linealizar estas ecuaciones no lineales. El solucionador lineal se puede entonces aplicar las ecuaciones lineales para resolver y encontrar las incógnitas. En una modalidad, este paso se puede reiterar utilizando las magnitudes resultantes hasta que se alcance un grado deseado de convergencia entre las ecuaciones lineales y no lineales.

En el paso 412, opcionalmente , una vez que se obtiene el grado de convergencia deseado y se identifican las magnitudes de las incógnitas, se puede incrementar el tiempo y/o se pueden alterar los parámetros del pozo, tales como las condiciones de frontera de la presión, para alcanzar un nivel deseado de transferencia de masa y flujo de fluido para el depósito modelado.

Los métodos y sistemas anteriores descritos en este documento son particularmente útiles en la perforación de pozos en depósitos de esquisto. Primero se modela un depósito de esquisto como se describe en este documento para diseñar un plan de terminación de pozo para un pozo. En una modalidad, el plan de terminación de perforación del pozo incluye la selección de un plan de fracturación, que puede incluir la selección de zonas de fractura y su posicionamiento, fluidos de fracturación, apuntalantes y presiones de fracturación . En otras modalidades, el plan de terminación de perforación del pozo puede incluir seleccionar una trayectoria particular del pozo o seleccionar una presión deseada del pozo para facilitar la transferencia de masa y flujo de fluido al pozo. Con base en el modelo, se puede implementar un plan de perforación y un pozo perforado de acuerdo con el plan. Después de eso, en una modalidad, se puede llevar a cabo la fracturación de acuerdo con el modelo para mejorar el flujo desde el depósito al pozo. En otra modalidad, se puede ajusfar la presión del pozo de acuerdo con el modelo para alcanzar un grado deseado de transferencia de masa y flujo de fluido. Aquellos experimentados en la materia apreciarán que mientras el método de la invención se ha descrito estadísticamente como parte de la implementación de un plan de perforación, el método también se puede implementar dinámicamente. Por lo tanto, se puede implementar un plan de perforación y los datos del proceso de perforación, y en particular, se pueden utilizar las características reales del flujo del depósito para actualizar el modelo para la perforación de pozos adicionales dentro del depósito. Después de implementar el plan de perforación, se puede utilizar el sistema de la invención durante el proceso de perforación sobre la marcha o iterativamente para calcular y recalcular las características de conectividad del depósito a través de un periodo de tiempo conforme los parámetros cambian o se clarifican o se ajustan. En cualquier caso, se pueden utilizar los resultados de los cálculos dinámicos para alterar un plan de perforación implementado previamente. Por ejemplo, los cálculos dinámicos pueden resultar en la utilización de un fluido de fracturación más pesado o más ligero .

Mientras se han descrito a detalle ciertas características y modalidades de la invención en este documento, se entenderá fácilmente que la invención abarca todas las modificaciones y mejoras dentro del alcance y espíritu de las siguientes reivindicaciones. Además, no se pretende ninguna limitación en los detalles de construcción o diseño e se muestran en este documento, que no sea como se describe en las reivindicaciones de más adelante. Además, aquellos experimentados en la materia apreciarán que la descripción de los diferentes componentes como orientados verticalmente u horizontalmente no se pretenden como limitaciones, pero se proporcionan para la conveniencia de describir la invención.

Es por lo tanto evidente que las modalidades ilustrativas particulares que se divulgaron anteriormente se pueden alterar o modificar y que todas esas variaciones se consideran dentro del alcance y espíritu de la presente invención. También, los términos en las reivindicaciones tienen su significado simple, ordinario, a menos que se defina explícitamente y claramente lo contrario por el titular de la patente.

Claims (29)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito la presente invención como antecede, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES

1. Un método para llevar a cabo la simulación de un depósito de esquisto representado por un modelo, el método comprende los pasos implementados por computadora de: caracterizar al menos tres tipos de porosidad diferentes para el depósito modelado, dichos al menos tres tipos diferentes de porosidad seleccionados del grupo que consiste de sistemas de poro de fractura natural, sistemas de poro de matriz, sistemas de poro de fractura inducida y sistemas de poro de cavidad; identificar los términos de transferencia entre dichos al menos tres tipos de porosidad; y resolver un sistema lineal para el modelo utilizando un solucionador lineal.

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque la formación se caracteriza con al menos uno de cada uno de los tipos de porosidad de los sistemas de poro de fractura natural, los sistemas de poro de matriz, los sistemas de poro de fractura inducida y los sistemas de poro de cavidad.

3. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque los tipos de poro caracterizados se utilizan para crear una o más sub-reticulas que representan una zona dentro del depósito.

4. El método de acuerdo con la reivindicación 3, caracterizado porque cada zona incluye una pluralidad de nodos de al menos uno de los tipos de porosidad.

5. El método de acuerdo con la reivindicación 3, caracterizado porque se crea una sub-reticula para al menos tres tipos de poro diferentes para una zona.

6. El método de acuerdo con la reivindicación 3, caracterizado porque se crea una sub-reticula para cada uno de los cuatro tipos de poro diferentes para una zona.

7. El método de acuerdo con la reivindicación 5, caracterizado porque cada zona incluye una pluralidad de nodos de al menos uno de los tipos de porosidad.

8. El método de acuerdo con la reivindicación 7, caracterizado porque se identifican los términos de transferencia entre los mismos tipos de nodo dentro de la misma sub-reticula.

9. El método de acuerdo con la reivindicación 7, caracterizado porque se identifican los términos de transferencia entre los diferentes tipos de nodo en diferentes sub-reticulas .

10. El método de acuerdo con la reivindicación 7, caracterizado porque se identifican los términos de transferencia entre los diferentes tipos de nodo dentro de la misma sub-reticula .

11. El método de acuerdo con la reivindicación 7, caracterizado porque se asignan los términos de transferencia entre nodos en una forma nodal a los nodos de las sub-retículas.

12. El método de acuerdo con la reivindicación 11, caracterizado porque los términos de transferencia incluyen presiones de poro, distribuciones de fluido y volúmenes iniciales .

13. El método de acuerdo con la reivindicación 11, caracterizado porque los tipos de poro caracterizados incluyen al menos uno de cada uno de los tipos de porosidad de los sistemas de poro de fractura natural, los sistemas de poro de matriz, los sistemas de poro de fractura inducida y los sistemas de poro de cavidad, y en donde la zona incluye al menos un nodo de cada tipo de porosidad.

14. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque el paso de resolver el sistema lineal comprende seleccionar ecuaciones no lineales para representar el depósito modelado; y la linealizar las ecuaciones no lineales para resolverlas subsecuentemente utilizando el solucionador lineal.

15. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque los tipos de poro caracterizados se utilizan para crear una o más sub-reticulas que representan una zona dentro del depósito, y en donde el solucionador lineal se aplica por sub-reticula o sub-reticulas asociadas.

16. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque el paso de resolver un sistema lineal se iterado utilizando las magnitudes resultantes hasta que se alcanza un grado deseado de convergencia entre las ecuaciones lineales y no lineales.

17. El método de acuerdo con la reivindicación 1, además comprende el paso de alterar la presión del pozo del modelo para alcanzar un nivel deseado de transferencia de masa y flujo de fluido para el depósito modelado.

18. Un producto de programa de computadora que comprende medio legible por computadora no transitorio que tiene instrucciones almacenadas en el mismo ejecutables por una computadora para provocar que la computadora lleve a cabo la simulación de un depósito representado por un modelo que tienen una pluralidad que nodos de porosidad, las instrucciones para provocar que la computadora: caracterice al menos tres tipos de porosidad diferentes para el depósito modelado, dichos al menos tres tipos diferentes de porosidad seleccionados del grupo que consiste de sistemas de poro de fractura natural, sistemas de poro de matriz, sistemas de poro de fractura inducida y sistemas de poro de cavidad; identifique los términos de transferencia entre los nodos de dichos al menos tres tipos de porosidad; y resuelva un sistema lineal para el modelo utilizando un solucionador lineal.

19. El producto de programa de computadora de acuerdo con la reivindicación 18, caracterizado porque los tipos de poro caracterizados incluyen al menos uno de cada uno de los tipos de porosidad de los sistemas de poro de fractura natural, los sistemas de poro de matriz, los sistemas de poro de fractura inducida y los sistemas de poro de cavidad, en donde los tipos de poro caracterizados se utilizan para crear una o más sub-reticulas que representan una zona dentro del depósito, y en donde la zona incluye al menos un nodo de cada tipo de porosidad.

20. El producto de programa de computadora de acuerdo con la reivindicación 19, caracterizado porque los términos de transferencia entre nodos se asignan en una forma nodal a los nodos de las sub-reticulas.

21. El producto de programa de computadora de acuerdo con la reivindicación 20, caracterizado porque el solucionador lineal se aplica por sub-reticula o sub-reticulas asociadas.

22. Un método para perforar uno o más pozos en un depósito de esquisto, dicho método comprende: modelar un depósito esquisto de petróleo y gas que tiene sistemas de poro de fractura natural, sistemas de poro de matriz, sistemas de poro de fractura inducida y sistemas de poro de cavidad; caracterizar al menos tres tipos de porosidad diferentes en el depósito modelado, en donde los tipos de poro caracterizados se utilizan para crear una o más sub-reticulas que representan una zona dentro del depósito, y en donde la zona incluye al menos un nodo de cada tipo de porosidad; asignar términos de transferencia entre dichos al menos tres tipos de porosidad diferentes, en donde los términos de transferencia entre nodos se asignan en una forma nodal a los nodos de las sub-reticula; y resolver el sistema lineal para el modelo utilizando un solucionador lineal; preparar el equipo para construir una porción de dicho pozo ; con base en el depósito modelado, seleccionar una característica para el pozo; y perforar un pozo de acuerdo con la característica seleccionada .

23. El método de acuerdo con la reivindicación 22, caracterizado porque la característica seleccionada es la trayectoria del pozo.

24. El método de acuerdo con la reivindicación 22, caracterizado porque la característica seleccionada es la presión del pozo.

25. El método de acuerdo con la reivindicación 24, además comprende el paso de alterar iterativamente la presión del pozo del modelo para identificar una presión del pozo en la cual se alcanza un nivel deseado de transferencia de masa y flujo de fluido para el depósito modelado; y utilizar la presión del pozo identificada como la característica seleccionada .

26. El método de acuerdo con la reivindicación 22, además comprende los pasos de perforar un primer pozo en el depósito; registrar valores asociados con la transferencia de masa y el flujo de fluido alrededor del primer pozo; y utilizar los valores registrados como los valores asociados con una porción de los términos de transferencia asignados entre dichos al menos tres tipos de porosidad; y perforar un segundo pozo en el depósito, en donde el segundo pozo es el pozo perforado de acuerdo con la característica seleccionada.

27. El método de acuerdo con la reivindicación 22, caracterizado porque los tipos de poro caracterizados incluyen al menos uno de cada uno de los tipos de porosidad de los sistemas de poro de fractura natural, los sistemas de poro de matriz, los sistemas de poro de fractura inducida y los sistemas de poro de cavidad, en donde los tipos de poro caracterizados se utilizan para crear una o más sub-reticulas que representan una zona dentro del depósito, y en donde la zona incluye al menos un nodo de cada tipo de porosidad.

28. El método de acuerdo con la reivindicación 27, caracterizado porque los términos de transferencia entre nodos se asignan en una forma nodal a los nodos de las sub-retículas .

29. El método de acuerdo con la reivindicación 28, caracterizado porque el solucionador lineal se aplica por sub-retícula o sub-retículas asociadas.