Evaluación del proceso de recobro térmico SAGD acoplado con geomecánica en yacimientos altamente inclinados

Abstract

En el presente trabajo que tiene por objetivo evaluar el impacto de la geomecánica en el desempeño del proceso de recobro térmico SAGD en un yacimiento altamente inclinado, se construyó un modelo dinámico de flujo de fluidos (sector model de 600,000 celdas aproximadamente), el cual integra información de laboratorio y de campo proveniente de tres pozos perforados en el área. Parámetros como la porosidad con variación del 1%, permeabilidad con variaciones entre el 13% y 18%, subsidencia que varía de -0,4 ft a -1.06 ft, desarrollo de la cámara de vapor, evidencian cambios con respecto a la presión de inyección y la orientación de los pozos. Cuando el pozo falla por cizalla los efectos geomecánicos ejercen un rol preponderante sobre la productividad de hidrocarburos evidenciado en el escenario de mayor presión (2500 psi vs 1500 psi), con tasas de crudo 1.2 veces superiores al término de 10 años de producción. Cuando la orientación del pozo es perpendicular al rumbo de la estructura se presenta mayor SOR respecto al caso base (12%), y la diferencia en el inicio de producción (tasas mayores a 10 bopd) es de 150 días. (texto tomado de la fuente)

The impact of geomechanics on the performance of SAGD oil recovery process was evaluated in a high dip reservoir through numerical modeling. A dynamic fluid flow model (sector model) with less than 600.000 cells, coupled with geomechanics was built on CMG software in order to recognize the main parameters affecting the production performance in the study area. Mechanical and petrophysical properties measured in laboratory and logs information from three wells were incorporated to capture the geological and rock mechanical features. The parameters such as porosity (1%), permeability (13% - 18%), subsidence (-0.4 ft - -1.06 ft) and steam chamber growth, showed changes related to the injection pressure and the wellbore direction regarding to the principal stresses. Under wellbore shear failure, the geomechanical phenomena became more important for oil production showing 1.2 times more of oil production for the highest injection pressure (2500 psi vs 1500 psi). The oil rate was 1.2 times higher than the base case after of 10 years of production. Higher SOR (12%) is obtained for well located on direction of maximum horizontal stress in comparison with the base case, also showing a difference of 150 days for initiate the oil production rate.