La mayoría de los pronósticos de los estudios de simulación de yacimientos de rendimiento futuro hacerse bajo diferentes condiciones de operación o con dos o más descripciones igualmente probables reservorios. En este capítulo se describen los conceptos y procedimientos utilizados en la fabricación de estas predicciones y análisis de los resultados. Discute la planificación de los casos predicción que se ejecute, la determinación de las necesidades de datos de entrada, hacer una transición suave de la historia a las predicciones, la comprobación de datos y resultados, y evaluar el rendimiento previsto. Ejecución de las predicciones es la parte más interesante de un estudio de simulación. Las predicciones dan el ingeniero la posibilidad de visualizar el futuro desempeño de un pozo o de un depósito bajo diferentes estrategias de operación. El ingeniero puede examinar una variedad de escenarios y seleccione una estrategia que probablemente resultará en el rendimiento más deseable. El ingeniero también tiene la oportunidad de demostrar los beneficios potenciales de las nuevas ideas y generar resultados de gran interés para el cliente o empresa Hay una serie de excelentes referencias sobre el uso de la simulación numérica para predecir el rendimiento futuro. Las aplicaciones van desde estudios urgentes para ayudar en el control de un reventón mediante la inyección de agua en un pozo de alivio, a los estudios de investigación más deliberados necesarios para aclarar la interpretación de laboratorio corefloods.2 El uso principal, sin embargo, ha sido en la evaluación de los planes de agotamiento del yacimiento. La literatura se centra en ejemplos de resultados de las predicciones del simulador y no suele discutir los procedimientos involucrados en las predicciones en realidad ejecutan. Una notable excepción es el trabajo de Crichlow

El material en este capítulo se orienta hacia predicciones con multidimensional, multifase, simu negro-petróleo convencional utilizando rutinas de gestión de pozos bastante complejos, tales como los descritos en las referencias. a 7. Este énfasis refleja una tendencia de la industria para utilizar la simulación para los más complejos problemas de depósito cuyas soluciones requieren detalle y realismo en el tratamiento de los pozos y otros factores se sospecha vienen a influir en el rendimiento. Las discusiones ex son aplicables principalmente a los modelos de un depósito entero o una fracción importante de un gran depósito. La intención no es minimizar la impor- im de los modelos individuales-Wen, modelos en sección transversal vertical, o modelos de segmentos típicos de un depósito, sino más bien concentrarse en predicciones que implican las más difíciles los controles de gestión de pozos y producción. Las partes de la discusión son aplicables a los modos que pueden no necesitar una rutina compleja de gestión también. Estos modelos se utilizan con frecuencia para proporcionar una manera costo-efectiva para examinar de- comportamiento de desplazamiento de cola y para evaluar los efectos de diferentes descripciones de yacimientos y las alternativas de operación en predicho por rendimiento 9.1 Planificación de los Casos de predicción que se ejecute la planificación de las predicciones deben comenzar al comienzo del estudio, a pesar de que el funcionamiento real de las predicciones es una de las últimas fases de un estudio de simulación. Es necesaria una planificación anticipada para asegurar que el modelo de yacimiento y la rutina y de gestión incluyen todas las características que se necesitan para cumplir con los objetivos

del estudio. La planificación temprana también se necded para identificar los datos necesarios para predecir las que no son fácilmente disponibles y puede requerir largos plazos de obtener. Por ejemplo, puede ser necesario programar pruebas de campo para obtener datos fiables sobre los potenciales así actuales o las capacidades de manipulación de fluidos de las instalaciones

En los planes iniciales, por lo general es suficiente para incluir una Descripción general de los casos que se ejecute, los requisitos de datos especiales, y las características especiales que se necesitan en el simulador. Como se ha señalado en el capítulo. 3 y en la Ref. 8, la filosofía que guía debe ser la de utilizar el enfoque más simple que satisfaga los objetivos del estudio y proporcionar la información necesaria para seleccionar el mejor curso de acción. Esta vez el enfoque y la mano de obra y reducir los costos totales, así como minimizar los errores y dificultades inesperadas que son más propensos a ocurrir como el grado de complejidad aumenta. Algunas características especiales pueden ser deseables específicamente para aumentar la credibilidad y en pie, sobre todo cuando las partes externas están involucrados. El coste añadido de estas características debe ser reconocida y su valor se debe evaluar cuidadosamente si, de hecho, se espera que tenga poco impacto en los aspectos técnicos del resultado final. El número de casos de predicción que se van a ejecutar por lo general se verá limitado por el tiempo y el dinero. Los resultados son a menudo necesarios en o antes de un tiempo determinado para que puedan ser útiles para influir en las decisiones de operación o presupuestarias importantes. En tales situaciones, los casos de predicción más importantes deben ser identificados de manera que puedan ser programadas primero. Es importante establecer un calendario de proyecto realista para completar casos prioritarios. Se necesitan algo de experiencia planificación y juicio, porque la distribución del tiempo será altamente dependiente del tamaño y la complejidad del modelo, la rutina y la gestión y el número de casos que se ejecute. Carreras de predicción se pueden hacer en l a 2 días con modelos sencillos, pero pueden requerir más de mes con grandes,modelos en tres dimensiones (3D).

Como se discute más adelante en este capítulo, la primera predicción general toma Seve veces más que casos posteriores ya que los datos de entrada y los resultados iniciales deben estar estrechamente comprobado antes de seguir adelante. Crichlow "afirma que las predicciones implican normalmente alrededor de una cuarta parte del tiempo total del estudio. Esta estimación, sin embargo, depende del estudio individual, el grado de complejidad, y la cantidad de la historia que se ajustará la hora de programar las predicciones, permitir contingencias tales como errores en el programa, la disponibilidad y el tiempo de inactividad del ordenador, y el análisis en profundidad de los resultados inesperados de la simulación. Lo ideal es que el programa debe ser lo suficientemente flexible como para permitir tiempo para optimizar el rendimiento predicha, para resolver las cuestiones que surgen durante el análisis de los casos iniciales, y para investigar alternativa prometedora se acerca a la gestión de embalses. También puede haber una necesidad de los casos de sensibilidad para establecer rangos probables del posible comportamiento futuro 9.1.1 Selección de los casos de predicción. La mayoría de las predicciones de simulación implican evaluación de

los planes operativos alternativos utilizando un caso predicción completa para cada alternativa. Por ejemplo, inyección de agua y agotamiento natural podrían ser ambos esquemas de agotamiento potencialmente viables. Resultados de casos individuales se pueden comparcd para seleccionar la alternativa más favorable. Uno de los casos, a menudo representa a continuación de estrategias operativas existentes, se designará el caso base, y los resultados de otros casos con estrategias alternativas se comparará con este plan base. En otros estudios, los casos de predicción cubrirán una gama de valores para alguna variable operativo específico para determinar su impacto en el rendimiento del depósito. Por ejemplo, la influencia potencial de la tasa de recuperación final produciendo podría ser evaluado por correr

9.1.2 casos de sensibilidad.

Muchos casos de estudios include''sensitivity "para evaluar los rangos de comportamiento para diferentes valores de parámetros clave del yacimiento o de funcionamiento. Estos casos son valiosos tanto para el ingeniero y gestión para ayudar a evaluar el impacto de las principales incertidumbres sobre el comportamiento predicho depósito. Por ejemplo, los casos podría postularse para un rango de valores razonables de los casos de sensibilidad tamaño acuífero pueden ayudar a identificar los parámetros críticos, definir rangos probables de comportamiento, y ayudar en el diseño de programas para la recopilación de más datos o para el seguimiento de los aspectos clave de depósito de desempeño. Coats cita una sensibilidad estudio en el que un modelo de la sección transversal demostró que el rendimiento predicho era totalmente dependiente de aceite de permeabilidad relativa. Después de la iso estudio RELAClONADAS la naturaleza crítica de este parámetro, se llevó a cabo un considerable trabajo de laboratorio para proporcionar valores fiables de aceite relativo por permeabilidad para su uso en posteriores ejecuciones para evaluar el efecto de la tasa de recuperación de petróleo A veces puede demostrarse que los resultados calculados se sólo ligeramente afectados por las variaciones razonables en gran parte de la descripción depósito. Esto puede resultar útil para decidir dónde asignar recursos para la adquisición de la roca reservorio más importante y los datos de fluidos. En los estudios en los dos partidos de modelo de yacimiento historia campo descripciones diferentes de igual calidad, uno de los dos modelos serán seleccionadas para su uso en la fabricación de la predicción se ejecuta. La predicción del caso base puede entonces ser repetido en el segundo modelo para demostrar el efecto de las diferencias en las propiedades sobre los resultados predichos. En un estudio del campo Kuparuk, estudios de sensibilidad mostraron que permeabilidades pseudo relativa generados para un conjunto de condiciones fuera válida para su uso con una variedad de escenarios de desarrollo.

Se necesitan estudios de sensibilidad, si las partes del modelo no pueden ser validados por la historia a juego. En las primeras etapas de agotamiento de un campo waterdrive flanco, por ejemplo, permeabilidades pseudo relativa de petróleo agua y funciones así asignados a upstructure zonas que aún no han sido invadidas por el agua no pueden ser evaluados por la historia a juego. En este caso, una predicción de sensibilidad se debe ejecutar con los valores de PSA

simistic para estas funciones para evaluar el efecto de avance agua menos eficiente en tales elementos clave como los volúmenes de eliminación requisitos de perforación en aguas, y la longitud de tiempo durante el cual la tasa de producción de aceite de meseta puede ser sostenido

9.1.3 Directrices de Predicción y limitaciones.

Los lineamientos generales y las limitaciones físicas impuestas a las predicciones del modelo deben ser cuidadosamente seleccionados, ya que pueden tener un impacto significativo en los resultados calculados. Directrices, tal como se utiliza en este texto, se refieren a las políticas y estrategias generales que han de seguirse para determinar el funcionamiento general Ofthe campo y modelo. Directrices son generalmente auto impuesta para establecer límites aceptables de buenas prácticas, por ejemplo directrices pueden gobernar campo o bien dirigirse a las tasas de producción y presiones de funcionamiento mínimos, criterios establecidos para determinar cuándo y dónde perforar nuevos pozos, y definir el momento más temprano aceptable para la instalación de nuevas instalaciones o restricciones de levantamiento artificial se ocupan principalmente de los límites físicos y externos de la máxima del sistema y capacidades de manejo de campo mínimo, presiones de servicio admisibles, los controles legales y las limitaciones del mercado.

Tabla 9.1 muestra un ejemplo lista de directrices de predicción y limitaciones. Debido a su importancia, las directrices y limitaciones deben ser cuidadosamente seleccionado y acordado por todos los partici- par estudio. Ellos deben ser realistas y deben ser aplicadas de manera uniforme a los diferentes casos de predicción para permitir la comparación directa de los resultados. Por ejemplo, en un estudio para evaluar el efecto de la distribución de los retiros en el desempeño, directrices para los niveles de presión que produce la zona no debe cambiar de un caso a otro lo contrario, en algunos casos, los pozos podrían fluir a los cortes de agua más altos que en otros, con el resultado de que los requisitos de perforación podrían reducirse y, tal vez, la tasa objetivo se podría mantener por más tiempo Estos efectos podrían dominar los resultados y superar las diferencias othcr en el rendimiento que estaban bajo investigación.Algunas limitaciones influyen en el rendimiento relativamente corto tcmN. Por ejemplo, las directrices para la perforación, presiones de trabajo, relación gas / petróleo (GOR), y la relación agua / aceite Owor) se llevarán a cabo en la rutina de gestión bien y pueden alterar de inmediato las tasas de fase predichos o Directrices de la actividad de perforación y restricciones pueden variar con el tiempo . Las tasas de producción de destino pueden cambiar periódicamente para reflejar las variaciones estacionales en la extracción o la adición de nuevas instalaciones. Las restricciones a la producción watcr pueden ser relajado cuando se instalan las instalaciones de manejo de agua. El ingeniero de yacimientos podría querer rebajar la presión de inyección máxima durante un período de tiempo para simular el deterioro gradual de la integridad mecánica del sistema de inyección. Del mismo modo, podría degradar los índices de productividad así los índices de inyectividad (IPS) con tiempo para simular así dañar las tendencias que se han observado en el comportamiento del yacimiento pasado puede ser

deseable para eliminar algunas limitaciones en la ejecución de la simulación real, sino incorporarlos indirectamente (del PI) o en las evaluaciones económicas finales. Por ejemplo, los límites a la producción de agua podrían bc establecer suficientemente alta en la simulación para anular la restricción efectiva. Cuando la producción de agua predicha supera determinados niveles, las inversiones adecuadas se podrían incluir para reflejar, además de instalaciones para manejar mayores volúmenes de Directrices de agua debe permitir la flexibilidad para incorporar cambios razonables que mejorarán el rendimiento previsto. Por ejemplo, las directrices deben permitir la transferencia de la producción y la inyección entre las áreas si los resultados iniciales indican que la transferencia puede mejorar la distribución de la presión, tasas de agotamiento de saldo o reducir al mínimo los cambios de migración en las directrices deben estar claramente resaltados para que todos los cambios, las razones para hacerlos, y beneficios que se derivan de ellos será obvio para aquellos que revisan los resultados para los modelos complejos con muchos pozos. La cantidad de esfuerzo requerido es una función del número de pozos, la complejidad del modelo de las pautas de estudio, y la gestión bien características que se im complementado. Como se mencionó anteriormente, se deberá prever al inicio del estudio para tener los datos necesarios disponibles en el momento en la fase de pre dicción del estudio comienza. En un estudio grande, puede puede ser necesario para asignar un ingenierio únicamente al montaje y pruebas de datos de predicción, incluso mientras la fase de la historia de coincidencia se encuentra todavía en Idealmente, se debe utilizar datos de campo medidos reales, o correlaciones basadas en el comportamiento observado, por de entrada a las predicciones. A menudo será necesario, sin embargo, utilizar procedimientos teóricos o para ejecutar modelos separados para desarrollar estimaciones de tales parámetros clave, así PI de, así funciones, y del pozo / hidráulico línea de flujo. Numerosas referencias y en el Cap. 7 discutir el tratamiento de los pozos individuales aquí. Preparación y calibración de los datos de entrada para describir inflowt aptitud para prevenir escapes de pozos individuales pueden tomar mucho más tiempo y esfuerzo que el desarrollo de todos los datos de entrada restantes para las predicciones

9.2.1 Datos de entrada para los pozos individuales.

En predicciones cadas relativamente uncompli, datos de entrada para un pozo pueden implicar sólo un lugar de rejilla, el número bien, bien de tipo (productor, inyector, etc,), y la especificación de cualquiera una velocidad constante o presión constante para el bienestar. En dos dimensiones modelos transversales y 3D (2D), la rutina bien la administración debe incluir un procedimiento para la asignación de la tasa total de los bloques de reticulado individuales que componen el pozo en estudios simples, si hay más de una fase móvil en bloques que representan un bien la distribución de la producción o inyección pueden fases tween generalmente se basan en el interbloque relativo por meabilities o pcrmcabilitics pseudo rclative, más que en seudofunciones así spccial. En los estudios más complejos requisitos de entrada y se convierten de cola larga y la Tabla 9.2 da un ejemplo de los tipos

de formación en que deben ser suministrados para cach también. Tales elementos como el estado así, la plataforma assigmment instalación, y los números de troncal de múltiples pocillos se seleccionan fácilmente u obtenidos. Otros artículos, por ejemplo, la PI actual o II, así asignaciones de funciones y datos para describir el sistema hidráulico del pozo (rendimiento de salida) pueden dirficult para reunir o desarrollar para la entrada en la rutina y de gestión. La mayoría de los datos del pozo individuo por lo general pueden ser obtenidos a partir de los resultados de pruebas así así archivo ent, y discusiones con los ingenieros de producción de campo y personal de operación. Los datos de estas fuentes son bien estado actual (tipo) inhibidores de la proteasa y es, GOR, WOR, la capacidad de producir el máximo, así profundidad, intervalo de terminación, la descripción de los tubos de pozo (para su uso en el cálculo del pozo y de presión línea de flujo gotas), y restricciones a las operaciones colocado en la tasa así a mejorar la gestión de embalses controlando cusping coning o avance frontal regional. Pl se calcula generalmente con

presiones y velocidades medidas y un radio estimado de drenaje. PI debe ser ajustada (Cap.7 si el radio equivalente correspondiente a la presión así bloque del reticulado es diferente de la radio de drenaje. En modelos 3D, la PI total debe asignarse a los bloques de reticulado abiertas a fluir. La asignación es por lo general en proporción a bloquear permeabilidad-espesor (cap 7. o para la distribución kh medida por los registros de producción. Bueno funciones seudo que se relacionan cerca movilidades fase del pozo a la saturación promedio bloque del reticulado y la presión se puede desarrollar a partir de modelos de un solo bien o modelos de corte transversal vertical. Pueden también obtener del análisis de datos de campo históricos relacionando observaron de WOR o GOR de bloquear saturaciones o a parámetros tales como el tiempo o la producción acumulada Dónde se utilizan relaciones empíricas, que deben basarse en datos reales que cubren toda la gama de WOR de o GOR de ser pronosticadas o deben ser extrapolados más allá de los datos existentes de una manera consistente con los resultados de los modelos analíticos o de un solo así Bueno seudofunciones deben ser cuidadosamente extrapolados a las raciones Satu más altos porque la resultante GOR o WOR inferirse de la función también puede tener un impacto importante en la predicción la recuperación final de los pozos (y por tanto el depósito). Tío. 7 contiene una extensa discusión de funciones así y cita una serie de referencias que describen las diferentes técnicas que se han utilizado. Ajuste de las funciones así para que coincida observó WOR o RGE se discute más adelante en este capítulo donde se utilizan modelos de corte transversal para generar interbloque dinámica permeabilidades pseudo relativa, por lo general es una simple cuestión de editar los mismos resultados para generar así seudofunciones. La experiencia indica que seudofunciones desarrollados a partir de secciones transversales verticales son confiables para su uso en modelos de área en todos los casos, excepto las relacionadas con conicidad o cusping grave.

Especificaciones para nuevos pozos hipotéticas que se "perforados durante la simulación deben ser tan completo como los de los pozos existentes ubicaciones bloque del reticulado deben definirse, y el grupo bien o instalación a la que el bien será asignado para fines de contabilidad y de control de la tasa debe ser

especificado. Debido a que el de PI o II de los pozos hipotéticas no se conocerá, deben ser estimados del bloque del reticulado permeabilidad-espesor o determinados por la cartografía o un promedio de los valores de los pozos existentes en la zona circundante. Bueno seudofunciones asignados a estos pozos deben ser coherentes con las de los pozos cercanos debidamente ajustados para tener en cuenta las diferencias asumidas en la estratificación y los cambios en las prácticas complction futuros Describir el rendimiento de salida así multifase, puede ser necesario el uso de modelos de flujo del pozo para generar datos relativos pozo y la presión de la línea de flujo gotas para votar y flujo de líquido relación gas / líquido. Si es así, se necesitará información sobre las propiedades del fluido, así tubulares, tamaños línea de flujo y longitudes, así profundidades y presiones típicas boca de pozo o los datos necesarios para calcular el rendimiento de salida del pozo individual será específico para una gestión bien particular, rutina y puede ser personalizado para el campo y el depósito particular que se está estudiando. Cualquiera que sea la técnica utilizada debe proporcionar una estimación razonable de las caídas de presión a través del sistema. La rutina de gestión bien puede definir pozo de potencial a través del cálculo simultáneo de la actuación entrada y salida. Emanuel y Ranney discuten interconexión un simulador de depósito con un simulador de redes de tuberías para mejorar los pronósticos de capacidad de entrega del depósito.

9.2.2 Datos de entrada para limitaciones también.

Tabla 9.1 da las limitaciones generales colocados en producción pozos de inyección o en los estudios que utilizan las rutinas de gestión de pozos similares a la descrita por Stackel y Brown. Los datos de entrada para estas limitaciones se aplican a todos los pocillos. Las restricciones se comprueban en la rutina y de gestión frente a la capacidad de aceite, GOR, y WOR calcula flujo de entrada / salida de rendimiento y así seudo funciones. Si los valores calculó caen fuera de los rangos especificados, el pozo se cerrará en, trabajó durante, o restringido según lo exigido por los guidelincs de la rutina y de gestión Tenga en cuenta que las limitaciones impuestas a las tasas han sido spceified en barriles de stock-tanque por calendario día (STB / CD). En este caso, la rutina de gestión bien en primer lugar calcular las tasas de capacidad para el bien, entonces reducir las tasas por un factor de operación que representa la relación entre el número medio de días de funcionamiento reales (OD 's).

El factor operativo tiene en cuenta el tiempo de inactividad como consecuencia de factores tales como pruebas de pozos, problemas mecánicos, mantenimiento de las instalaciones, y el clima. El factor puede ser sistemas de inyección diferente que para los sistemas de producción. Si se utiliza un factor de operación, los datos de entrada que se ocupan de las tasas de destino o limitaciones de tasas se deben especificar en el de otras limitaciones generales de CD que pueden imponerse a los pozos de producción podría incluir criterios en bloque del reticulado o datum presiones mínimas permisibles. Tales criterios podrían utilizarse para mantener las presiones así de la disminución por debajo del punto de burbujeo, por ejemplo. Si un bloque producir cae por debajo de la presión

mínima, que i cerrada hasta que la presión aumenta a un nivel especificado por encima de la presión mínima antes de permitir que el bien como para volver a la producción Debería haber un incremento adecuado entre el nivel de presión de la reactivación de manera que mínimo y el pozo no se mueve dentro y fuera de producción grandes bloques de reticulado que reciben un buen soporte la presión de la zona que rodea a este incremento podría ser de 50 a 100 psi (345 a 750 kPa) de presión grande de la subasta puede ser necesaria si hay pendientes pronunciadas en el bloque cuando itis produciendo en algunos aliviar este procedimiento no impide el ciclismo y itmay para reducir individuo número tasas así de pozos que se les permite volver a la producción en cada paso de tiempo Para desear especificar un límite máximo de presión a fin de no superar las limitaciones del equipo o la presión de fractura formación

9.2.3 Los datos de entrada para la perforación de nuevos pozos.

La rutina bien la gestión debe tener alguna base para determinar cuándo y dónde perforar nuevos pozos. El programa de perforación se puede controlar de forma automática por la rutina de gestión, así como se requiere para mantener la producción específico o tasa de inyección para un grupo de campo o bien hasta que se han utilizado todas las localidades así futuras, (2) predeterminado por los planes actuales, la disponibilidad de la plataforma, y el tiempo requerida para perforar y completar cada pocillo, (3) se especifica como un número determinado de pozos por año en base, tal vez, en las limitaciones presupuestarias, o 4 controlado manualmente, externos al simulador .Los ubicaciones de nuevos pozos pueden ser preseleccionados con localizaciones de pozos especificada en secuencia para mantener un deseado espaciamiento del pozo o para equilibrar los retiros, (2) seleccionada automáticamente por la rutina de gestión bien desde ubicaciones que tienen la más alta presión de referencia mientras que todavía tiene WOR de aceptable o GOR de, o (3) seleccionado automáticamente por la gestión bien rutina desde ubicaciones restantes que tienen los índices más altos del petróleo potenciales. Se debe tener cuidado si se selecciona la opción 3, ya que habrá una tendencia a concentrarse perforación y retiros en algunas zonas, descuidando otros, menos productivas, áreas de embalse. Opción 2 perforaciones en lugares en las áreas de presión más altas, también se puede concentrar la perforación en un área y crear sumideros de presión localizados o un desequilibrio en los retiros. Problemas con las opciones 2 y 3 son los más propensos a ocurrir cuando la rutina bien la gestión seleccione automáticamente nuevas ubicaciones arios durante un solo paso de tiempo y el modelo no tiene oportunidad de reaccionar a los cambios en la presión y la productividad causados por la producción de los nuevos pozos.

Además del control del tiempo y la ubicación de nuevos pozos de la rutina y de gestión puede tener la capacidad de exigir que los nuevos pozos cumplen otros criterios especificados en las directrices del estudio. Criterios Ejemplo son el nivel

mínimo aceptable de presión para los productores, la presión máxima aceptable para los inyectores, la saturación de aceite mínimo aceptable para los nuevos productores, saturaciones de agua o gas mínimos o cortes máximos del petróleo para los nuevos inyectores, capacidad mínima total de petróleo, y la elegibilidad para la conexión a la fuente apropiada grupo o institución. En modelos 3D, la rutina bien debe hav alguna base para la determinación del intervalo de terminación quizás excluyendo únicamente los bloques de reticulado en la dirección vertical que excedan máximos especificados para WOR o la intención de imponer estos criterios adicionales es para evitar la perforación en lugares indeseables donde las limitaciones haría sobrepasarse en un corto tiempo y el wei se cerraría con la recuperación antieconómica o la vida que poco realista. Se deben hacer controles adecuados para asegurar que el programa de perforación de final en el modelo es compatible con barrido y recuperación óptima eficiencia

9.24 datos de entrada para instalaciones.

Requisitos de datos Fondo generalmente con tasas objetivo deseado, máximo y capacidades mínimas (sobre una base de CD) y presiones de servicio admisibles limitaciones típicas podrían incluir máxima de petróleo, gas, y las capacidades de manejo de agua, las tasas máximas y las presiones de los sistemas de inyección, y las fechas para la colocación de nuevas instalaciones en funcionamiento. Las tasas objetivo son generalmente acordadas cuando se determinan las pautas de estudio. Evolución de las tasas máximas y mínimas puede requerir la discusión con los ingenieros y personal de operación responsable de las instalaciones Es útil tener una cierta comprensión de las razones para imponer restricciones a las instalaciones. Si las restricciones son el resultado de problemas relativamente menores un cuello de botella en la tubería o una pequeña bomba puede ser fácilmente reemplazado-puede ser más realista asumir que el problema será eliminado de para limitar equipo o se añaden, la simulación debe permitir tiempo de espera necesario para el diseño , fabricación, instalación y en las limitaciones de las instalaciones pueden cambiar con el tiempo para reflejar planificada ad condición de nuevos equipos o cambios en la presión de trabajo. Los cambios en la presión del separador con el tiempo, la instalación de servicios de levantamiento artificial, etc., pueden ser simuladas por el cambio a nuevos datos de rendimiento de flujo de salida a los cambios de tiempo son para entrar en vigor si las nuevas estrategias de operación (tales como la purga de gas-cap) deben ser estudiados, su efecto sobre la capacidad de los separadores u otras partes de una instalación debe ser considerado. Por esta razón, es útil para revisar los casos de predicción planificadas con el personal de las instalaciones que podrían proporcionar información que de otro modo podrían pasarse por alto

9.2.5 Otros Datos de entrada para las predicciones.

Si el modelo de yacimiento incluye un acuífero que rodea contiene otros campos de producción, es necesario entrar en un pronóstico de las tasas o las presiones de los otros campos para modelar los efectos de interferencia correctamente. También se necesitan pronósticos de los precios y las presiones de los campos periféricos para las predicciones con vinculados acuífero / simulador de yacimientos como el descrito por Graham y Smart. Si las condiciones de contorno para un "modelo de yacimiento de ventana requieren velocidades de flujo de un área de la ventana en una como ciados acuífero grueso de la red / modelo de yacimiento (cap. 3), será necesario primero para predecir el rendimiento del modelo grueso de la red por lo que las tasas de flujo o condiciones de frontera de presión se pueden calcular las tasas o presiones de flujo calculados, como funciones del tiempo, se introducen en el modelo detallado. Precios y distribuciones de abstinencia predichas por el modelo detallado probablemente serán diferentes de la previsión preliminar grueso de la red. Si es así, la previsión del grueso de la red se debe repetir, utilizando las tasas del modelo detallado para obtener mejores valores de velocidades de flujo. Uno de estos iteración generalmente produce tasas de flujo que son consistentes con el comportamiento predicho por el modelo de cola de una segunda iteración puede ser necesario cuando hay cambios considerables en las tasas o distribuciones de abstinencia La rutina bien la dirección puede incluir disposiciones para simular reacondicionamientos cuando un pozo excede restricciones sobre la frecuencia, GOR, o WOR Los niveles de estas restricciones deben definirse de acuerdo con la estrategia de funcionamiento actual o los requisitos reglamentarios

Es realista suponer que algunos reacondicionamientos no tendrán éxito debido a las dificultades de finalización o propiedades adversas embalse Una forma de implementar el reconocimiento por el modelo de las fallas potenciales de reacondicionamiento es reducir el PI del recompletación por un factor que representa la tasa de éxito esperado para el reacondicionamientos (e, g., se multiplican por PI 0.5 para un porcentaje de éxito del 50%). Este procedimiento mantiene una estimación razonable de la capacidad de producción después de una reparación de pozos y se propaga el éxito de manera uniforme sobre toda la paliza al tienta. Asignación arbitraria de fallos de reacondicionamiento en un pozo de base así puede resultar en patrones de fallas han i inesperados y poco comunes en diferentes áreas del campo. Además, el patrón de continuación, puede variar de un caso a otro, por lo que es difícil comparar los resultados de caso de atención directa Después de todos los datos de entrada están montados, deben ser revisados por completo antes de que se haga una predicción plazo. Asegúrese de que los datos satisfacen y son compatibles con los requisitos de gestión de pozos. Las matrices deberían ser equipo contorneada, o al menos imprimir o mostrar en un terminal, para comprobar si hay faltantes o erróneos valores mesas Bueno funciones deben ser trazadas y escaneado para asegurar que los valores están en el orden correcto. Por último, como una verificación continua de los datos, analizar a fondo el rendimiento del modelo en pocos

timesteps seleccionados en cada predicción de ejecución para hacer cierto todos los datos y las limitaciones se están aplicando correctamente.

9.3 Creación de una transición suave desde el historial de predicciones

Calculadas rendimiento durante el cambio del modo de la historia del partido en el modo predictivo debe ser suave y sin discontinuidades marcadas en las capacidades así, presiones, o actividad bien (a menos que, por supuesto, hay una gran cambio en Strate operativo embalse en las predicciones de hora de inicio). La capacidad del modelo para cambiar suavemente de tasas así históricos especificados para eliminar gradualmente las tasas predichas por los procedimientos de gestión, así es otra prueba de la calidad del modelo de depósito y la gestión, así Ajustes de rutina en los datos de entrada pueden ser necesarios para llevar las capacidades así predieted, GOR de, o WOR de en línea con los observados en el campo. Si grandes discrepancias no se rectifican en esta etapa, la fiabilidad y la credibilidad de los resultados previstos pueden sufrir. Resolución de discrepancias obvias es especialmente importante cuando se trata de personas que no están familiarizados con la simulación de yacimientos o que puede ser escéptico cuando se revisan los resultados previstos. Es más fácil resolver las discrepancias entre el simulador y el campo en esta primera etapa que tomar tiempo después de convencer a otros de que las discrepancias en realidad no afectan "los resultados y conclusiones finales No es realista esperar que todos los pozos que se ajustará exactamente a la de campo medido bien las capacidades y producción de gas y agua. Simplemente hay demasiadas variables e incógnitas. El objetivo en esta etapa es el desarrollo de un modelo cuyo corto plazo el rendimiento, a fin de cuentas de los partidos totales y tendencias de campo actual sin áreas localizadas donde el rendimiento es consistentemente mejor o peor que el campo.

Uno de los procedimientos para evaluar el cambio de la historia de predicciones es reiniciar al final de la historia y simular varios timesteps cortos con salida en cada momento. Valores ficticios deben utilizarse los factores operativos, tasas objetivo, y las limitaciones de las instalaciones, para que así las capacidades de libre disposición que no han sido modificados por la rutina y de gestión están disponibles para la comparación con el campo values.Alternatively, se puede desarrollar una edición para el cálculo de las capacidades en del mismo modo que la rutina y de gestión, y luego imprimir las capacidades así calculados, GOR de, WOR de, y cualquier cambio de estado de bienestar para la comparación y revisión con los datos de campo. Como se señala más adelante, también puede ser necesario utilizar presiones modelo y saturaciones durante los últimos años de la historia para ayudar en la calibración así pseudofunciones para las predicciones. Es importante que se conocen condiciones en las que se miden las

capacidades así campo de manera que las condiciones adecuadas se modelan en el pozo de gestión de evaluación de rutina.

9.3.1 Evaluacion de prediccion de las Capacidades de pozos.

Idealmente, las predicciones de las capacidades actuales así deben ser comparables a la calidad del partido general de la historia reciente de depósito. Para cualquier estudio específico, sin embargo, una decisión deliberada debe hacerse sobre la nivel de exactitud que sea aceptable. Si el establecimiento de la credibilidad es un problema, especial atención se debe dar a modelar bien por rendimiento. Si una tasa bien predicho cae fuera rangos aceptables será necesario para determinar la causa y para hacer ajustes razonables en el menos algunos de los parámetros que afectan a las tasas de calculado. Por lo general, el parámetro más incierta será o PI, los datos de salida, o los seudofunciones así que por lo general estará claro cuál de ellas debe ser cambiado para que las tasas calculadas más en línea con los datos de campo Figura, 9.1 ilustra un método para cambiar la tasa prevista mediante el ajuste del PI de un modelo bien. Si el rendimiento de salida es sospechoso, nuevos parámetros se pueden desarrollar para desplazar la curva de salida Si la rutina bien la gerencia utiliza expresiones analíticas relativamente simples para definir el rendimiento de salida.Stackel y Brown puede ser fácil cambiar un término en la expresión de cualquier bien particular, para producir una tasa que estará de acuerdo con los datos observados y aún así mantener la pendiente de THC de la relación velocidad / presión para que así se debe tener cuidado en mantener dichos ajustes mínimos, o el rendimiento de salida puede distorsionarse en cortes de agua superiores. Un cambio en la asignación de la bien o en las permeabilidades relativas utilizadas en la función, así también puede ser EQUERIDO para mejorar el partido de las capacidades así campo y GOR o WOR Cualquier ajuste arbitrarias deben ser lo más pequeña posible y se deben usar con precaución, ya que pueden sesgar los resultados o provocar un comportamiento realista más tarde en las predicciones como las presiones y cambio de saturaciones.

Fig. La figura 9.2 muestra un ejemplo de el acuerdo final entre las capacidades pre pronosticadas y reportados bien en un típico grande, 2D, modelo de estudio areal. La mayoría de los tipos previstos caen dentro del 10% de los valores reportados, sin tasas predichos. Los resultados en la Fig. 9,2 se obtuvieron mediante la revisión de cada pocillo en individualmente, asegurándose de que los coeficientes de rendimiento de salida fueron consistentes con las dimensiones reales del pozo y la línea de flujo, utilizando PI de los que estaban dentro del rango de certeza en los valores medidos y seleccionando así las funciones que dieron el mejor partido de agua histórica corta. Durante unos pozos, así las

capacidades reportados cayeron fuera del rango que era razonable que los tubos de pozo y PIA discusión de estos casos con los ingenieros en el campo llevó al desarrollo de mejoró las estimaciones de capacidad en los pozos de nuevas pruebas de pozos corren espe cíficamente para este propósito. No se hicieron ajustes arbitrarios a los datos de entrada utilizados para generar el partido se muestra en la Fig. 9.2 El partido en general es aceptable en vista de la uncertaintie presiones eported campo y tarifas, y los parámetros que describen el desempeño entrada y salida de los pozos.

Una alternativa para el ajuste de las capacidades individuales así es ples tiply todas las capacidades en un grupo bien por un factor de ajuste basado en la relación de observado que la capacidad total calculado bien para el grupo. Este enfoque extiende los ajustes más de un mayor número de pozos en proporción a sus capacidades individuales.

Figura 9.3. Evaluación de Predicción de RGE y WOR de.

En muchos estudios, calculado de GOR y WOR de que será comparado con los valores de prueba así reportados durante el proceso de la historia de coincidencia y será necesaria ninguna otra calibración. Si este procedimiento no se puede seguir, será necesario comprobar la coherencia de los calculados e histórico GOR y el rendimiento WOR. Bueno GOR de y WOR de en los últimos años de la historia debe calcularse con las presiones modelo de bloque del reticulado y saturaciones desarrollados durante el partido la historia y las técnicas de gestión de pozos que se utilizarán en las dicciones pre. Estos "corresponden" GOR de y WOR de deben ser similares a los observados en el campo, sobre todo durante los últimos 1 a 2 años de historia. Figura 9.3a es un ejemplo en el que el WOR calculada no tienen la misma tendencia con el tiempo como el observado datos. En este caso, un ajuste de la curva relativa permeabilidad al agua en el AS firmó también la función podría ser necesaria para mejorar el partido. Debido a que las funciones así suelen desarrollarse a partir así solo-o modelos de corte transversal, analítico que se basa en una específica algún ajuste en las permeabilidades así deben ser suavizadas volver a los valores originales de las saturaciones más altas. Esto mantendrá un grado de consistencia wi saturación punto final original de la función bien y invocará el abandono en la saturación adecuada en el bloque del reticulado.Una alternativa para el ajuste de valores de permeabilidades pseudo relativa en las funciones así es cambiar la escala de saturación. La saturación es usada para las funciones de pozos es normalmente la saturación en el bloque del reticulado que contiene el pozo. Fig. 9.3b. ilustra un caso en el que el GOR calculado basado en el rendimiento de los paralelos de saturación de gas bloque del reticulado, pero se compensa con una cantidad bastante constante El partido mejoró si el GOR calcula a partir del mismo pozo permeabilidades pseudo relativa, pero con una saturación ajustada igual a la saturación de bloques más un incremento, DSG. Un valor diferente para ASG o ASW en el caso de un sistema

de agua / aceite, puede disuadir a minó para cada pozo, si se desea. Este enfoque requiere que la rutina y de gestión incluyen disposiciones para almacenar el valor de la ASG o cada pocillo. También, como los bloques aumenta la saturación, el yalue de ASG o Asw debe ser proporcional disminución se convierte en cero antes de la saturación bloque alcanza el valor en el que el bien de la permeabilidad seudo relativa al petróleo se convierte en zero.Otherwise, desempeño futuro puede llegar a ser demasiado optimista o demasiado pesimista en saturaciones superiores Un tercer método para ajustar GOR o WOR es cambiar la pseudofunción bien. En la mayoría de los estudios, así varias funciones diferentes estarán disponibles para reflejar alternativa descripciones de yacimientos o iations var en coning o cusping. El enfoque en este caso es para seleccionar la función bien particular que mejor se adapte observaron también por rendimiento y es consistente con la descripción general y dis mecánica de colocación del embalse de la región que contiene el pozo.Hay casos ocasionales cuando un bien real está produciendo a un GOR elevado o WOR, pero el modelo bien no es porque el gas o el agua todavía no está en el bloque del reticulado que contiene el pozo. Este podría ser el caso si no está canalizando o cusping que no se modela de manera adecuada con la definición de cuadrícula existente. En este caso, puede ser que sea necesario, ya sea para mejorar el partido la historia hasta los fluidos se mueven en el bloque de pozo o de aceptar un cierto retraso en el inicio de la producción en dos fases. Tal compromiso podría ser razonable si el retraso se compensa con la producción de dos fases observó que, de mayor, en otros pozos modelo

9.3.3 Evaluación de otros datos de entrada.

Si el modelo es razonablemente bien la historia emparejados, las presiones modelo de bloque del reticulado por lo general no crean problemas significativos en la transición al modo de predicción, las discrepancias de presión considerables, sin embargo, pueden causar problemas cuando se cambian las rutinas de la historia coincidentes t predicciones. Por ejemplo, si la presión modelo es demasiado bajo, la mínima presión en la rutina bien-administración puede invocarse, haciendo que el modelo bien que cerrar en a pesar de que el pozo eal sigue produciendo así inusual actividad -por ejemplo, los pozos que se cerraron en, trabajó durante, o reducir en la tasa a que viola restricciones de gestión de pozos durante la primera vez que unos predicción timesteps-es indicativo de errores en las especificaciones de los pozos o descripciones de algunas áreas en el modelo. El comportamiento inusual puede ser el resultado de errores en los datos de entrada, excesivamente directrices o limitaciones estrictive, datos así no representativas o propiedades. Causa modelo incorrectas del comportamiento debe ser dentified y decisiones tomadas sobre la acción correctiva antes roceeding con la predicción. Fig, 9.4 ilustra algunos de los tipos de

comportamiento inusual que podrían encontrarse inmediatamente después de pasar de la historia para redictions. Los comentarios sobre las posibles acciones correctivas que podrían adoptarse se indican en el pie de figura.

9.4

En la sección anterior se ocupó principalmente con la obtención razonable y lo hará el rendimiento realista tras el cambio en el control de la historia y el modo de predicción en la gestión así routine.The atención se centró en la calibración de los datos de entrada y la eliminación de errores en los datos de modo que las predicciones a corto plazo-revi seguirían tendencias en performance.This observados (sección shu extiende estos conceptos a las predicciones de rendimiento de largo alcance. Durante esta fase de una simulación, los resultados deben ser revisados continuamente son razonables y exactos. Algunas de las técnicas SIM para lograr esto se discuten. en S El primer caso predicción normalmente será un caso base a lo que resulta de carreras de predicción posteriores se compared.The caso base sol debe estar diseñado para ser lo más realista posible y, dentro de las pautas llenadas, que definen el caso, debe representar el mejor funcionamiento posible de la reservoir.It es importante para eliminar los errores y la sobre los lugares de interés cuando se ejecuta el caso base para reducir la probabilidad de tener y repetir casos para corregir errores. Revisión de ejecuciones posteriores puede ser menos profunda y puede depender de controles sobre el terreno periódicas tasa complementados con análisis detallado cuando se invocan las nuevas prácticas de agotamiento o características de gestión de pozos por ejem- primera vez. La necesidad de una cuidadosa revisión de los datos y los resultados de entrada y el esfuerzo necesario para seleccionar y, tal vez, a desarrollarse en las pantallas de salida adecuados suele causar la primera predicción ingenio correr a aguantar mucho más tiempo y esfuerzo que las predicciones que siguen

9.4.1 Mecánica de revisión y análisis de resultados.

Al hacer la predicción del caso base, generalmente es recomendable completar un breve predicción de 2 a 5 años y para revisar los resultados antes de ver, de continuar. El comportamiento inesperado y errores en los datos de entrada de frecuencia anillo se observaron en estas carreras iniciales, y los problemas se pueden resolver eci- antes de perder tiempo y costos de la computadora. Cambios en los datos obligatorios El entonces pueden ser incorporados y la repetición predicción para el periodo erly tiempo inicial, más un par de años más. Una vez más, los resultados y cualquier ata requerido, cambios para mejorar el rendimiento son revisados antes de continuar se Durante el proceso de revisión, puede haber oportunidades para mejorar el rendimiento de mineral cambiando directrices. Por ejemplo, los cambios en cosas tales como distribuciones de inyección / abstinencia se pueden hacer y en ese corporado en el reinicio ejecutar este proceso de salto-frogging se repite, por lo general se extiende el plazo para luchar por incrementos de tiempo más largos después de cada revisión, hasta que la predicción se ha cubierto el periodo de tiempo deseado para su estudio. Cada extensión puede hacerse ya sea por empezando por el principio de la predicción o más a menudo, mediante el reinicio al final de la última hora válida en el intento anterior. Una vez que el caso base es bien encaminado, otras predicciones pueden iniciarse después de un proceso similar.

El procedimiento puede y será más fácil que uno se vuelve más familiarizados con lo que puede esperar la historia y se centra en los aspectos únicos de cada nuevo caso Al final de cada nueva extensión de una predicción, uno debe cus estaba en cerca de opinión cuatro áreas clave: predicho tarifas, predijeron actividad bien (en el cierre, perforación, recompletación, etc.), predijeron saturaciones y movimientos frontales, y el rendimiento de presión calculada. Además, por supuesto, resúmenes indicativos del rendimiento del simulador deben ser evaluados para asegurar que no hay problemas en la solución de las ecuaciones de flujo de fluido para el depósito. o que Un enfoque sugerido para la revisión de los resultados es que

(1) comenzar con sumarias parcelas de casos ase y salida impresa muestra la producción y en finas las tasas Jection, el número de pozos, y la presión media de referencia en función del tiempo op ble para el campo,

( 2) trabajar hacia atrás revisando datos similares abajo d más de la jerarquía de control (reservorio, así el grupo, y los pozos individuales f teniendo y

(3) los movimientos de saturación de opinión y comportamiento de la presión

Los objetivos de este proceso de revisión son para detectar cuándo y dónde las tasas salen desde leves deseados, para detectar tendencias indeseables en la actividad bien, y para confirmar que las limitaciones de operación correcta aplicación. Una vez que el área del problema es identificado por este proceso, una atención más ata y detallada pueden dirigirse para encontrar la causa del problema se desarrollan en esa área y tomar medidas correctivas cuando sea apropiado. En los modelos dicción con una simple rutina bien-gestión y cálculos sencillos de rendimiento así, la preocupación será principalmente con la revisión de las presiones y saturaciones previstos en lugar de con la actividad así

La siguiente lista indica, en orden aproximado de prioridad la que son más útiles para obtener una visión general del comportamiento del yacimiento predicho en la simulación. (Ver cap. 10.)

1. pantallas gráficas y / o resúmenes tabulares, como una función del tiempo, de las tasas de producción e inyección, GOR, cortes de agua, así condes y presión media por el campo y el grupo también (arrendamiento, separado instalación de la ración, o plataforma)

2. resúmenes Cronológico de los cambios de estado modelo bien (número de pozos perforados, trabajó más, y cerró en baja presión, alta GOR o WOR, o tasa baja)

3. Los mapas de contorno de presión, saturaciones, agua cortar, etc., en momentos seleccionados.

4. Gráfico o tabla resumen de las tasas individuales así, mulatives cúbicos, y las presiones a la hora seleccionada

5. matrices impresas de presiones y saturaciones en momentos seleccionados. o

6. pantallas terminales interactivos de estado así, ubicaciones no perforadas,

Artículos de datos de cuadrícula 1 proporcionan una visión general de cuándo y dónde los precios y la actividad también están cambiando e indican áreas con posibles problemas que deben investigarse más. Artículo 3 permite al usuario revisar los gradientes de presión y movimientos frontales para asegurarse de que no hay tendencias indeseables están desarrollando, los Artículos 4 a 6 proporcionan información más detallada para aislar anomalías o para comprobar cálculo de rendimiento relacionadas.

9.4.2 Revisando precios y Bien Actividad predicho.

Tasas de producción e inyección predichos general seguirán una tendencia bastante suave y esperada (por ejemplo, la Fig. 9.5a). Marcados cambios en las tasas se señalan un problema a menos que los cambios son atribuibles a un cambio deseado que se ha especificado. Ejemplos de cambios especificados que alteran las tasas son la adición (o cierre) de instalaciones, la relajación de los grupos o así las limitaciones, o la adición de levantamiento artificial. Una tendencia inesperado en la tasa puede ocurrir durante un período de tasa

meseta cuando los pozos se trabajan una y nuevos pozos se perforan para sostener una tasa objetivo de nivel. Si la presión en el área de la producción cae por debajo de la presión mínima requerida para la perforación en nuevas ubicaciones y por debajo de la presión a la que los pozos están encerrados, la tasa predicha caerá por debajo del objetivo especificado por un período corto y luego volver al nivel objetivo, como se ilustra en la figura, 9.5b. el retorno a apuntar que ocurrirá como la presión del yacimiento comienza a aumentar como resultado de las tasas más bajas, permitirán llegar a la rutina de gestión bien para reactivar pozos o para perforar nuevos pozos.

9.4.3 Revisando saturaciones predicho.

Mapas de contorno de petróleo, gas y saturaciones de agua a la hora seleccionada y mapas de los cambios en la ración satu de los valores iniciales, proporcionan una forma de estructura hacia dónde y cómo los fluidos se mueven. Los mapas son útiles para evaluar si el gas o el agua avance frontal es razonable y coherente con las buenas prácticas de ingeniería de yacimientos. Ellos pueden revelar áreas donde el petróleo no se barrió de manera eficiente y puede ser útil en la selección de ubicaciones para nuevos pozos que puedan ser necesarios para mejorar la efi barrido eficiencia Análisis de los resultados de la simulación 3D requiere muestras de verticales, así como de área, distribuciones de fluidos. Un enfoque consiste en desarrollar un mapa de contorno para cada capa de interés y para mostrar a todos en una sola página, como en la

figura. 9-7. Las cifras correspondientes se pueden desarrollar para demostrar las saturaciones en las secciones transversales verticales seleccionados. Alternativamente saturaciones se pueden promediar verticalmente con porosidad-espesor de ponderación para producir un mapa 2D areal de la distribución areal de cada fase. Generoso uso de pantallas a color y mapas puede facilitar en gran medida la visualización y la interpretación de los resultados de estudios de modelos en 3D. Es muy útil contar con la asistencia de alguien experi mentado en cartografía y visualización de los resultados del simulador cuando se trata de estos modelos grandes y complejos

9.4.4 Revisión de Desempeño de presión, presiones

Generalmente predichos son revisados primero con los mapas de contorno, mapas de la impresora, o pantallas a color que muestran el potencial de petróleo o gas (presiones bloque del reticulado corregidos a un dato común) a la hora seleccionada. Tales pantallas revelan los posibles gradientes que controlan el movimiento del fluido en el depósito. Analizando gradientes potenciales proporciona una visión temprana en el desarrollo del movimiento indeseable tendencias-por ejemplo, del aceite a través de límites de arrendamiento o en una tapa de la gasolina o la fermentación aqui que pueden no aparecer hasta varios años más tarde modelo en una revisión de las saturaciones predichos. Los cambios en la distribución de la inyección y la producción luego se pueden hacer para mejorar el rendimiento del depósito Mapas de presiones bloque del reticulado calculados, en lugar de los potenciales, se utilizan con poca frecuencia debido a estas presiones incluyen la cabeza fluido resultante de las diferencias en las profundidades bloque del reticulado y por lo tanto no muestran gradientes potenciales reales y el flujo de patrones. Mapas de presiones de bloque a veces se necesita, sin embargo, para mostrar las zonas en las que las presiones pueden ser mayores o menores de lo deseado (por ejemplo, cuando se acerca la presión de sobrecarga formación o acercándose al punto de burbujeo)