Generación de modelo matemático para el ajuste de permeabilidades relativas, caso Arena Hollín Superior, campo Pucuna de la cuenca oriente del Ecuador.

Abstract

Los modelos de permeabilidades relativas permiten la caracterización de la interacción de los fluidos y comportamientos de un yacimiento, durante su periodo de producción. El objetivo de este trabajo de investigación se basa en generar un modelo matemático con redes neuronales para el ajuste de permeabilidades relativas en la simulación de la arena Hollín superior del campo Pucuna para el establecimiento de la capacidad de producción. La metodología integra los sets de permeabilidades relativas disponibles con todas las muestras de núcleos, para posteriormente normalizar las saturaciones del agua, petróleo y gas. Además, se establece un modelo de estimación a través del método tensor para flujo multifásico con el programa RStudio. Los resultados del estudio muestran que las permeabilidades pueden modelarse con respecto a la saturación de agua a una bondad de ajuste del 95% y 83.6 % para petróleo. Adicionalmente, la porosidad y permeabilidad no correlacionaron para explicar su influencia en los cambios de permeabilidades relativas.