PERMEABILIDAD Y PRODUCTIVIDAD

PERMEABILIDAD Y PRODUCTIVIDADPERMEABILIDADEs una medida de la facilidad con que un fluido puede desplazarse en una formacinPara ser permeable, una roca debe tener porosidad interconectada (poros, capilares, fisuras o fracturas)A mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aunque esto no siempre sucede El tamao, la forma y la continuidad de los poros influyen en la permeabilidad Las formaciones de granos muy finos pueden tener permeabilidades muy bajasEj. Las arcillas y esquistos estn compuestos por partculas de granos finos y generalmente presenta una porosidad muy alta y como los canales de poros son pequeos, la mayora de las arcillas y esquistos presentan una permeabilidad nulaLa caliza puede estar compuesta de una roca densa fracturada por pequeas fisuras de gran extensin, la porosidad ser baja pero la permeabilidad en una fisura puede ser enorme.La permeabilidad determinada por un solo lquido homogneo se llama permeabilidad absoluta o intrnseca (k)

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Las mediciones de permeabilidad que se realizan con aire y gas deben corregirse por el efectos de deslizamiento ,a permeabilidades equivalentes con lquidos, se utilizan las ecuaciones de Klinkenberg.La unidad de permeabilidad es el darcy. Un darcy es la permeabilidad que permitir el flujo de un centmetro cubico por un segundo de un liquido con una viscosidad de un centipoise a travs de un rea transversal de un centmetro cuadrado bajo una gradiente de presin de una atmosfera por centmetro.El darcy es una unidad muy grande, por lo que en la practica se emplea el milidarcy (md)El rango de permeabilidades de formaciones productivas es muy amplia, de 0.1 md hasta mas de 10000 mdEl limite inferior de permeabilidad para un pozo comercial de pende de varios factores: espesor de la capa, si produce gas o petrleo, viscosidad del hidrocarburo, presin de la formacin, saturacin de agua, precio del petrleo o gas y la profundidad del pozoCuando dos o mas lquidos inmiscibles estn presentes en la formacin, sus flujos se interfieren mutuamente por lo tanto se reduce la permeabilidad efectiva REGISTRO DE POZOS

Las permeabilidades efectivas depende no solo de la roca en si, sino tambin de las cantidades relativas y las propiedades de los diferentes fluidos en los poros.Las permeabilidades relativas son las relaciones entre las permeabilidades efectivas y la permeabilidad absoluta (un solo liquido homogneo)Las permeabilidades relativas se expresan en porcentajes o fracciones (1 o 100%) La permeabilidad horizontal (paralela capas) normalmente es mayor que la permeabilidad vertical en los yacimientos sin fracturas.

fig. permeabilidad relativa en funcin de la saturacinREGISTRO DE POZOSLa fig. 10.1 muestra curvas ilustrativas de la k relativa para una formacin hmeda que contenga agua y petrleo.Los valores de k ro y Krw varan con la saturacin En la parte inferior de la fig. se presentan escalas para la Sw y So. Las curvas ilustran que para una alta So la Kro es grande y Krw pequea el petrleo fluye con facilidad y al agua muy poco A altas Sw de agua, kro es pequea y Krw es grande el agua fluye con facilidad y el petrleo muy pocoLas formas de los diagramas de la k relativa dependen de la formacin y de las caractersticas de los poros y los fluidos presentes

SATURACIONES IRREDUCTIBLES ZONA DE TRANSICION: EFECTO DE EFECTO DE PRESION CAPILAR El intervalo de transicin puede ser muy corto para formaciones porosas y permeables o muy largo en formaciones de baja permeabilidadLa tensin superficial de la zona de contacto entre el agua y el petrleo causa que la presin dentro de los lbulos de petrleo sea mayor que en el agua.

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La fig. 10.2 representa curvas de Pc para una serie de rocas de distintas permeabilidades. Si se conocen la densidades del agua y de los hidrocarburos puede usarse la ec 10.2

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PERMEABILIDAD EN BASE A GRADIENTES DE RESISTIVIDADComo consecuencia de la disminucin de Sw en la parte superior a la capa de agua, hay un aumento en la resistividad de la formacin. Si se considera una porosidad homognea la resistividad de la formacin aumenta de Ro, en la capa de agua, hasta un valor mximo de Rt en la zona de saturacin de agua irreductible. Esta transicin de resistividad vara linealmente con la profundidad. En las siguientes ecuaciones se relaciona el gradiente de resistividad en ohm-m por pie de profundidad (R/D) con la permeabilidad, como una funcin de la gravedad del petrleo, la densidad del agua y Ro. Ec. 10.3a Ec.10.3b

DondeC es una constante, generalmente cerca de 20,R es el cambio en la resistividad (ohm-m),D es el cambio en la profundidad correspondiente a R (pies),Ro es la resistividad de la formacin con un 100% de saturacin de agua (ohm-m),w, es la densidad del agua de formacin (g/cm3), yh es la densidad del hidrocarburo (g/cm3).

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ESTIMACIONES DE LA PERMEABILIDAD EN BASE A , Y SWIEn varios casos, pueden existir relaciones entre los valores de porosidad y permeabilidad, pero estas correlaciones generalmente son empricas y se derivaron de una formacin determinada en un rea determinada. No se aplican ni son validas de manera general. Una relacin emprica mas general, propuesta por Wyllie y Rose, toma en cuenta la saturacin de agua irreductible y tiene la forma de

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La base de esta relacin se ilustra claramente en la Fi. 10-2 por correlacin entre la permeabilidad y la saturacin de agua irreducible. Sin embargo, de estos datos no resulta evidente la dependencia de la permeabilidad en la porosidadREGISTRO DE POZOS

Fig. 10-2. Series de curvas de presin capilar como una funcin de la permeabilidad.

Dondek es la permeabilidad (en md), es la porosidad,Swi es la saturacin de agua irreductible yw es un parmetro de textura relacionado con los exponentes de cementacin y saturacin, w m n.

Con base en la expresin general de Wyllie y Rose, varios investigadores han propuesto distintas relaciones empricas con las que se puede estimar la a partir de la porosidad y la saturacin de agua irreductible Tixier Ec. 10.4a Coates-Dumanoir Ec.10.4c

Timur Ec.10.4b CoatesEc.10.4d

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La Fig. 10-3 ilustra estas cuatro relaciones. Todas las relaciones se basan en datos sobre porosidad intergranular. Por esta razn su aplicacin generalmente se restringe a areniscas, aunque no necesariamente tiene que ser as. Para utilizar estos diagramas se introducen y Swi. Su interseccin define la permeabilidad intrnseca (absoluta) de la roca.Fig. 10-3. Diagramas para estimar la permeabilidad a partir de la porosidad y la saturacin de agua

Tambin se supone un petrleo de densidad media. Si el hidrocarburo saturante no es un petrleo de densidad media, debe aplicarse un factor de correccin, con base en las densidades de los fluidos, pw, y h, y en la elevacin con respecto al nivel de agua libre h, a Swi , antes de introducirlo a las cartas K-3 o K-4. La cifra debajo de la carta K-3 proporciona este factor de correccin que tambin puede determinarse con la relacin:

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funcin seno esta en grados Ec.10.5Donde Pc es la presin capilar en psi es igual a h(w h )/2.3,Swi es la saturacin de agua irreductible al nivel Pc (e1evacion) y la dos.Los programas modernos de registro proporcionan valores adecuados de porosidad y saturacin de agua en la mayora de las formaciones. Sin embargo, estos valores por si mismos no definen la produccin de fluidos que se espera.Una zona, con saturacin de agua irreductible no producir agua. Sin embargo, en la zona de transicin, se producir algo de agua, dependiendo del valor de Sw

Para ciertos tipos de roca, los diagramas de en funcin de Sw , caen en un patrn bastante coherente que se aproxima a una curva hiperblica.Este hecho se ha considerado para definir zonas con saturacin de agua irreductible. Los valores de , y Sw derivados de registros se representan como se muestra en la Fig. 10-4. Los puntos de saturaciones de agua irreductible caen mas abajo y a la izquierda en la figura y corresponden aproximadamente a una sola curva hiperblica dada por Swi=C/, donde C es una constante para Un tipo de roca y para un tamao de grano determinado. Los puntos que caen a la derecha superior de esta lnea son de la zona de transicin e indican produccin de agua, con o sin petrleo.

REGISTRO DE POZOSLa permeabilidad de la zona en cada punto de la lnea de saturacin irreductible puede determinarse con las cartas K-3 o K-4. Las lneas de permeabilidad pueden marcarse en la curva, como las curvas punteadas en la Fig. 10-4 que utilizan valores transferidos de diagramas empricos.

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Fig. 10-4. Diagrama de porosidad en funcin de 1a saturacin de agua.Cuando los puntos se trazan a partir de dos tipos de formacin diferentes, es posible encontrar una curva diferente de saturacin de agua irreductible para cada tipo. La Fig. 10-5 ilustra este caso. Los niveles de dolomita definen una curva de Swi y los niveles de caliza otra. Lo que implica las dos curvas separadas es que la dolomita presenta menor superficie de roca por unidad de porosidad y mayor permeabilidad que la caliza

Fig. 10-5; Diagrama de saturacin de agua en funcin de la porosidad que refleja e1 cambio de litologa identificado por el registro de litologa

PERMEABILIDAD Y REGISTRO DE MAGNETISMO NUCLEARLas 2 tcnicas para derivar la permeabilidad a partir de datos de registro requieren:La saturacin de agua irreductible.Gradiente de resistividad de la zona de transicin.Con estas tcnicas puede predecirse la permeabilidad en formaciones que lleven HC.El registro de magnetismo nuclear NML* nos permite medir la saturacin de agua irreductible de todas las formaciones que llevan agua o HC.

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PRINCIPIOLa herramienta NML mide la precesin libre de momentos magnticos nucleares de protones en el campo magnticos de la tierra.El principio se ilustra en la Fig. 10-6REGISTRO DE POZOS

Un fuerte campo magntico polarizante DC, _ se aplica a la formacin a fin de alinear los spins de los protones aproximadamente perpendiculares al campo de la tierra _;la contante de tiempo para esta polarizacin se llama _1(tiempo de relajamiento del spins).El campo polarizarte debe aplicarse durante un periodo 5 veces mayor que _1 para la polarizacin completa. Al final la polarizacin del campo se apaga rpidamente. Los spins quedan alineados perpendicularmente a _ y giran alrededor del campo de la tierra a la frecuencia de Larmor (_ varia 1300 a 2600 Hz)

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APLICACIONES E INTERPRETACINLas aplicaciones para la investigacin NML incluyen:La determinacin de la saturacin de agua irreductible.La medicin de la porosidad efectiva.La estimacin de la permeabilidad.El reconocimiento de petrleo pesado .La determinacin de la saturacin de petrleo residual.La medicin principal de la herramienta NML es el ndice de fluidos libres FFI que es el volumen de fluidos que no esta unido elctrica o qumicamente a la capa de arcilla, a la superficie o a otra capa de algn mineral.Este volumen incluye agua y petrleo pero excluye agua irreductible.

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o

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La medicin NML se ha utilizado:Para identificar intervalos con presencia de agua en yacimientos con contenido de petrleo pesado. Ya que para este no se obtiene una medicin de FFI. Cualquier seal indica presencia agua libre en la formacin.Es la nica tcnica de registro que mide _ de manera directa en lugar de deducirlo de otras mediciones.El procedimiento implica que se que se aadan iones paramagnticos al fluido de perforacin de modo que el filtrado de lodo en la formacin sea paramagntico. Esto reduce su tiempo de relajamiento por lo que la medicin de FFI solo responde al petrleo residual en la zona lavada, _.

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Permeabilidades Efectiva y Relativa

Si es posible determinar la saturacin de agua. Irreductible, podrn predecirse las permeabilidades efectivas y relativas de la roca en relacin con los diferentes fluidos de saturacin. La relacin que Park Jones (y otros) propusieron resulta en estimaciones razonables en arenas y arenas arcillosas.

Donde:Krw y Kro = son las permeabilidades en relacin al agua y el petrleo respectivamente; Swi = es la saturacin irreducible del agua; Sw = es la saturacin real del agua. Las saturaciones de estas se refieren a la porosidad asociada con la matriz de la roca limpia y no arcillosa,Las permeabilidades de agua y petrleo son:

Kwy Ko son las permeabilidades efectivas (md) con relacin al agua y al petrleo, y K = es la permeabilidad de la roca absoluta o intrnseca.REGISTRO DE POZOS

Sino se cuenta con una estimacin de la saturacin irreducible de agua, algunas veces puede calcularse Swi, para este efecto, es necesario que exista uno o mas yacimientos con contenido de hidrocarburos con una saturacin irreducible de agua. Sin una formacin as tiene una porosidad, 1 , y una saturacin irreducible de agua Swi1 , se obtiene entonces una medicin aproximada de esta ultima en otra formacin (no la saturacin exacta)de este modo:

Donde:1 y Swi2 son la porosidad y la saturacin irreducible del agua de tal formacin.Esta relacin supone que la variacin de porosidad y Swi se deven en esencia al tamao y distribucin de los granos. La tcnica no es valida en conglomerados o sistemas secundarios de porosidad.

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Prediccin del Corte de Agua

Por supuesto, no ay produccin inicial de agua en perforaciones por encima de la zona de transicin donde la saturacin real de agua es igual a la irreducible, sin embargo a menudo se perfora intervalos en la zona de transicin, en el lugar donde la produccin incluir agua. La cantidad de agua extrada depende del ndice relativo de permeabilidad Kro/Krw el de la viscosidad del fluido w/o.

Es posible utilizar todos los registros a fin de estimar el corte de agua y valorar as si se encuentre dentro del lmite aceptable. Los diagramas de la fig. 10-9 utilizan valores de Swy Swi derivados de los registros, con el propsito de estimar el corte de agua con una variedad de gravedad del corte de petrleo. Los diagramas toman respuesta de permeabilidades relativas parecidas a la que se dan el la Ec. 10-7.

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Permeabilidad en Base a Presencias de Minerales Derivados de Manera Geoqumica

Un nuevo programa experimental que relaciona la Presencia de minerales derivados de manera geoqumica, con la permeabilidad resulta promisorio. Para definir dichas presencias, se utilizan datos de la espectrometra gamma, densidad de litologa, espectrometra de rayos gamma naturales y de las herramientas de activacin aluminio arcilla. Los datos se usan con una trasformacin para estimar para estimar la permeabilidad en medios con arena esquistosa. La fig.10-10 muestra la porosidad y la permeabilidad al aire, medidas en muestras de un pozo en California. En este ejemplo, las muestras de un valor de porosidad determinado variaran su permeabilidad en cuatro rdenes de magnitud.La permeabilidad estimada a partir de la mineraloga geoqumica y la porosidad se compara a la de las muestras en la Fig. 10-11. Los cambios en el contenido de arcilla y en el tamao de los granos, factores que no se reflejan en las variaciones de la porosidad, causan la mayor parte de la variacin de permeabilidad en este pozo.

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Fig. 10-10. Porosidad y permeabilidad de las muestras en un pozo de California.

Fig. 10-11. Permeabilidad del registro comparado con la permeabilidad de muestra.Permeabilidad a Partir de los Probadores de Formaciones

La permeabilidad puede estimarse en base a los datos de recuperacin y registros de precio de las herramientas RFT. Entre estas, Se incluyen los probadores de formaciones originaste (FT y FIT) y la RFT mas resientes. Dicha herramienta ofrecen una prueba corta de produccin. Unas ves que la herramienta se coloca contra la pared del agujero (fig. 10-12). se abre una Vlvula y los fluidos de la formacin pasa a la cmara de muestreo. Los tamaos de esta varan, de las dos pequeas cmaras preliminares de 10cm3cada una que esta en la herramienta RFT, hasta las cmaras reguladoras de un galn 23/4. E incluso mayores disponibles en todas las herramientas, durante todo el tiempo de muestreo de (flujo) se lleva a cabo una grabacin continua de la presin, esto prosigue despus que se llena la cmara para obtener datos de incremento de presin.Con esta tcnica, se puede estimar la permeabilidad en base al los datos de decremento de presin durante el flujo y a los datos de incremento de presin despus del periodo de flujo.

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(Fig. 10-12). Sistema de prueba preliminar y muestreo del RFT.Anlisis de decremento de presin En caso de las pequeas cmaras (10cm3) preliminares de la herramienta FRT, se supone que el flujo que entra a la herramienta es de naturaleza esfrica o hemisfrica. Debido a la pequea cantidad de fluido que se desplaza durante los exmenes preliminares, se establece con rapidez un flujo casi hemisfrico constante.EI decremento de presin resultante se describe de la siguiente manera:

Donde:P= es el decremento de presin.C= es el factor de forma del flujo.Q= es el caudal.= es la viscosidad del flujo.Rp= es el radio efectivo de la zonda de prueba.Re= es el radio exterior de la alteracin de presin.Kd= es la permeabilidad eque afecta la regin.Como Rp es muy pequea en relacin a Re, Rp/Reque tambin es la ecuacin se simplifica a.

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Al evaluar los parmetros en el trmino C/2Rp y convertido a unidades de yacimiento, se obtiene.

Kd= es la permeabilidad de decremento (md).Q= es el indise de flujo en la cmara preliminar (cm/seg).= es la viscosidad del fluido comnmente filtrado de lodo (cp).P= es la presin de decremento (psi).La constante se aplica cuando se utiliza la sonda RFT estndar cuando se recurre a la sonda de gran dimetro o a la de accin rpida la constante en la Ec. 10-11c. deber ser 2395. Del mismo modo, cuando se usa la sonda de rea grande la constante es 1107.Las dos cmaras preliminares de la FRT se llenan de manera secuencial durante la prueba, as puede compararse la permeabilidad de decremento de presin de cada prueba. La Fig. 10-13 muestra una grabacin de presin tpica de la herramienta RFT se utilizo una sonda estndar.La deduccin de la ecuacin para obtener la permeabilidad de decremento en una geometra de flujo radial es similar al de flujo esfrico (Ec.10-12). En relacin con la herramienta para deteccin de la formacin, la expresin se reduce a

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Donde los trminos son los que se presentaron anteriormente y h es el intervalo (espesor) examinado. En teora, se verifica con cuidado todos los registros para localizar las barreras o las restricciones de permeabilidad superior o inferior. La distancia h en la Ec. 10-12. En la prctica, h parece ser una funcin de la sonda ms que la de formacin. En el caso de probadores de formaciones q tienen perforadores de carga moldeada, h es de aproximada mente 0.75 cuando se emplea una carga, 1.5 cuando se usan dos cargas y de 0,6 cuando solo se utiliza una sonda (esto es sin carga moldeada).Anlisis del Incremento de PresinLa permeabilidad tambin puede estimarse en base a un anlisis de registro de incremento de presin despus de la prueba de flujo. Cuando las dos cmaras preliminares del RFT se llenan, la presin de la sonda aumenta hasta la presin original y esttica de la formacin, Pc.La geometra del flujo (y propagacin de presin) influye sobre el clculo de permeabilidad. La respuesta de la sonda a la presin durante la acumulacin se obtiene al sobreponer la respuesta del decremento de presin de la cmara preliminar de la RFT. Por medio de los clculos basados en el flujo esfrico en un medio infinito y homogneo, se obtiene la ecuacin.

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En la cual:

Donde:Pe = la presin inicial esttica de la formacin (psi).Ps = la presin de la sonda (incremento esfrico) (psi).Ct= la compresibilidad total del fluido en la formacin (psi-1),K = la permeabilidad de incremento esfrico (md).t = el tiempo trascurrido despus del cierre (seg.)q1, q2, T1 Y T2 como se definieron con anterioridad.Una grafica de Ps las presiones instantneas observadas durante el incremento, en funcin de fs(t), la funcin de tiempo esfrica, coloca en una escala lineal-lineal proporcionara preferentemente una lnea recta. Con la extrapolacin de esta a f,(t) = 0, se obtiene la presin esttica de la formacin Pe . En base a la inclinacin, m , de la grafica de incremento esfrico, puede calcularse la permeabilidad esfrica con la Ec. 10-13. Esta en el trmino de m, es:

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No es necesario que las permeabilidades de incremento y de decremento de presin coincidan. La ltima tiene a reflejar la permeabilidad mas baja en el camino del flujo. La primera tiene a reflejar la permeabilidad promedia en la formacin q que experimenta la alteracin de presin. Por lo tanto, la zona daada (debido a la invasin de lodo durante la excavacin) de permeabilidad menor y que rodea el pozo, influye ms sobre el clculo de la permeabilidad de decremento.En un patrn de fluido radial-cilndrico, la ecuacin de incremento se obtiene as:

Kr = la permeabilidad de inclinacin cilndrica (md).H = es el espesor del estrato en explotacin; la distancia entre los estratos impermeables superior e inferior (pies) y los otros trminos se definieron anteriormente.La lectura de presin del registro de presin de la formacin es grafica contra la funcin cilndrica de tiempo fc (t) en una escala lineal-lineal. Si la propagacin de presin es cilndrica, la grafica de presin contra funcin cilndrica de tiempo es una lnea recta que interseca la lnea fc (t) = 0 en la presin esttica de formacin Pe. se utiliza la inclinacin de la lnea, m, para determinar la perdida en la base a la relacin (de la Ec. 10-14a):

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H puede estimarse en base a registro de agujero. Sin embargo, como se observo en la consideracin sobre el decremento radial/cilndrico, el espesor efectivo del estrato parece ser funcin del tipo de sonda de prueba usada en la herramienta.Se estudiaron los datos sobre acumulacin de presin del registro de la fig. 10-13, asumiendo un patrn de flujo radial-cilndrico. La grafica de presin contra funcin de tiempo fc (t) se muestra en la fig. 10-14.No define una lnea recta, lo que indica que el patrn de flujo no es cilndrico. Esto no es sorprendente ya que el anlisis de los datos que asuman un flujo esfrico haba confirmado dicha suposicin.Sin embargo, por lo general se confirmaba el patrn de flujo radial-cilndrico al recurrir a la recuperacin de muestra de la formacin mayores (1 a 11 galones), como solo se trata de una sola cmara(no las dos preliminares pequeas), el termino fc(t) de la Ec. 10-14 se deduce a:

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Fig. 10-13 registro tpico en prueba preliminar.Fig. 10-14 grafica de presin en el caso de flujo esfrico.REGISTRO DE POZOS

El programa RFTI permite realizar la interpretacin de las pruebas preliminares y de tomas de muestras en el lugar de la medicin, o en el centro de la interpretacin. Los clculos incluyen la movilidad, las permeabilidades de las presiones, esfrica y de Horner, las presiones se grafican en funcin de la profundidad para obtener perfiles de presin, gradiente de fluido, e interpretaciones del potencial de presin.La Fig. 10-15 es un ejemplo de la grafica esfrica y el de Horner calculada de manera autnoma con el programa RFTI. Un ejemplo de los resultados obtenidos con la interpretacin del RFT en el lugar de la medicin se muestra en la Fg. 10-16. La Fg. 10-17 exhibe una grafica de la movilidad esfrica en funcin de la profundidad.

PRODUCTIVIDAD Con la permeabilidad efectiva estimada por medio de un probador deformaciones o por mtodos derivados de registros y conociendo la presin de laformacin, se predice de manera directa el ndice de produccin como funcinde la presin de decremento del pozo.La relacin de Darcy en unidades de yacimiento para obtener el flujo de lquidoes:

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La relacin para obtener el flujo de gases es :

B'g es un factor volumtrico que rige la expansin del gas de las condiciones del yacimiento a las de la superficie.

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Para obtener una aproximacin de la tasa de produccin de petrleo puede simplificarse a:

Una simplificacin similar para la tasa de produccin de gas es:

REGISTRO DE PRODUCTIVIDADEs un registro que utiliza los resultados de cualquier otro registro de evaluacin de la formacin como los programas VOLANo GLOBAL y predice los ndices de flujo y las reservas del pozo. Se consideran tres segmentos dependientes del rgimen de flujo del pozo donde cualquiera de los cuales puede controlar el flujo del pozo.La perforacin, la formacin y la tubera. En la mayora de los casos la permeabilidad de la formacin es el factor primario que controla la produccin del pozo.Los valores de permeabilidad se derivan del programa PERMSque proporciona cuatro modelos para la estimacin absoluta e Incluye el modelo de fluido libre de Coates, el modelo de volumentotal de agua irreductible, el modelo de Titnur y un modelo logartmico para extender los datos sobre la permeabilidad externa Las permeabilidades relativas se basan en las correlaciones de Naar-Ilenderson y ParkJones con modificaciones debido a la saturacin de petrleo residual.

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Entonces los resultados de la zona en total se integran para obtener el ndice potencial total del flujo. Casi de la misma forma es posible calcular la restriccin de flujo en una perforacin o un bloque de grava. Tambin se evalan la baja de presin en la tubera y su influencia en los ndices del flujo del pozo.

El programa calcula los ndices de flujo en base a la porosidad primaria que se compone de una complexin natural o una de bloque de grava, No est preparada para clculos con dao superficial, terminaciones parciales o daadas o respuestas a travs del ciclo de vida del pozo. Sin embargo el programa es til para indicar muchos de tales problemasSe muestra un registro de Productividad en la Figura su resultado se presenta en dos partes:

1.-Un registro calculado consiste en un bosquejo del pozo (perfil del agujero, tubera, bloques, tapones, perforaciones, etc.),un anlisis de permeabilidad (absoluta y efectiva contra fluidos de saturacin), un perfil de flujo predicho (fraccin de la produccin total que se espera de cada intervalo perforado o potencialmente productivo) y un anlisis del volumen total (porosidad, matriz de roca fracciones de agua, hidrocarburos mviles y residuales).2.-Un anlisis de rendimiento de la produccin en funcin de la velocidad de flujo. Este en una zona determinada muestra cmo la tubera y las perforaciones interactan para determinar el gasto.

El anlisis del rendimiento de un pozo de gas de alto gasto. La zona analizada debera producir 30 MMcf/Dpor medio de una tubera de 3 pulgadas con una presin en la cabeza del pozo de 1500 psi, si se perfora con cuatro disparos/pie. En la tubera se produce una cada de presin de 2100 psi, en la formacin la cada es de 200 psi y en la zona con empaque de grava de 1100 psi.El anlisis muestra que la produccin diaria podra incrementarse a 55 MMcf/D si la zona se dispara con ocho disparos/pie.

Registro de productividad y grfica de Anlisis del Rendimiento de la Produccin