Los yacimientos de petróleo y gas suelen desarrollarse con un grupo de pozos de producción. Por lo tanto, puede ser esencial para las industrias predecir el rendimiento de los pozos de producción para optimizar las estrategias de desarrollo. En la práctica, es frecuente que sólo se pretenda estudiar el rendimiento de un único pozo de producción. En estos casos, puede llevar mucho tiempo realizar la simulación del yacimiento con todo el modelo del mismo para estudiar el rendimiento del pozo. Por lo tanto, puede ser preferible determinar el volumen de control (o volumen de drenaje) del pozo objetivo a partir de todo el yacimiento y ejecutar la simulación con el pequeño volumen de control para reducir el coste de la simulación. Sin embargo, la disposición irregular de los pozos de producción y la heterogeneidad de las propiedades del yacimiento, que se observan habitualmente en los casos reales de campo, pueden inducir una barrera estricta para determinar los volúmenes de control. En la actualidad, seguimos sin disponer de un método para determinar los volúmenes de control de los pozos de producción teniendo en cuenta la distribución de los pozos y las heterogeneidades del yacimiento. Para superar esta barrera, los autores proponen un nuevo enfoque para dividir todo el yacimiento en pequeños volúmenes de control sobre la base del método de marcha rápida (FMM). Este enfoque se valida comparando los resultados de la simulación del pozo objetivo calculados sólo con el volumen de control determinado con los calculados con el modelo de yacimiento completo. Los resultados calculados muestran que el uso del volumen de control determinado con el método propuesto para calcular el rendimiento del pozo puede dar resultados que concuerdan bien con los resultados calculados con el modelo completo del yacimiento. Esto indica que este método propuesto es fiable para determinar el volumen de control de los pozos de producción. Además, los resultados calculados en este trabajo muestran que el cambio de la longitud de la fractura ejerce una ligera influencia en los volúmenes de control si se aumenta la longitud de todas las fracturas, mientras que, si sólo se aumenta la longitud de una de las fracturas, el volumen de control del pozo correspondiente aumentará significativamente. El número de pozos de producción y la distribución de los mismos pueden influir notablemente en los volúmenes de control de los pozos de producción. Los resultados de este estudio pueden ayudar a optimizar el espaciado de los pozos, a estimar la recuperación final y a reducir el coste computacional.
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