simulación numérica del yacimiento b-3-x.36 - inicio
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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO DE INGENIERIA DE PETROLEO SIMULACIÓN NUMÉRICA DEL YACIMIENTO B-3-X.36 Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de MAGISTER SCIENTIARIUN EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO Autor: Ing. María Eugenia Hernández Romero Tutor: Prof. Jorge Velásquez Jara Maracaibo, Febrero de 2007 APROBACIÓN Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado “SIMULACIÓN NUMÉRICA DEL YACIMIENTO B-3-X.36” que María Eugenia Hernández Romero, C.I.: 12.098.707 presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Articulo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE PETROLEO ________________________ Coordinador del Jurado Jorge Velásquez Jara C. I. : 14.990.536 _______________________ Ignacio Romero C. I. : 9.929.733 ______________________ Mayka Gambus C. I. : 9.786.934 ________________________ Directora de la División de Postgrado Gisela Páez Maracaibo, Febrero de 2007 María Eugenia Hernández Romero. SIMULACIÓN NUMÉRICA DEL YACIMIENTO B-3-X.36. (2007) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Tutor: Prof. Jorge Velásquez Jara RESUMEN El yacimiento B-3-X.36 se encuentra ubicado en la costa oriental del Lago de Maracaibo, está conformado por los miembros B-3-X y B-4-X, ha producido mediante recuperación primaria. Considerando que el yacimiento no ha sido sometido a un proceso de recuperación secundaria, y existen todavía 105 MMBN de petróleo por recuperar, se plantea como objetivo realizar un proceso de inyección cíclica de gas natural bajo diferentes escenarios de presión de inyección, con la finalidad de aumentar el factor de recobro y mantener las presiones. Para lograr los objetivos se generó un modelo de simulación, mediante la herramienta Eclipse 100. Entre los resultados obtenidos, se tiene que la inyección de gas sería el mejor esquema de explotación, debido a que al considerar abrir intervalos adicionales en los pozos productores e inyectar gas a una presión de 3000 lpca se obtendría un recobro 5% en 20 años, que comparado con el caso base 3.4%, se lograría obtener un recobro adicional de 1.6% y mantener las presiones. Con presiones por debajo de 2000 lpca la producción de gas sería más alta que la inyección, esto indica que es posible operar un proyecto reciclando el gas del mismo yacimiento. Palabras Claves: Simulación, Inyección. Correo electrónico del autor: [email protected] ABSTRACT The reservoir B-3-X.07, is located in the east coast of Maracaibo Lake, it’s conformed by the members B-3-X and B-4-X, it has produced through primary recuperation. Regarding that the reservoir hasn’t been submited to a process of secundary recuperation and there is still 105 MMBN of oil to recuperate, the main objective is to do an injection process of natural gas cycles under different sceneries of injection pressure with the purpose of increasing the factor of recovering and keep the pressures. To get these objectives a simulation model was generated using Eclipse 100 as a tool. Among the results it is considered that the injection of gas would the best scheme of recovering, due to when regarding to open aditionals intervals in the producers wells and if a pressure of gas is injected to a 3000 psia a recovering of 5% would be obtained in 20 years, that when it is compared with the basic case 3.4%, an aditional 1.6% would be recovered and keep the pressures. With pressures under 2000 psia the production of gas would be higher than injection, that indicate that it’s possible to operate a project recycling gas from the same reservoir. Key Words: Simulation, injection. Author’s e-mail: [email protected] DEDICATORIA A Dios Todo Poderoso por darme la fuerza y la paciencia necesaria para culminar esta carrera. A mi madre y mi padre por darme la vida y permitirme ser quien soy. A José Luis mi esposo y compañero incondicional por apoyarme siempre. A José Jesús mi tesoro más preciado, por ti mi mayor esfuerzo y dedicación. A Jesús Eduardo y Jairo Luis mis hermanos queridos. A todos mis amigos por su apoyo incondicional. AGRADECIMIENTOS A la Universidad del Zulia y en especial al equipo de profesores de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería, Especialidad de Ingeniería de Petróleo, quienes con paciencia, experiencia y dedicación han trasmitidos sus conocimientos para facilitarme y guiarme durante la realización de la Maestría. A Petróleos de Venezuela, por permitirme usar sus instalaciones y tecnología para la elaboración de este Trabajo de Grado. Al Ingeniero Jorge Velásquez Jara, quien con sus conocimientos, paciencia, apoyo y amistad me guiaron en la realización de esta meta. A los Ingenieros Francisco Guevara, Walter Fair y Mario Motadi, por darme el apoyo técnico y moral en la realización del Trabajo de Grado. A los Ingenieros Ninett Vielma y Jency Materano, por su apoyo durante la elaboración de este trabajo. A todas aquellas personas que de una u otra forma colaboraron en la culminación de esta carrera. TABLA DE CONTENIDO Página RESUMEN…………………………………….…………………………………………………………………….. 3 ABSTRACT…………………………………………………………………………………………………………… 4 DEDICATORIA……………………………………….…………………………………………………………… 5 AGRADECIMIENTOS………………………………………………………………………………………….. 6 TABLA DE CONTENIDO……………….……………………………………………………………………… 7 LISTA DE TABLAS………………………………………………………………………………………………. 10 LISTA DE FIGURAS……………………………………….…………………………………………………… 12 CAPITULO………………………………………………………………………………………………………….. 19 I II INTRODUCCION……………………………………………….……………………………………. 19 1.1 Planteamiento y formulación del problema……….…………………………… 19 1.2 Formulación de problema………………………………………………………………. 20 1.3 Justificación y delimitación de la investigación………….…………………. 21 1.4 Delimitación de la investigación…………………………………………………….. 21 1.5 Objetivo general de la investigación…….………………………………………… 21 1.5.1 Objetivos específicos de la investigación………………….………… 22 1.6 Hipótesis………………………………………………………………………………………….. 22 1.7 Estudios previamente realizados……………………….…………………………… 22 1.8 Metodología a utilizar…………………………………………………………………….. 23 FUNDAMENTOS TEÓRICOS…………………………………….…………………………….. 24 2.1 Simulación numérica de yacimientos…………………………………………….. 24 2.2 Fundamentos de la simulación de yacimientos……………………………… 24 2.3 Tipos de simuladores………………………………………………………………………. 25 2.3.1 Simuladores de petróleo negro…………………………………………… 25 2.3.2 Simuladores composicionales………………………………………………. 25 2.3.3 Simuladores térmicos………………………………………………………….. 25 2.3.4 Simuladores químicos………………………………………………………….. 26 2.4 Procesos o etapas de un modelo de simulación numérica de yacimientos…………………………………………………………………………………………… 27 2.5 Concepto de modelaje……………………………………………………………………. 30 2.5.1 Celdas y pasos de tiempo…………………………………………………….. 30 III IV 2.5.2 Consecuencia de la discretización………………………………………… 31 2.5.3 Funciones explícitas e implícitas………………………………………….. 32 2.6 Caracterización termodinámica de mezclas de hidrocarburos……… 35 2.6.1 Yacimientos de gas condensado………………………………………….. 35 2.6.2 Yacimiento de petróleo volátil………………………………………………. 39 2.6.3 Yacimiento de petróleo negro………………………………………………. 39 2.6.4 Diagrama de presión y temperatura……………………………………. 40 2.6.5 Pruebas PVT………………………………………………………………………….. 41 2.6.5.1 Tipos de liberación………………………………………………….. 42 2.6.5.1.1 Liberación diferencial…………………………….. 42 2.6.5.1.2 Expansión composición constante…………. 43 MODELO ESTATICO………………………………………………………………………………. 45 3.1 Ubicación geográfica………………………………………………………………………. 45 3.2 Límites del yacimiento……………………………………………………………………. 46 3.3 Modelo estratigráfico………………………………………………………………………. 46 3.4 Modelo estructural………………………………………………………………………….. 47 3.5 Ambiente de depositación………………………………………………………………. 49 3.6 Modelo geoestadístico…………………………………………………………………….. 50 3.6.1 Información disponible…………………………………………………………. 50 3.6.2 Resolución vertical de la malla…………………………………………….. 53 3.6.3 Análisis de la incertidumbre…………………………………………………. 59 3.6.4 Generación de mapas…………………………………………………………… 64 3.6.5 Análisis estadístico de las propiedades………………………………… 69 INGENIERIA DE YACIMIENTOS…………………………………………………………….. 72 4.1 Datos básicos………………………………………………………………………………….. 72 4.2 Propiedades de la roca……………………………………………………………………. 73 4.2.1 Evaluación de la permeabilidad……………………………………………. 73 4.2.2 Compresibilidad……………………………………………………………………. 79 4.2.3 Presiones capilares………………………………………………………………. 80 4.2.4 Curvas de permeabilidad relativa agua-petróleo………………… 87 4.2.5 Curvas de permeabilidad relativa gas-petróleo………………….. 93 4.3 Propiedades de los fluidos………………………………………………………………. 96 4.4 Comportamiento de producción…………………………………………………….. 107 V VI VII 4.5 Análisis de declinación……………………………………………………………………. 110 4.6 Comportamiento de presión…………………………………………………………… 110 4.7 Balance de materiales…………………………………………………………………….. 114 MODELO DINAMICO………………………………………………………………………………. 116 5.1 Definición de la malla……………………………………………………………………… 116 5.2 Elaboración de malla………………………………………………………………………. 121 5.3 Definición de los pozos en el modelo……………………………………………… 122 5.4 Inicialización del modelo………………………………………………………………… 124 5.5 Cotejo histórico………………………………………………………………………………. 125 RESULTADOS DE LA INVESTIGACION……………………………………………….. 139 6.1 Predicciones……………………………………………………………………………………. 139 6.1.1 Ajuste entre cotejo histórico y predicciones…………………………. 139 6.1.2 Reservas recuperables y remanentes…………………………………… 173 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………….……………………………… 174 REFERENCIAS BIBLIOGRAFIAS…………………………….………………………………. 176 ANEXOS…………………………………………………………………………………………………. 177 LISTA DE TABLAS Tabla 1 Página Proporción de arena calculada a partir de los cut-off: Vsh = 45% y porosidad = 8% y porosidad promedia dentro de la arena………………… 2 54 Número total (en millones) de celdas por malla y por unidad en función de la resolución vertical………………………………………………………….. 56 3 Parámetros de los variogramas……………………………………………………………. 59 4 Resultados del cálculo de volumen para yacimiento……………………………. 71 5 Parámetros necesarios para el cálculo de Ri, y valores limites de Vsh para radio de garganta…………………………………………………………………………. 74 6 Pozos con núcleos en el área LL-370…………………………………………………… 87 7 Listado de muestras por pozo clasificados por tipo de facie.Área LL370…………………………………………………………………………………………………………. 8 Distribución de pozos y número de muestras. Sistema aguapetróleo. Área LL-370…………………………………………………………………………… 9 87 91 Parámetros estadísticos para la porosidad, saturación de agua irreducible, saturación de petróleo residual y petróleo móvil por arena…………………………………………………………………………………………………….. 10 Datos utilizados para el análisis de las curvas de permeabilidades relativas gas-petróleo………………………………………………………………………….. 11 93 93 Distribución de pozos y número de muestras por yacimientos. Sistema gas- petróleo…………………………………………………………………………… 95 12 Compresibilidad del petróleo del pozo LL-902……………………………………… 96 13 Validación de la prueba de separadores en el pozo LL-902………………… 97 14 Datos de la comparación de la función Y reportada con la calculada y el error presente @ 156°F (Pozo LL-902)…………………………………………. 98 15 Datos de la prueba de liberación diferencial (Pozo LL-902)………………… 99 16 Resultados del balance de masa para los valores de la prueba de liberación diferencial (Pozo LL-902)……………………………………………………. 17 18 99 Sensibilidad para los datos de la prueba diferencial tomada en el pozo LL-902 con gravedad del crudo residual de 24,74…………………….. 100 Datos de la viscosidad del petróleo (Pozo LL-902)………………………… 101 Tabla Página 19 Resumen de los datos PVT LL-902……………………………………………………… 101 20 Resumen de RGP de campo y laboratorio…………………………………………… 102 21 Detalle de 1era. prueba realizada a pozos del yac. B-3-X. 36……………… 103 22 Pozos completados en el yacimiento B-3-X.36…………………………………… 108 23 Datos de producción de petróleo, gas y agua acumulada por año para el yacimiento B-3-X.36………………………………………………………………… 109 24 Datos de presión estática por pozo………………………………………………………. 112 25 Balance materiales………………………………………………………………………………. 115 26 Resultados de las corridas de inyección de gas, a diferentes presiones de inyección de 3000, 2500, 2000 y 1500 lpca, con tres pozos inyectores, y pozos productores actuales……………………………….. 27 146 Resultados de las corridas de inyección de gas, a diferentes presiones de inyección de 3000, 2500, 2000 y 1500 lpca, con tres pozos inyectores, abriendo intervalos adicionales………………………………. 149 28 Sumario de evaluación petrofisica del pozo LL1854……………………………. 155 29 Sumario de evaluación petrofisica del pozo LL-1896………………………….. 157 30 Sumario de evaluación petrofisica del pozo LL-2036………………………….. 159 31 Sumario de evaluación petrofisica del pozo. LL2922………………………….. 161 32 Producción inicial de los pozos interespaciados a 300 mts…………………. 168 33 Resultados obtenidos en las diferentes corridas de simulación…………… 172 34 Resumen de los resultados del calculo de reservas…………………………….. 173 LISTA DE FIGURAS Figura Página 1 Diagrama de fases P-T de un fluido de yacimiento………………….………… 2 Diagrama de fases de los fluidos de un yacimiento de gas condensado con pierna de petróleo…………………………………………………….. 3 36 38 Diagrama de fases de los fluidos de un yacimiento de petróleo negro con capa de gas…………………………………………………………………………………….. 40 4 Proceso de liberación diferencial.…….…………………………………………………… 43 5 Proceso de liberación instantánea……………………………………………………….. 44 6 Ubicación geográfica del yacimiento B-3-X.36.…………………………………… 45 7 Sección estratigráfica……………………………………………………………………………. 47 8 Mapa estructural……………………………………………………………………………………. 48 9 Ejemplo del pozo 0051LL2034_0 con una curva de arena calculada a partir de las curvas de porosidad y arcilla.…………………………………………. 10 Distribución de la porosidad y del Vsh dentro de la facies arena del B-4-X …………………………………………………………………………………………………… 11 51 52 Distribución de la porosidad y del Vsh dentro de la facies arena del B-3-X.……………………………………………………………………………………………………. 52 12 Proporción de Arena y Vsh promedio en función del cut-off de Vsh…… 53 13 Efecto del cut-off de Vsh sobre la proporción de arena …………………….. 54 14 Efecto del cut-off de Vsh sobre la porosidad.……………….….…………………. 55 15 Cálculo de las curvas de proporción vertical.………………………………………. 55 16 B-4-X - Curvas de proporción vertical y resolución vertical………………… 57 17 B-3-X - Curvas de proporción vertical y resolución vertical……………….. 57 18 B-4-X Mapa de porosidad dentro de la arena…………………………………….. 58 19 B-4-X Mapa del Vsh dentro de la arena……………………………………………….. 58 20 B-3-X Mapa de porosidad de la arena…………………………………………………. 59 21 B-3-X Mapa del Vsh dentro de la arena……………………………………………….. 59 22 B-4-X - Variograma del modelaje de la porosidad dentro de la arena. 60 23 Sección de la malla 3D…………………………………………………………………………. 61 Figura Página 24 B-4-X - Resultados de las simulaciones………………………………………………. 62 25 B-3-X - Resultados de las simulaciones………………………………………………. 63 26 Tornado para cada unidad……………………………………………………………………. 63 27 Mapa isópaco de arena neta B-3-X …………………………………………………….. 66 28 Mapa de porosidad B-3-X ……………………………………………………………………. 67 29 Mapa de Vsh B-3-X……………………………………………………………………………….. 67 30 Mapa de permeabilidad absoluta B-3-X………………………………………………. 68 31 Mapa de saturación de agua B-3-X……………………………………………………… 68 32 Histograma de la distribución de porosidad en las unidades B-3-X y B-4-X del yacimiento B-3-X.36……………………………………………………………. 33 Histograma de la distribución de permeabilidad en las unidades B-3X y B-4-X del yacimiento B-3-X.36……………………………………………………… 34 69 70 Histograma de la distribución de Vsh en las unidades B-3-X y B-4-X del yacimiento B-3-X.36……………………………………………………………………….. 70 35 Datos básicos del yacimiento B-3-X.36………………………………………………… 72 36 Comparación entre la porosidad medida en muestras de núcleo y la 75 calculada con registros de pozos ……………………………………………………….. 37 Gráfico de la relación entre la porosidad de núcleos y el GRN leído de registros de pozos………………………………………………………………………………… 76 38 Gráfico de la relación entre la permeabilidad del núcleo y el GRN…….. 76 39 Gráfico de la relación entre la permeabilidad dividida entre porosidad y el GRN…………………………………………………………………………………………………. 40 Gráfico de la relación entre la permeabilidad medida y las calculadas para B3……………………………………………………………………….. 41 Gráfico de la relación entre la permeabilidad 80 Gráfico de compresibilidad de la roca vs. porosidad, arenas B3, B4 y B5 44 79 Gráfico de la relación compresibilidad de la roca vs. profundidad, arenas B3, B4 y B5 área LL-370…………………………………………………………. 43 78 medida y las calculadas para B4………………………………………………………………………. 42 77 área LL-370………………………………………………………………………………….. 80 Gráfico del comportamiento de la función J como función de la saturación de agua, arena B3, área LL-370………………………………………… 81 Figura 45 Página Gráfico del comportamiento de la función J como función de la saturación de agua, arena B4, área LL-370……………………………………….. 46 Gráfico de función J vs. saturación de agua para la facie A, área LL- 370………………………………………………………………………………………….. 47 Gráfico de función J vs. saturación de agua para la facie C, área LL- 370………………………………………………………………………………………….. 49 83 Gráfico de función J vs. saturación de agua para la facie B, área LL- 370………………………………………………………………………………………….. 48 82 83 84 Gráfico de función J vs. saturación de agua para la facie D, área LL-370………………………………………………………………………………………….. 84 50 Gráfico de la función J, arena B-3-X……………………………………………………. 85 51 Gráfico de la función J, arena B-4-X…………………………………………………….. 85 52 Gráfico de la función J, arenas B-3-X y B-4-X…………………………………….. 86 53 Gráfico de los datos de permeabilidades relativas agua-petróleo para la facie macro, área LL- 370………………………………………………………………… 54 Gráfico de los datos de permeabilidades relativas agua-petróleo para la facie meso, área LL-370…………………………………………………………………… 55 91 Gráfico de los datos de permeabilidades relativas agua-petróleo para el yacimiento B-3-X.36, área LL-370…………………………………………………… 60 90 Gráfico de los datos de permeabilidades relativas agua-petróleo para la arena B4, área LL-370……………………………………………………………………… 59 89 Gráfico de los datos de permeabilidades relativas agua-petróleo para la arena B3, área LL-370……………………………………………………………………… 58 89 Gráfico de los datos de permeabilidades relativas agua-petróleo para la facie macro, arena B4, área LL-370………………………………………………… 57 88 Gráfico de los datos de permeabilidades relativas agua-petróleo para la facie meso, arena B3, área LL-370…………………………………………………… 56 88 92 Gráfico de datos de permeabilidades relativas gas-petróleo para la arena B3, área LL-370………………………………………………………………………. 94 61 Gráfico de datos de permeabilidades relativas gas-petróleo para la arena B4, área LL-370…………………………………………………………………….. 94 Figura 62 63 64 Página Gráfico de datos de permeabilidades relativas gas-petróleo, yacimiento B-3-X.36, área LL-370………………………………………………………. 95 Comparación de los datos de la función Y reportada con la calculada @ 156°F (Pozo LL-902)…………………………………………….. 98 Sensibilidad del error relativo promedio absoluto de la prueba de balance de masa con gravedad API del crudo (Pozo LL-902)…………… 65 100 Comportamiento de la viscosidad del petróleo con presión (Pozo LL-902)………………………………………………………………………………………. 101 66 Gráfico de gravedad API vs. profundidad (pies)…………………………………. 104 67 Gráfico de temperatura (°F) vs. profundidad (pies)………………………….. 105 68 Gráfico de relación gas petróleo (PCN/BN) vs. tiempo (Años)…………… 106 69 Gráfico de presión volumétrica (Lpc) vs. petróleo acumulado (MMBN)………………………………………………………………………………………………….. 107 70 Historia de producción B-3-X.36………………………………………………………….. 108 71 Análisis de declinación B-3-X.36………………………………………………………….. 110 72 Historia de presión B-3-X.36………………………………………………………………… 111 73 Balance de materiales yacimiento B-3-X.36……………………………………….. 114 74 Seccion trasversal…………………………………………………………………………………. 118 75 Permeabilidad relativa al petróleo con celdas de 7.5 pies………………….. 118 76 Permeabilidad relativa al petróleo con celdas de 15 pies…………………… 119 77 Permeabilidad relativa al petróleo con celdas de 30 pies…………………… 119 78 Efecto del espesor de celda en la producción acumulada de petróleo con tiempo…………………………………………………………………………………………….. 120 79 Malla de simulación del yacimiento B-3-X.36……………………………………… 121 80 Flujo de trabajo para Flogrid………………………………………………………………… 122 81 Flujo de trabajo para generar el archivo SCHEDULE…………………………… 123 82 Flujo de trabajo para generar el archivo de eventos…………………………… 124 83 Comportamiento de presión de inicialización………………………………………. 125 84 Comportamiento de presión simulada antes………………………………………. 127 85 Comportamiento de presión simulada después…………………………………… 127 86 Permeabilidad relativa agua-petróleo y gas-petróleo arena B-3-X……. 128 87 Permeabilidad relativa agua-petróleo y gas–petróleo arena B-4-X… 128 Figura 88 Página Permeabilidad relativa gas petróleo arena B-4-X y B-3-X ajustada………………………………………………………………………………………………… 129 89 Presentación de PVTO sección PVT eclipse………………………………………….. 130 90 Flujo de trabajo para generar los archivos para SCAL y PVT……………… 130 91 Cotejo de historia de las tasas de petróleo…………………………………………. 131 92 Cotejo de historia de las tasas de gas ………………………………………………… 132 93 Cotejo de historia de las tasas de agua………………………………………………. 132 94 Cotejo historico de la tasa de petróleo pozo LL_902………………………….. 133 95 Cotejo historico de la tasa de gas pozo LL_902………………………………….. 133 96 Cotejo historico de la tasa de petróleo pozo LL1186………………………….. 134 97 Cotejo historico de la tasa de gas pozo LL1186………………………………….. 134 98 Ubicación del pozo LL1292 en la malla de simulación………………………… 135 99 Cotejo historico de la tasa de petróleo pozo LL1292………………………….. 136 100 Cotejo historico de la tasa de gas pozo LL1292………………………………….. 136 101 Ubicación del pozo LL2738 en la malla de simulación…………………………. 137 102 Cotejo historico de la tasa de petróleo pozo LL2738…………………………… 138 103 Cotejo historico de la tasa de gas pozo LL2738………………………………….. 138 104 Ubicación de los pozos inyectores de gas……………………………………………. 140 105 Caso base predicción de petróleo………………………………………………………… 142 106 Caso base predicción de gas…………………………………………………………………. 142 107 Caso base predicción de agua………………………………………………………………. 143 108 Predicción comportamiento de producción de petróleo (Inyección de Gas Natural)………………………………………………………………………………………….. 109 Predicción comportamiento de producción de gas (Inyección de Gas Natural)…………………………………………………………………………………………………. 110 145 Predicción comportamiento de producción de petróleo (Inyección de Gas Natural), abriendo intervalos adicionales…………………………………….. 112 145 Predicción comportamiento de producción de agua (Inyección de Gas Natural)………………………………………………………………………………………………… 111 144 147 Predicción comportamiento de producción de gas (Inyección de Gas Natural), abriendo intervalos adicionales…………………………………………….. 147 Figura 113 Página Predicción comportamiento de producción de agua (Inyección de Gas Natural), abriendo intervalos adicionales……………………………………………… 114 Predicción comportamiento de Inyección de gas abriendo intervalos adicionales…………………………………………………………………………………………….. 115 148 150 Predicción comportamiento de la producción neta de gas abriendo intervalos adicionales……………………………………………………………………………. 150 116 Comportamiento de la presion vs tiempo…………………………………………… 151 117 Ubicación de los pozos a recompletar y perforar NEW-1……………………. 152 118 Predicción comportamiento de producción de petróleo recompletación de pozos abriendo intervalos adicionales…………………………………………….. 119 Predicción comportamiento de producción de gas recompletación de pozos abriendo intervalos adicionales………………………………………………….. 120 126 127 128 129 130 160 Predicción comportamiento de producción de petróleo, gas y agua para el pozo LL-2922……………………………………………………………………………. 125 158 Predicción comportamiento de producción de petróleo, gas y agua para el pozo LL-2036…………………………………………………………………………….. 124 156 Predicción comportamiento de producción de petróleo, gas y agua para el pozo LL-1896……………………………………………………………………………. 123 154 Predicción comportamiento de producción de petróleo, gas y agua para el pozo LL-1854……………………………………………………………………………. 122 153 Predicción comportamiento de producción de agua recompletación de pozos abriendo intervalos adicionales…………………………………………………. 121 153 Predicción comportamiento de producción de petróleo, gas y agua NEW-1……………………………………………………………………………………………………. Ubicación de los pozos interespaciados……………………………………………….. Predicción del comportamiento de producción de petróleo, pozos interespaciados, abriendo intervalos adicionales………………………………… Predicción del comportamiento de producción de petróleo, pozos interespaciados, abriendo intervalos adicionales……………………………….. Predicción del comportamiento de producción de agua, pozos interespaciados, abriendo intervalos adicionales………………………………. Predicción comportamiento de producción de petróleo, gas y agua pozo 1…………………………………………………………………………………………………. 162 163 164 165 166 166 167 Figura 131 Página Predicción comportamiento de producción de petróleo (Sin Inyección de Gas Natural), abriendo intervalos adicionales……………………………….. 132 Predicción comportamiento de producción de gas (Sin Inyección de Gas Natural), abriendo intervalos adicionales……………………………………… 133 169 Predicción comportamiento de producción de agua (Sin Inyección de Gas Natural), abriendo intervalos adicionales…………………………………….. 134 169 170 Predicción del comportamiento de producción de petróleo, pozos interespaciados con inyección de gas, abriendo intervalos adicionales……………………………………………………………………………………………. 171 CAPITULO I INTRODUCCION La simulación numérica de yacimientos es una herramienta que puede describir cualitativa y cuantitativamente, el flujo multifásico a través del medio poroso en yacimientos heterogéneos en su etapa de explotación que soporte estrategias actuales y futuras así como, nuevas inversiones en el desarrollo del yacimiento. El estudio de simulación se desarrollará en el yacimiento B-3-X.36 del Área LL-370 del campo Tía Juana, de la Unidad de Explotación de Tía Juana Lago, abarcará las arenas de los miembros B-3-X y B-4-X de edad Eoceno de la formación Misoa. El objetivo de este estudio, es construir un modelo de simulación, mediante la herramienta Eclipse 100 para el yacimiento B-3-X.36, que permita reproducir el comportamiento de la presión y la producción de los fluidos, por lo que se ha planteado la posibilidad de realizar un proceso de inyección cíclica de gas natural, con la finalidad de aumentar el factor de recobro y mantener las presiones. 1.1 Planteamiento del problema La actividad de la industria petrolera es la más importante que se ha desarrollado en Venezuela, la cual le aporta grandes dividendos a la economía de la nación; sin embargo, a pesar de la gran tecnología que emplea, genera problemas que muchas veces interrumpen las complejas operaciones de extracción y refinación. Entre los problemas que se presentan en los yacimientos, está la declinación de la energía natural del mismo; por lo que se hace necesario implementar un nuevo método de recuperación para aumentar el recobro de petróleo. Cabe destacar que la inyección de gas tuvo sus comienzos en el Área LL-370, específicamente en el yacimiento B-6-X.10, en el año 1954. Se han alcanzado niveles de producción de petróleo de 120.000 BNPD, logrando un mantenimiento de presión por muchos años en 1200 lpca. Durante los últimos años, los volúmenes de gas de la División de Occidente han venido declinando hasta que se ha visto la necesidad de suspender la inyección de gas. De lo antes expuesto se determina la necesidad de estudiar el yacimiento B-3X.36, encontrándose en fase de desarrollo, ya que se ha explotado desde el año 1955. Tiene un POES de 551 MMBN, con unas reservas recuperables de 105 MMBN, que representa un factor de recobro de 19% del cual se han producido 21 MMBN, quedando por recuperar unas reservas remanentes de 84 MMBN. El yacimiento se ha producido a través de 33 pozos y actualmente tiene 24 pozos activos. La producción promedio de petróleo por pozo es de 60 BNPD con una RGP de 3000 PCN/BN y 5 %AyS, además, ha producido por empuje por gas en solución. Hasta la fecha (Julio 2006) este yacimiento no ha sido sometido a ningún proceso de recuperación secundaria. Los datos de presión indican que ha declinado continuamente, desde su presión inicial de 2242 lpca hasta su nivel actual, el cual se encuentra alrededor de 4001500 lpca, además, la dispersión de datos indica un yacimiento bastante heterogéneo y no drenado uniformemente. Debido a que existe todavía petróleo recuperable en el yacimiento con niveles bajos de presiones (400-1500 lpca) y, además, baja productividad de los pozos, se ha planteado la posibilidad de realizar un proceso de inyección cíclica de gas natural, con la finalidad de aumentar el factor de recobro y mantener las presiones. Como se mencionó anteriormente la situación deficitaria de gas existente es un problema de dimensiones nacionales. Se propone la evaluación y análisis del proceso de inyección cíclica de gas natural bajo diferentes escenarios de presión de inyección para definir la presión que permita manejar un proceso de recirculación de gas, es decir utilizando el gas del mismo yacimiento y reinyectarlo de nuevo, sin producir desinfle. Para evaluar la inyección cíclica de gas natural se generará un modelo de simulación dinámica del yacimiento B-3-X.36, mediante la herramienta Eclipse 100. 1.2 Formulación del problema Con relación al planteamiento realizado, se considera formular el problema mediante la siguiente interrogante: 20 ¿Es factible realizar la inyección cíclica de gas para permitir un aumento en el factor de recobro y mantener la presión en el yacimiento B3-X.36 del Area LL-370? 1.3 Justificación de la investigación Desde el punto de vista práctico, esta investigación se justifica, ya que va a generar un modelo de simulación que permitirá tener un mejor y mayor conocimiento de las características del yacimiento, evaluar las reservas y analizar el esquema de recuperación secundaria de inyección cíclica de gas natural bajo diferentes escenarios de presión de inyección. Desde el punto de vista de utilidad metodológica, esta investigación se justifica, porque brinda una alternativa y experiencias que pueden contribuir para el desarrollo de investigaciones futuras en esta área de investigación o en otras similares. 1.4 Delimitación de la investigación El estudio se desarrollará en el yacimiento B-3-X.36 del Área LL-370 del campo Tía Juana, de la Unidad de Explotación de Tía Juana Lago, abarcará las arenas de los miembros B-3-X y B-4-X de edad Eoceno de la formación Misoa. Se utilizará información proveniente de aproximadamente 33 pozos completados en el yacimiento, de los cuales para Agosto 2006 se encuentran activos 24 pozos. Se dispone de 2 análisis de núcleos y un análisis PVT. Este estudio se llevará a cabo en un tiempo de 6 meses, comprendidos desde el 30 de Junio de 2006 hasta 30 de Diciembre 2006. 1.5 Objetivo general de la investigación Generar un modelo de simulación numérica que represente la estructura y la dinámica de flujo del yacimiento B-3-X.36 del Campo Tía Juana en el Área LL-370. 21 1.5.1 Objetivos específicos de la investigación. • Revisar la data previa existente (propiedades de la roca/fluidos (PVT), producción/presión). • Actualizar las fichas de los pozos, mediante la aplicación Documents, Sisub y carpeta de pozos. • Validar las propiedades de los fluidos (PVT). • Construir el modelo de simulación del yacimiento mediante la herramienta ECLIPSE 100. • Evaluar la factibilidad de inyección cíclica de gas natural bajo diferentes escenarios de presión de inyección. • Estimar el factor de recobro, mediante el simulador Eclipse 100. • Determinar las reservas recuperables y remanentes. 1.6 Hipótesis La simulación de la inyección cíclica de gas natural permite obtener un mantenimiento o incremento en la presión y aumentar el factor de recobro en el yacimiento B-3-X.36. 1.7 Estudios previamente realizados Entre los autores que han estudiado el yacimiento B-3-X.36, Unidad de Explotación Tía Juana Lago se tiene: • SHELL, (1987) Integrated reservoir study and development proposals LL-370 B-3-X.07 and B-3-X.36. • CORELAB, (1987) Integrated sedimentlogic petrologic study well 3276, yacimiento B-3-X.36 • EXGEO, (1999), Report of the integrated study LL-370/LL-453. • EXGEO, (2004), Estudio Integrado Fase III del Área LL-370/LL-453 Arenas B3-B5. 22 1.8 Metodología a utilizar El procedimiento a seguir es el siguiente: • Se revisarán las propiedades de la roca y los fluidos presentes en el yacimiento. • Se actualizarán las fichas de pozos, mediante la aplicación Documents, Sisub y carpeta de pozos. • Se validará las propiedades de los fluidos (PVT). • Mediante las aplicaciones OFM y Centinela se obtendrán las producciones de petróleo, agua y gas. • Se validará el comportamiento de presión para estimar tendencias del yacimiento. • Se construirá la malla de simulación, inicialización, cotejo histórico por pozo y del yacimiento, mediante el simulador Eclipse 100. • Se evaluará el esquema de recuperación secundaria basado en la inyección cíclica de gas natural bajo diferentes escenarios de presión de inyección, mediante el simulador Eclipse 100. • Se estimará el factor de recobro y las reservas, mediante el simulador Eclipse 100. 23 CAPITULO II FUNDAMENTOS TEORICOS 2.1 Simulación numérica de yacimientos Es construir un modelo, que permita reproducir el comportamiento de presión y producción de los fluidos presentes en el yacimiento con la finalidad de poder analizar los diferentes esquemas de explotación, permitiendo el desarrollo óptimo de las reservas. 2.2 Fundamentos de simulación de yacimiento La simulación comprende principalmente los fundamentos matemáticos como las ecuaciones de flujo de fluidos a través del medio poroso, las cuales son Ley de la Conservación de la Masa y la Ley de Darcy. Generalmente estas ecuaciones son no lineales y la solución numérica es la única posible, lo cual implica el uso de computadoras. La simulación numérica de yacimientos juega un rol importante en la gerencia integrada de yacimientos, ya que es usada para el desarrollo de planes estratégicos de explotación y muchas veces para monitorear y evaluar el comportamiento de los yacimientos. Los simuladores hoy en día utilizados permiten evaluar el comportamiento de un yacimiento y determinar cuales métodos de recuperación secundaria o terciaria son los más recomendables. Su principal base es el principio de balance de materiales, con la diferencia que considera las heterogeneidades y las direcciones preferenciales del flujo de fluidos a diferencia de la clásica aproximación de un balance de materiales. Otra ventaja de la simulación numérica es que considera la ubicación de los pozos productores e inyectores, así como sus condiciones de operación pasadas, presentes y futuras. En un modelo de simulación numérica, el yacimiento es dividido en unidades tridimensionales discretas de pequeños tanques, celdas o bloques que permitan considerar las heterogeneidades del yacimiento. Son llevados a cabo dentro del simulador cálculos computacionales utilizando balance de materiales y la ecuación de flujo de fluidos a través de medios porosos para el petróleo, gas y agua para cada celda a espacios de tiempo discretos, comenzando por el tiempo inicial de producción. A través de la simulación numérica se pueden calcular las presiones en función del tiempo, las saturaciones de fluidos en función del tiempo y el comportamiento de los pozos en función del tiempo, presiones, ubicación, estado mecánico, etc. 2.3 Tipos de simuladores Los simuladores de yacimientos están generalmente clasificados en petróleo negro, composicional, térmicos y químicos dependiendo del flujo de fluidos, procesos de transferencia de masa y de calor, tal como se discutirá a continuación: 2.3.1 Simuladores de Petróleo Negro: Son los más utilizados para simular procesos isotérmicos de flujo simultáneo de petróleo, gas y agua, gobernados por viscosidades, fuerzas gravitacionales y capilares. “Petróleo negro” es el término utilizado para hacer referencia que la fase hidrocarburo es considerada como un líquido simple y gas sin variación de composición. La composición de las fases es constante, sin embargo, la solubilidad del gas en el petróleo y agua es tomada en consideración. 2.3.2 Simuladores Composicionales: Toman en consideración la variación de composición de fases con la presión, adicionalmente al flujo de fases. Estos son usados para realizar estudios de yacimientos de petróleo volátil y gas condensado. 2.3.3 Simuladores Térmicos: Toman en consideración además del flujo de fases, los procesos de transferencia de calor y reacciones químicas involucradas. Estos son usados para simular inyección de vapor y procesos de combustión in situ. 25 2.3.4 Simuladores Químicos: Toman en consideración el flujo de fluidos y la transferencia de masa originada por dispersión, absorción, partición y comportamiento de fases complejos. Estos son usados para modelar procesos que involucran inyección de surfactantes, polímeros y álcalis. 2.4 Procesos o etapas de un modelo de simulación numérica de yacimientos Antes de comenzar a describir los procesos necesarios para una simulación de yacimientos es necesario el siguiente argot de ingeniería de simulación “basura de entrada = basura de salida”. En pocas palabras se puede resumir que el resultado final de una simulación dependerá de los datos disponibles, la calidad de los mismos y de la validación de estos antes de ser introducidos al software; por lo que resulta obvio pensar que una gran parte en el estudio de un yacimiento debe ser consumida en la verificación de la calidad y confiabilidad de los datos del yacimiento por cada una de las especialidades involucradas en el estudio. Un estudio de simulación se puede justificar, si se dispone de un modelo estático y de un análisis convencional de yacimientos que haya permitido validar e integrar todos los datos en un modelo consistente y confiable. Una vez alcanzado este paso, se debe verificar la factibilidad de poder aplicar una simulación de yacimientos, validando la representatividad de los modelos generados para determinar la certidumbre del estudio con el fin de incrementar la confiabilidad del modelo. Adicionalmente, se debe analizar la complejidad determinar la viabilidad de realizar una simulación, del yacimiento para estableciendo la relación costo beneficio de la inversión, las reservas, potencial del yacimiento y expectativas de crecimiento. Una vez que se justifica la realización de un estudio de simulación, se puede iniciar el desarrollo del modelo siguiendo las seis etapas principales: 26 Definición de los objetivos y el tipo de simulador Pre-procesamiento de los datos de entrada Construcción de la malla de simulación Inicialización el modelo de simulación Cotejo histórico y ajustes al modelo de simulación Evaluación de los casos de predicciones Una vez culminada la caracterización convencional, es necesario verificar los objetivos originales al momento de continuar con una simulación de yacimientos, ya que muchas veces la complejidad geológica, sedimentológica, de fluidos areal y vertical, agotamiento irregular de yacimiento, encontrados en la primera etapa del estudio pueden afectar el entendimiento del comportamiento del yacimiento y por ende la decisión final de continuar o no con una simulación, ya que las respuestas que se esperen obtener a través de la simulación, estén vinculadas a los problemas que radican en el yacimiento. Los objetivos de la simulación pueden condicionar el tipo de simulador a utilizar, así como muchas otras características del modelo a desarrollar. La clave para seleccionar el tipo de simulador adecuado es tomando en cuenta los tipos de fluidos contenidos en el yacimiento, la naturaleza de la roca, y los procesos de recuperación existentes y posibles. Las consideraciones generales para la carga de datos de entrada en un software de simulación se pueden resumir de la siguiente manera: Datos generales del yacimiento, dimensiones, definición del mallado, número profundidad de de los capas, contactos presión original agua-petróleo del y yacimiento, gas-petróleo. Generalmente estos datos son obtenidos de los mapas de yacimiento, análisis convencionales de núcleos, registros de pozos, pruebas de presiones. Datos roca-fluido, estos involucran permeabilidades relativas, presiones capilares, compresibilidades de la roca, datos PVT obtenidos de los análisis especiales de laboratorio o correlaciones. Datos del mallado, datos geológicos que incluyen elevaciones, espesores, espesores netos, permeabilidades, porosidades y 27 saturaciones iniciales de fluidos. Estos datos son obtenidos de registros de pozos y análisis especiales de núcleos, además de pruebas de presión y registros de producción de pozos. Datos de producción e inyección por pozo, consideran, historia de producción/inyección de petróleo, agua y gas. Historia futura de producción e inyección para cada pozo, ubicación de las localizaciones, índices de productividad, factores de daño, intervalos perforados para cada pozo. La recolección y validación de los datos de entrada puede consumir gran parte del tiempo y del dinero del estudio. Se requiere del esfuerzo de un equipo integrado, lo cual es vital para el éxito de cargar los datos de entrada en el modelo. Se deben cargar los datos del modelo estático al simulador y elaborar un mallado basado en la geometría o arquitectura del yacimiento, la cual se obtiene de la información estructural, estratigráfica y sedimentológica. Los datos estáticos requeridos generalmente se cargan en forma de mapas y deben incluir propiedades tales como: topes estructurales de cada estrato o capa, polígonos de fallas, espesores brutos y netos, mapas de porosidad, permeabilidad, saturaciones iniciales de fluidos, así como datos de ubicación y completación de pozos. Si se cuenta con un modelo estático 3-D, la construcción de la malla puede realizarse a través de un escalamiento de modelo fino obtenido de la caracterización estática detallada del yacimiento, para posteriormente llevarlo a un mallado más grueso que se ajuste con los requerimientos de la simulación. El tipo, tamaño y orientación de la malla dependerá de la extensión del área a modelar, de la complejidad estructural y estratigráfica del yacimiento, de la dirección preferencial del flujo, del número y espaciamiento de pozos, y de los escenarios de explotación que se quieran simular en el futuro. En la etapa de inicialización se validan las condiciones iniciales de los fluidos, tales como: presión de saturación, ubicación de los contactos y distribución inicial de los fluidos. Adicionalmente se verifican los datos estáticos de todas las propiedades geológicas y petrofísicas representadas en la malla de simulación. 28 Seguidamente se requiere definir las propiedades de los fluidos y de la interacción roca-fluidos, a fin de poder introducir los datos de los factores volumétricos, viscosidades y densidad de las tres fases presentes (petróleo, gas y agua), solubilidad del gas en el petróleo, curvas de permeabilidad relativa para las tres fases y curvas de presión capilar para los sistemas agua-petróleo y gaspetróleo. Para poder inicializar el modelo, es necesario definir las condiciones iniciales del yacimiento en términos de contactos de fluidos y presiones, de esta manera se puede validar el modelo, el equilibrio hidrostático del yacimiento antes del inicio de la explotación, para lo cual no debe existir variación de las presiones ni movimiento de los fluidos. Una vez alcanzada la condición inicial de equilibrio, se pueden validar los volúmenes de fluidos originalmente en sitio (POES y GOES). Si es necesario se puede dividir el yacimiento en regiones separadas, en las cuales exista equilibrio hidrostático independiente de las otras regiones. En este caso, se deben definir las presiones iniciales y los contactos de fluidos originales para cada región, e inclusive si se requiere, se pueden definir las propiedades de los fluidos de forma independiente para cada región. En el momento que el modelo de simulación se inicializa, todos los datos estáticos requeridos por el modelo deben haber sido cargados y para continuar con el cotejo histórico o ajuste de la historia de producción es necesario ingresar los datos recurrentes, que consisten en toda la data de los pozos, tales como: ubicación, trayectoria, historia de completación, trabajos de estimulación y/o métodos de producción, medidas de presión (fluyentes, estáticas y de restauración) y los volúmenes producidos e inyectados de petróleo, agua y gas. En la etapa del cotejo histórico se realizan los ajustes necesarios al modelo de simulación para reproducir el comportamiento histórico de producción del yacimiento tomando como variables principales la presión y la producción de petróleo, agua y gas; así como, la distribución de fluidos en el yacimiento. Dependiendo del alcance, el cotejo puede realizarse para todo el yacimiento, por áreas y por pozos. El proceso del cotejo histórico permite detectar debilidades en los datos que caracterizan al yacimiento, pudiéndose corregir hasta lograr un ajuste razonable. 29 Es importante señalar que no existe una solución única al tratarse de hacer un cotejo histórico que reproduzca las condiciones dinámicas del yacimiento, dado que es un proceso iterativo racional donde prevalece el criterio del ingeniero que lo realiza, claro esta, que para esto prevalecen los fundamentos teóricos y prácticos del proceso. En la etapa de predicción se simula posibles escenarios futuros de explotación que permitan definir las mejores o más factibles estrategias de explotación. Para esto se deben evaluar los escenarios que contemplan los diferentes esquemas: Caso Base: se predice mediante la simulación, el comportamiento de producción con los pozos existentes sin compensar la declinación, para establecer las reservas hasta las condiciones de abandono. Recuperación Primaria: se evalúan diferentes escenarios que permitan maximizar la recuperación de reservas sin incorporar energía adicional al yacimiento. Recuperación Adicional: se evalúan diferentes escenarios que pudieran incrementar el factor de recobro y por ende la recuperación de reservas, mediante la incorporación de energía al yacimiento o cambios en las propiedades roca-fluidos del yacimiento. 2.5 Concepto de modelaje 2.5.1. Celda y pasos de tiempo: El flujo de fluidos en un yacimiento es descrito mediante ecuaciones diferenciales parciales, que no pueden ser resueltas analíticamente. Estas pueden ser resueltas numéricamente mediante el reemplazo de las ecuaciones diferenciales con ecuaciones de diferencia finita. En las ecuaciones de diferencia finitas está implícito la discretización, es decir la subdivisión de distancia y tiempo y la especificación de un incremento. En otras palabras, el yacimiento es tratado como si estuviese compuesto por elementos de volúmenes discretos y los 30 cambios en las condiciones de cada elemento son calculados para cada intervalo de tiempo. El concepto de elementos de volumen del yacimiento se refiere a las celdas (gridblock), y los intervalos de tiempo a los pasos de tiempo (timestep). Cada celda es como un tanque con lados permeables, las propiedades dentro de una celda no varían en un “timestep”, es decir son uniformes. Pero pueden haber cambios abruptos entre una celda y la celda adyacente. La tasa de flujo de una celda es determinada por la permeabilidad en los lados de la celda y la presión diferencial con las celdas adyacentes. El problema matemático se reduce a calcular el flujo entre celdas adyacentes. La precisión de un modelo de yacimiento está relacionada con el número de celdas, de esto dependerá la eficiencia del cálculo de flujo de fluido. En la práctica el número de celdas está limitado por el costo del cálculo y el tiempo disponible para introducir la data e interpretar los resultados 2.5.2. Consecuencia de la discretización: Como se comentó en la sección anterior, pueden haber cambios bruscos de una celda a otra. Por ejemplo en un proceso de inyección de agua, en el yacimiento la saturación de agua está en función de la distancia, pero en un modelo la discretización hace que el frente de invasión se mueva mucho más rápido o más lento de lo que ocurre en la realidad, debido a los cambios abruptos en la saturación de agua y en la presión. Estos cambios abruptos de saturación y presión traen otros problemas en la simulación numérica que serán discutidos a continuación: Representación de Pozos, debido a que una celda posee un solo valor de presión y saturación, y en ocasiones una celda puede llegar a ocupar varios acres, la saturación y la presión de la celda no representan los valores del pozo en la cara de la arena. Para transformar la presión de la celda en presión del pozo y asignar tasas y distribución de producción o inyección, se requiere información de fuentes externas. La fuente externa, es generalmente un modelo separado de pozo diseñado específicamente para obtener un mallado suficientemente fino que reproduzca el comportamiento del pozo. 31 Distribución de Movilidad, para calcular el flujo de fluidos entre celdas, es necesario asignar un valor de movilidad del agua y del petróleo aplicable a ambas celdas. Pero la movilidad es función de saturación, y como se dijo anteriormente pueden haber cambios bruscos de saturación de una celda a la siguiente. Una deducción razonable es considerar la movilidad promedio entre las celdas (50/50), pero la experiencia indica que este valor raramente es el mejor. Existen diferentes métodos para determinar esta movilidad promedio, entre estos se tienen: Aguas arriba, la movilidad es determinada por la celda ubicada aguas arriba. (Entre la celda 1 y 2, se usa la movilidad de la celda 1). Aguas abajo, la movilidad es determinada por la celda ubicada aguas abajo. (Entre la celda 1 y 2, se usa la movilidad de la celda 2). Combinada, cuando alguna combinación de la movilidad de la celda aguas arriba y de la celda aguas abajo es usada. Métodos de extrapolación o interpolación, cuando se usan la movilidad de una o más celdas vecinas para estimar la movilidad de la interfase. Dispersión Numérica, la dispersión numérica de las técnicas de análisis numérico puede causar grandes distorsiones en los procesos de simulación donde ocurren cambios relativamente rápidos de saturación. Estos cambios son comunes en varios tipos de desplazamiento, donde el movimiento de fluido no es representado apropiadamente. No existe una manera satisfactoria de eliminar la dispersión numérica, sin embargo existen técnicas que pueden reducirla. Utilizar un mayor número de celdas puede reducir la dispersión a un nivel aceptable, pero en la práctica un gran número de celdas en los modelos no es apropiado, debido al costo y tiempo asociado. Efectos de Orientación de la Malla, en modelos multidimensionales la dispersión numérica lleva a otro interesante y algunas veces molesto fenómeno. El cálculo es influenciado por la orientación de la malla con relación a la ubicación de los pozos productores e inyectores. Los efectos de la orientación de la malla no son usualmente importante, excepto en el caso donde la fase desplazante es mucho más móvil que la fase desplazada (inyección de vapor en crudo pesado). 32 2.5.3. Funciones explícitas e implícitas: En las secciones anteriores se ha discutido con relación a las consecuencias de la discontinuidad en la saturación y presión que existe en la interfase entre las celdas del modelo de yacimiento. Similarmente, saturaciones y presiones son discontinuas en el tiempo; y las condiciones del yacimiento son definidas al final de cada “timestep”. Existen propiedades que dependen de la saturación como son la movilidad y la presión capilar, en la realidad estas propiedades asumen varios valores a lo largo del “timestep”, pero en el simulador solo se calcula un valor. Tal como ocurre con la distribución de movilidad, no existe un mejor método para seleccionar los valores a usar para todas las propiedades que son función de la saturación. En esencia todos los métodos son variaciones de los siguientes: Explícito, los procedimientos que usan los valores de saturación conocidos al principio del “timestep”. Implícito, los procedimientos que usan los valores de movilidad y presión capilar calculados como función de la saturación al final del “timestep”. Semi-Implícito, los procedimientos que usan los valores de movilidad y presión capilar calculados asumiendo que las funciones pueden ser funciones lineales de saturación durante el “timestep”. Un simulador requiere cuatro tipos de datos de entrada, a saber: A. Descripción del yacimiento 1. Permeabilidad 2. Porosidad 3. Espesores de formación 4. Elevación o profundidad 5. Número y tamaño de los bloques de la malla 6. Saturaciones iniciales de cada fase 7. Presión inicial 8. Compresibilidad de la roca 33 B. Propiedades de los fluidos del yacimiento 1. Factor volumétrico del petróleo 2. Factor volumétrico del agua 3. Factor volumétrico del gas 4. Viscosidad del petróleo 5. Viscosidad del agua 6. Viscosidad del gas 7. Solubilidad del gas en el petróleo 8. Densidad del petróleo 9. Densidad del agua 10. Densidad del gas C. Relaciones de interacción de fuerzas entre roca y fluidos 1. Curvas de permeabilidad relativa para petróleo, agua y gas 2. Curvas de presión capilar agua-petróleo 3. Curvas de presión capilar gas-petróleo D. Datos de pozos 1. Localización de pozos y su estado 2. Historia de completación que incluya intervalos de producción, índice de capacidad de flujo (Kh), daño de formación, método de producción, etc. 3. Historia de producción y sus restricciones. Todos estos datos son necesarios, independientemente del tipo de simulador que se seleccione para realizar el estudio. 34 2.6 Caracterización termodinámica de mezclas de hidrocarburos La utilización de criterios termodinámicos de fases, así como también la relación gas-líquido (petróleo o condensado), gravedad API, composición del fluido, etc., son fundamentales en el proceso de clasificación y caracterización de los fluidos del yacimiento. Una forma inequívoca de conocer el estado en que se encuentran las mezclas de hidrocarburos en el yacimiento, es en base al diagrama de fases P-T (Presión y Temperatura). Desafortunadamente la obtención de un diagrama completo de fases es muy laboriosa y lo que se hace regularmente es caracterizar el yacimiento en base a un estudio PVT (Presión – Volumen - Temperatura) realizado a la temperatura del yacimiento, o en forma aproximada, en base a datos de producción como la relación gas - petróleo. Gravedad API y color del líquido de tanque. El paso siguiente al descubrimiento de un yacimiento de hidrocarburos es determinar el estado (gas y/o líquido) en que se encuentra la mezcla en el yacimiento y clasificarlo utilizando criterios termodinámicos de fases. 2.6.1 Yacimiento de gas condensado Un yacimiento de condensado es aquel cuyo fluido produce, a temperatura constante, condensación de líquido al disminuir la presión. Esta condensación es llamada “retrógrada” por ocurrir en sentido inverso al proceso normal. Esta condensación ocurre únicamente en el rango de temperatura comprendido entre el punto crítico (Pc) y la temperatura cricondentérmica (CT) del fluido en estudio (Figura 1). Los yacimientos de gas condensado se encuentran en fase gaseosa a presiones mayores a la presión de saturación y su producción es predominantemente gas, del cual se condensa líquido en los separadores de superficie; de ahí el nombre de condensado de gas. Pueden definirse los yacimientos de gas condensado como aquellos que producen líquidos de color pálido o incoloros, con gravedad API mayores de 45° y RGP en un intervalo de 5000 a 10000 PCN/BN. Sin embargo, ciertos autores consideran inapropiado clasificar los pozos y yacimientos según la relación gas – 35 petróleo medida en superficie, ya que una clasificación adecuada no sólo depende de estos parámetros sino de la composición de la mezcla de hidrocarburos, la temperatura y la presión en el yacimiento. 100% PRESION DE YACIMIENTO C YACIMIENTO DE DE GAS CONDENSADOS CONDENSADO Pc A CT 90% 70% 70% 50% 50% 20% 20% 10% 10% B 0% TEMPERATURA DE YACIMIENTO Figura 1. Diagrama de fases P-T de un fluido de yacimiento. La composición de la mezcla de hidrocarburos de un yacimiento de gas condensado es todavía predominantemente metano (>60%), como en el caso de los yacimientos de gas seco y húmedo, aunque la cantidad relativa de hidrocarburos pesados es considerablemente mayor. Un gas condensado se puede considerar como un gas con líquido disuelto y dicha mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío a las condiciones iniciales de presión y temperatura. La temperatura del yacimiento se encuentra entre la Temperatura Crítica y la Cricondentérmica. Las mezclas de hidrocarburos a condiciones cercanas a las críticas son difíciles de evaluar examinando los datos de producción de campo. Estos fluidos podrían ser indistinguibles de los petróleos volátiles sin el uso de un análisis de laboratorio. 36 * Presión de Rocío Retrógrada: La presión de rocío es la presión de equilibrio de un sistema compuesto de líquido y gas, en el cual el gas ocupa todo el sistema; excepto por una cantidad infinitesimal de líquido. La importancia del conocimiento de la presión de rocío reside en que a presiones menores, comienza a ocurrir condensación retrógrada de líquido. La presión de rocío depende de la composición de la mezcla y se puede caracterizar aproximadamente a través de la RGC y de la gravedad API del condensado. Se ha demostrado experimentalmente que la presión de rocío se ve afectada de la siguiente manera: A medida que la gravedad API del condensado aumenta, disminuye la Proc. A medida que incrementa la relación gas – condensado, disminuye la Proc. * Condensación y Vaporización Retrógrada: Cuando en un yacimiento de gas condensado se produce una reducción isotérmica de la presión y cae por debajo de la curva de rocío, ocurre condensación de las fracciones pesadas e intermedias del gas. Estas fracciones se depositan como líquido en los canales porosos más pequeños de la roca; por lo que no logran fluir ya que no alcanzan la saturación crítica del líquido. El efecto dañino de permitir condensación retrógrada está dado por el depósito de las fracciones que tienen mayor valor comercial, por lo que el fluido que se produce se empobrece en tales fracciones. La declinación de la presión produce una rápida condensación de líquido que alcanza un máximo. Una vez que se alcanza la condensación retrógrada máxima, ocurre revaporización del condensado al seguir disminuyendo la presión. Como consecuencia se produce una disminución de la RGC y un incremento en la gravedad específica del gas condensado producido. Pero el condensado retrógrado no se revaporiza totalmente aunque se tengan bajas presiones de 37 agotamiento; esto se debe a que sólo se alcanza la presión de rocío normal a presiones por debajo de la atmosférica (vacío). El condensado retrógrado atrapado en un yacimiento sin empuje hidráulico no puede recuperarse sino por revaporización inyectando gas natural a alta presión. * Yacimientos de Gas Condensado con Pierna de Petróleo: Es común encontrar una pequeña pierna de petróleo en yacimientos de gas condensado, en el cual el gas se encuentra saturado en su punto de rocío y el petróleo saturado en su punto de burbujeo (Figura 2). Una disminución de presión en este tipo de yacimiento produce condensación retrógrada en la capa de gas y liberación de gas en la pierna de petróleo. El gas liberado se mezcla con el gas de la capa de gas condensado y el condensado retrógrado con el crudo de la pierna. Petróleo de la Pierna Gas Condensado PRESION Pc . Presión inicial Temperatura de Yacimiento TEMPERATURA Figura 2. Diagrama de Fases de los fluidos de un yacimiento de gas condensado con pierna de petróleo. 38 2.6.2 Yacimiento de petróleo volátil Estos yacimientos tienen temperaturas menores, pero muy cercanas a la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos. Además la presión crítica es aproximadamente igual a la cricondenbárica. Como consecuencia, el equilibrio de fases en estos yacimientos es precario y se produce un alto encogimiento del crudo (hasta un 45%) cuando la presión cae ligeramente por debajo de la presión de burbujeo. En la mayoría de los casos es difícil saber si un yacimiento es de petróleo volátil o de gas condensado porque en ambos, la temperatura del yacimiento es cercana a la temperatura crítica de la mezcla. Para estos casos especiales los sistemas de Redes Neuronales Artificiales exclusivamente entrenados con PVT locales y validados son de gran utilidad en la identificación del tipo de fluidos. Los yacimientos de petróleo volátil pueden ser saturados o subsaturados. En el primer caso, la presión inicial es igual a la presión de burbujeo y tan pronto ocurre una pequeña declinación de presión hay liberación de gas. En este caso inicialmente puede o no existir una capa de gas, de tipo gas condensado, en equilibrio con el petróleo. El diagrama de fases de los fluidos es similar al de la Figura 2. En el segundo caso, la presión inicial es mayor que la presión de burbujeo y no ocurre liberación de gas hasta tanto la presión del yacimiento no sea igual a la de burbujeo. 2.6.3 Yacimiento de petróleo negro Estos yacimientos se caracterizan por tener un alto contenido de heptano plus (> 40%) y bajo contenido de metano (< 50%). La temperatura de estos yacimientos es inferior a la temperatura crítica de la mezcla. Los yacimientos de petróleo negro pueden ser saturados o subsaturados. Cuando la presión inicial es menor que la presión de burbujeo, se forma una capa de gas buzamiento arriba de la zona de petróleo. Regularmente este gas es húmedo o seco y no presenta condensación retrógrada. 39 La Figura 3 muestra los diagramas de fases del gas, del petróleo y del fluido total (mezcla gas - petróleo) de un yacimiento de petróleo negro saturado. Los petróleos denominados negros (black oils) se caracterizan por tener: Factor volumétrico menor de 1.5 BY/BN. Color negro o verde oscuro. RGP menor de 2000 PCN/BN. La solubilidad de gas en petróleo crudo depende de la presión, temperatura y composición de la mezcla. Para un mismo gas y petróleo a una temperatura constante, la cantidad de gas en solución aumenta con presión; y a una presión constante la cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperatura aumenta. Para determinadas condiciones de presión y temperatura, la cantidad de gas en solución aumenta a medida que las composiciones del gas y del petróleo se asemejan, es decir, es mayor en gases de alta y en petróleos de baja gravedad específica, o sea, en petróleos de alta gravedad API. Temperatura del Yac. Pc · Pcg · Fluido Total PRESION Gas Presión inicial PcL· . Separador Liquido TEMPERATURA Figura 3. Diagrama de fases de los fluidos de un yacimiento de petróleo negro con capa de gas. 40 2.6.4 Diagrama de presión y temperatura La mejor forma de observar los cambios de fase de las mezclas de hidrocarburos que se presentan naturalmente en yacimientos de petróleo y gas (o condensado) es a través de un diagrama Presión-Temperatura (P-T) como el que se muestra en la Figura 2. La envolvente de fases que resulta de unir las curvas de puntos de burbujeo (curva AC) y puntos de rocío (curva CB). El diagrama P-T se divide en tres regiones: la de líquido que está situada fuera de la envolvente y a la izquierda del punto crítico; la del gas que se encuentra fuera de la envolvente y a la derecha del punto crítico y la región de dos fases situada dentro de la envolvente. Las curvas de burbujeo y rocío se unen en el punto crítico; a estas condiciones las propiedades intensivas de ambas fases son idénticas. En la envolvente de fases se hallan dos puntos extremos de P y T, que se denominan presión cricondenbárica y temperatura cricondentérmica. La presión cricondenbárica (Pcdb), es la máxima presión a la cual existe equilibrio entre el vapor y el líquido; y la temperatura cricondentérmica (Tcdt), es la máxima temperatura a la cual existe equilibrio entre el vapor y el líquido (a T > Tcdt el sistema se encuentra en fase gaseosa). 2.6.5 Pruebas PVT Tres parámetros básicos: Presión, Volumen y Temperatura (PVT) son los que gobiernan en gran parte el comportamiento de producción de un yacimiento de petróleo. Se llama análisis PVT al conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio para determinar las propiedades, y la variación con presión, de los fluidos de un yacimiento petrolífero. Para que un análisis PVT simule correctamente el comportamiento de un yacimiento es necesario que la muestra sea representativa del fluido (mezcla de hidrocarburos) original en el yacimiento. Cuando el yacimiento es pequeño, una muestra es representativa del fluido almacenado en la formación; lo contrario sucede en los yacimientos grandes, donde se requiere de varias muestras. 41 2.6.5.1 Tipos de Liberación de Gas Para petróleo pesado cuyo gas en solución consiste casi en su totalidad de metano y etano, la manera de separación no tiene mucha importancia; sin embargo, para crudos livianos y gases ricos, o sea, para fluidos de yacimiento con altas proporciones de hidrocarburos intermedios (principalmente propano, butanos y pentanos), la manera de separación crea interrogantes importantes, algunos de los cuales no han podido responderse con tal satisfacción. La razón de la dificultad reside principalmente en los hidrocarburos intermedios que son, en términos relativos, intermedios entre verdaderos gases y verdaderos líquidos. Por consiguiente, los crudos livianos y gases ricos se dividen en las fases líquida y gaseosa en proporciones que son afectadas por la forma de separación. Puede explicarse esta situación con referencia a dos procesos isotérmicos bien definidos de liberación de gas comúnmente empleados en el laboratorio en estudios PVT. 2.6.5.1.1. Liberación Diferencial Es aquella en la cual la composición total del sistema (gas + liquido) varía durante el agotamiento de presión. En este caso el gas liberado durante una reducción de presión es removido parcial o totalmente del contacto con el petróleo. Este proceso en el yacimiento ocurre cuando hay gas móvil (Sgi>Sgc). Debido a la alta movilidad del gas (Kg/g), como consecuencia de su baja viscosidad, la fase gaseosa se mueve hacia el pozo a una tasa de flujo mayor que la fase líquida y por lo tanto cambia la composición total del sistema en un volumen de control dado. La Figura 4 ilustra un proceso de liberación diferencial isotérmica. Inicialmente la celda tiene una cantidad considerable de petróleo a una presión mayor o igual a la de burbujeo (P1 > Pb) y a una temperatura determinada. Posteriormente la presión es disminuida aumentando el volumen de la celda. Al caer la presión (P2) por debajo de la presión de burbujeo, ocurre liberación de gas; de este modo se 42 retira el gas liberado a presión constante, cambiando así la composición del petróleo. Este procedimiento se repite hasta alcanzar la presión atmosférica. P1 PET. PET. VT3 GAS Vo3 PETROLEO Vo2 GAS PETROLEO GAS > PETROLEO Vo2 VT2 PETROLEO En el yacimiento se tiene liberación diferencial cuando la P < Pb, (RGP > Rs). P2 P2 P2 > P3 P3 DESPLAZAMIENTO ISOBARICO Figura 4. Proceso de liberación diferencial. 2.6.5.1.2 Expansión composición constante El gas liberado durante el agotamiento permanece en contacto con el líquido, lo que significa que la composición total del sistema permanece constante. En el yacimiento este proceso ocurre cuando la presión del petróleo es ligeramente menor que la de burbujeo. En este caso la cantidad de gas liberado no alcanza la saturación de gas crítica, por lo que el gas permanece en contacto con el crudo sin ocurrir cambio de la composición total del sistema en un volumen de control dado. La Figura 5 muestra el proceso de liberación isotérmica. Inicialmente la presión de la muestra es mayor que la presión de saturación (P1 > Psat). Luego el petróleo se expande a través de varias etapas. En este proceso se observa variación de presión (P1 > P2 > P3) y volumen (V1 < V2 < V3) sin cambio de masa (no se retira gas de la celda). 43 > P2 > P3=Pb > P4 GAS GAS > P5 PETROLEO PETROLEO PETROLEO PETROLEO PETROLEO PETROLEO P1 GAS > P6 Figura 5. Proceso de liberación instantánea. La información necesaria para caracterizar la columna de hidrocarburo en un yacimiento es obtenida de los informes PVT, entre ellos se tiene: Temperatura del yacimiento. Gravedad API del crudo residual. Factor volumétrico de formación del petróleo en función de la presión (Bo(P)). Gravedad específica de los gases obtenidos en cada etapa de la liberación diferencial (GE(P)). Densidad del petróleo en función de la presión (ρo(P)). Relación gas-petróleo en solución (Rs(P)). Factor de compresibilidad del gas durante el agotamiento (Z(P)), en caso de gas condensado. 44 CAPITULO III MODELO ESTATICO Poseer un modelo estático capaz de representar la roca yacimiento es fundamental para la construcción del modelo dinámico (1) que simule el en 1984, presentó el Estudio comportamiento de un yacimiento. GEMIPET, C.A (2) Geológico y Petrofísico del Area LL-370, EXGEO, C.A Integrado de las áreas LL-370/LL-453 y EXGEO, C.A en 1999, realizó el Estudio (3) en 2004, hizo el Estudio Integrado Fase III de las Arenas de B3-B5 de las Areas LL-370/LL453. 3.1 Ubicación geográfica El yacimiento B-3-X.36 ubicado en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo (Figura 6), perteneciente a la Unidad de Explotación Tía Juana Lago, Area LL370, formado por las arenas del miembro B-3-X y B-4-X de edad Eoceno de la formación Misoa. Este yacimiento fue descubierto en Junio 1955 con la perforación del pozo LL-902. Tiene un POES de 551 MMBN, del cual se han producido 21 MMBN, con un factor de recobro de 19% y unas reservas recuperables de 105 MMBN, por lo cual se dispondrían de unas reservas remanentes 84 MMBN, de un crudo mediano de 26.8 °API. U B IC A C IÓ N G EO G R Á FIC A Y A C IM IE N T O B B- 5- 3- -XX. 0. 077 B - 3 - X .3 6 L L -3 7 0 L L -4 5 3 Figura 6. Ubicación geográfica del yacimiento B-3-X.36. 3.2 Límites del yacimiento El yacimiento está limitado por el nor-este y sur-este por la falla LL-388 la cual separa el yacimiento B-3-X.36 del B-3-X.02 del Area Eoceno Norte. En la parte sur-oeste y nor-oeste, el yacimiento limita con el B-3-X.07 y lo separa de éste por una falla normal cuyo salto es de aproximadamnete 500 pies. Esta falla fue vista por el pozo LL-1292 y por el norte y sur los límites son de carácter arbitrario. 3.3. Modelo estratigráfico El modelo estratigráfico fue elaborado por EXGEO C.A(2) en 1999. De acuerdo con la interpretación del estudio el yacimiento B-3-X.36 está formado estratigráficamente por el miembro B-3-X y B-4-X de la formación Misoa de edad Eoceno. El espesor de los miembros que constituyen el yacimiento es de aproximadamente 1100 pies. (800 pies en B-3-X y 300 pies en B-4-X). Los miembros B-3-X y B-4-X se caracterizan por ser altamente lenticulares con intercalaciones abundantes de lutitas entre arenas de relativamente poco espesor. En general, los miembros B-3-X y B-4-X constituyen arenas relativamente pobres. Diferenciando un poco entre B-3-X y B-4-X, debe decirse que el primero es de mayor calidad que el segundo, lo cual lo justifica como el miembro principal productor del yacimiento. La continuidad lateral de las arenas es muy pobre. La heterogeneidad es tan marcada que no existe certidumbre suficiente para firmar que son parte del mismo evento geológico (Figura 7). 46 NO SE NO B3 B4 SE B5 B6 Figura 7. Sección estratigráfica. 3.4. Modelo estructural El modelo estructural fue elaborado por EXGEO, C.A(2) en 1999. De acuerdo con la interpretación estructuralmente de del un estudio monoclinal el yacimiento alargado en B-3-X.36 está formado dirección norte-sur con buzamiento que oscila entre 5°-8° en dirección sur-este y sur-oeste. En la parte sur-oeste, el yacimiento limita con el B-3-X.07 y lo separa de este una falla normal cuyo salto es de aproximadamente 500 pies. Esta falla fue vista por el pozo LL-1292 y confirmada por muchos otros pozos y mediante diferencias en profundidad de marcadores en ambos lados de la falla se ha comprobado su existencia. La parte nor-este del yacimiento esta limitada por una falla normal denominada LL-388, en honor al pozo que la descibrió, con un salto aproximado de 200 pies que separa el yacimiento B-3-X.36 del B-3-X.02 del Area Eoceno Norte (Figura 8). Dentro del yacimiento existe una falla normal de un salto aproximado de 80 pies. En su parte sur-este, el limite del yacimiento es de carácter arbitrario y está sustentado por una degeneración marcada de la calidad de la roca. 47 Una revisión del modelo estructural fue realizada por EXGEO, C.A(3) en el año 2004, mediante la herramienta GOCAD. Consistió en la elaboración de un modelo de fallas usando los polígonos y las fallas creadas en el estudio de EXGEO, C.A(2), todas las fallas fueron construidas desde Tope de B-6-X, tope de B-5-X, tope de B-4-X y discordancia Post-Eoceno. B-3-X.36 LL-388 LL-1292 Figura 8. Mapa estructural. La primera etapa en la elaboración del modelo estructural consistió en construir los polígonos de fallas. Al terminar su construcción se concentró el trabajo en la verificación de los horizontes: tope de B-4-X, tope de B-3-X y discordancia Post-Eoceno. Cada superficie honra los contornos y los topes de los pozos y la discordancia erosiona cada superficie, siguiendo los limites oficiales. 48 Para definir las superficies del área, se importaron los contornos y los datos de pozo (topes) definidos en el estudio previo con modificaciones durante los últimos años. Verificando la consistencia de cada tope con los horizontes del estudio (Tope del B-4-X, B-3-X y Discordancia). Todos los pozos, con un tope por lo menos fueron cargados en el software GOCAD. El modelo estructural en GOCAD se realizó consistente con la interpretación oficial recientemente completada por PDVSA. Como resultado de esta revisión, el modelo estructural en GOCAD consiste de: Discordancia Post-Eoceno Tope del B-3-X Tope del B-4-X La malla utilizada fue de 100m x 100m, debido a la distancia entre pozos. La misma corresponde a una malla areal de 277x177 celdas. 3.5 Ambiente de depositación De acuerdo con el estudio realizado por GEMIPET, C.A(1), el ambiente sedimentario asociado a la formación Misoa, en general, es de depósitos deltáicos y puede describirse como sigue: Los miembros B-3-X y B-4-X son mucho más arenosos que el miembro B-5-X el cual se considera asociado a un período transgresivo. Hacia el tope, B-4-X se hace más arenoso y los depósitos forman una secuencia de granos gruesos hacia la superficie. B-3-X es aún más arenoso y la secuencia de granos gruesos y finos se alternan a medida que se avanza hacia la superficie siendo las intercalaciones de granos finos muy frecuentes. La mayoría de los patrones de respuestas de los registros han reconocido una secuencia de finos hacia arriba interpretado como canales de relleno. Asociados con esta facie principal existen cuerpos aislados de arenas que se corresponden con barreras y depósitos de playa. También se identifican una variedad de arenas delgadas de pobre calidad que se relacionan con depósitos distibutarios y arcillas marinas de origen deltáico inferior dentro de un ambiente de prodelta. A título de resumen pude concluirse lo siguiente: 49 B-4-X: consiste fundamentalmente de arenas arcillosas de origen marino con una secuencia de grano grueso hacia el tope. B-3-X: es el de mayor espesor y limpieza con una secuencia de granos finos hacia el tope. La correlación que se pudo obtener en sentido este-oeste desparece abruptamente en sentido perpendicular lo cual es característico de un ambiente de canales de relleno. Su parte inferior se interpreta como un ambiente de baja energía característico de un delta sucio próximo a depósitos marinos someros. Las arenas delgadas del tope del intervalo ocurre en la parte superior de los canales y se consideran depósitos de abanicos de rotura y barreras transgresivas. 3.6 Modelo geoestadístico 3.6.1 Información disponible El modelo geoestadístico fue realizado en Julio del año 2004 por EXGEO,C.A(3), en el Estudio Integrado Fase III de las Arenas de B3-B5 de las Areas LL-370/LL453 elaborado mediante la herramienta GOCAD. De acuerdo con el estudio se creó, para cada pozo, una nueva curva de facies a partir de las curvas de arcilla y de porosidad: para valores menores del cut-off de Vsh y mayores del cut-off de porosidad, se le asignó el valor de 1 y el resto recibió un valor de 0. La Figura 9 muestra el ejemplo del pozo 0051LL2034_0. 50 Phie Vsh Facies Arena Discordancia Tope de B4 & Tope de B5 Tope de B6 0 Figura 9. 0.23 0 1 Arcilla Arena Ejemplo del pozo 0051LL2034_0 con una curva de arena calculada a partir de las curvas de porosidad y arcilla. Según los petrofísicos el cut-off del Vsh es de 45% y de 8% para la porosidad. Aplicando esos cut-offs se puede distinguir la arena de la arcilla. Sin embargo, no se habla de arena productiva. Por eso la proporción de arena puede parecer muy alta como lo enseñan las siguientes estadísticas. Distribución de la porosidad y del Vsh dentro de la facies arena. Las Figuras 10 y 11 muestran esas distribuciones para el B-4-X y el B-3-X. 51 V a lo r p r o m e d io = 1 3 .0 % 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 8% 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 CDF (función de Número de muestras 8000 distribución acumulada) B 4 - D is trib u c ió n d e la p o r o s id a d 10% 12% 15% 17% 19% 21% 24% 26% 28% 30% 33% 35% C l as e d e p o r o s id a d B 4 - D is tr ib u c ió n d e l V s h 100 2000 60 1500 40 1000 20 500 0 distribución 80 2500 acumulada) V a lo r p r o m e d io = 2 6 .4 % 3000 CDF (función de Número de muestras 3500 0 0% 4% 7% 11% 14% 18% 22% 25% 29% 32% 36% 40% 43% C l a se d e V sh Figura 10. Distribución de la porosidad y del Vsh dentro de la facies arena del B-4-X. B 3 - D is trib u c ió n d e la p o r o s id a d 100 20 2000 0 distribución 40 4000 acumulada) 60 6000 acumulada) 8000 CDF (función de 80 10000 distribución V a lo r p ro m e d io = 1 3 .5 % 12000 CDF (función de Número de muestras 14000 0 8% 10% 12% 13% 15% 17% 19% 21% 22% 24% 26% 28% 30% C l a se d e p o ro si d a d Número de muestras B 3 - D is trib u c ió n d e l V s h 4000 3500 120 V a lo r p ro m e d io = 2 5 .6 % 100 3000 2500 80 2000 1500 1000 500 60 40 20 0 0 1% 5% 8% 12% 15% 19% 22% 26% 29% 33% 36% 40% 43% C l a se d e V sh Figura 11. Distribución de la porosidad y del Vsh dentro de la facies arena del B-3-X. Las distribuciones de la porosidad formar una distribución unimodal Gausiana. Igualmente hay una sola población de datos para el Vsh en las unidades. Es decir, que no se puede definir facies usando esas dos variables. Sensibilidad del cut-off del Vsh sobre la proporción de arena. En la Figura 12 se puede observar que para cualquier valor del cut-off del Vsh, la 52 proporción de arena así como el valor promedio de Vsh es mayor en el B3 que en B4. En este gráfico la pendiente cambia alrededor de 45%. Eso significa que los cut-offs entregados por la parte de Petrofísica tienen sentido. Este valor permite diferenciar entre arena y arcilla. Proporción de Arena vs Vsh Cut-Off 0.8 Proporción de Arena 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% B3 0.216 0.302 0.393 0.470 0.544 0.614 0.660 0.675 B4 0.165 0.244 0.321 0.394 0.464 0.526 0.552 0.568 B5 0.290 0.378 0.459 0.532 0.593 0.636 0.659 0.671 Vsh cut-off Vsh Promedio vs VSH Cut-Off Vsh Promedio 30% 25% 20% 15% 10% 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 B3 14.5% 16.9% 19.1% 21.3% 23.5% 25.7% 27.1% 27.7% B4 14.3% 16.9% 19.5% 21.9% 24.2% 26.4% 27.4% 28.1% B5 11.8% 14.3% 16.6% 18.8% 20.7% 22.1% 23.0% 23.5% Vsh Cut-Off Figura 12. Proporción de arena y Vsh promedio en función del cut-off de Vsh. 3.6.2 Resolución vertical de la malla Otra manera de estudiar los datos es representada por el gráfico de la Figura 13. Por supuesto confirma la observación anterior: la contribución obtenida por los cut-offs mayores de 45% es menor. Al observar a la contribución aportada por los cut-offs menores de 45% se muestra que la contribución es mayor. Por ejemplo el B-4-X muestra este salto: la contribución obtenida por el cut-off de 50% es de 2.6% mientras la que es obtenida por el cut-off de 45% es de 7%. 53 B 3 - Efe cto d el cut-off del Vsh so bre la proporción de Are na 21.2% Proporción de Arena, C utOff 20% Aum ento debido a 25% 33.8% Aum ento debido a 30% IAum ento debido a 35% 8.4% Aum ento debido a 40% Aum ento debido a 45% 1.5% 4.5% 6.9% 8.9% Aum ento debido a 50% Aum ento debido a 55% 7.3% 7.6% Proporción de Arcilla B4 - Efecto del cut-off del Vsh sobre la proporción de Arena 16.2% Proporción de Arena, CutOff 20% Aum ento debido a 25% 7.8% 44.1% Aum ento debido a 30% IAum ento debido a 35% 7.6% Aum ento debido a 40% Aum ento debido a 45% 7.2% 1.6% 2.6% 6.1% 6.9% Aum ento debido a 50% Aum ento debido a 55% Proporción de Arcilla Figura 13. Efecto del cut-off de Vsh sobre la proporción de arena. Las proporciones de arena son los cut-offs 45% para el Vsh y 8% para la porosidad. La tabla 1 muestra la proporción de arena calculada a partir de los cut-off: Vsh = 45% y porosidad = 8% y porosidad promedia dentro de la arena. Tabla 1. Proporción de arena calculada a partir de los cut-off: Vsh = 45% y porosidad = 8% y porosidad promedia dentro de la arena. Unidad Proporción de Proporción de Porosidad Arena Arcilla promedia B-3-X 61.4% 38.6% 13.5% B-4-X 52.6% 47.4% 13.0% Sensibilidad del cut-off del Vsh sobre la porosidad. Como se muestra en la Tabla 1 los valores promedios de porosidad son bajos: alrededor de 13.2%. Pero de nuevo se puede confirmar la validación de los cut-offs por el gráfico de la Figura 14. La porosidad promedio adentro de la arena no cambia mucho con los cut-offs de Vsh mayores de 45%. No obstante hay realmente un salto al valor de 45% porque con valores de cut-off de Vsh menores de 45%, la porosidad promedio tiene una relación lineal con el cut-off de Vsh. 54 Porosidad promedia Porosidad promedia vs Vsh Cut-Off 17.0% 16.0% 15.0% 14.0% 13.0% 12.0% 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 B3 15.9% 0.2 15.3% 14.8% 14.4% 13.9% 13.5% 13.2% 13.1% B4 15.8% 15.2% 14.5% 14.0% 13.5% 13.0% 12.9% 12.8% B5 15.2% 14.7% 14.2% 13.8% 13.4% 13.2% 13.1% 13.0% VshCut-Off Figura 14. Efecto del cut-off de Vsh sobre la porosidad. El análisis espacial de datos se realizó con la finalidad de entender los datos espacialmente y tratar de observar unas tendencias o algunos reagrupamientos de datos. Una manera de verificar la continuidad entre los pozos es calcular las curvas de proporciones verticales. La Figura 15 explica como se pueden generar estas curvas. Cada celda que es penetrada por un pozo tiene un valor de facies 0 ó 1 y estas curvas representan un promedio de las facies arena/arcilla (0/1) para cada capa de la malla 3D. Evidentemente mientras mayor es el número de capas, mejor es la representación de la geología. Es un medio de estudiar el escalamiento (upscaling) y de escoger la resolución vertical óptima de la malla. VPC 0 1 Promedio Arena Arcilla Figura 15. Cálculo de las curvas de proporción vertical. 55 Para la resolución vertical la limitación viene del espacio disponible en el servidor. Se presenta rápidamente en la Tabla 2, que escogiendo un espesor promedio vertical por celda muy fino se crean mallas muy grandes. Tabla 2. Número total (en millones) de celdas por malla y por unidad en función de la resolución vertical. Resolución 2.5 m 3m 3.5 m B-3-X 11.4 9.5 8.1 B-4-X 3.1 2.6 2.3 vertical Se sabe que hay cuerpos de arena de cualquier espesor. Sin embargo los cuerpos muy finos tienen pocas oportunidades de ser productores. Entonces la elección de la resolución vertical debe ser un compromiso entre geología y limitación de memoria para la computadora. La resolución vertical no debe dar una suavización fuerte de los eventos geológicos. Con la ayuda de las Figuras 16 y 17 se pueden seleccionar la resolución vertical por unidad usando la Tabla 2: Para el B-4-X, un espesor promedio vertical de celda de 3 m y para el B-3-X de 3.5 m, parecen ser los óptimos. Posteriormente se construyeron 3 mallas, una por cada unidad, con una distribución de capas por unidad proporcional entre base y tope de la malla excepto para los sitios erosionados donde las capas están también erosionadas. 56 B4- VPC - Re s olución ve rtcial: 2.5m Cut off Vs h 45% & Phie 8% B4 - VPC - Re solución ver tcial: 3m Cut off Vs h 45% & Phie 8% B4 - VPC - Re s olución ve rtcial: 3.5m Cut off Vs h 45% & Phie 8% 47 64 52 45 49 43 61 58 55 46 52 43 41 39 49 37 35 40 46 33 37 31 34 37 34 31 28 29 Vertical cell number 40 Vertical cell number Núm ero de cedla vertical 43 31 28 25 22 27 25 23 21 19 25 17 19 22 15 19 16 16 13 11 10 9 13 13 10 7 7 7 5 4 4 3 1 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1 0 Pr opor ción de Ar e na 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 Pr opor ción de Ar e na 1 Pr opor ción de Ar e na Figura 16. B-4-X - Curvas de proporción vertical y resolución vertical. B3- VPC - Resolución vertcial: 3m Cut off Vsh 45% & Phie 8% B3- VPC - Resolución vertcial: 3.5m Cut off Vsh 45% & Phie 8% 157 131 151 126 145 121 139 116 101 133 111 96 127 106 91 121 101 115 96 109 91 103 86 97 81 111 Pocos datos 106 86 81 91 85 79 73 67 61 76 71 Número de cedla vertical Número de cedla vertical Núm ero de cedla vertical B3- VPC - Resolución vertcial: 2.5m Cut off Vsh 45% & Phie 8% 76 71 66 61 56 51 66 61 56 51 46 55 46 41 49 41 36 43 36 31 37 31 26 31 26 25 21 19 16 13 11 7 6 21 16 11 6 1 1 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 Proporción de Arena 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 Proporción de Arena 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Proporción de Arena Figura 17. B-3-X - Curvas de proporción vertical y resolución vertical. Análisis de las curvas por unidad: B-4-X: La proporción es baja. Es una unidad más homogénea donde no se ve claramente capas de arena. B-3-X: Se tiene la misma observación que en el caso de la unidad B-4-X. También es interesante buscar alguna relación entre los datos o una tendencia. 57 B-4-X: De las Figuras 18 y 19 muestran mapas de porosidad y de Vsh dentro de la arena. No hay tendencias claras para el Vsh. Para la porosidad se puede distinguir una tendencia suave Sur-Oeste/Norte-Este. Se observa que la porosidad va aumentando hacia el Sur-Oeste. Esta tendencia suave toma en cuenta el factor que la porosidad fue realizada por la circulación de agua de fondo justo abajo de la discordancia. Pero no hay una correlación entre Vsh y porosidad suficientemente fuerte para utilizarla en la simulación geoestadística. 8% 0% 24% 50% N N Figura 18 . B-4-X Mapa de porosidad dentro de la arena. Figura 19. B-4-X Mapa del Vsh dentro de la arena B-3-X: La misma observación que en el caso de la unidad B-4-X, tal como se aprecia en las Figuras 20 y 21. 58 8% 24% 0% 50% N N Figura 21. B-3-X Mapa del Vsh dentro de la arena. Figura 20. B-3-X Mapa de porosidad de la arena. 3.6.3 Análisis de la incertidumbre El análisis del variograma es una herramienta muy poderosa para estudiar la variabilidad espacial de los datos. Caracteriza la continuidad espacial de los datos. En el estudio antes mencionado se realizó el análisis del variograma con su modelaje en B-4-X y B-3-X para la facies arena/arcilla, la porosidad y el Vsh. La Tabla 3 muestra los parámetros de los variogramas. Tabla 3. Parámetros de los variogramas. (Las distancias de correlación son en metros) Variable Facies Porosidad Vsh Unidad B3 B4 B3 B3 Azimuth/N 135° 135° 135° 135° 135° 135° R1 415 460 550 523 415 523 R2 245 230 260 400 245 400 R3 6.3 2.5 8 3.5 6 2.4 B4 B4 59 R1 y R2 son las distancias areales de correlación, siendo R1 la más larga. R3 es la correlación vertical. Respecto a la correlación vertical: es menor para el B-4-X que para el B-3-X. Pero no siempre es tan fuerte. Entonces significa que realmente hay cuerpos de arena en alternancia con arcilla. Respecto a las correlaciones laterales: para las 2 unidades hay una correlación mayor con un ángulo de 135°. Es decir que los cuerpos de arena serían barras creadas por la influencia de marea con un origen de depósitos al Sur-Oeste o Norte-Este y está de acuerdo con las observaciones sacadas de los mapas petrofísicos y la interpretación geológica de la zona. Un ejemplo de variograma se encuentra en la Figura 22. En la cual el variograma de la porosidad dentro de la arena calculada en la malla orientada a 45°. La porosidad fue transformada en variable “normal” a fin que su varianza fuera igual a 1. El variograma vertical no alcanza toda la varianza. Es un efecto de anisotropía zonal: hay sitios donde la porosidad es más alta y otros donde es más baja. Por ejemplo, en la franja erosionada y en algunos casos al lado de las fallas la porosidad es más alta que en la parte Norte-Este. La correlación más grande se encuentra en la dirección 0° de la malla es decir 135° en relación con el Norte. VE R TIC AL V A RIO G RA M G R ID AZ IM U TH 90° - R EA L AZ IM U TH 45 ° G R ID A ZIM U TH 135° - R E AL A ZIM U T H 90 ° G R ID AZ IM U TH 0° - RE A L AZ IM UT H 135 ° G RID A ZIM U T H 45° - R E AL A ZIM U T H 0 ° Figura 22. B-4-X - Variograma del modelaje de la porosidad dentro de la arena. 60 Para la simulación de facies los datos usados fueron las facies (0/1) de los pozos, las curvas de proporción vertical de arena (VPC) y los variogramas. Usando el algoritmo “truncated gaussian simulation”, el cual arroja resultados similares al algoritmo “sequential indicator simulation” pero en el algoritmo escogido se respetan además las curvas de proporción vertical para cada capa de la malla 3D. Todos los bloques de la malla fueron definidos con valores de 0 o 1. Para la simulación de la porosidad se usaron los datos de porosidad de los pozos y los variogramas. Se escogió el algoritmo “sequential gaussian simulation” dentro de la facie 1 (arena). Dentro de la facies 0 (arcilla) se asignó un valor constante de 0.001. Para la simulación del Vsh se usaron los datos de Vsh de los pozos y los variogramas. Se escogió el algoritmo “sequential gaussian simulation” dentro de la facie 1 (arena). Dentro de la facies 0 (arcilla) se asignó un valor constante de 1. Los resultados fueron una malla por unidad con 3 propiedades por celda: la facies arena/arcilla, la porosidad y el Vsh. La Figura 23 destaca el “upscaling” entre los pozos y la malla 3D. Se tomó el ejemplo del pozo LL-2034-0 donde se puede apreciar todos los miembros y la erosión por la discordancia de las celdas al tope del B-3-X. Erosion B3 B4 Marcador Arena B5 Arcilla Arena POZO 0051LL2034_0 Figura 23. Sección de la malla 3D. 61 Para el análisis de incertidumbre se utilizó el módulo JACTA de la aplicación GOCAD. JACTA integra todo el conocimiento que se tiene del yacimiento y las incertidumbres para generar miles de modelos de yacimiento para un análisis completo de riesgo. Combina la geometría, las facies, las propiedades de las rocas y las incertidumbres de los fluidos para analizar la distribución de volúmenes y dar un rango a cada parámetro de la incertidumbre. Es una herramienta muy apropiada para el estudio. Este programa puede trabajar con múltiples simulaciones anidadas o no, esto quiere decir que para cada facie simulada se puede correr una o varias simulaciones de porosidad y de NTG. El programa guarda solo los parámetros usados para cada simulación sin llenar la memoria. En cualquier momento se puede generar de nuevo cualquier simulación realizada usando los parámetros o el valor del volumen calculado. Para los miembros B-3-X y B-4-X no existe un CAP razón por la cual no se calculó el volumen de roca neta, ni el volumen poroso. Las Figuras 24 y 25 presentan los resultados de las simulaciones. History - NRV, B4 PDF/CDF for NRV, B4 PDF 8.350E+09 8.300E+09 Volum es CDF 7 6 5 4 3 2 1 0 8.250E+09 8.200E+09 8.150E+09 5E + 19 09 4E + 8. 21 09 3E + 8. 23 09 2E + 8. 25 09 1E + 8. 27 09 0E +0 8. 28 9 9E +0 9 8. Re alizations 8. 17 0 r6 0 r7 0 r8 0 r9 0 r5 r4 0 r0 r1 0 r2 0 r3 0 8.100E+09 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 History - NPV, B4 PDF/CDF for NPV, B4 PDF 10 8 6 4 2 0 1.080E+09 1.075E+09 1.070E+09 1.065E+09 5E + 1. 06 09 8E + 1. 07 09 1E + 1. 07 09 3E + 1. 07 09 6E + 1. 07 09 9E +0 1. 08 9 2E +0 9 Re alizations CDF 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 1. 06 0 r6 0 r7 0 r8 0 r9 0 r5 r4 0 1.060E+09 1.055E+09 r0 r1 0 r2 0 r3 0 Volum es 1.085E+09 Figura 24. B-4-X - Resultados de las simulaciones. 62 His tor y - NRV , B3 PDF/CDF for NRV, B3 PDF CDF Volum es 9.550E+09 7 6 5 4 3 2 1 0 9.500E+09 9.450E+09 9.400E+09 9.350E+09 2E +0 9. 9 36 6E +0 9. 9 39 1E + 9. 41 0 9 6E +0 9. 9 44 0E + 9. 0 9 46 5E + 9. 48 0 9 9E +0 9 0 0 9. 34 r9 r8 0 r7 0 r6 0 0 r5 0 r4 r3 0 r2 0 r1 r0 9.300E+09 9.250E+09 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 Re aliz ations His tor y - NPV , B3 PDF/CDF for NPV, B3 CDF 1. 26 2 Re aliz ations 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 E+ 1. 26 09 6E + 1. 26 0 9 9E +0 1. 9 27 3E + 1. 0 9 27 6E + 1. 27 0 9 9E +0 9 +0 9 1. 25 9E 0 0 r9 r8 0 r7 0 r6 0 r5 0 0 r4 r3 r2 0 10 8 6 4 2 0 0 r0 1.285E+09 1.280E+09 1.275E+09 1.270E+09 1.265E+09 1.260E+09 1.255E+09 1.250E+09 1.245E+09 r1 Volum es PDF Figura 25. B-3-X - Resultados de las simulaciones. Por la densidad de pozos hay poca incertidumbre sobre los parámetros petrofísicos: facies arena y porosidad. La Figura 26 muestra el gráfico tornado para cada unidad basado en 100 simulaciones; este gráfico representa el rango de variación de cada parámetro. B4 - Tornado Chart - Cut-Off Vsh 45% y Porosidad 8% B3 - Tornado Chart - Cut-Off Vsh 45% y Porosidad 8% Facies Facies Por osidad Por osidad -1.5% -1.0% -0.5% 0.0% 0.5% 1.0% 1.5% -1.5% -1.0% -0.5% 0.0% 0.5% 1.0% 1.5% B5 - Tornado Chart - Cut-Off Vsh 45% y Porosidad 8% Facie s Por osity -1.5% -1.0% -0.5% 0.0% 0.5% 1.0% 1.5% Figura 26.Tornado para cada unidad. Se seleccionó para cada unidad la realización que da el volumen P50 en termino de volumen de roca neta y de volumen poroso. 63 De esa realización particular se realizó un promedio de la porosidad y del Vsh adentro de la arena así que el promedio de facies Arena, es decir el NTG. Hay que recordar que las distancias de correlación son cortas y por eso el mapa de promedio de porosidad y de Vsh varia poco alrededor del promedio 13% para el B-4-X y B-3-X. Se observa que tal como se esperaba debido al análisis variográfico, la porosidad y el Vsh tienen poca correlación en el B-4-X y B-3-X. Se creó una malla para el yacimiento: B-3-X.36. La malla fue transferida del estudio de geoestadística con las propiedades siguientes: Facies Arena/Arcilla (Valor 0 para Arcilla y 1 para Arena) Porosidad Vsh Espesor vertical de celda Se usó con éxito el formato Rescue a fin que se pudiera generar nuevas mallas en Flogrid. 3.6.4 Generación de los mapas Para generar los mapas de isopropiedades la realización P50 que se seleccionó como el modelo más representativo de los yacimientos del área LL370/453. Los mapas que se realizaron para cada unidad B-3-X, B-4-X fueron: Espesor de Arena Neta Porosidad promedia dentro de las arenas Vshale promedio dentro de las arenas Permeabilidad promedia dentro de las arenas Saturación de agua promedia dentro de las arenas Para cada unidad B-3-X y B-4-X, se calculó a partir del modelo geoestadistico P50, el espesor de arena neta, el promedio de porosidad y de Vshale. Finalmente, los mapas se crearon en GOCAD a partir del modelo geoestadistico P50, y fueron suavizados ligeramente en GOCAD, permitiendo esto mantener el control de los valores en los pozos. 64 Para el mapa de permeabilidad, se tuvo que calcular en el modelo P50 de GOCAD los valores de permeabilidad. Para esto, se aplicó la relación determinada a partir de los núcleos la cual relaciona la permeabilidad en función de la porosidad y del Vshale, como se muestra en la siguiente ecuación: f max0,1 Vsh / VR 2 k 6824 2.8645 con 0.3128e 16.421 1 2 f 2f (1) V(R=2) = 0.114 para la unidad B-3-X V(R=2) =0.095 para la unidad B-4-X Donde; pororidad, K =permeabilidad, Vsh= porcentaje de arcilla Las ecuaciones son iguales a las relaciones usadas para iniciar los modelos de simulación. Para el mapa de saturación de agua (Sw), se calculó en función de la presión capilar (Pc), porosidad ( ) y permeabilidad (k). Con la profundidad (D) y la diferencia de densidades ( p ), se estimó la Pc para cada celda, luego se calculó la función J, conocidas la porosidad y permeabilidad. Finalmente, se estimó la Sw resolviendo la ecuación de J en función de la saturación de agua. Las ecuaciones usadas fueron las siguientes: Pc = (D – 6800) con y (2) Pc 4.61678 cos J S w k (3) cos 28 J S w 10e 1 5Sw 2Sw (4) Las ecuaciones son iguales a las relaciones usadas para inicializar los modelos de simulación. La simulación dinámica del yacimiento B-3-X.36 sugiere la presencia de un contacto de agua a la profundidad de -5650’. Se buscaron evidencias de ese contacto en los pozos, principalmente en las unidades B-3-X y B-4-X de otros 65 yacimientos, pero no se encontraron. Por esa razón, se decidió colocar un contacto de agua a –5650’ en el yacimiento B-3-X.36. A continuación se presentan los mapas del miembro B-3-X (Figuras 27 a 31). Figura 27. Mapa isópaco de arena neta B-3-X. 66 Figura 28. Mapa de porosidad B-3-X. Figura 29. Mapa de Vsh B-3-X. 67 Figura 30. Mapa de permeabilidad absoluta B-3-X. Figura 31. Mapa de saturación de agua B-3-X. 68 3.6.5 Análisis estadístico de las propiedades Se realizaron histogramas de distribución de porosidad, permeabilidad y Vsh las Figuras 32, 33 y 34 muestran un ejemplo representativo de las distribuciones en las unidades B-3-X y B-4-X del yacimiento B-3-X.36. B-3-X.36 – Porosidad B3 B-3-X.36 – Arena B4 Porosidad Figura 32. Histograma de la distribución de porosidad en las unidades B-3-X y B-4-X del yacimiento B-3-X.36. 69 B-3-X.36 –B3 Permeabilidad B -3-X .3 6 – A ren a B 4 P erm ea b ilida d Figura 33. Histograma de la distribución de permeabilidad en las unidades B-3-X y B-4-X del yacimiento B-3-X.36. B-3-X.36 – B3 Vshale B-3-X.36 – Arena B4 Vshale Figura 34. Histograma de la distribución de Vsh en las unidades B-3- X y B-4-X del yacimiento B-3-X.36. 70 Finalmente, se calcularon en el modelo geoestadistico P50 los volúmenes del yacimiento B-3-X.36. Los resultados se presentan en la Tabla 4: Tabla 4. Resultados del cálculo de volumen para el yacimiento. ArenaNeta Volumende VolumenTotal Petrolífera Area Yacimiento Arena Area Petrolífera Petróleo 6 2 6 6 3 (10 m) (10 bls) (10 m) (m) Volumen Neto 6 3 (10 m) Volumen Poroso 6 3 (10 m) Porosidad Promedia Soi Promedia Swi Promedia Boi LL-370 B-3-X.36 B-3-X 13.256 222.02 591.245 2943.060 1132.630 151.203 0.1335 0.6222 0.3810 1.287 LL-370 B-3-X.36 B-4-X 13.234 132.28 232.129 1750.550 500.884 65.734 0.1308 0.5619 0.4409 1.316 71 CAPITULO IV INGENIERIA DE YACIMIENTOS 4.1 Datos básicos El yacimiento B-3-X.36, ubicado en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, perteneciente al área LL-370 de la Unidad de Explotación Tía Juana Lago, este tiene una superficie de 3212 acres con 33 pozos perforados. El yacimiento produce por el mecanismo de gas en solución, este yacimiento no ha sido sometido a proceso de recuperación secundaria. Inició su producción en 1955 con una presión inicial de 2242 lpca. Actualmente produce con 24 pozos activos. La gravedad API es 26.9, los datos básicos del libro oficial de reservas se listan en la Figura 35. AREA (Acres): 3212 POES (MMBN) : 551 Factor Rec. (%) : 19.1 Res. Rec. (MMBN): Np (MMBls) (06/2006): 105.2 21.2 Res. Rem. (MMBN): Pi (lpca): Pabandono (lpca): Pactual (lpca): Ty (ºF) : Prof. (pies): 84 2242 500 400-1500 171 4750 Porosidad (%) : 13 Permeabilidad (md) : 56 ºAPI : 26.8 Figura 35. Datos básicos del yacimiento B-3-X.36. 72 4.2. Propiedades de la roca En esta sección se analizaran los datos de permeabilidad, compresibilidad de la roca, presión capilar y las curvas de permeabilidad relativa agua–petróleo y gas-petróleo estableciendo correlaciones por área, por arena, por yacimiento y por el tipo de facie al cual pertenece cada una de las muestras analizadas. 4.2.1.- Evaluación de la permeabilidad Para determinar la permeabilidad en el modelo de simulación numérica para las arenas B3 y B4 del área LL-370, se realizó una evaluación de los datos de núcleos con respeto a las curvas de arcillosidad y porosidad de los registros en los pozos claves del área. Es importante entender el procedimiento usado en el cálculo de arcillosidad. Básicamente, las curvas de Gamma Ray Normalizado (GRN) fueron escaladas para determinar un Indice de Arcillosidad (ISH) usando la formula ISH = GRN − 9 111 (5) donde el valor de GRN = 9 indica una arena limpia, un valor de GRN = 120 indica una lutita y el valor de 111 es la diferencia entre estos limites. Basado en el Indice de Arcillosidad, el volumen de lutita (Vsh) fue estimado usando la ecuación estándar: ( ) VSH = 0.083 2 3.7 ISH − 1 (6) Una vez determinado el volumen de lutita, las arenas del área fueron divididas en unidades las cuales son la arena B-3-X y B-4-X, para el área 370. Para cada unidad se determinó una relación para el radio de garganta (Ri) usando la evaluación petrofisica. La forma de la ecuación es Ri = A(GRN ) −B (7) donde A y B fueron determinados para cada unidad. El uso de ecuaciones distintas por unidad implica que cada unidad tiene propiedades distintas en términos de geometría de poros. 73 Como consecuencia, se puede ver que el valor de Ri, esta relacionado con Vsh y dependen solamente del valor de GRN. Además, es posible arreglar las ecuaciones para expresar Ri en términos de Vsh o Vsh en términos de Ri, para cada unidad. La Tabla 5 muestra los parámetros A y B, necesarios para el calculo de Ri, y los valores limites de Vsh para Radio de Garganta de 2.0 y 0.5. Tabla 5. Parámetros necesarios para el cálculo de Ri, y valores limites de Vsh para radio de garganta. Vsh Unidad A B Ri = 2 Ri = 0.5 B-3-X 678.04 1.5177 0.114 0.897 B-4-X 1433.6 1.7578 0.095 0.491 Para evaluar los datos de permeabilidad, se usaron los valores medidos a partir de las muestras de núcleo, porosidad efectiva calculada y volumen de lutita calculada de los registros de los pozos claves. Usando las ecuaciones antes mencionadas, se calcularon el Gamma Ray Normalizado (GRN), índice de arcillosidad (ISH), volumen de arcilla (Vsh) y el radio de garganta (Ri). Usando los datos, es posible evaluar objetivamente las tendencias de propiedades de roca indicadas, sin embargo, es importante recordar que la porosidad efectiva es calculada usando el valor de Vsh determinado de GRN. Por esta razón, no es posible investigar la distribución de propiedades con porosidad efectiva, sino solamente usando los valores de porosidad y permeabilidad medidos en los núcleos. La Figura 36 muestra la comparación entre datos de porosidad medida en muestras de núcleo y calculada (porosidad efectiva) con registros en los pozos con núcleo. Como se puede ver, hay un alto grado de dispersión entre los valores calculados y medidos. Esta dispersión probablemente es debido al grado de heterogeneidad y laminación de las arenas, y será una limitación en la estimación de permeabilidad usando porosidad. Los datos para las arenas B-3-X (círculos) y B5-X LL 453 (diamantes) comparan bien, pero casi todas las otras arenas muestran bastantes valores medidos más altos que los valores calculados. Adicionalmente, si 74 aceptamos la porosidad medida como precisa, parece que sería imposible estimar la porosidad con una precisión mejor de ±0.05. Porosidad Porosidad de Núcleo 0.3 0.2 0.1 0 0 0.1 0.2 0.3 Porosidad Efectiva B-3-X B-4-X B-5-X LL 370 B-5-X LL 453 Figura 36. Comparación entre la porosidad medida en muestras de núcleo y la calculada con registros de pozos. Para investigar la explicación de esta observación, se realizó un gráfico de porosidad medida contra GRN el cual se muestra en la Figura 37. Si las arenas muestran tendencias por separado, puede indicar características distintas de litología entre arenas y áreas. Como indica la Figura 37 los datos para todas las unidades parecen mezclados en una nube de puntos y no muestran tendencias por separado con respecto a GR. Se observa una tendencia aproximadamente lineal que indica que la porosidad se reduce cuando se incrementa el GRN, lo cual es la razón de corregir las curvas de porosidad de registros. Los datos también indican una tendencia de dispersión mucho mayor para valores de GRN por encima de 75, lo cual puede ser usado como justificación para aplicar un limite de 45% en Vsh. 75 Porosidad Porosidad de Núcleo 0.3 0.2 0.1 0 0 20 B-3-X 40 B-4-X 60 80 GRN B-5-X LL 370 100 120 B-5-X LL 453 Figura 37. Gráfico de la relación entre la porosidad de núcleos y el GRN leído de registros de pozos. También se realizó un gráfico de permeabilidad de núcleo contra GRN para ver si hay evidencia de tendencias por separado para las unidades. Como indica la Figura 38, no existe una separación clara entre los datos para las unidades. Permeabilidad Permeabilidad de Núcleo (md) 10000 1000 100 10 1 0.1 0.01 0 20 40 B-3-X B-4-X 60 GRN 80 B-5-X LL 370 100 120 B-5-X LL 453 Figura 38. Gráfico de la relación entre la permeabilidad del núcleo y el GRN. De la misma manera, se realizó un gráfico de permeabilidad dividido por porosidad contra GRN para ver si hay una tendencia de separación de litologías, el cual se presenta en la Figura 39. La función-J de Leverret establece una relación directamente proporcional entre permeabilidad dividida por porosidad y el radio de garganta elevado al cuadrado. Como indica la Figura, todos los puntos parecen estar mezclados en una sola nube y no hay evidencia de tendencias separadas por arena, basadas en GRN. Para valores de GRN menores de 50 se observa una 76 tendencia que no se mantiene para valores mayores. Eso indica la posibilidad de tener dos litologías. P erm ea b ilid a d / P o ro sid ad Permeabilidad/Porosidad de Núcleo (md) 1 00 00 10 00 1 00 10 1 0 .1 0.0 1 0 20 40 B -3-X B -4-X 60 GRN 80 B -5-X LL 3 7 0 10 0 12 0 B -5-X LL 4 5 3 Figura 39. Gráfico de la relación entre la permeabilidad dividida entre porosidad y el GRN. Como resultado del análisis de las tendencias de datos de núcleo contra valores de GRN y porosidad efectiva de registro, es posible llegar a las siguientes conclusiones: ¾ La incertidumbre existente en la relación entre la porosidad de núcleo y la efectiva, será una limitación importante en la estimación de permeabilidad. ¾ Los datos de permeabilidad y porosidad de núcleo no indican tendencias separadas por arena. ¾ El comportamiento de la relación entre permeabilidad dividida por porosidad y GRN indica que no hay una separación clara entre unidades o arenas pero hay evidencia de la existencia de dos litologías. Para estimar la permeabilidad (k) se hicieron correlaciones petrofísicas para todas las unidades del área del estudio. La relación se dividió en 2 partes: una ecuación para Ri > 2 y otra ecuación para Ri < 2. Las ecuaciones son las siguientes ⎧0.3128e16.421φ k=⎨ 2.8645 ⎩ 6824φ (Ri (Ri < 2) > 2) (8) Donde; φ = pororidad, k =permeabilidad Una comparación con los datos de núcleo indica que con Ri < 2, que corresponde al GRN > 40-50, no hay una relación con Vsh, pero para Ri > 2 o GRN < 40-50, hay 77 una tendencia a disminuir la permeabilidad cuando aumenta el GRN. Después de hacer comparaciones de los datos de núcleo con las ecuaciones definidas, se determino que la ecuación con Ri < 2 es representativa de los datos de núcleo, pero la ecuación para Ri > 2, en general, estima valores de permeabilidad demasiado alto y la ecuación parece aplicar a las arenas más limpias. Para representar los datos de núcleo en una mejor forma, se modifico la relación para tener en cuenta la variación de Vsh para las arenas más limpias. Básicamente, la nueva relación hace una interpolación entre las 2 tendencias basada en Vsh, que esta directamente relacionado con Ri. La ecuación final de permeabilidad es: f = max{0,1 − Vsh / VR = 2 } [ k = 6824φ 2.8645 ] [0.3128e 2f (9) ] 16.421φ 1− 2 f Donde; φ = pororidad, K =permeabilidad, Vsh= porcentaje de arcilla Las Figuras 40 y 41 muestran las relaciones entre la permeabilidad medida y las calculadas usando la ecuación anterior, para las arenas B3 y B4 del área LL-370. C o m p a r a c io n d e P e r m e a b ilid a d - A re n a B 3 M e d id o 1000 C a lc u la d o K (md) 100 10 1 0 .1 0 0 .2 0 .4 0 .6 0 .8 Vsh Figura 40. Gráfico de y las calculadas para B3. la relación entre la permeabilidad medida 78 C o m p aracio n d e P erm eab ilid ad - Aren a B 4 100 M edido C alculado K (md) 10 1 0.1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 V sh Figura 41. Gráfico de y las calculadas para B4. la relación entre la permeabilidad medida 4.2.2.- Compresibilidad Para la determinación de la compresibilidad de la roca para el área se usaron los valores de porosidad medidos con diferentes presiones de sobrecarga de los pozos que se tenían información (LL886, LL901, LL3276, LL3370, LL447, LL755 y LL1355) para la zona del área LL-370. Los resultados obtenidos del cálculo de la compresibilidad de la roca fueron graficados en función de la profundidad y de porosidad, a la presión de sobrecarga menor. La Figura 42 muestra el comportamiento de la compresibilidad de la roca en función de profundidad para el Area 370 y por arena. En esta Figura puede observarse, que las arenas B3 y B4, un amplio rango de variación de las compresibilidades con promedios mayores a medida que las muestras se ubican a mayor profundidad. Los valores promedios calculados son de 6,869 x10-6 lpc-1; 4,938 x10-6 lpc-1, 2,986 x10-6 lpc-1, para las arenas B3, B4 y B5, respectivamente. Una vez identificadas las facies, se tratara de buscar una relación con este parámetro. 79 Compresibilidad de Roca vs. Profundidad, Area 370 4000 B3, 6.869 E-06 Profundidad, pies 4200 B4, 4.938 E-06 4400 B5, 2.986 E-06 4600 4800 5000 5200 5400 2.0E-06 4.0E-06 6.0E-06 8.0E-06 1.0E-05 1.2E-05 1.4E-05 1.6E-05 1.8E-05 2.0E-05 Compresibilidad, 1/lpc Figura 42. Gráfico de la relación compresibilidad de la roca vs. profundidad, arenas B3, B4 y B5 área LL-370. Con respecto a su relación con porosidad, la Figura 43 permite observar una gruesa tendencia al incremento de la compresibilidad con una reducción de la porosidad Compresibilidad de la Roca vs. Porosidad, Area 370 28 24 Porosidad, % 20 16 12 B3 8 B4 B5 4 0 2.0E-06 4.0E-06 6.0E-06 8.0E-06 1.0E-05 1.2E-05 1.4E-05 1.6E-05 1.8E-05 2.0E-05 Compresibilidad, 1/lpc Figura 43. Gráfico de compresibilidad de la roca vs. porosidad, arenas B3, B4 y B5 área LL-370. 4.2.3.- Presiones capilares Para el análisis del comportamiento de las curvas de presión capilar se tomo la información de los núcleos obtenidos de los pozos LL2895, LL3091, LL3089 y LL3276 para las áreas LL-370, la mayoría de los datos de presión capilar fueron determinados, en su gran mayoría, usando el método de la centrifuga. 80 A partir de los datos de presión capilar agua-petróleo en función de saturación de agua, se calcularon los valores de la función “J” y se agruparon por arena. Es importante recordar que la Función “J” tiene incluido la porosidad y la permeabilidad del núcleo así como también el producto de la tensión interfacial y coseno del ángulo de humectabilidad para el cual se uso un valor de 28 dinas/cm2. Las Figuras 44 y 45 muestran curvas de J vs. Sw, para las arenas B3 y B4 respectivamente. La existencia de varias tendencias en las curvas de la Función J indica el nivel de heterogeneidad. De las Figuras mencionadas anteriormente se puede mencionar la existencia de más de una tendencia para las arenas B3 y B4, lo cual es un indicativo de la heterogeneidad existente en esas arenas y en esta área particularmente. Fu nció n J Pe tróleo- Agu a L L-370 A ren a B3 100 y = 7E+07x -4 ,2505 R2 = 0,9492 10 1 y = 202104x -2 ,9159 R2 = 0,9116 0.1 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Sw Figura 44. Gráfico del comportamiento de la función J como función de la saturación de agua, arena B3, área LL-370. 81 Función J Petróleo-Agua LL-370 Arenas B4 100 y = -4,2505 7ER2 07 = 0,9492 10 1 y = -2,9159 202104 R2 = 0,9116 0.1 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Sw Figura 45. Gráfico del comportamiento de la función J como función de la saturación de agua, arena B4, área 370. De acuerdo a la clasificación del tipo de roca en 4 tipos llamados A, B, C y D, se agruparon los datos de presión capilar. Desde la Figura 45 hasta la 48 se muestran la relación de la función J con saturación de agua para los tipos de roca. La Figura 46, correspondiente al tipo de roca A, con un total de 18 muestras analizadas, presenta una gran dispersión. Dado que la función J representa la distribución del radio de los canales porosos la existencia de varias tendencias, para un mismo tipo de roca, es un indicativo de que estamos en presencia de áreas con un importante grado de heterogeneidad, a la escala de la clasificación de los tipos de roca usada. La Figura 47, con 2 muestras del tipo de roca B, permite observar dos tendencias. En forma similar la Figura 48, con 3 muestras del tipo de roca C, muestra dos tendencias bien diferenciadas. Finalmente el tipo de roca D, presentada en la Figura 49, con tres muestras analizadas, se presenta como una sola tendencia aunque debe decirse que la prueba no tuvo buena resolución a valores bajos de saturación de agua, lo cual dificulta la interpretación. 82 Función J Petróleo-Agua FACIE A 30 25 J 20 15 10 5 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Sw Figura 46. Gráfico de función J vs. saturación de agua para la facie A, área LL- 370. Función J Petróleo-Agua FACIE B 30 25 J 20 15 10 5 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Sw Figura 47. Gráfico de función J vs. saturación de agua para la facie B, área LL- 370. 83 Función J Petróleo-Agua FACIE C 30 25 J 20 15 10 5 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Sw Figura 48. Gráfico de función J vs. saturación de agua para la Facie C, área LL- 370. Función J Petróleo-Agua FACIE D 30 25 J 20 15 10 5 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Sw Figura 49. Gráfico de función J vs. saturación de agua para la facie D, área LL-370. Después de la evaluación petrofísica, se determinaron dos clases de roca separado por su radio de garganta estimada. Para determinar las relaciones de presión capilar para usar en modelos de simulación, se realizó una comparación de la función J de Leverret para las muestras usadas en la evaluación petrofísica. Las Figuras 50 y 51 muestran los datos por unidad. Como se puede ver, donde hay bastantes muestras, no parece tener una separación buena de datos. Por eso, se concluyó que una sola función J puede ser usada para representar las tendencias de presión capilar en el área del estudio. 84 Funcion J B-3-X 100 10 J 1 0.1 0.01 0 20 40 60 80 100 Sw Macro Meso Figura 50. Gráfico de la función J, arena B-3-X. Funcion J B-4-X 100 J 10 1 0.1 0.01 0 20 40 60 80 100 Sw Macro Meso Figura 51. Gráfico de la función J, arena B-4-X. 85 La Figura 52 muestra los mismos datos combinados para las arenas B-3-X y B- 4-X. Como no hay una distinción entre los datos, se escogió una sola tendencia para representar el comportamiento capilar para toda el área. Función J - B-3-X, B-4-X 100 10 J 1 0.1 Macro Meso Calc 0.01 0 20 40 60 80 100 Sw Figura 52. Gráfico de la función J, arenas B-3-X y B-4-X. Es importante notar que el uso de una sola curva para la función J no indica que las propiedades de roca son iguales en todos partes del estudio. La presión capilar usada para cada arena dependerá en su porosidad y permeabilidad, las cuales varían verticalmente y arealmente. Para simulación numérica, se recomienda usar presiones capilares basadas en la función J determinada aquí. La ecuación es: J (S w ) = 10e ⎛ 1 ⎜ 5Sw − ⎜ 2Sw ⎝ ⎞ ⎟ ⎟ ⎠ . (10) Donde; J = función J, Sw =saturación de agua Para calcular presiones capilares (Pc), la definición de la función J es: Pc = 4.61678σ cosθJ (S w ) φ k (11) Donde; φ = pororidad, K =permeabilidad, Sw= saturación de agua, J = función J 86 4.2.4.- Curvas de permeabilidad relativa agua-petróleo Para el análisis de las curvas de permeabilidades relativas agua-petróleo y gaspetróleo, se agruparon los datos disponibles para el área LL-370 por arena. La Tabla 6 presenta el número de muestras obtenido de cada pozo y por arena. Se dispone de un total de 29 muestras en B3 y B4 para el Área 370. Tabla 6. Pozos con núcleos en el Área LL-370. B3 B4 LL3276 (4) LL3089 (6) LL2895 (6) LL3276 (2) LL3091 (3) LL3091 (3) LL886 (2) LL886 (3) 15 muestras 14 muestras Los análisis de las permeabilidades relativas agua-petróleo realizados a ciertos núcleos de pozos ubicados en esta área fueron clasificados por facie, con los criterios presentados en la sección de Evaluación Petrofisica. La Tabla 7 presenta esta clasificación para las muestras seleccionadas. Tabla 7. Listado de muestras por pozo clasificados por tipo de facie. Área LL-370. Pozo Muestra Profundidad Arena Facie LL2895 53 4533-4 B3 Meso LL3276 138 4738 7” B3 Meso LL3276 9 4275 2” B3 Meso LL3276 109 4678 4” B3 Meso LL3276 123 4692 3” B3 Meso LL3276 150 5138 7” B4 Macro LL3276 154 5147 10” B4 Macro Las muestras del pozo LL3089 no fueron incluidas debido a que, visualmente, los núcleos se presentaban fracturados. De acuerdo con esta clasificación se elaboraron 87 las curvas de permeabilidad relativas al sistema agua-petróleo para las facies Macro y Meso, los cuales se presentan en las Figuras 53 y 54, respectivamente. FACIE Macro, AREA 370 Permeabilidad Relativa, adim. 1.0 Krw-LL3276 Kro-LL3276 Krw-LL2864 Kro-LL2864 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Sw, % Figura 53. Gráfico de los datos de permeabilidades relativas agua-petróleo para la facie macro, área LL- 370. La Figura 53, contiene datos de 4 muestras tomadas en los LL2864 y LL3276. Se puede observar la existencia de diversas tendencias en las curvas de permeabilidades relativas al petróleo y al agua; así como saturaciones residuales muy variadas e indicaciones de humectabilidad preferencial al petróleo en unas muestras y al agua en otras, pueden también ser observadas en dicha Figura. En término de ubicación, los dos pozos representados en este gráfico pertenecen a dos áreas contiguas pero una al Norte y otra al Sur del área LL-370. Para la facie Meso, las curvas de permeabilidades relativas de 7 muestras se presentan en la Figura 54. FACIE Meso, AREA 370 Permeabilidad Relativa, adim. 1.0 Krw-LL2895 Kro-LL2895 Krw-LL3276 Kro-LL3276 Krw-LL2864 Kro-LL2864 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Sw, % Figura 54. Gráfico de los datos de permeabilidades relativas agua-petróleo para la facie meso, área LL-370. 88 En la Figura 54, se observan dos tendencias en la curva de permeabilidad relativa al petróleo que contienen a su vez otras menos claras. Con respecto a la curva de permeabilidad relativa al agua por lo menos cuatro tendencias diferentes pueden ser identificadas. En cuanto a ubicación, estos pozos pertenecen a dos zonas aunque las dos tendencias extremas pertenecen a pozos ubicados en la misma zona. Los datos anteriores fueron a su vez separados, la arena B3 solo tiene datos de la facie Meso y la arena B4 tiene dos núcleos de la facie Macro. Estos gráficos se presentan en las Figuras 55, 56 para las arenas B3 y B4 respectivamente. Facie Meso, Arena B3, AREA 370 Permeabilidad Relativa, adim. 1,0 0,8 Meso Meso 0,6 0,4 0,2 0,0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Sw, % Figura 55. Gráfico de los datos de permeabilidades relativas agua-petróleo para la facie meso, arena B3, área LL-370. Facie Macro, Arena B4, AREA 370 Permeabilidad Relativa, adim. 1,0 0,8 Macro Macro 0,6 0,4 0,2 0,0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Sw, % Figura 56. Gráfico de los datos de permeabilidades relativas agua-petróleo para la facie macro, arena B4, área LL-370. 89 Debido a que la data disponible es bastante limitada y no es posible diferenciar entre las facies Macro y Meso en las arenas B3 y B4, y además se mantiene la dispersión en la arena B3 y existe poca definición en la arena B4, no se pueden definir los comportamientos representativos, de las facies definidas, razón por la cual se procedió a indagar comportamientos por arena. La Figura 57 contiene la data de núcleos presentada en la Tabla 3 para la arena B3. Area 370, Arena B3 1.0 Permeabilidad Relativa, adim. Krw-LL3276 Kro-LL3276 0.8 Krw-LL2895 Kro-LL2895 Krw-LL3091 0.6 Kro-LL3091 Krw-LL-886 0.4 Kro-LL-886 0.2 0.0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Saturacion de Agua, % Figura 57. Gráfico de los datos de permeabilidades relativas agua-petróleo para la arena B3, área LL-370. La Figura 57 muestra tres tendencias principales cada una de las cuales contienen datos de más de un pozo. Así, la tendencia de la derecha contiene datos de muestras de los pozos LL2895 y LL3276, la tendencia central de muestras de los pozos LL3276, LL3091, LL886 y LL2895 y la tendencia de la izquierda del pozo LL3091. En la Figura también puede observarse valores de saturaciones irreducibles de agua en el orden de 25% con una sola muestra donde se obtuvo un valor de 10%, el cual puede descartarse para el análisis. En cuanto a las saturaciones residuales de petróleo estos aparecen cercanos al 30%. Con estos valores puede deducirse que el rango de petróleo movible estaría en 45%, valor este que puede ser considerado relativamente bajo. Otra observación que surge del gráfico anterior es la similitud de los valores de las permeabilidades relativas al agua y al petróleo para una saturación de agua de 50%. Este hecho, indica la existencia de una mojabilidad compartida entre el agua y el petróleo y por ende da una idea de la ubicación de los fluidos a nivel de los poros. 90 Dado que este es solo un criterio, esta observación debe ser validada con otras fuentes de información. Para la arena B4 se cuenta con 14 curvas de permeabilidad relativa agua-petróleo las cuales se presentan en la Figura 58. Area 370, Arena B4 1.0 Krw-LL3089 Kro-LL3089 Permeabilidad Relativa, adim. 0.8 Krw-LL3276 Kro-LL3276 Krw-LL3091 Kro-LL3091 0.6 Krw-LL-901 Kro-LL-901 Krw-LL-886 0.4 Kro-LL-886 0.2 0.0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Saturacion de Agua, % Figura 58. Gráfico de los datos de permeabilidades relativas agua-petróleo para la arena B4, área LL-370. La Figura 58 muestra una mayor dispersión que la presentada en la Figura 57 pudiéndose observar, en las curvas de permeabilidades relativas al petróleo, por lo menos, cuatro tendencias. Las observaciones sobre la saturación de agua irreducible y saturación de petróleo residual así como lo relativo a la mojabilidad hechas en la Figura 57 pueden observarse también en esta Figura 58. A pesar de observarse bastante uniformidad en la curva de permeabilidad relativa al petróleo, la correspondiente al agua muestra tres tendencias bien diferenciadas. Los valores de saturación de agua irreducible alcanzan el nivel de 30% mientras que los valores de saturación residual del petróleo se mantiene en alrededor de 30%. En la Tabla 8 presenta las muestras de núcleos correspondientes al yacimiento B3-X.36. Tabla 8. Distribución de pozos y número de muestras. sistema agua- petróleo. Área LL-370. Área LL-370 Yacimientos B-3-X.36 Pozos (Muestras) LL2895 (6), LL3276 (6) 91 Los gráficos de permeabilidades relativas agua-petróleo para el yacimiento B-3X.36 se presentan en la Figura 59. AR E A 370, Y acim iento B -3X 36 1.0 Permeabilidad Relativa, adim. K rw-LL2895 K ro-LL2895 0.8 K rw-LL3276 K ro-LL3276 0.6 0.4 0.2 0.0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 S aturacion de Agua, % Figura 59. Gráfico de los datos de permeabilidades relativas agua-petróleo para el yacimiento B-3-X.36, área LL-370. En vista de la gran dispersión existente en las curvas de permeabilidad relativa agua-petróleo, se usaran curvas de permeabilidad relativa por arena. Con este fin se normalizaran las curvas por arena y se obtendrán funciones ajustadas a ellas, por arena. Estas funciones serán usadas en el modelo de simulación. Para los puntos extremos de las curvas de permeabilidades relativas se trató de correlacionar las curvas de permeabilidades relativas al sistema agua-petróleo con dos rangos de porosidad mayores y menores de 17% sin observarse correlación alguna. Se intentaron correlaciones de los valores de saturación de agua irreducible y saturación de petróleo residual con porosidad y con profundidad sin ningún éxito. A fin de establecer los rangos de variación de la saturación de agua irreducible y la saturación de petróleo residual, se elaboro una Tabla resumen con estos valores y se determinó la media y la desviación estándar de estos parámetros por arena. La Tabla 9 muestra estos valores. 92 Tabla 9. Parámetros estadísticos para la porosidad, saturación de agua irreducible, saturación de petróleo residual y petróleo móvil por arena. Porosidad Swirr Sor 1-Swir-Sor B3 Media 17.24 29.39 34.55 36.06 (15) Desv. 2.28 6.55 7.56 5.57 Coef. De Cor. 0.13 0.22 0.22 0.15 B4 Media 18.49 27.66 40.68 31.65 (14) Desv. 2.28 6.97 6.31 Coef. De Cor. 0.12 0.25 0.16 Estándar 4.35 Estándar 0.14 4.2.5.- Curvas de permeabilidades relativas gas-petróleo En vista de los resultados obtenidos en el análisis de las curvas de permeabilidades relativas agua-petróleo discutidas en la sección anterior, las curvas de permeabilidades relativas gas-petróleo serán seleccionadas, para las arenas B-3X y B-4-X, de los datos disponibles en los pozos del área LL-370. Para el análisis de las curvas de permeabilidad relativa gas-petróleo se agruparon los datos disponibles para el área LL-370 y las arena B-3-X y B-4-X. La Tabla 10 muestra los datos usados para el análisis indicándose el número de muestras obtenido de cada pozo y por arena. Tabla 10. Datos utilizados para el análisis de las curvas de permeabilidades relativas gas-petróleo. B3 B4 LL3276 (4) LL3089 (4) LL2895 (4) LL3091 (3) LL3091 (3) LL886 (3) LL886 (2) LL901 (3) 13 muestras 13 muestras 93 Las Figuras 60 y 61 muestran las curvas de permeabilidades relativas del sistema gas-petróleo para las arenas B-3-X y B-4-X del área LL-370. La característica común en estos gráficos es la diversidad de tendencias existentes. Entre esas tendencias se observa una con un comportamiento lineal, característico de una muestra con fractura. Arena B3, Area 370 Permeabilidad Relativa, adim. 1.0 Kro-LL3276 Krg-LL3276 Kro-LL2895 Krg-LL2895 Kro-LL3091 Krg-LL3091 Kro-LL-886 Krg-LL-886 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0 40 50 60 70 80 90 100 Saturación de Liquido, % Figura 60. Gráfico de datos de permeabilidades relativas gas-petróleo para la arena B3, área LL-370. Area 370, B4 Pozos 3091(3), 886(3), 3089(4), 901(3) 1.0 Kro-LL3091 Permeabilidad Relativa, adim. Krg-LL3091 Kro-LL-886 0.8 Krg-LL-886 Kro-LL3089 Krg-LL3089 0.6 Kro-LL-901 Krg-LL-901 0.4 0.2 0.0 40 50 60 70 80 90 100 Saturación de Liquido, % Figura 61. Gráfico de datos de permeabilidades relativas gas-petróleo para la arena B4, área LL-370. Se agruparon las muestras disponibles por yacimiento como se presenta en la Tabla11. 94 Tabla 11. Distribución de pozos y número de muestras por yacimientos. Sistema gas- petróleo. Yacimientos Pozos (Muestras) B-3-X.36 LL2895 (4), LL3276 (4) La Figura 62 muestra las curvas de permeabilidad relativa gas-petróleo para el yacimiento B-3-X.36 del Área LL-370. Area 370 Yacim iento B-3X 36 1.0 Kro Permeabilidad Relativa, adim. Krg 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0 40 50 60 70 80 90 100 Saturación de Liquido, % Figura 62. Gráfico de datos yacimiento B-3-X.36, área LL-370. de permeabilidades relativas gas-petróleo, Las características de estas curvas son similares a las mostradas por arena. No se observan tendencias únicas lo cual habla del grado de heterogeneidad existente en cada yacimiento. 95 4.3. Propiedades de los fluidos La información disponible del yacimiento B-3-X.36 que se presenta en el reporte del pozo LL-902, es la siguiente: - El muestreo de fondo de los fluidos a 4280 pies, se llevo a cabo el 29 de Octubre de 1955, el intervalo de procedencia de los fluidos correspondía a las profundidades de 4435 a 5055 pies del miembro B-2-X del yacimiento B-3-X36, los valores de T.H.P y B.H.P no son reportados. - Reportaron una presión de burbujeo @ 156 oF de 1502 lpc. - La expansión térmica del fluido saturado de 1,0322 Vol @ 156°F/ Vol @ 81oF a 5000 lpc y el volumen específico a la presión de burbuja de 0,0202 @ 156 °F. - En la Tabla 12, se presentan los valores de las compresibilidades del petróleo saturado a 156°F. Tabla 12. Compresibilidad del petróleo del pozo LL-902. Presión (lpc) @ 156 °F Compresibilidad (lpc-1) 1502 - 2000 10,23*10-6 2000 - 3000 8,90*10-6 3000 -5000 7,53*10-6 *Validación de la composición del yacimiento La prueba de validación de la composición molar del líquido ajustado a condiciones de yacimiento, no puede ser validada debido a que es una muestra de fondo y además, no reportan las composiciones molares de los fluidos. 96 * Prueba de Separadores En la Tabla 13 se muestran los datos de las pruebas de separadores y los resultados obtenidos al aplicar la prueba de densidades a la presión reportada. Tabla 13. Validación de la prueba de separadores en el pozo LL-902. Ps (lpcm) 0 30 60 100 Tsep (°F) 75 74,5 74 73,5 RGPsep (PCN/BN) 392 360 334 310 RGPtanq (PCN/BN) 0 14 31 52 γo (oAPI) tanque 24,7 25,2 25,5 25,6 Bo (BY/BN) 1,246 1,229 1,223 1,221 γg separador 1,0021 0,990 0,970 0,940 γg tanque 1,0021 1,3132 1,3479 1,3723 γo (gr/cc) 0,90589 0,90300 0,90127 0,90070 ρobd gr/cc 0,79569 0,80115 0,80206 0,80237 Error % 0,21322 0,90065 1,01570 1,05448 Los resultados de esta prueba de validación, indican que para 0 lpc y 75°F, el error relativo absoluto de 0,21322 %, generado al relacionar la densidad en el punto de burbujeo de 0,794 gr/cc con la densidad de 0,79569 gr/cc, determinada de los valores reportados a esta presión, es menor del 5%, por lo cual se puede considerar válida esta prueba. Las tres pruebas restantes realizadas a 30 lpc y 74,5°F, 60 lpc y 74°F y 100 lpc y 73,5 °F, presentan errores relativos de 0,90065%, 1,01570 % y 1,05448%, respectivamente, los cuales son menores al 5%, razón por la cual estas pruebas también son válidas. Es necesario indicar que los valores de gravedades especificas del gas a nivel del separador y del tanque para las presiones de 30, 60 y 100 lpc fueron generadas utilizando un balance de masa. * Prueba de Liberación Instantánea En la prueba realizada a 156oF, reportan los valores de los volúmenes relativos a cada presión. La Tabla 14 y la Figura 63 muestran el comportamiento de la Función Y, en ellas se aprecia que a la presión de burbujeo de 1516,7 lpca, todos los puntos se ajustan al comportamiento lineal de la Función Y, y además el error relativo promedio absoluto al comparar los volúmenes relativos presentados por el laboratorio con respecto a los calculados a las diferentes presiones es de 0,2405%, 97 el cual es menor del 5 % permitido en ingeniería, por lo que se puede considerar valida esta prueba. Tabla 14.- Datos de la comparación de la función Y reportada con la calculada y el error presente @ 156°F (Pozo LL-902). Presión lpca 1516,7 1412 1305 1215 1010 815 615 410 265 Vr/Vb Función Y 1,0000 1,0248 1,0555 1,0880 1,1968 1,3539 1,6575 2,3221 3,5355 2,9991 2,9277 2,8252 2,5515 2,4348 2,2318 2,0437 1,8655 Función Ycal Vr/Vbcal 3,0063 1,0247 2,9013 1,0560 2,8129 1,0884 2,6117 1,1923 2,4202 1,3560 2,2239 1,6598 2,0227 2,3358 1,8803 3,5154 Error relativo promedio absoluto= Error Vr/Vb 0,0058 0,0480 0,0355 0,3790 0,1569 0,1400 0,5918 0,5673 0,2405 FUNCIÓN Y vs PRESIÓN 5,00 4,50 Función Y Función Ycal FunciónY 4,00 3,50 3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0 500 1000 1500 2000 2500 Pre sión (lpca) Figura 63.- Comparación de los datos de la función Y reportada con la calculada @ 156°F (Pozo LL-902). * Prueba de Liberación Diferencial a 156°F Esta prueba diferencial tal como se muestra en la Tabla 15, además de la gravedad API del crudo residual (24,5 °API), se dispone del gas en solución, la gravedad específica del gas, el factor volumétrico y la densidad del petróleo a diferentes presiones. Como se dispone de todas las propiedades es posible realizar 98 el balance de masa que permite corroborar la relación existente entre las propiedades del petróleo y el gas a cada presión. Tabla 15. Datos de la prueba de liberación diferencial (Pozo LL-902). P lpc 1502 1300 1100 900 700 500 300 141 0 Rs PCN/BN 398 354 312 270 229 188 146 99 0 Bo BY/BN 1.2470 1.2280 1.2100 1.1930 1.1760 1.1590 1.1370 1.1140 1.0380 Do gr/cc 0.7940 0.8007 0.8072 0.8135 0.8200 0.8259 0.8348 0.8433 0.8732 Ggas 0.7148 0.7151 0.7202 0.7338 0.7713 0.8500 0.9886 1.5611 La Tabla 16, muestran los resultados del balance de masa realizado a los datos presentados en la prueba de Liberación Diferencial reportada en el informe PVT para este pozo LL-902. El error relativo promedio absoluto entre los valores del gas en solución (Rs), presentados en el PVT y los obtenidos a través del balance de masas es de 2,3926 %, el cual es menor que el 5%, considerado en ingeniería, esto indica que los valores de las propiedades presentadas en esta prueba cumplen con el balance de masa. Tabla 16.- Resultados del balance de masa para los valores de la prueba de liberación diferencial (Pozo LL-902). P lpc 1502 1300 1100 900 700 500 300 141 0 Rs PCN/BN 398 354 312 270 229 188 146 99 0 Mo lbm 61783.36 61355.40 60946.83 60559.54 60173.57 59730.41 59228.06 58620.82 56600.00 Mg lbm 427.96 408.57 387.29 385.98 443.16 502.35 607.24 2020.82 0.00 Vg PCN 7846.904 7488.165 7047.802 6893.776 7530.283 7745.759 8050.350 16965.714 0.000 Rsc PCN/BN 390.6 346.6 304.5 264.9 226.2 184.0 140.5 95.3 0.0 Zgas 0.85065 0.86994 0.88996 0.91019 0.92887 0.94839 0.96683 0.99126 Bg PCY/PCN 0.0113 0.0136 0.0170 0.0222 0.0314 0.0525 0.1082 1.1751 Eg PCN/PCY 88.69 73.53 58.98 45.06 31.80 19.04 9.24 0.85 ERROR % 1.85 2.10 2.40 1.87 1.21 2.15 3.79 3.78 2.3926 Con el objetivo de conocer la influencia de la gravedad API del crudo residual en los resultados del balance de masa (el error como resultado de la validación), se realizó una sensibilidad con esta variable, obteniéndose que si la gravedad del crudo 99 fuese 24,74 °API, se obtendría el mínimo error relativo promedio absoluto de 0,6454%, lo cual se aprecia en la Figura 64 y en la Tabla 17. ERROR PROMEDIO VS GRAVEDAD °API Error promedio(%) 25 20 15 10 5 0 22 23 24 25 26 27 Gravedad del petróleo residual (°API) Figura 64.- Sensibilidad del error relativo promedio absoluto de la prueba de balance de masa con gravedad API del crudo (Pozo LL-902). Tabla 17.- Sensibilidad para los datos de la prueba diferencial tomada en el pozo LL-902 con gravedad del crudo residual de 24,74. °API. P lpc 1502 1300 1100 900 700 500 300 141 0 Rs PCN/BN 398 354 312 270 229 188 146 99 0 Mo lbm 61783.36 61355.40 60946.83 60559.54 60173.57 59730.41 59228.06 58620.82 56513.06 Mg lbm 427.96 408.57 387.29 385.98 443.16 502.35 607.24 2107.76 0.00 Vg PCN 7846.904 7488.165 7047.802 6893.776 7530.283 7745.759 8050.350 17695.642 0.000 Rsc PCN/BN 394.7 350.7 308.6 269.0 230.3 188.1 144.6 99.4 0.0 Zgas 0.85065 0.86994 0.88996 0.91019 0.92887 0.94839 0.96683 0.99126 Bg PCY/PCN 0.0113 0.0136 0.0170 0.0222 0.0314 0.0525 0.1082 1.1751 Eg PCN/PCY 88.69 73.53 58.98 45.06 31.80 19.04 9.24 0.85 ERROR % 0.82 0.94 1.08 0.35 0.58 0.03 0.98 0.36 0.6454 Adicionalmente en la Tabla 18 y en la Figura 65 se presentan valores reportados de la viscosidad del petróleo a diferentes presiones y a la temperatura de 156 °F. 100 Tabla 18. Datos de la viscosidad del petróleo (Pozo LL-902). Presión (lpc) 5000 4000 3000 2000 1311 1048 761 445 124 0 viscosidad petróleo (cps) 2.74 2.55 2.37 2.19 2.19 2.35 2.60 3.01 3.87 5.02 Comportamiento de la viscosidad del petróleo con presión viscosidaddel petróleo(cps) 6 5 4 3 2 1 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 Presión (lpc) Figura 65. Comportamiento de la viscosidad del petróleo con presión (Pozo LL-902). En la Tabla 19 se presenta un resumen del PVT LL-902 Tabla 19. Resumen de los datos PVT LL-902. Área Fecha Pozo (dd/mm/ aa) Profundidad Temp (pie) Pb (ºF) (lpca) Gravedad (ºAPI) Bo Rs (BY/BN) (PCN/BN) Valido Laboratorio Sí Core Labs LL 370 B2 y B3 LL 902 29/10/55 4712-5055 156 1502 24.5 1,247 398 101 En los párrafos anteriores se determinó que los datos del laboratorio fueron validados para asegurar que los datos de PVT representan los fluidos del campo, es necesario hacer una comparación entre las propiedades presentadas en el PVT del pozo LL-902 y el comportamiento de los pozos. Para comparar los datos de campo con los datos del laboratorio se consiguieron los valores de RGP reportados para el pozo LL-902 en el mes de la toma de la muestra y también la RGP inicial reportada para el yacimiento. Estos datos se presentan en Tabla 20, ordenados por yacimiento y fecha de muestra. En la muestra la RGP de campo es más alta que la RGP de laboratorio, con una diferencia alrededor de 35%. Además, la RGP inicial de 633 PCN/BN del pozo LL-902 es más alta que el valor de 398 PCN/BN indicado en la prueba. Este fenómeno implica que la muestra no es representativa de las condiciones iniciales del yacimiento. Tabla 20. Resumen de RGP de campo y laboratorio. Muestra Yacimiento Pozo Yacimiento Fecha Rsd Lab. (PCN/BN) API Campo (ºAPI) RGP Campo (PCN/BN) Fecha RGP Inicial (PCN/BN) LL-902 B-3-X.36 Oct-55 398 25,7 633 Jun-55 620,3 Como resultado de la comparación de RGP medida en el campo con las mediciones del laboratorio, fue necesario generar un PVT sintético ajustando todos los datos para representar las condiciones iniciales del yacimiento. Estos ajustes significan que es necesario extrapolar los datos de RGP de laboratorio hasta presiones de burbujeo más altas. Por lo que mediante las correlaciones de Velásquez J(4) se generó un PVT sintético para el yacimiento B-3-X.36. Para la elaboración del PVT sintético se necesito conocer los parámetros iniciales del yacimiento como son: Gravedad del petróleo, Temperatura, Relación gas petróleo inicial, Gravedad específica del gas y la presión inicial del yacimiento así como también hay que tomar en cuenta los datos de presión y producción del yacimiento. 102 9 Gravedad del petróleo (°API): Partiendo de la revisión de las muestras tomadas a cada uno de los pozos pertenecientes al yacimiento, de los cuales solo los pozos LL-902, LL-1318, LL1589, LL-1750, LL-1754, LL-2151, LL-2546, LL-2548, LL-2730, LL-2738, LL-2740, LL-2742, tienen disponible la data correspondiente a la prueba realizada para el inicio de la producción. Los resultados obtenidos se presentan en la Tabla 21. Tabla 21. Detalle de 1era. prueba realizada a pozos del yac. B-3-X. 36. POZO FECHA YACIMIENTO API TOPE CAÑONEO BASE CAÑONEO PROF PROMEDIO LL-902 LL-1318 LL-1589 LL-1589 LL1750 LL-1754 LL-1754 LL-2151 LL-2546 LL-2546 LL-2548 LL-2730 LL-2738 LL-2740 LL-2742 18/06/1955 B-3-X.36 B-3-X.36 B-3-X.36 B-3-X.36 B-3-X.36 B-3-X.36 B-3-X.36 B-3-X.36 B-3-X.36 B-3-X.36 B-3-X.36 B-3-X.36 B-3-X.36 B-3-X.36 B-3-X.36 28.4 4435 5055 29.0 4490 5278 27.8 29.7 4556 4556 5311 5311 29.0 4434 5010 27.3 4511 5202 29.0 4511 5202 25.4 26.9 4405 4226 4815 5350 27.0 4185 5350 24.0 4340 5352 26.0 4352 5200 26.0 4169 5242 28.0 4375 5030 24.0 4392 5174 4745 4884 4934 4934 4722 4857 4857 4610 4788 4768 4846 4776 4706 4703 4783 07/06/1968 31/05/1971 18/04/1973 28/02/1972 13/03/1972 06/05/1985 16/11/91 27/12/1981 06/01/1989 28/12/1981 16/02/1983 30/01/1983 13/02/1983 09/06/1983 Con estos valores se construyó un gráfico de gravedad API contra profundidad Figura 66. En este gráfico entrando con la profundidad promedio del yacimiento (datum: 4750 pies) se obtiene una gravedad API de 27.1. 103 °API vs Profundidad Yacimiento B-3-X.36 60 y = 0.0068x - 5.2344 50 °API 40 30 20 10 0 4500 4600 4700 4800 4900 5000 Profundidad, pies Figura 66. Gráfico de gravedad API vs. profundidad (pies). 9 Temperatura (T): La temperatura del yacimiento B-3-X. 36 se estimó a partir de los valores de temperatura obtenidos en las pruebas de presión al inicio de la vida productiva de cada pozo. Para ello se registraron los valores de temperatura a diferentes profundidades, a partir de los cuales se gráfico temperatura vs. la profundidad medida para determinar la temperatura real del yacimiento al nivel de referencia (datum: 4750 pies). Para este yacimiento se determinó el gradiente de temperatura de 1.5 °F/100 pies; y se obtuvo una relación lineal entre temperatura y profundidad Figura 66, representada por la siguiente ecuación: T = 0.01538 D + 93 (12) Donde: T = Temperatura (°F) D = Profundidad (pies) 104 Finalmente evaluando la ecuación anteriormente descrita se obtiene que la temperatura real del yacimiento de 164.1 °F @ 4750 pies. A continuación se presenta el comportamiento de temperatura vs. profundidad del yacimiento (Figura 67). Temperatura vs Profundidad Yacimiento B-5-X.07 TEMPERATURA, °F 300 250 y = 0.0158x + 89 200 150 100 50 0 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 Profundidad, pies Figura 67. Gráfico de temperatura (°F) vs. profundidad (pies). 9 Gravedad específica del gas (γg): La gravedad del gas se determinó mediante las correlaciones para las Arenas de B3- B5 Area LL-370 realizada por el Prof. Jorge Velásquez estos varían con presión y se presenta en la Tabla del PVT (Anexo A). 9 Relación gas – petróleo inicial (Rsi): La relación gas - petróleo inicial se obtuvo a partir del comportamiento de la relación gas - petróleo vs. tiempo. Este comportamiento puede observarse en la Figura 68 resultando un valor de ± 500 PCN/BN. 105 Figura 68. Gráfico de relación gas petróleo (PCN/BN) vs. tiempo (Años). 9 Presión inicial del yacimiento (Pi): La presión inicial del yacimiento, se estimó en 2242 lpca, la Figura 69 muestra el comportamiento de presión vs. producción acumulada de petróleo por pozo, el cual fue utilizado para determinar la presión inicial del yacimiento y estimar la presión de burbujeo en 2015 lpca. 106 Comportamiento de la Presion Volumétrica vs el Petróleo Acumulado 3000 y = -6.194421E-01x 3 + 2.320644E+01x 2 - 2.950352E+02x + 2.227000E+03 R2 = 6.864256E-01 2500 Pv (lpc) 2000 1500 1000 500 0 0 5 10 15 20 25 Np (MMBN) Figura 69. Gráfico de presión volumétrica (Lpc) vs. petróleo acumulado (MMBN). En el análisis de los fluidos para el yacimiento B-3-X.36, se generó un PVT sintético el cual se presenta en el Anexo A, a través del programa Excel JOVEJARA, basándose en datos de producción, y correlaciones matemáticas para las arenas de B3-B5. 4.4. Comportamiento de producción El yacimiento B-3-X.36 inicia su producción en junio de 1955 con la completación del pozo LL-902 con una producción inicial de 273 BNPD, con 520 PCN/BN de RGP y un corte de agua del 0,2%, un crudo con 28.4 °API, no fue sino hasta los años 63 y 64, que se completaron dos nuevos pozos LL-1186 y LL-1181. La historia del pozo descubridor es irregular y se observan cuando dos periodos de cierre de mas de seis meses de duración cada uno. A mediados de los años 62 el pozo fue cerrado y para el año 67 se decidió recompletarlo en LL-05, teniendo aun buen potencial en el yacimiento B-3-X.36. El comportamiento de producción se muestra en la Figura 70. En los años 68 y 72 se completaron 6 pozos. Las perforaciones estuvieron detenidas por espacio de nueve años, hasta el año 81, cuando se reanudan con la perforación de 2 pozos. Para el año 83 se desarrolla una actividad de perforación intensa y se completaron 6 pozos más, alcanzando la producción máxima de 4000 BNPD, 107 posteriormente comenzó a declinar hasta alcanzar los 1500 BNPD, la RGP se mantuvo siempre por debajo de 2500 PCN/BN y el corte de agua por debajo del 5%. Actualmente este yacimiento cuenta con 33 pozos completados, de los cuales 24 se encuentran activos, 4 inactivos y 4 recompletados en otro yacimiento. La Tabla 22 muestra los pozos en diferentes categorías. Tabla 22. Pozos completados en el yacimiento B-3-X.36. YACIMIENTO B-3-X .36 NUMERO DE POZOS POR CATEGORIA 1 2 3 5 8 24 1 3 1 0 9 4 NUMERO DE POZOS 33 El yacimiento produce por gas en solución no ha sido sometido a ningún proyecto de inyección de agua ni de gas, su producción acumulada al cierre de Julio de 2006 es de 21.4 MMBN de petróleo, 45.7 MMMPCN de gas y 1.31 MMBN de agua, su tasa de petróleo actual esta en el orden de 1000 BNPD, 3500 de RGP y 6.2 % AyS. La Tabla 23 muestra los datos de producción de petróleo, gas y agua acumulada por año para el yacimiento B-3-X.36. Figura 70. Historia de producción B-3-X.36. 108 Tabla 23. Datos de producción de petróleo, gas y agua acumulada por año para el yacimiento B-3-X.36. FECHA 31/12/1955 31/12/1956 31/12/1957 31/12/1958 31/12/1959 31/12/1960 31/12/1961 31/12/1962 31/12/1963 31/12/1964 31/12/1965 31/12/1966 31/12/1967 31/12/1968 31/12/1969 31/12/1970 31/12/1971 31/12/1972 31/12/1973 31/12/1974 31/12/1975 31/12/1976 31/12/1977 31/12/1978 31/12/1979 31/12/1980 31/12/1981 31/12/1982 31/12/1983 31/12/1984 31/12/1985 31/12/1986 31/12/1987 31/12/1988 31/12/1989 31/12/1990 31/12/1991 31/12/1992 31/12/1993 31/12/1994 31/12/1995 31/12/1996 31/12/1997 31/12/1998 31/12/1999 31/12/2000 31/12/2001 31/12/2002 31/12/2003 31/12/2004 31/12/2005 28/02/2006 Petroleo Acum ulado (MMBN) 0.0451 0.1273 0.1307 0.1307 0.1426 0.1766 0.2046 0.2130 0.2268 0.3579 0.5742 0.7330 0.8954 1.2988 1.9087 2.4448 3.0015 3.5662 4.1509 4.5888 4.9035 5.3675 5.7536 6.0549 6.4426 6.7935 7.0555 7.5480 8.1118 8.7104 9.2855 10.3399 11.1005 11.6683 12.1195 12.5993 13.2374 13.9157 14.8432 15.7927 16.6319 17.4209 18.1205 18.6061 19.0113 19.3783 19.7618 20.1338 20.4295 20.8010 21.2127 21.4856 Gas Acum ulado (MMPCN) 0.0275 0.0681 0.0711 0.0711 0.0796 0.1479 0.1926 0.2117 0.2180 0.2738 0.3877 0.5311 0.7741 1.2160 2.1480 3.0396 3.9544 4.9543 6.0619 6.8571 7.3217 8.0321 8.6273 9.1414 9.9567 10.6998 11.1928 12.0550 12.9342 13.8510 14.9085 16.5590 17.8410 19.2866 20.7867 21.8454 23.0974 24.3906 26.5932 29.0001 31.2115 34.0044 36.4934 38.2173 39.2876 40.4599 41.5629 42.6179 43.4040 44.1274 44.7618 44.9826 Agua Acum ulada (MMBN) 0.0001 0.0001 0.0001 0.0001 0.0001 0.0001 0.0002 0.0002 0.0040 0.0156 0.0337 0.0467 0.0603 0.0762 0.0959 0.1239 0.1562 0.1940 0.2231 0.2505 0.2631 0.2774 0.2965 0.3109 0.3282 0.3427 0.3666 0.3934 0.4165 0.4534 0.4750 0.5272 0.5646 0.5923 0.6210 0.6474 0.6886 0.7528 0.7912 0.8604 0.9050 0.9471 1.0028 1.0750 1.1305 1.1722 1.2039 1.2350 1.2548 1.2770 1.3002 1.3041 109 4.5. Análisis de declinación La Figura 71, presenta el pronóstico de producción por agotamiento primario considerando un límite económico de 100 bls/d. Según el procedimiento usado se obtuvieron unas reservas recuperables primarias en el orden de 25 MMBN, y se han producido 21.4 MMBN de petróleo, las reservas remanentes serian de 4.5 MMBN. La declinación anual efectiva está en el orden de 7.2 % y el factor de recobro primario final de 4.5%. 10000 Limite económico= 5 BN/pozo 20 pozos activos 100 BNPD Tasa Real de Petroleo, bls/d 5000 1000 500 100 50 Working Forec as t b Di qi ti te Final Rate Cum. Prod. Res erv es EUR Forec as t Ended By : : : : : : : : : : Parameters 0 0.071651 A .e. 940.32 bls /d 12/01/2006 01/31/2037 99.8108 bls /d 20956.1 Mbls 4129.2 Mbls 25085.3 Mbls Rate D= 7.2% anual efectiva Reservas recuperables =25 MMBN Factor de recobro final= 4.5% 10 1955 58 61 64 67 70 73 76 79 82 85 88 91 94 97 2000 03 06 09 12 15 18 21 24 27 30 33 36 FECHA Figura 71. Análisis de declinación B-3-X.36. 4.6. Comportamiento de presión Para el yacimiento de estudio inicialmente se tienen datos de presión tomadas en el primer pozo LL-902 en el orden de 1500 lpca, esta prueba no se considero como representativa para el yacimiento, por lo que se estimó una presión inicial de aproximadamente 2242 lpca, a partir de la cual se observa una fuerte caída de presión hasta ubicarse cerca de las 500 lpca (Figura 72). 110 En general las presiones en este yacimiento se han notado muy dispersas y esto es debido a la gran heterogeneidad que presentan las arenas, es por ello que en este yacimiento no se puede hablar de una sola tendencia de presiones. La Tabla 24 presenta los datos de presión estática por pozo. Los archivo utilizados para la simulación fueron A205.press, A234.press, A235.press, A236.press, A237.press, A251.press y pressb3x36.press. Estos archivos se presentan en digital en el Anexo C. P R E S IO N E S E S T A T IC AS 2500 2000 1500 1000 500 0 0 1 -E n e -5 0 LL 902 LL2738 LL3288 1 0 -S e p -6 3 LL1181 LL2740 LL3307 LL1186 LL2742 LL1754 1 9 -M a y-7 7 LL1318 LL2834 LL1478 LL2895 LL1482 LL2903 2 6 -E n e -9 1 LL1589 LL2912 LL1629 LL3095 0 4 -O ct-0 4 LL1750 LL3096 LL2532 LL3271 1 3 -Ju n -1 8 LL2548 LL3276 LL2730 LL3285 Figura 72. Historia de presión B-3-X.36. 111 Tabla 24. Datos de presión estática por pozo. Pozo Parcela Fecha de Prueba LL 902 LL 902 LL 902 LL1181 LL1181 LL1181 LL1181 LL1186 LL1186 LL1186 LL1186 LL1186 LL1186 LL1318 LL1318 LL1318 LL1318 LL1318 LL1318 LL1478 LL1478 LL1478 LL1478 LL1478 LL1482 LL1482 LL1482 LL1482 LL1482 LL1589 LL1589 LL1589 LL1589 LL1589 LL1589 LL1629 LL1629 LL1629 LL1750 LL1750 LL1750 LL1754 LL1754 LL2532 LL2548 LL2548 A237 A237 A237 A237 A237 A237 A237 A235 A235 A235 A235 A235 A235 A235 A235 A235 A235 A235 A235 A237 A237 A237 A237 A237 A237 A237 A237 A237 A237 A236 A236 A236 A236 A236 A236 A235 A235 A235 A235 A235 A235 A236 A236 A251 A235 A235 05-Dic-55 07-May-60 09-May-63 05-Ago-63 04-Jun-64 21-Jul-64 27-Ene-83 11-Sep-63 27-Sep-65 09-Feb-67 16-Abr-75 13-Oct-93 18-Oct-95 03-May-71 02-Jun-75 28-Feb-83 25-Feb-91 09-Ene-96 23-Ene-98 10-Ago-69 21-May-71 01-Mar-79 28-Ene-83 17-Feb-87 23-Ago-69 08-May-70 09-May-75 09-Abr-79 25-Feb-83 24-Oct-70 16-Feb-73 25-Ago-80 03-Feb-83 11-Mar-87 09-Ene-96 17-Ene-71 25-Feb-83 27-May-93 30-Dic-71 24-Ene-96 14-Ene-98 12-May-93 23-Nov-04 15-Sep-98 25-Feb-83 09-Ene-96 Tipo prueba Tiempo ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES 75 66 400 24 112 162 15 24 168 112 71 3 5 138 70 0 7 5 5 11 178 66 67 3 7 78 24 3 3 15 9 3 3 3 5 20 3 6 13 5 3 2 5 5 3 6 Unidad medida HORAS HORAS DIAS HORAS HORAS HORAS DIAS HORAS HORAS DIAS DIAS DIAS DIAS HORAS HORAS DIAS DIAS DIAS DIAS HORAS HORAS HORAS DIAS DIAS DIAS MES MES DIAS DIAS MES DIAS DIAS DIAS DIAS DIAS DIAS DIAS DIAS DIAS ANO DIAS DIAS DIAS Prof. Corrida Prof. Tope perf Gradiente Medido Presion Prof. Corrida Datum Grad. Yac 4275 4720 3721 4433 4433 4433 4396 4447 4447 4447 4409 4036 4020 4490 4490 4487 5336 4465 5188 5100 4381 4350 4350 4319 5160 4363 4474 4443 4430 4556 4556 2763 4525 4494 4534 4417 4384 4370 4434 4420 4688 4476 4832 4688 4307 3988 4435 4435 4435 4433 4433 4433 4409 4447 4447 4447 4409 4049 4024 4490 4490 4487 4459 4490 4459 4381 4381 4350 4350 4319 4330 4330 4441 4441 4441 4556 4556 4525 4525 4494 4556 4417 4384 4349 4434 4434 4550 4453 4453 4667 4307 4340 .33 .33 .239 .395 .355 .351 .316 .309 .349 .344 0.316 .015 .35 0.316 .316 .316 .32 .001 .415 .373 0.316 0.316 .316 .01 .439 0.316 .316 0.316 .316 .37 0.316 .316 .316 .315 .002 .482 .316 .02 .365 .023 .35 .005 .036 .035 .316 .034 1354 1639 634 2044 1924 1776 1083 2038 1964 1915 1056 801 868 923 740 738 1101 489 674 2387 957 592 579 596 2349 1867 1358 1644 580 2166 1615 671 1152 1010 790 1938 972 818 1693 569 671 1448 561 497 1327 480 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 Presion Tope Perf (lpc) 1407 1545 805 2044 1924 1776 1087 2038 1964 1915 1056 801 869 923 740 738 820 489 371 2119 957 592 579 596 1985 1857 1348 1643 583 2166 1615 1228 1152 1010 790 1938 972 818 1693 569 623 1448 547 496 1327 492 Presion Nivel Datum (lpc) 1506 1644 904 2144 2024 1876 1195 2134 2060 2011 1164 1023 1099 1005 822 821 912 571 463 2235 1074 718 705 732 2117 1989 1445 1741 681 2227 1676 1299 1223 1091 851 2043 1088 944 1793 669 686 1542 641 522 1467 622 112 Tabla 24. Datos de presión estática por pozo (continuación). Pozo Parcela Fecha de Prueba LL2548 LL2730 LL2738 LL2740 LL2740 LL2740 LL2742 LL2834 LL2834 LL2895 LL2895 LL2895 LL2903 LL2903 LL2912 LL3095 LL3096 LL3096 LL3271 LL3276 LL3276 LL3285 LL3288 LL3288 LL3307 A235 A235 A234 A235 A235 A235 A235 A237 A237 A235 A235 A235 A237 A237 A234 A235 A235 A235 A237 A237 A237 A234 A234 A234 A205 21-Sep-98 08-Jun-93 10-Mar-87 23-Mar-83 26-Feb-91 10-Ene-96 16-Sep-98 21-Mar-87 16-Ene-96 18-Abr-87 16-Jul-91 16-Ene-96 24-Ene-96 11-Oct-98 14-Ene-98 22-Nov-04 15-Ene-96 22-Nov-04 01-Jun-93 23-Feb-96 14-Ene-98 14-Nov-98 18-Ene-96 11-Oct-98 08-Feb-95 Tipo prueba Tiempo ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES ES Unidad medida 5 7 3 3 7 5 3 68 5 60 3 5 5 5 5 3 30 30 7 5 5 HORAS DIAS HORAS DIAS DIAS DIAS DIAS 7 7 7 DIAS DIAS DIAS DIAS DIAS DIAS DIAS DIAS DIAS DIAS DIAS DIAS Prof. Corrida Prof. Tope perf 4387 4217 3765 4344 5034 4365 4788 4395 4416 4340 4832 4355 4535 4488 4587 4738 4307 4710 4781 4211 4317 4492 4267 4340 4464 4367 4197 4136 1755 4342 4375 4359 4395 4428 4340 4339 4373 4548 4500 4567 4340 4326 4293 4761 5065 4330 4220 4285 4285 4478 Gradiente Presion Prof. Medido Corrida .34 .016 .314 .316 .309 .01 .028 .05 .002 .316 .288 .002 .02 .048 .38 .359 .011 .371 .335 .002 .267 .339 .002 .409 .316 487 806 880 1740 1099 719 700 832 898 1434 1096 618 1047 372 1034 862 431 492 1253 320 376 477.3 392 1372 1067 Datum Grad. Yac 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 4750 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 0.316 Presion Tope Perf (lpc) 480 806 996 922 885 719 688 832 898 1434 954 618 1047 373 1026 719 431 337 1246 322 379 385 392 1350 1071 Presion Nivel Datum (lpc) 601 980 1191 1868 1014 838 812 944 1000 1564 1084 737 1111 452 1084 849 565 482 1243 222 512 553 539 1496 1157 113 4.7. Balance de materiales El balance de materiales fue elaborado en la fase II del estudio integrado del área LL-370/453 realizado en 1999 por EXGEO(2). De acuerdo con la interpretación del estudio el yacimiento B-3- X.36 con la información de presiones, fluidos producidos y caracterización de los fluidos a través de las propiedades del PVT, para la determinación del POES y el mecanismo de producción, se utilizó el programa de Balance de Materiales (MBAL), donde sé interactúa con los datos básicos del yacimiento, obtenidos por el modelo petrofísico, y los datos de producción / presión durante la vida productiva, para este yacimiento el balance no aplicó debido a que no se tenía una única tendencia de presiones. En la Figura 73 y la Tabla 25 se muestran los resultados del balance de materiales aplicando la técnica de la linealidad de Havlena-Odeh, en donde se observa que el POES arrojado es de 81.9 MMBN que representa menos del 88% del POES obtenido volumétricamente en la Fase III del Estudio Integrado de las arenas B3 a B5 (744 MMBN). Figura 73. Balance de materiales yacimiento B-3-X.36. 114 Tabla 25. Balance materiales. B-3-X-36 Reservoir Production Injection Formation Volume Factors Product Ratios Graphics Results Time (years) 0 Pressure (psia) 2280 Oil (MBO) 0 Gas (MMCF) 0 Water (MBW) 0 Water (MBW) 0 Bo (Vol/Vol) 1.3230 Bg (Vol/Vol) 0.00657 Bw Rs (Vol/Vol) (SCF/BO) 1.0240 612.0 Eoil F 0.000 0.000 OOIP (MMBO) 0.0 4.083 1920 757 572.6 47.49 0 1.2950 0.00792 1.0250 534.0 0.082 1.266 15.4 6.583 1790 1597 1675.6 87.3 0 1.2840 0.00848 1.0250 502.0 0.127 3.460 27.2 7.333 1750 2163 2567.1 107 0 1.2800 0.00870 1.0250 492.0 0.143 5.207 36.4 8 1715 2480 3105.9 126.3 0 1.2770 0.00893 1.0250 484.0 0.158 6.327 40.2 10.083 1615 3665 5115.9 202.2 0 1.2690 0.00949 1.0250 460.0 0.203 10.655 52.5 16.25 1330 6186 9412.8 316.9 0 1.2450 0.01185 1.0260 395.0 0.380 22.735 59.8 17.583 1265 6665 10377.5 337 0 1.2390 0.01246 1.0260 381.0 0.429 25.998 60.7 24.166 1052 10521 16883 537 0 1.2210 0.01533 1.0260 334.0 0.657 49.898 75.9 28.083 925 12723 22070.1 658.3 0 1.2110 0.01735 1.0260 305.0 0.837 72.289 86.4 28.5 889 12990 22605.6 670 0 1.2080 0.01842 1.0260 297.0 0.918 77.883 84.8 30.417 850 14362 25358.5 773 0 1.2050 0.01959 1.0270 288.0 1.012 92.144 91.0 32.083 800 15916 29338.8 866 0 1.2000 0.02111 1.0270 277.0 1.136 113.718 100.1 33 780 16695 31417.2 912 0 1.1990 0.02173 1.0270 272.0 1.192 124.968 104.9 OOIP ROIP Graphical Result 81.98 MMBO 65.28 MMBO 115 CAPITULO V MODELO DINAMICO El modelo dinámico de un yacimiento viene a cerrar la cadena en el macro proceso de los Estudios Integrados. En esta etapa se trata de generar una representación del yacimiento que honre la arquitectura del mismo, así como su comportamiento dinámico en el tiempo. A continuación se detallan cada uno de las etapas que englobaron la generación del modelo dinámico del yacimiento B-3-X.36, estas son: definición de la malla, elaboración de la malla, definición de los pozos en el modelo, cotejo histórico y la última etapa de predicciones representan en el siguiente capítulo. 5.1. Definición de la malla En el diseño y construcción de la malla de simulación se deben considerar todos aquellos factores que afectan la precisión y confiabilidad del modelo. Este proceso consta de dos etapas: la construcción del modelo estructural y la construcción del modelo de propiedades; y las mismas se pueden realizar a través de mapas (construcción 2D) o a través de volúmenes 3D de información (construcción 3D) o archivos del tipo “RESCUE” (Reservoir Characterization Using Epicenter Technologies). Para la construcción de la malla de simulación del yacimiento B-3-X.36 se cuenta con archivos del tipo “RESCUE” que contiene el modelo estático estocástico generado en GOCAD, el mismo representa un volumen de información 3D detallado, el cual garantiza la coherencia entre la información estructural (geología y geofísica), sedimentológica y petrofísica. Para este yacimiento se construyeron secciones transversales para poder evaluar el efecto del tamaño de las celdas y poder representar el yacimiento, en donde se consideraron algunos criterios: 9 Evitar Interferencia entre Pozos: Las dimensiones de las mallas en la dirección XY fueron concebidas de forma tal que exista una separación de celdas libres entre los pozos, se considero un tamaño de celda areal de 100 x 100 metros, este garantiza que será fácil ubicar los pozos respetando el espaciamiento mínimo entre pozo establecido por el ministerio. 9 Tiempo de Simulación: Las dimensiones del modelo fueron ajustadas con la finalidad de generar un modelo que fuera menor de 200.000 celdas para que este pudiese correr en el servidos regata y el tiempo fuera prudente. 9 Geometría del Yacimiento: En la elaboración del mallado de simulación fue elaborado utilizando una geometría de puntos de esquinas. El modelo de GOCAD fue importado a Flogrid, las propiedades que se importaron fueron: porosidad ( φ ), espesor (net), porcentaje de arcilla (Vsh) , trazas de fallas, superficies y coordenadas de los pozos. El resto de las propiedades como las permeabilidades en dirección x,y,z, las saturaciones de agua irreducible y de petróleo residual se determinaron mediante correlaciones, las cuales se muestran en el Anexo B. Para este yacimiento se realizó una sección transversal con el fin de evaluar el espesor en dirección vertical (Z) en el modelo, para que este represente la heterogeneidad del yacimiento. En la Figura 74 se muestra la dirección de la sección transversal seleccionada. La sección se realizo variando el espesor vertical de 7.5, 15 y 30 pies, con 100 x 100 mts areales (ver Figuras 75, 76 y 77), luego se realizó el escalamiento de las propiedades, se importó al OFFICE y se realizaron las corridas para observar como es el comportamiento del fluido. Para cada uno de los casos se realizaron corridas de depletación, los resultados se muestran en la Figura 78. 117 Figura 74. Seccion trasversal. Pozo 4 Pozo 3 Pozo 1 Pozo 2 OILKR 0.00174 0.2500 0.5000 0.7500 1.000 Figura 75. Permeabilidad relativa al petróleo con celdas de 7.5 pies. 118 Pozo 4 Pozo 3 Pozo 1 Pozo 2 OILKR 0.00174 0.2500 0.5000 0.7500 1.000 Figura 76. Permeabilidad relativa al petróleo con celdas de 15 pies. Pozo 4 Pozo 3 Pozo 1 Pozo 2 OILKR 0.00174 0.2500 0.5000 0.7500 1.000 Figura 77. Permeabilidad relativa al petróleo con celdas de 30 pies. La permeabilidad relativa al petróleo en la sección transversal de 7.5 pies mostrada en la Figura 75, muestra un alto grado de heterogeneidad existente en el yacimiento, además, se aprecian arenas muy isladas. En las secciones transversales (ver Figuras 76 y 77) con celdas de 15 pies y 30 pies, al compararlas con las de 7.5 pies claramente reflejan que se ha perdido la resolución vertical del modelo, al aumentar a 15 y 30 pies ya esas arenas se han perdido. Básicamente los que 119 muestran las secciones es que en celdas más grandes, los detalles de heterogeneidad desaparecen. En la Figura 78 se muestra el comportamiento de la producción acumulada de petróleo para las secciones de 7.5, 15 y 30 pies, se puede notar que hay ciertas diferencias entre ellas. Estas diferencias son debido a que, siendo este un yacimiento de una alta heterogeneidad, el escalamiento produce valores de propiedades diferentes en todos los bloques del yacimiento y dentro de estos en los bloques donde están completados los pozos y como consecuencia, la producción de estos cambia de una sección a otra, es por ello que para 7.5 pies y 15 pies los resultados son muy similares, si generamos un modelo con celdas más grande (30 pies) tendremos un modelo de propiedades en el cual se reflejara una mayor conectividad del yacimiento lo cual no es lo que reflejo el modelo estático, es por ello que se decidió que el modelo de simulación del yacimiento B-3-X.36 se elaboraría con celdas de 15 pies de espesor. 8000000 7 .5 p ie s 1 5 p ie s 3 0 p ie s Producción Acumulada de Petróleo, Bls 7000000 6000000 5000000 4000000 3000000 2000000 1000000 0 0 500 1000 1500 2000 T ie m p o ,d ia s 2500 3000 3500 4000 Figura 78. Efecto del espesor de celda en la producción acumulada de petróleo con tiempo. 120 5.2. Elaboración de malla Una vez elaboradas las secciones transversales y definido el tamaño verticcal de la malla y evaluado el efecto del escalamiento de las propiedades se elaboro la malla de simulación del yacimiento B-3-X.36, la cual fue elaborada utilizando el PreProcesador Flogrid de Eclipse. El modelo final completo para el yacimiento B-3-X.36 tiene unas dimensiones de las celdas de 100 x 100 metros areales y 15 pies de espesor, la malla del modelo es de 13x77x148, el cual tiene 148148 celdas activas, que para efectos de cálculos en los servidores de PDVSA es manejable y las corridas tienen un tiempo estimado de 1 hora. La malla final puede observarse en la Figura 79. Una vez generada la malla se exportaron varios archivos de extensión. GRDECL los cuales posteriormente se importarán en la sección GRID del OFFICE para formar parte del archivo con extension.DATA. Estos archivos se presentan en digital en el Anexo C. En la Figura 79 se presenta el flujo de trabajo para Flogrid. Figura 79. Malla de simulación del yacimiento B-3-X.36. 121 permx,permy,permz swcr, sowcr Gocad EXTENSION. DATA Archivo Rescue Selección de una sección Poro, Vsh, Net, traza fallas,superficies, coord. pozos Flogrid Correl. Tamaño vertical Escalamiento Office GRID.GRDECL SAT.GRDECL FIP.GRDECL Figura 80. Flujo de trabajo para Flogrid. 5.3. Definición de los pozos en el modelo Una vez construida la malla final del yacimiento B-3X.36 verificando las condiciones generales del mismo se procedió a cargar la información de los pozos, para ello se utilizo la herramienta SCHEDULE, la cual es una herramienta interactiva que permite preparar, validar e integrar los datos de producción y eventos de pozo. Posee graficadores que permiten la visualización de los trabajos realizados y datos de producción durante la vida productiva de los pozos. La data requerida para cargar los pozos en el modelo es: La Historia de producción, datos de desviación o trayectoria de pozo, historia de trabajos realizados por pozo (eventos) y la malla a ser utilizado en el modelo de simulación. En la Figura 81 se presenta el flujo de trabajo para SCHEDULE. 122 Malla (Flogrid) GRID.GRDECL Trayectorias, desviación, coord pozos (OFM) Ext.dat Producción pet, gas y agua (OFM) Ext.vol Eventos Ext.ev SCHEDULE EXTENSION. SHC EXTENSION. DATA Figura 81. Flujo de trabajo para generar el archivo SCHEDULE. La historia de producción de los pozos fue importada directamente de la herramienta Oil Field Manager (OFM) y guardados en un archivo de extensión (.vol). este archivo tiene por nombre DATOS PROD B3X36_Mon_Volumen.vol y se presenta en digital en el Anexo C. Para la realización de los archivos de eventos primero se recolectaron todas las fichas de los pozos existentes para el yacimiento, una vez recolectada toda la data se actualizaron, revisaron y se colocaron en el formato homologado de PDVSA. En total fueron 33 fichas. Al tener toda las fichas de los pozos en el formato homologado se realizo una corrida con un macro en Excel, este archivo tiene por nombre FichaData-LL370.xls y se presenta en digital en el Anexo C, en el cual se se obtiene automáticamente el archivo de eventos, el archivo de eventos tiene por nombre eventos b3x36.ev y se presenta en digital en el Anexo C. En la Figura 82 se presenta el flujo de trabajo para generar el archivo de eventos. 123 FICHA DEL POZO : 33 pozos SCHEDULE EXTENSION. ev MACRO EXCEL Figura 82. Flujo de trabajo para generar el archivo de eventos. En cuanto a las trayectorias o desviaciones de los pozos completados en el yacimiento se prepararon los archivos con la información, la cual tiene un formato especifico para luego ser leídos y reconocidos en el preprocesador Schedule de Eclipse. Los archivos generados con la información de las desviaciones son los archivos de control definidos con una extensión (b3x36_vert.ctl), estos archivos son para los pozos verticales y/o desviados. Este archivo vincula otro de extensión (b3x36_vert.dat), que contiene las coordenadas de cada pozo. Para la malla se importa directamente desde la aplicación Schedule, esta malla es la generada en el software Flogrid de eclipse, el archivo es de extensión (B3X36_15_E100.EGRID). Una vez cargado toda la información de producción, coordenadas, eventos y la malla de simulación en el programa Schedule se ejecuta, y genera el archivo final (B3X36-HIST.SCH) el cual se incluye en el archivo.DATA. Estos archivos se presentan en digital en el Anexo C. 7.4.- Inicialización del modelo El proceso de inicialización del modelo de simulación comienza una vez que se tienen todos los datos del modelo cargados y su principal objetivo es determinar los volúmenes iniciales de hidrocarburos en el yacimiento. Una vez seleccionados y 124 archivados los datos necesarios para ejecutar la corrida de simulación, se procedió a realizar un chequeo de la consistencia y equilibrio del mismo. Esta etapa es muy importante, ya que en ella se definen las condiciones originales del yacimiento se realiza una corrida sin producción, a fin de constatar que el yacimiento se encuentra en perfecto equilibrio y que no existe movimiento de fluidos en ninguna dirección en por lo menos tres años de corrida. Esta corrida resultó que el modelo se encuentra en equilibrio evidenciándose en el comportamiento de presión vs tiempo durante un período razonable. (ver Figura 83) El POES calculado volumétricamente por la consultora Exgeo en la Fase III del Estudio Integrado de las arenas B3 a B5 se obtuvo 744 MMBN. Para este estudio el POES obtenido durante la inicialización del modelo fue de 796 MMBN, el cual comparado con el POES de 744 MMBN, arroja una diferencial porcentual de 6.5%. Figura 83. Comportamiento de presión de inicialización. 7.5. Cotejo histórico Una vez finalizada la inicialización del modelo, se inicia la etapa del cotejo histórico. En un estudio de simulación numérica de yacimientos el cotejo histórico es de marcada importancia, ya que del depende la certidumbre de la etapa de predicciones. 125 El cotejo histórico consiste en ajustar el modelo, comparando los resultados calculados por el simulador con el comportamiento real del yacimiento. Para lograr este objetivo se analizan unas series de variables, determinándose cuales son más sensibles al momento de cotejar. Entre las variables que pueden ser ajustadas por su incertidumbre se encuentran: el tamaño y propiedades del acuífero, los contactos originales de fluidos, las transmisibilidades horizontales y verticales, la porosidad las permeabilidades relativas y las presiones capilares entre otras. Una vez obtenido un cotejo aceptable con un modelo que represente lo mejor posible el comportamiento real del yacimiento, puede ser utilizado de manera confiable y generar las predicciones para diferentes esquemas de explotación. Algunos parámetros que sirven como indicadores de un buen cotejo son: presión y fluidos producidos. Las primeras corridas realizadas en este estudio indicaron que había demasiada presión en el yacimiento y debido a esto no se reproducía el gas necesario (ver Figura 84). También se observó que algunos pozos fracturados no podían producir en el modelo por falta de permeabilidad y conectividad. Una revisión de las fichas de pozos indicó que todos estos pozos habían sido fracturados, pero el modelo tenia conexiones en solamente un número limitado de celdas. En estos casos se aumentó el radio de pozo para dar más productividad y en algunos pozos se completaron en todo el intervalo para modelar el efecto de las fracturas cruzando las lutitas que aislaron los lentes de arena en el yacimiento. La mayoría de los pozos no podían producir bastante fluidos en las primeras corridas, debido a la baja permeabilidad del yacimiento. Sin embargo, la mayoría de los pozos produjeron con alta tasa después de la fracturación hidráulica. Como el modelo no tiene bastante resolución para representar geométricamente todas las fracturas, se aumentó el radio de pozo para simular el efecto de las fracturas hidráulicas en la productividad. 126 Figura 84. Comportamiento de presión simulada antes. Se realizaron sensibilidades aumentando al doble a la permeabilidad dirección x, y disminuyendo los valores de la permeabilidad en dirección y,z ; esto causó una disminución de la presión promedia del yacimiento. (ver Figura 85) Figura 85. Comportamiento de presión simulada después. Se hicieron unas corridas para ajustar el contacto inicial de agua-petróleo y representar la producción de agua en los pozos buzamiento abajo. La representación de la producción de agua estableció el contacto inicial de aguapetróleo a –5650 pies bajo nivel del mar, sin embargo, el CAP no se evidencia en 127 ningún pozo, para el contacto inicial de gas se considero el tope del yacimiento sin gas inicialmente libre. Es importante destacar que algunos de los pozos en el modelo no eran capaces de producir la cantidad de gas indicado en la historia. Para permeabilidad relativa, se usaron las curvas definidas en el Capitulo IV. Para referencia, los gráficos se presentan en Figura 86 y 87 para el miembro B-3-X y B4-X respectivamente. Es importante recordar que el rango de saturación estará escalado en el modelo de simulación consistente con los valores de saturación irreducible de agua y saturación residual de petróleo para cada celda en el modelo de simulación. Una vez efectuadas las tablas se procedieron a importar esta data en las tablas de la sección de SCAL de Office, este archivo tiene por nombre LL370scla.prn y se presenta en digital en el Anexo C. Estos archivos se usaron para las diferentes corridas de simulación tanto durante el cotejo como en las predicciones. Curvas de permeabilidad relativa Miembro B3 Curvas de permeabilidad relativa Miembro B3 1.0 1.0 Krw 0.9 0.9 Kro 0.8 0.8 Krg 0.7 0.7 Kro 0.6 0.6 0.5 0.5 0.4 0.4 0.3 0.3 0.2 0.2 0.1 0.1 0.0 0.0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 0 1 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 Sg, fracción Sw, fracción Figura 86. Permeabilidad relativa agua-petróleo y gas-petróleo arena B-3-X. Curvas de permeabilidad relativa Miembro B4 Curvas de permeabilidad relativa Miembro B4 1.0 1.0 Krw 0.9 0.9 Kro 0.8 0.8 Krg 0.7 0.7 Kro 0.6 0.6 0.5 0.5 0.4 0.4 0.3 0.3 0.2 0.2 0.1 0.1 0.0 0.0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 Sw, fracción 0.7 0.8 0.9 1 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 Sg, fracción Figura 87. Permeabilidad relativa agua-petróleo y gas–petróleo arena B-4-X. 128 Las primeras corridas no reprodujeron los volúmenes de gas producidos en el modelo con las curvas de permeabilidad relativa originales (de roca), el gas casi no podía moverse. Para dejar fluir el gas, se modificó la curva de permeabilidad relativa a gas para representar flujo segregado usando dos segmentos de rectas. La Figura 88 muestra la forma general de curvas para flujo segregado. Curvas de permeabilidad relativa Miembro B4 Curvas de permeabilidad relativa Miembro B3 1.0 1.0 0.9 0.9 0.8 Krg 0.8 Krg 0.7 Kro 0.7 Kro 0.6 0.6 0.5 0.5 0.4 0.4 0.3 0.3 0.2 0.2 0.1 0.1 0.0 0.0 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 Sg, fracción 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 Sg, fracción Figura 88. Permeabilidad relativa gas petróleo arena B-4-X y B-3-X ajustada. Para las relaciones de PVT, se usó el PVT generado en el Capitulo IV, con parámetros de 27.1 °API, 164 °F, y presión de burbujeo de 2015 lpca. Se presenta la Figura 89 se procedió a importar esta data en las tablas de PVT de Office ECLIPSE las cuales se usaron para las diferentes corridas de simulación tanto durante el cotejo como en las predicciones. Este archivo tiene por nombre PVT_B3X36.dat y se presenta en digital en el Anexo C. 129 Figura 89. Presentación de PVTO sección PVT eclipse. A continuación se presenta el flujo de trabajo para generar los archivos para SCAL y PVT (Figura 90). Curvas perm. Relativa Curvas de presion Capilar Análisis PVT Editor Editor Archivo Ext.dat ECLIPSE OFFICE EXTENSION. DATA Ext. prn PVT SCAL ECLIPSE OFFICE Figura 90. Flujo de trabajo para generar los archivos para SCAL y PVT. 130 La Figura 91 muestra el gráfico de cotejo de tasas de petróleo, el cual es bueno. El principal problema que surgió fue la alta producción de gas. En el cotejo histórico del modelo se encontró algunos pozos con alta producción de gas, a pesar de contar con un buen cotejo histórico en la mayor parte del modelo de simulación (ver Figura 92), es decir, el simulador no puede representar esos altos volúmenes de gas producidos en el periodo 1995-1998. Una revisión de la historia de producción de gas indicó malas mediciones, dejando el modelo producir la cantidad de gas y petróleo determinado por la calidad de las arenas en el modelo. El archivo que presenta el cotejo tiene por nombre B3X36_ PERBAJA.DATA y se presenta en digital en el Anexo C. Tasa de petróleo, BNPD Cotejo Histórico de Petróleo B-3-X.36 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Año tasa de petróleo simulada tasa de petróleo histórico Figura 91. Cotejo de historia de las tasas de petróleo. 131 Tasa de gas, MPCND Cotejo Histórico de Gas B-3-X.36 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Año tasa de gas simulada tasa de gas histórico Figura 92. Cotejo de historia de las tasas de gas. Cabe destacar que existe una diferencia en la producción de agua real y la simulada, ya que el modelo no es capaz de reproducir la tasa de agua real vista por los pozos al final de la historia. La Figura 93 muestra el cotejo histórico de las tasas de agua. Además, este yacimiento no presenta problemas con la producción de agua. Cotejo Histórico de Agua B-3-X.36 Tasa de agua, BNPD 400 350 300 250 200 150 100 50 0 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Año tasa de agua sim ulada tasa de agua histórico Figura 93. Cotejo de historia de las tasas de agua. 132 Los pozos que no lograron alcanzar un buen cotejo de gas, considerándolo aceptable fueron: LL_902, LL1181, LL1629, LL2151, LL2742, LL2743, LL2895, LL2912, LL3096, LL3276, LL3285, LL3288 y LL3307. Las Figuras 94 y 95 muestran el cotejo de producción para el pozo LL_902 el resto se presentan en el Anexo D. Figura 94. Cotejo historico de la tasa de petróleo pozo LL_902. Figura 95. Cotejo historico de la tasa de gas pozo LL_902. 133 Cabe destacar que 18 pozos alcanzaron un buen cotejo de gas fueron: LL1186, LL1318, LL1478, LL1482, LL1589, LL1750, LL1754, LL2532, LL2546, LL2548, LL2730, LL2740, LL2745, LL2834, LL2903, LL3095, LL3270 y LL3271. Las Figuras 96 y 97 muestran el gráfico del cotejo histórico para el pozo LL1186, el resto de los pozos se presentan en el Anexo E. Figura 96. Cotejo historico de la tasa de petróleo pozo LL1186. Figura 97. Cotejo historico de la tasa de gas pozo LL1186. 134 Posteriormente se muestra los pozos problemas, los cuales no pudieron ser cotejados por presentar problemas con la malla, estos fueron LL1292 y LL2738. POZO LL1292: pozo no pudo ser cotejado. La Figura 98 muestra la ubicación del pozo en la malla observandose que se encuentra en una zona donde la malla presenta un problema , el pozo cae en un hueco el cual no es normal. Ademas la Figura 99 , 100 presenta el cotejo historico de petroleo y gas para el pozo LL1292. LL1292 Figura 98. Ubicación del pozo LL1292 en la malla de simulación. 135 Figura 99. Cotejo historico de la tasa de petróleo pozo LL1292. Figura 100. Cotejo historico de la tasa de gas pozo LL1292. 136 POZO LL2738: pozo no cotejado. La Figura 101 muestra la ubicación del pozo en la malla observandose que se encuentra en una zona donde la malla presenta un problema , el pozo cae en un hueco el cual no es normal. Además las Figuras 102, 103 presentan el cotejo historico de petroleo y gas para el pozo LL2738 LL2738 Figura 101. Ubicación del pozo LL2738 en la malla de simulación. 137 Figura 102. Cotejo historico de la tasa de petróleo pozo LL2738. Figura 103. Cotejo historico de la tasa de gas pozo LL2738. 138 CAPITULO VI RESULTADOS DE LA INVESTIGACION 6.1. Predicciones Las corridas de predicción constituyen una de las etapas más importantes en un estudio de Simulación de Yacimientos. Una vez logrado un buen ajuste de historia, es decir, habiéndose representado adecuadamente el yacimiento en el modelo de simulación. Mediante las predicciones es posible determinar el comportamiento futuro de un pozo o del yacimiento al ser sometido a diferentes estrategias de explotación (escenarios) y seleccionar la que permita obtener la mayor producción y/ó recobro en función de su rentabilidad. 6.1.1 Ajuste entre Cotejo Histórico y Predicciones El proceso de predicciones comienza con el ajuste del modelo para garantizar la continuidad de la tasa de producción cuando el simulador cambia el controlador de los pozos de tasa de producción en la fase de cotejo a control por presión de fondo fluyente (BHP) en la fase de predicciones. Esto se realiza calculando los multiplicadores de los índices de productividad (PI) de los pozos que estén activos al final de la fase de cotejo mediante la siguiente relación: Qo = PI × (Pws − Pwf ) (13) Donde: PI: Índice de Productividad. Qo: Tasa de producción de petróleo del pozo al final del cotejo Pws:Presión del Bloque Pwf: Presión de fondo fluyente actual En el estudio los pozos activos al final de la fase de cotejo fueron: LL1318, LL1478, LL1629, LL1750, LL1754, LL2151, LL2532, LL2548, LL2546, LL2730, LL2738, LL2740, LL2742, LL2743, LL2745, LL2895, LL2903, LL3095, LL3096, LL3271, LL3285, LL3288 y LL3307, los datos respectivos para realizar los cálculos son los siguientes por ejemplo: LL1318: Po=456; BHP = 100; PI = 0.217 y asi sucesivamente se determino para cada pozo. Debido a que existe todavía petróleo recuperable en el yacimiento y, además, baja productividad de los pozos 60 BNPD, se ha planteado la posibilidad de realizar un proceso de inyección cíclica de gas natural, con la finalidad de aumentar el factor de recobro y mantener las presiones. Para evaluar la inyección cíclica de gas natural en el modelo se probó una configuración de tres pozos inyectores de gas, ubicados en la zona norte, estructura arriba del yacimiento tal como se observa en la Figura 104. INY-2 INY-1 INY-3 Figura 104. Ubicación de los pozos inyectores de gas. 140 Y además, se estudiaron los siguientes casos para las predicciones: 1. Caso Base 2. Inyección de gas, a diferentes presiones de inyección de 3000, 2500, 2000 y 1500 lpca, con tres pozos inyectores, y pozos productores actuales. 3. Inyección de gas, a diferentes presiones de inyección de 3000, 2500, 2000 y 1500 lpca, con tres pozos inyectores, los pozos productores actuales, y abriendo intervalos adicionales. 4. La recompletación de 4 pozos y la perforación de un pozo nuevo. 5. Pozos interespaciados 6. Sin Inyección de gas, los pozos productores actuales, y abriendo intervalos. 7. Pozos interespaciados, una presión de inyección de 1500 lpca, con tres pozos inyectores, los pozos productores actuales, y abriendo intervalos adicionales. A continuación se describen cada uno de los casos: 1. Caso base Para tener una base de comparación entre las predicciones a realizar, se realizó un caso base, donde todos los pozos productores a julio del 2006 continuaron produciendo sin cambios, ni recompletaciones, además, no se consideró las perforaciones de pozos adicionales, ni la inyección de fluidos. Las corridas se realizaron para un período de 20 años, es decir, hasta el año 2026 (Ver Figuras 105, 106 y 107). Para todos los casos de predicción se utilizó el mismo modelo. Se ajustaron la productividad de cada pozo (PI) para tener una continuidad de producción, con el fin de que el comportamiento sea igual durante el cotejo y con la predicción. Las reservas recuperables de petróleo obtenida a 20 años fueron 26.9 MMBN, el cual representa el 3.4 % del factor de recobro (considerando el POES de estudio de 796 MMBN). El archivo que presenta el caso base tiene por nombre B3X36_ BASE.DATA y se presenta en digital en el Anexo C. 141 Tasa de petróleo. Caso Base Tasa de petróleo, BNPD 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 Año tasa de petróleo histórico Caso Base Figura 105. Caso base predicción de petróleo. Tasa de gas, MPCND Tasa de gas. Caso Base 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 Año tasa de gas histórico Caso Base Figura 106. Caso base predicción de gas. 142 Tasa de agua. Caso Base 400 Tasa de agua, BNPD 350 300 250 200 150 100 50 0 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 Año tasa de agua histórico Caso Base Figura 107. Caso base predicción de agua. 143 2. Inyección de gas, a diferentes presiones de inyección de 3000, 2500, 2000 y 1500 lpca, con tres pozos inyectores, los pozos productores actuales. Se realizaron diferentes corridas variando la presión de inyección desde 3000 hasta 1500 lpca, considerando los intervalos actuales en los pozos productores (ver Figura 108 a 110). Estas Figuras muestran como es el comportamiento de producción de petróleo, gas y agua para el yacimiento con cada una de las diferentes presiones de inyección. Los archivos utilizados fueron los siguientes B3X36_IG1.DATA, B3X36_IG2.DATA, B3X36_IG3.DATA, B3X36_IG4.DATA y se presentan en digital en el Anexo C. Iny. gas pozos productores actuales Tasa de petróleo, BNPD 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Año tasa de petróleo histórico Piny=3000 lpca Piny= 2000 lpca Caso Base Piny= 2500 lpca Piny= 1500 lpca Figura 108. Predicción comportamiento de producción de petróleo (Inyección de Gas Natural). 144 Tasa de gas, MPCND Iny. gas pozos productores actuales 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Año tasa de gas histórico Piny= 3000 lpca Piny = 2000 lpca Caso Base Piny= 2500 lpca Piny= 1500 lpca Figura 109. Predicción comportamiento de producción de gas (Inyección de Gas Natural). Iny. g as p o zo s p ro d uc to re s actuale s Tasa de agua, BNPD 400 350 300 250 200 150 100 50 0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Añ o tas a de agua his tóric o Piny= 3000 lpc a Piny = 2000 lpc a C as o Bas e Piny= 2500 lpc a Piny= 1500 lpc a Figura 110. Predicción comportamiento de producción de agua (Inyección de Gas Natural). 145 Las reservas recuperables de petróleo obtenidas en 20 años con una presión de inyección de 3000, 2500, 2000 y 1500 lpca fueron 28.8, 28.1, 27.4, 26.9 MMBN, el cual representa un adicional en el factor de recobro del 1.0, 0.9, 0.8 y 0.7% con respecto al factor de recobro obtenido para el caso base (3.4%), y un adicional en el factor de recobro del 1.0, 0.9, 0.8 y 0.7% respectivamente, con respecto al factor de recobro actual (2.6%) (ver Tabla 26). Tabla 26. Resultados de las corridas de inyección de gas, a diferentes presiones de inyección de 3000, 2500, 2000 y 1500 lpca, con tres pozos inyectores, y pozos productores actuales. CASO ARCHIVOS SENSIBILIDAD OBSERVACION Reservas recuperales (MMBN) Reservas recuperales adicionales (MMBN) Fr (%) BASE B3X36_BASE.DATA CASO BASE CONDICIONES ACTUALES 26.9 5.9 3.4 0.7 0.00 1 B3X36_IG1.DATA INY. GAS (PRESION DE INY=3000 LPCA) 28.8 7.8 3.6 1.0 0.24 2 B3X36_IG2.DATA 28.1 7.1 3.5 0.9 0.15 3 B3X36_IG3.DATA 27.4 6.4 3.4 0.8 0.06 4 B3X36_IG4.DATA 26.9 5.9 3.4 0.7 0.00 INY. GAS (PRESION DE INY=2500 LPCA) TRES POZOS INYECTORES Y PRODUCTORES INY. GAS (PRESION ACTUALES DE INY=2000 LPCA) INY. GAS (PRESION DE INY=1500 LPCA) Fr (%) adicional Fr (%) adicional con respesto al con respesto al caso base actual 3. Inyección de gas, a diferentes presiones de inyección de 3000, 2500, 2000 y 1500 lpca, con tres pozos inyectores, abriendo intervalos adicionales. En esta sección se realizaron diferentes corridas variando la presión de inyección desde 3000 hasta 1500 lpca, considerando abrir intervalos adicionales en los pozos productores actuales. Las Figuras 111 a 113 muestran como es el comportamiento de producción de petróleo, gas y agua para el yacimiento con cada una de las diferentes presiones de inyección. En la Figura 111 se puede observar que la producción de petróleo alcanzaría unos 2500 BNPD. Los archivos utilizados fueron los siguientes B3X36_IG1A.DATA,B3X36_IG2B.DATA,B3X36_IG3C.DATA,B3X36_IG4D.DA TA y se presentan en digital en el Anexo C. 146 Iny. g as p o zo s p ro d uc to re s ab rie nd o inte rvalo s Tasa de petróleo, BNPD 4000 3500 2500 B N P D 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Añ o tasa de petróleo histórico P iny=3000 lpca P iny= 2000 lpca S in inyección gas C aso B ase P iny= 2500 lpca P iny= 1500 lpca Figura 111. Predicción comportamiento de producción de petróleo (Inyección de Gas Natural), abriendo intervalos adicionales. Iny. gas pozos productores abriendo intervalos Tasa de gas, MPCND 14000 12000 10000 7000 MPCND 8000 6000 4000 2000 0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Año tasa de gas histórico Piny= 3000 lpca Piny = 2000 lpca Caso Base Piny= 2500 lpca Piny= 1500 lpca Figura 112. Predicción comportamiento de producción de gas (Inyección de Gas Natural), abriendo intervalos adicionales. 147 Iny. gas pozos productores abriendo intervalos Tasa de agua, BNPD 400 350 300 250 300 BAPD 200 150 100 50 0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Año tasa de agua histórico Piny= 3000 lpca Piny = 2000 lpca Caso Base Piny= 2500 lpca Piny= 1500 lpca Figura 113. Predicción comportamiento de producción de agua (Inyección de Gas Natural), abriendo intervalos adicionales. Las reservas recuperables de petróleo obtenida a 20 años con una presión de inyección de 3000, 2500, 2000 y 1500 lpca fueron 39.9, 38.3, 36.7, 35.4 MMBN, el cual representa un adicional en el factor de recobro del 1.6, 1.4, 1.2 y 1.1% con respecto al factor de recobro obtenido para el caso base (3.4%), y un adicional en el factor de recobro del 2.4, 2.2, 2.0 y 1.8% respectivamente, con respecto al factor de recobro actual (2.6%) (ver Tabla 27). 148 Tabla 27. Resultados de las corridas de inyección de gas, a diferentes presiones de inyección de 3000, 2500, 2000 y 1500 lpca, con tres pozos inyectores, abriendo intervalos adicionales. Reservas recuperales (MMBN) Reservas recuperales adicionales (MMBN) Fr (%) Fr (%) adicional con respesto al actual Fr (%) adicional con respesto al caso base INY. GAS (PRESION DE INY=3000 LPCA) 39.9 18.9 5.0 2.4 1.6 INY. GAS (PRESION DE INY=2500 LPCA) 38.3 17.3 4.8 2.2 1.4 36.7 15.7 4.6 2.0 1.2 35.4 14.4 4.4 1.8 1.1 CASO ARCHIVOS SENSIBILIDAD 1A B3X36_IG1A.DATA 2B B3X36_IG2B.DATA 3C B3X36_IG3C.DATA 4D B3X36_IG4D.DATA OBSERVACION TRES POZOS INYECTORES Y PRODUCTORES INY. GAS (PRESION DE ABRIENDO INTERVALOS INY=2000 LPCA) ADICIONALES INY. GAS (PRESION DE INY=1500 LPCA) La Tabla 26 y 27 muestra como seria las reservas recuperables de petróleo en 20 años de producción a diferentes presiones de inyección, en donde se puede observar que la mayor recuperación de petróleo se tendrían considerando abrir intervalos adicionales en los pozos productores actuales para una presión de 3000 lpca seguido de 2500, 2000 y 1500 lpca. Estos casos se tendrían un acumulado de 39.9, 38.3, 36.7 y 35.4 MMBN con un factor de recobro de 5.0, 4.8, 4.6 y 4.4%, respectivamente. En general el caso de inyección de gas abriendo intervalos representan un considerable aumento en el factor de recobro del yacimiento comparados con el caso de inyectar gas y dejar los pozos productores actuales, pero el mejor comportamiento en los tres casos es con una presión de inyección de 3000 lpca. El cual representa un factor de recobro adicional de 1.6%. En la Figura 144, se observa que los volúmenes de gas requeridos en 20 años para poder elevar la tasa de producción de petróleo a 2500 BNPD, con una presión de inyección de 3000 lpca, se necesitaría un volumen de gas entre los 12 - 15 MMPCND. 149 Tasa de inyección de gas, MPCND I n y . g a s p o z o s p ro d u c to re s a b rie n d o in te rv a lo s 20000 15000 1 2 -1 5 M M P C N 10000 3 0 0 0 lp c a 8 -1 0 M M P C N 2 5 0 0 lp c a 4 -5 M M P C N 5000 2 0 0 0 lp ca 1 -2 M M P C N 0 1990 1995 2000 2005 2010 1 5 0 0 lp c a 2015 2020 2025 2030 Año P in y = 2 5 0 0 lp c a P in y = 2 0 0 0 lp c a P in y = 1 5 0 0 lp c a P in y = 3 0 0 0 lp c a Figura 114. Predicción comportamiento de Inyección de gas abriendo intervalos adicionales. Ahora bien con el fin de determinar la presión de inyección para lograr el efecto de recirculación, es decir, para utilizar el gas del mismo yacimiento de realizo un gráfico de la producción de neta de gas, que no es mas de la diferencia entre la producción de gas y la inyección de gas para los distintos niveles de presión (ver Figura 115). Prod Neta de gas, MPCND P roducción Neta de gas 10000 8000 6000 4000 2000 1 5 0 0 lp c a P N = p r o d g a s - in y g a s 2 0 0 0 lp c a 0 -2000 -4000 2 5 0 0 lp c a -6000 -8000 3 0 0 0 lp c a -10000 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Año Piny= 3000 lpca Piny= 2500 lpca Piny = 2000 lpc a Piny= 1500 lpca Figura 115. Predicción comportamiento de la producción neta de gas abriendo intervalos adicionales. 150 La Figura 115, se puede observar que para una presión de inyección de 3000 y 2500 lpca se necesitaría mayores volúmenes de inyección superior a la producción de gas del yacimiento, es decir, se tendría que buscar una fuente externa de gas. Con presiones por debajo de 2000 lpca la producción de gas es mas alta que la inyección, esto indica que es posible operar un proyecto reciclando el gas del mismo yacimiento. Para observar el comportamiento de la presión vs tiempo se realizo un gráfico donde se muestra un mantenimiento de la presión del yacimiento (Figura 116). En este gráfico solo se muestra el comportamiento inyectando a una presión de 3000 lpca. Iny. gas pozos productores abriendo intervalos Presión promedia, lpca 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1990 2000 2010 2020 2030 Año Figura 116. Comportamiento de la presion vs tiempo. 151 4. La recompletación de 4 pozos y la perforación de un pozo nuevo Para evaluar este caso se revisaron todos los pozos con posibilidad de poder ser recompletados en el yacimiento de estudio, se consulto al equipo de desarrollo de yacimiento, los pozos seleccionados fueron: Pozos LL1854, LL1896, LL2036 y LL2922 y colocar un pozo nuevo NEW-1, ya que en el modelo de simulación del yacimiento B-3-X.36 se observaba que estos pozos atraviesan arenas con buena prospectividad. La ubicación de los pozos se muestra en la Figura 117. Las Figuras 118, 119 y 120 muestran el comportamiento de producción de petróleo, gas y agua. El archivo utilizado fue B3X36_RC.DATA y se presentan en digital en el Anexo C. L L -1 8 5 4 L L -1 8 9 6 L L -2 0 3 6 N E W -1 L L -2 9 2 2 Figura 117. Ubicación de los pozos a recompletar y perforar NEW-1. 152 Recom pletación de pozos abriendo intervalos Tasa de petróleo, BNPD 6000 5000 4000 3000 1500 BN PD 2000 1000 0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Año tasa de petróleo histórico C aso Base Abriendo intervalos Figura 118. Predicción comportamiento de producción de petróleo recompletacion de pozos, abriendo intervalos adicionales. Tasa de gas, MPCND R e c o m p le tac ió n d e p o zo s ab rie nd o inte rvalo s 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1990 3000 M P C N D 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Añ o tas a de gas his tóric o C as o B as e Abriendo intervalos Figura 119. Predicción comportamiento de producción de gas recompletacion de pozos abriendo intervalos adicionales. 153 Recompletación de pozos abriendo intervalos Tasa de agua, BNPD 400 350 300 250 100 BAPD 200 150 100 50 0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Año tasa de agua histórico Caso Base Abriendo intervalos Figura 120. Predicción comportamiento de producción de agua recompletacion de pozos abriendo intervalos adicionales. A continuación se detalla cada pozo: 154 * Pozo LL-1854: Este fue completado originalmente el 29-12-72 como productor sencillo en el yacimiento B-6-X.85 cañoneando el intervalo 5960’-6140´selectivo. El 29-01-87 fue convertido a inyector de agua en el mismo yacimiento y actualmente se encuentra inactivo (línea rota), para este pozo se planteo la posibilidad de recompletarlo en las arenas B-3-X y B-4-X. Se ubico mediante la ficha del pozo las coordenadas y sus eventos, además, se realizo la evaluación petrofisica a nivel de las arenas de B-3-X y B-4-X, obteniéndose las mejores arenas las cuales se podrían cañonear y poder tener producción de crudo en el modelo, además, que existan buenas propiedades, tales como lo muestra la Tabla 28. En modelo dice que este pozo podría llegar a producir 140 Bls/día. Es importante destacar que este pozo esta ubicado estructura arriba del yacimiento. Para este pozo también se respeto el espaciamiento mínimo entre pozos (600 mts) para el yacimiento. En la Figura 121 se muestra el comportamiento de producción de petróleo, agua y gas simulado para el pozo LL-1854. Tabla 28.Sumario de evaluación petrofisica del pozo LL1854. Pozo Formación Miembro B3X LL-1854 Misoa B4X ARENA NETA PETROLIFERA PHIE [%] SW [%] VSH [%] INTERVALO Tope [pies] Base [pies] Grosor [pies] ANP [pies] B-3-X (Completo) Intervalo Prospectivo #1 Intervalo Prospectivo #2 Intervalo Prospectivo #3 B-4-X (Completo) Intervalo Prospectivo #1 4124 4904 780 175.5 13.47 40.6 25.96 K [md] 15.9 4386 4436 50 45.75 13.97 35.44 24.08 17.91 4741 4752 11 10.25 16.43 39.71 16.09 65.4 4839 4843 4 4 14.31 45.27 22.9 19.6 4904 5290 386 28 13.65 45.4 25.4 15.65 5274 5280 6 6 14.44 42.6 22.5 21.93 155 Qo (BNPD) 140 BNPD Qg (PCND) 400 MPCND Qw (BAPD) 8 BAPD Figura 121. Predicción comportamiento de producción de petróleo, gas y agua para el pozo LL-1854. 156 * Pozo LL-1896: Este fue completado originalmente el 03-05-73 como productor sencillo en el yacimiento B-6-X.85 cañoneando el intervalo 6138’-6235´selectivo. El 26-01-87 fue convertido a inyector de agua en el mismo yacimiento y actualmente se encuentra inactivo, para este pozo se planteo la posibilidad de recompletarlo en las arenas B3-X y B-4-X. Se ubico mediante la ficha del pozo las coordenadas y sus eventos, además se realizo la evaluación petrofisica a nivel de las arenas de B-3-X y B-4-X, obteniéndose las mejores arenas las cuales se podrían cañonear y poder tener producción de crudo en el modelo, además, que existan buenas propiedades, tales como lo muestra la Tabla 29. En modelo dice que este pozo podría llegar a producir 120 Blas/día. Es importante destacar que este pozo esta ubicado estructura arriba del yacimiento. Para este pozo también se respeto el espaciamiento mínimo entre pozos (600 mts) para el yacimiento. En la Figura 122 se muestra el comportamiento de producción de petróleo, agua y gas simulado para el pozo LL-1896. Tabla 29.Sumario de evaluación petrofisica del pozo LL-1896. Pozo LL-1896 Formación ARENA NETA PETROLIFERA PHIE [%] SW [%] VSH [%] Miembro INTERVALO Tope [pies] Base [pies] Grosor [pies] ANP [pies] 4275 5008 733 196 13.94 38.76 24.4 20.3 4327 4332 5 5 13.8 33.14 24.74 13.91 4412 4438 26 17.75 13.2 39.22 26.84 12.6 4488 4527 39 32.25 13.6 35.66 25.7 13.1 4542 4552 10 9.75 14.56 39.28 22.11 22.4 4618 4625 7 6.75 14.26 37.43 23.2 21.3 B3X B-3-X (Completo) Intervalo Prospectivo #1 Intervalo Prospectivo #2 Intervalo Prospectivo #3 Intervalo Prospectivo #4 Intervalo Prospectivo #5 Intervalo Prospectivo #6 Intervalo Prospectivo #7 Intervalo Prospectivo #8 Intervalo Prospectivo #9 Intervalo Prospectivo #10 Intervalo Prospectivo #11 Intervalo Prospectivo #12 4634 4644 10 9.75 13.66 41.5 25.14 11.6 4669 4679 10 10 16.54 29.98 15.93 91.8 4729 4746 17 17 14.52 38 22.08 19.83 4794 4807 13 13 13.85 42.65 24.6 16.4 4840 4852 12 11.75 15.94 35.43 17.61 51.3 4880 4892 12 12 14.23 41.31 23.18 18.11 4902 4913 11 11 14.91 39.25 20.85 27.8 B-4-X (Completo) 5008 5544 536 30 13.67 43.6 25.2 13.3 5015 5024 9 8.25 13.9 44.3 24.23 12.3 5055 5060 5 4.5 14.08 41.9 23.6 14.7 5074 5079 5 5 13.5 42.47 25.8 12.91 Misoa B4X Intervalo Prospectivo #1 Intervalo Prospectivo #2 Intervalo Prospectivo #3 K [md] 157 Qo (BNPD) Qg (PCND) Qw (BAPD) Figura 122. Predicción comportamiento de producción de petróleo, gas y agua para el pozo LL-1896. 158 * Pozo LL-2036: Este fue completado originalmente el 02-07-77 como productor sencillo en el yacimiento B-6-X.85 cañoneando el intervalo 6140’-6304´selectivo. El 01-01-89 fue convertido a inyector de agua en el mismo yacimiento y actualmente se encuentra inactivo, para este pozo se planteo la posibilidad de recompletarlo en las arenas B3-X y B-4-X. Se ubico mediante la ficha del pozo las coordenadas y sus eventos, además, se realizo la evaluación petrofisica a nivel de las arenas de B-3-X y B-4-X, obteniéndose las mejores arenas las cuales se podrían cañonear y poder tener producción de crudo en el modelo, además, que existan buenas propiedades, tales como lo muestra la Tabla 30. En modelo dice que este pozo podría llegar a producir 140 Bls/día. Es importante destacar que este pozo esta ubicado estructura abajo del yacimiento. Para este pozo también se respeto el espaciamiento mínimo entre pozos (600 mts) para el yacimiento. En la Figura 123 se muestra el comportamiento de producción de petróleo, agua y gas simulado para el pozo LL-2036. Tabla 30.Sumario de evaluación petrofisica del pozo LL-2036. Pozo LL-2036 Formación Misoa Miembro B3X B4X ARENA NETA PETROLIFERA PHIE [%] SW [%] VSH [%] INTERVALO Tope [pies] Base [pies] Grosor [pies] ANP [pies] B-3-X (Completo) Intervalo Prospectivo #1 Intervalo Prospectivo #2 Intervalo Prospectivo #3 Intervalo Prospectivo #4 Intervalo Prospectivo #5 Intervalo Prospectivo #6 Intervalo Prospectivo #7 Intervalo Prospectivo #8 Intervalo Prospectivo #9 B-4-X (Completo) 4269 4992 723 162 13.4 40.77 26.28 K [md] 14.6 4288 4298 10 10 9.5 13.2 26.83 11.7 4344 4357 13 13 13 13.14 27.05 10.9 4390 4404 14 14 14 14.4 22.7 20.1 4420 4434 14 14 12.25 12.71 28.6 11.3 4495 4507 12 12 12 13.6 25.69 16.33 4571 4579 8 8 8 13.9 24.5 15.96 4689 4706 17 17 1.75 13.4 25.97 13.4 4741 4746 5 5 5 14.2 23.35 16.8 4978 4987 9 9 8.5 15.8 18.4 67.7 4992 5389 397 22 11.98 46.86 31.4 12.4 159 Qo (BNPD) Qg (PCND) Qw (BAPD) Figura 123. Predicción comportamiento de producción de petróleo, gas y agua para el pozo LL-2036. 160 * Pozo LL-2922: Este fue completado originalmente el 08/12/87 como inyector de agua en el yacimiento B-6-X.85 cañoneando el intervalo 6350’-6520´selectivo. El 14/07/95 fue convertido a productor en el mismo yacimiento B-5-X59 cañoneando el intervalo 5969’-6053´selectivo y actualmente se encuentra inactivo, para este pozo se planteo la posibilidad de recompletarlo en las arenas B-3-X y B-4-X. Se ubico mediante la ficha del pozo las coordenadas y sus eventos, además, se realizo la evaluación petrofisica a nivel de las arenas de B-3-X y B-4-X, obteniéndose las mejores arenas las cuales se podrían cañonear y poder tener producción de crudo en el modelo, además, que existan buenas propiedades, tales como lo muestra la Tabla 31. En modelo dice que este pozo podría llegar a producir 12 Bls/día, ya que presenta un problema con la malla de simulación. Es importante destacar que este pozo esta ubicado estructura abajo del yacimiento. Para este pozo también se respeto el espaciamiento mínimo entre pozos (600 mts) para el yacimiento. En la Figura 124 se muestra el comportamiento de producción de petróleo, agua y gas simulado para el pozo LL-2922. Tabla 31.Sumario de evaluación petrofisica del pozo. LL2922. Pozo LL-2922 Formación Misoa Miembro B3X B4X ARENA NETA PETROLIFERA PHIE [%] SW [%] VSH [%] INTERVALO Tope [pies] Base [pies] Grosor [pies] ANP [pies] B-3-X (Completo) Intervalo Prospectivo #1 Intervalo Prospectivo #2 Intervalo Prospectivo #3 Intervalo Prospectivo #4 Intervalo Prospectivo #5 Intervalo Prospectivo #6 B-4-X (Completo) 4424 5139 715 171 12.98 44.6 27.7 K [md] 14.1 4504 4519 15 15 14.2 37.6 23.47 14.91 4610 4628 18 18 12.7 44.9 28.8 10.6 4704 4713 9 9 13.6 43.01 25.6 13.1 4757 4768 11 11 13.4 39.5 26.7 12.71 4780 4791 11 11 14.14 43.5 23.5 16.7 5021 5030 9 9 14.8 47.91 21.19 27.8 5139 5578 439 31.5 12.72 47.6 28.7 12.6 161 Qo (BNPD) Qg (PCND) Qw (BAPD) Figura 124. Predicción comportamiento de producción de petróleo, gas y agua para el pozo LL-2922. 162 * Pozo NEW_1: Este es un pozo nuevo, para este pozo se planteo la posibilidad de recompletarlo en las arenas B-3-X y B-4-X. En modelo dice que este pozo podría llegar a producir 120 Bls/día. Es importante destacar que este pozo esta ubicado estructura abajo del yacimiento. Para este pozo también se respeto el espaciamiento mínimo entre pozos (600 mts) para el yacimiento. En la Figura 125 se muestra el comportamiento de producción de petróleo, agua y gas simulado para el pozo. Qo (BNPD) Qg (PCND) Qw (BAPD) Figura 125. Predicción comportamiento de producción de petróleo, gas y agua NEW-1. 163 Las reservas recuperables de petróleo obtenidas en 20 años mediante la recopletación de los cuatro pozos y la perforación de un pozo nuevo fue de 29.6 MMBN, el cual representa un adicional en el factor de recobro de 0.3% con respecto al factor de recobro obtenido para el caso base (3.4%), y un adicional en el factor de recobro del 1.1% respectivamente, con respecto al factor de recobro actual (2.6%). 5. Pozos interespaciados En vista de que el modelo de simulación se observa que existen reservas por producir en el yacimiento y en algunas zonas muestra buena prospectividad se ubicaron nuevos puntos de drenaje en el yacimiento B-3-X.36, el espaciamiento mínimo oficial para el yacimiento B-3-X36 es de 600 mts, se realizo una sensibilidad colocando 22 pozos interespaciados a 300 mts dichos puntos pueden observar en la Figura 126. Figura 126. Ubicación de los pozos interespaciados. 164 Las Figuras 127, 128, 129 muestran el comportamiento de producción de petróleo, gas y agua para el yacimiento observándose que la producción de petróleo aumentaría hasta 4000 BNPD, el agua a 350 Bls/d y el gas en 10 MMPCND. Las reservas recuperables de petróleo obtenidas en 20 años serian de 38.9 MMBN con un factor de recobro de 5 %, con un adicional de 1.6 %, con respecto al caso base. El archivo utilizado fue B3X36_INTER.DATA y se presentan en digital en el Anexo C. Pozos interespaciados 300 mts abriendo intervalos Tasa de petróleo, BNPD 6000 5000 4000 4000 BNPD 3000 2000 1000 0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Año tasa de petróleo histórico Caso Base Abriendo intervalos Figura 127. Predicción del comportamiento de producción de petróleo, pozos interespaciados abriendo intervalos adicionales. 165 Pozos interespaciados 300 mts abriendo intervalos Tasa de gas, MPCND 12000 10000 8000 10 MMPCND 6000 4000 2000 0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Año tasa de gas histórico Caso Base Abriendo intervalos Figura 128. Predicción del comportamiento de producción de petróleo, pozos interespaciados abriendo intervalos adicionales. Tasa de agua, BNPD Pozos interespaciados 300 mts abriendo intervalos 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 1990 350 BAPD 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Año tasa de agua histórico Caso Base Abriendo intervalos Figura 129. Predicción del comportamiento de producción de agua, pozos interespaciados abriendo intervalos adicionales. 166 La Figura 130 muestra la predicción del comportamiento de producción de petróleo, gas y agua del pozo 1. El resto de los pozos se presentan en el Anexo F. La Tabla 31 muestra la producción inicial de cada pozo. Qo (BNPD) Qg (PCND) Qw (BAPD) Figura 130. Predicción comportamiento de producción de petróleo, gas y agua pozo 1. 167 Tabla 32. Producción inicial de los pozos interespaciados a 300 mts. POZO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Tasa de petróleo BNPD 140 100 90 110 140 150 120 180 110 115 130 120 130 120 130 210 90 115 160 120 160 160 Tasa de gas MPCND 400 300 220 300 400 350 280 500 300 310 350 300 400 380 350 700 290 320 500 400 400 450 Tasa de agua BPD 10 15 8 10 8 14 15 8 12 10 18 14 13 20 14 12 20 15 12 25 25 35 6. Sin Inyección de gas, pozos productores actuales, abriendo intervalos. En esta corrida se evalúo el efecto de solo abrir intervalos en los pozos productores actuales sin inyectar gas, obteniéndose que la producción de petróleo aumentaría hasta 2500 BNPD, el agua a 350 Bls/d y la de gas a 7 MMPCND. Las reservas recuperables de petróleo obtenidas en 20 años serian de 35.2 MMBN con un factor de recobro de 4.4 %, con un adicional de 1.0 %, con respecto al caso base (ver Figuras 131 a 133). El archivo utilizado fue B3X36_SINIYG1.DATA y se presentan en digital en el Anexo C. 168 Sin Iny. gas pozos productores abriendo intervalos Tasa de petróleo, BNPD 4000 3500 2500 BNPD 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Año tasa de petróleo histórico Caso Base Abriendo intervalos Figura 131. Predicción comportamiento de producción de petróleo (Sin Inyección de Gas Natural), abriendo intervalos adicionales. Tasa de gas, MPCND S in Iny. G as p o zo s p ro d uc to re s ab rie nd o inte rvalo s 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1990 7000 MPCND 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Año tas a de gas his tóric o C as o B as e Abriendo intervalos Figura 132. Predicción comportamiento de producción de gas (Sin Inyección de Gas Natural), abriendo intervalos adicionales. 169 S in Iny. g as p o zo s p ro d uc to re s ab rie nd o inte rvalo s Tasa de agua, BNPD 400 350 300 250 300 BAPD 200 150 100 50 0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Añ o tas a de agua his tóric o C as o B as e Abriendo intervalos Figura 133. Predicción comportamiento de producción de agua (Sin Inyección de Gas Natural), abriendo intervalos adicionales. 7. Pozos interespaciados, presión de inyección de 1500 lpca, tres pozos inyectores, pozos productores actuales, abriendo intervalos. Se realizo una sensibilidad colocando 22 pozos interespaciados a 300 mts, con inyección de gas a 1500 lpca en el año 2010, obteniendo unas reservas recuperables en 20 años de 40.1 MMBN con un factor de recobro de 5 %, con un adicional de 1.7 %, con respecto al caso base (ver Figura 134). El archivo utilizado fue B3X36_INTERIG.DATA y se presentan en digital en el Anexo C. 170 Pozos interespaciados 300 mts abriendo intervalos Tasa de petróleo, BNPD 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Año tasa de petróleo histórico Caso Base Abriendo intervalos Con iny de gas Figura 134. Predicción del comportamiento de producción de petróleo, pozos interespaciados con inyección de gas, abriendo intervalos adicionales. La Tabla 33 muestra el resumen de los resultados obtenidos en las diferentes corridas de simulación. 171 Tabla 33. Resultados obtenidos en las diferentes corridas de simulación. CASO ARCHIVOS SENSIBILIDAD OBSERVACION Reservas recuperales (MMBN) Reservas recuperales adicionales (MMBN) Fr (%) BASE B3X36_BASE.DATA CASO BASE CONDICIONES ACTUALES 26.9 5.9 3.4 0.7 0.00 1 B3X36_IG1.DATA INY. GAS (PRESION DE INY=3000 LPCA) 28.8 7.8 3.6 1.0 0.24 2 B3X36_IG2.DATA 28.1 7.1 3.5 0.9 0.15 3 B3X36_IG3.DATA 27.4 6.4 3.4 0.8 0.06 4 B3X36_IG4.DATA INY. GAS (PRESION DE INY=1500 LPCA) 26.9 5.9 3.4 0.7 0.00 1A B3X36_IG1A.DATA INY. GAS (PRESION DE INY=3000 LPCA) 39.9 18.9 5.0 2.4 1.6 2B B3X36_IG2B.DATA INY. GAS (PRESION DE INY=2500 LPCA) 38.3 17.3 4.8 2.2 1.4 36.7 15.7 4.6 2.0 1.2 35.4 14.4 4.4 1.8 1.1 29.6 8.6 3.7 1.1 0.3 SIN INYECCION DE PRODUCTORES ACTUALES GAS ABRIENDO INTERVALOS 35.2 14.2 4.4 1.8 1.0 POZOS INTERESPACIADOS A 300 MTS 39.8 18.8 5.0 2.4 1.6 40.1 19.1 5.0 2.4 1.7 INY. GAS (PRESION DE INY=2500 LPCA) TRES POZOS INYECTORES Y PRODUCTORES INY. GAS (PRESION ACTUALES DE INY=2000 LPCA) TRES POZOS INYECTORES Y PRODUCTORES INY. GAS (PRESION ABRIENDO INTERVALOS DE INY=2000 LPCA) 3C B3X36_IG3C.DATA 4D B3X36_IG4D.DATA INY. GAS (PRESION DE INY=1500 LPCA) RC B3X36_RC.DATA RECOMPLETACION DE 4 POZOS, 1 POZO NUEVO SINIYG1 B3X36_SINIYG1.DATA INTER B3X36_INTER.DATA POZOS PORDUCTORES ACTUALES POZOS PRODUCTORES ACTUALES POZOS INY GAS AÑO 2010 Piny= INTERIG B3X36_INTERIG.DATA INTERESPACIADOS 1500 lpca POZOS A 300 MTS PRODUCTORES ACTUALES Fr (%) adicional Fr (%) adicional con respesto al con respesto al actual caso base 172 6.1.2 Reservas recuperables y remanentes Para estimar las reservas recuperables de este yacimiento, se hizo una corrida del caso base de predicción hasta el año 2026 (20 años). Basado en esta corrida, se espera una recuperación de petróleo final seria de 26.9 MMBN con los pozos actuales. Restando la producción acumulada de 21.4 MMBN, indican unas reservas remanentes del yacimiento de 5.5 MMBN con un factor de recobro de 3.4%. Para estimar el recobro por inyección de gas, se hizo una corrida con los 3 pozos inyectores, ubicados buzamiento arriba de la estructura, inyectando a una presión de 3000 lpca, abriendo los intervalos adicionales en los pozos productores. Para esta corrida la recuperación de petróleo final seria de 39.9 MMBN, restando la producción acumulada de 21.4 MMBN, indica unas reservas remanentes de 18.5 MMBN con un factor de recobro de 5%. La Tabla 34 muestra un resumen de los resultados del calculo de reservas, comparadas con las reservas oficiales del yacimiento. Tabla 34. Resumen de los resultados del calculo de reservas. Este Estudio Casos POES Prod Accum PDVSA (2006) Reservas Reservas Recuperables Remanentes Factor de recobro POES Reservas Prod Reservas Recuper Accum Remanentes ables (MMBN) (MMBN) Factor de recobro (MMBN) (MMBN) (MMBN) (MMBN) (%) (MMBN) (MMBN) (%) Caso Base 796 21.4 26.9 5.5 3.4 551 21.4 105.1 84 19 Declinación 796 21.4 25 3.6 3.1 551 21.4 25 3.6 4.5 Iny gas (3000 lpca), abriendo intervalos 796 21.4 39.9 18.5 5.0 551 21.4 39.9 18.5 7.2 173 CAPITULO VII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Una vez concluidas las etapas descritas dentro del marco del estudio de simulación del yacimiento B-3-X.36, se tienen las siguientes conclusiones y recomendaciones: - La utilización de un modelo geológico 3D RESCUE obtenido con la aplicación GOCAD facilita la construcción del modelo dinámico. - La alta dispersión de la historia de presión, indican un yacimiento con alto grado de heterogeneidad. - Se recomienda tomar una prueba de presión estática dejando los pozos por mas de 15 días de cierre para lograr una estabilización en la presión ya que por ser un yacimiento con bajas permeabilidades con un tiempo de 5 días no es suficiente como para lograr tener una presión representativa del yacimiento. - La prueba PVT del pozo LL-902, no representa las condiciones del yacimiento, por el cual se genero un PVT sintético. - El modelo final completo para el yacimiento B-3-X.36 las dimensiones de las celdas son aproximadamente 100 x 100 metros areales y 15 pies de espesor, este representado en el modelo es de 13x77x148, el cual tiene 148148 celdas activas. - El POES calculado por simulación (796 MMBN) se ajusta al estimado volumétricamente (744 MMBNP), arroja una diferencial porcentual de 6.5%. - Los pozos fracturados no pueden producir en el modelo por falta de permeabilidad y conectividad. Para estos casos se aumentó el radio de pozo para dar más productividad y en algunos pozos se completaron en todo el intervalo para modelar el efecto de las fracturas. - Para lograr un cotejo histórico aceptable de gas se hizo necesario realizar modificaciones en las curvas de permeabilidad relativa al gas. - Se logro el cotejo satisfactorio de gas y agua por pozo y para el yacimiento. - La inyección de gas sería el mejor esquema de explotación considerando abriendo intervalos en los pozos productores, a una presión de inyección de 3000 lpca. El cual representa un factor de recobro 5%, con adicional 1.6 %, con respecto al caso base y se logra obtener un mantenimiento de la presión. - Para una presión de inyección de 3000 y 2500 lpca se necesitaría mayores volúmenes de inyección superior a la producción de gas del yacimiento, es decir, se tendría que buscar una fuente externa de gas. - Con presiones por debajo de 2000 lpca la producción de gas es más alta que la inyección, esto indica que es posible operar un proyecto reciclando el gas del mismo yacimiento. - El factor de recobro obtenido mediante pozos interespaciados presenta un incremento de 1.6 % del factor de recobro del caso base. - Evaluar el grado de comunicación para el caso de los pozos interespaciados del yacimiento con el modelo de simulación del yacimiento completo. - Utilizar la metodología realizada en este trabajo para construir modelos de simulación en yacimientos similares del área. - Realizar un análisis económico para los diferentes casos de predicción realizados en este estudio. - Evaluar la factibilidad operacional del cañoneo adicional y - Mantener actualizado y retroalimentar el modelo de simulación. 175 REFERENCIAS BIBLIOGRAFIAS 1. 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