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PROYECTO DE GRADO
CARACTERIZACION PETROFISICA DE RESERVORIO NATURALMENTE N ATURALMENTE FRACTURADO CASO HUAMPAMPA HUAMPAMPA H1b, CAMPO CAMPO MARGARITA - HUACAYA
1. INTRODUCCION
La caracterización de un yacimiento es un proceso de amplia base científica en el cual son aplicados diversos conocimientos sobre ingeniería para así interpretar lógicamente todos los datos y características del yacimiento mediante herramientas y técnicas modernas, en otras palabras es el conjunto de productos orientados a la definición y al estudio de las características geológicas, petrofísicas y dinámicas que controlan la capacidad de almacenamiento y de producción de los yacimientos petroleros, así como la cuantificación del volumen de hidrocarburos; también se incluye la definición de estrategias y alternativas de explotación de los yacimientos, con el propósito de apoyar los planes de operación para optimizar la explotación del área de estudio, incrementando las reservas o la producción de los mismos. Un análisis petrofísico, que es lo que nos interesa en el presente proyecto, consiste en estudiar las propiedades de las rocas y su relación con los fluidos que contienen en estado estático; algunas de las propiedades físicas y texturales de las mismas pueden ser medidas en el laboratorio analizando sus núcleos. El área Margarita – Huacaya, pertenece al Bloque Caipipendi, ubicado entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca. A continuación se presenta un mapa, ilustrando la ubicación geográfica de los pozos perforados hasta la fecha así como los campos y departamentos referidos.
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GRAFICO 1.- UBICA CIÓN GEOGRAFICA DEL ÁREA MARGA RITA - HUACA YA
FUENTE: INFORME FINAL FINAL DE RESERVORIOS COMPARTIDOS, GAFFNEY & CL INE ASSOCIA TES, AB RIL DE 2012 2012
El Campo Margarita fue descubierto en el año 1998 con la perforación del pozo exploratorio Margarita-X1 (MGR-X1), que comprobó la existencia de hidrocarburos (gas y condensado) en la Formación Huamampampa del Sistema Devónico a una profundidad de 4410 metros. En la actualidad se tienen cuatro pozos perforados (MGR-X1, X2, X3, MGR-4) y 3 reservorios descubiertos (H1a, H1b y H2). Cuenta con facilidades de recolección, tratamiento, compresión y evacuación de hidrocarburos y la producción comercial sostenida se inició en Diciembre de 2004. Al norte del Campo Margarita Margar ita se perforó per foró el pozo Huacaya-X1 Huacaya -X1 (HCY-X1), mismo que alcanzó una profundidad final de 4.800 metros y confirmó la existencia de recursos adicionales a los existentes en Campo Margarita en el mes de Diciembre del año 2007. Las pruebas de producción registraron caudales cercanos a los 800.000 metros cúbicos de gas diarios.
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GRAFICO 2.- POZOS BL OQUE CAIPIPENDI
FUENTE: FUENTE: PROGRAMA DE TRAB AJO Y PRESUPUESTO PRESUPUESTO 2012 ÁREA ÁREA DE CONTRATO CAIPIPENDI, CA MPO MARGA RITA
Del modelo estático del desarrollo integrado Margarita - Huacaya se determinó que el Gas Originalmente in situ clasificado por certidumbre de los volúmenes es el siguiente: TAB LA 1.- GA S ORIGINAL ORIGINAL IN SITU SITU
FUENTE: FUENTE: PLA N DE DESA RROLLO ÁREA DE CONTRATO CAIPIPENDI CAIPIPENDI MARGARITA HUACA YA, DICIEMBRE DICIEMBRE DE 2009
Según el Boletín Estadístico Enero – Junio de 2012, a Junio del presente año, la producción por día del Campo Margarita Huacaya fue de 8,20 MMm 3/día, representando el 5,46% de la producción nacional de gas natural total.
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2. ANTECEDENTES
2.1 Descripción General del Estrato Productor
El Campo Margarita fue descubierto en 1998, por el pozo exploratorio MGR X1, a partir de estudios de sísmica 2D y Geología de superficie. Los reservorios pertenecientes al Campo Margarita se caracterizan por ser productores de gas y condensado, cuyo principal mecanismo de producción es la "depletación" natural de gas. Los reservorios pertenecientes al Campo Margarita se caracterizan por ser altamente heterogéneos, constituidos por un sistema matricial de roca muy compacta de baja porosidad, circundado por una red de fracturas multi-escalar, catalogándose como un reservorio de gas y condensado naturalmente fracturado (NFR) no convencional de triple porosidad y permeabilidad. Los análisis efectuados a partir de las descripciones petrográficas, recortes de pozo, interpretación de registros convencionales, descripción de testigos, datos de producción y ensayos de pozo indican que la Formación Huamampampa se caracteriza por ser una arenisca cuarzosa gris blanquecina, fracturada de forma Pervasiva, con una baja porosidad primaria, litológicamente es de grano medio fino, muy compacta, moderadamente seleccionada, con un alto grado de silicificación diagenetica secundaria y escasa presencia de arcillas intersticiales (<10%), atributos que le confieren la incapacidad de drenar eficazmente los fluidos contenidos en la matriz, debido a su escasa permeabilidad < 0.1 md (Permeabilidad medida a partir de coronas).
El Campo Margarita - Huacaya conforma la parte norte de un anticlinal elongado ligeramente asimétrico, de doble buzamiento, cuya orientación aproximada del eje estructural es de N 25 E; la estructura se encuentra delimitada hacia el Este por la Falla regional Mandiyuti, y hacia el Oeste por el corrimiento fuera de secuencia Bororigua. PROYECTO DE GRADO
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GRAFICO 3.- CORTE ESTRUCTURAL POZO MGR – – 4S T
FUENTE: PLAN DE DESARROL LO ÁREA DE CONTRATO CAIPIPENDI MARGARITA HUACA YA, DICIEMBRE DICIEMBRE DE 2009
La Tabla 2 muestra los datos petrofísicos de la Formación Huamampampa que fueron obtenidos a partir de los datos aportados por el pozo MGR-X1 y que permitieron efectuar las estimaciones iniciales de las reservas de hidrocarburos existentes en este campo. TAB LA 2.- PROPIEDADES PETROFISICAS PETROFISICAS POR ZONAS
FUENTE: CAMPOS PETROLIFEROS Y GASIFEROS DE BOLIVIA, MINISTERIO MINISTERIO DE HIDROCARB UROS DICIEMBRE 2011
2.2 Pruebas de Interferencia en el Campo Margarita – Huacaya
Con el objeto de determinar la comunicación en la estructura Margarita – Huacaya, se programo en el año 2009 una prueba de producción DST en el pozo HCY – X1 en el reservorio H1b, y se procedió a instalar a principios de
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Junio del 2009 sensores (Memory Gauges) de presión y temperatura para determinar la conectividad con el pozo MGR – X3 a nivel del reservori H1b. La presión de fondo del reservorio H1b en el pozo HCY – X1 (pozo observador) fue medida continuamente por los sensores instalados (superior e inferior) mientras que el pozo se mantenía cerrado. Así mismo, durante el mismo periodo el pozo MGR – X3 (pozo activo) fue producido, acumulando un volumen de gas producido de 41,6 billones de pies cúbicos (bcf) provenientes del reservorio H1b entre mediados de Julio de 2009 y principios de Septiembre de 2011. Para la determinación de la conectividad del reservorio H1b fueron claves los datos de presión y producción de los pozos HCY – X1 y MGR – X3 respectivamente. La siguiente grafica muestra que al momento que entro en producción el pozo MGR – X3 la presión de fondo en el pozo HCY – X1 fue afectada mostrando una declinación, corroborando la conectividad del reservorio H1b en Margarita – Huacaya. Con respecto a los reservorios H1a y H2, no existe en este momento evidencia alguna que permita indicar que existe la conectividad hidráulica en dichos reservorios en Margarita -
Huacaya, y los departamentos de Tarija y
Chuquisaca.
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GRAFICO 4.- ANA LISIS PRUEBA DE INTERFERENCIA INTERFERENCIA
FUENTE: INFORME FINAL FINAL DE RESERVORIOS COMPARTIDOS, GAFFNEY & CL INE ASSOCIA TES, AB RIL DE 2012 2012
En el grafico que se mostrara a continuación, se puede ver una simulación inicial de la permeabilidad y porosidad de la formación Huamampampa H1b. Para esto solo se tomo en cuenta un espesor de 10m, obteniendo una permeabilidad de 7,5 md y una porosidad del 1,6 %.
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GRAFICO 5.- SIMULAC ION NUMERICA DE LA FOR MACION H1b
FUENTE: CONECTIVIDAD CONECTIVIDAD CAMPOS MA RGARITA – HUACAYA REPSOL YPF, DICIEMBRE 2010
3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
3.1 Identificación del Problema
En la naturaleza no existen dos reservorios iguales; por lo tanto es de esperar que cada reservorio tenga propiedades que lo diferencien individualmente de otros. Aun mas, estrictamente hablando, no existen reservorios isotrópicos, es decir las propiedades no permanecen constantes a lo largo de toda la estructura geológica y también varían con el tiempo. Hablando más específicamente, los reservorios pertenecientes al Campo Margarita se caracterizan por ser altamente heterogéneos y mucho más aun el reservorio Huamampampa H1b, que es el más extenso de los tres pertenecientes al Campo Margarita – Huacaya; por lo tanto las propiedades petrofísicas (permeabilidad y porosidad) de la formación variaran a lo largo de toda la extensión de la Formación Huamampampa H1b, haciendo también que
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el comportamiento del fluido dentro de la misma, varié también en toda la extensión de la formación. Los datos obtenidos de porosidad y permeabilidad, fueron obtenidos dentro de un solo punto a lo largo de toda la formación; ya sea por medio de testigos, recortes, registros convencionales, pruebas DST (Drill Steam Test) etc., dándonos solo una referencia de las propiedades petrofísicas de la formación. Para poder obtener una perspectiva mucho mas especifica y detallada de las propiedades petrofísicas dentro de toda la formación y por consiguiente del comportamiento del fluido dentro de la formación; se utilizan otro tipo de pruebas que cubren una mayor extensión de reservorio, como por ejemplo las Pruebas de Interferencia para demostrar la conectividad de los campos Margarita – Huacaya, realizadas en el periodo 2009 – 2011. 3.2 Formulación del Problema
Los datos de propiedades petrofísicas (permeabilidad y porosidad) obtenidos de la recolección de recortes, toma de testigos, pruebas DST, etc.; representan las características de la formación en un radio muy pequeño, considerando la extensión total de la misma. Esto puede ocasionar muy probablemente un mal diseño en cuanto al desarrollo del campo; acortando su vida productiva y más importante aún, no permitiendo una buena recuperación del volumen de hidrocarburos dentro del yacimiento. Para evitar lo mencionado anteriormente, es necesario recabar datos petrofísicos cubriendo un área de reservorio mucho más extensa, utilizando por ejemplo las Pruebas de Interferencia realizadas en el Campo Margarita – Huacaya en la Formación Huamampampa H1b.
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4. OBJETIVOS
4.1 Objetivo General
Realizar la caracterización petrofísica de la Formación Huamampampa H1b, Campo Margarita – Huacaya, mediante datos obtenidos de las Pruebas de Interferencia realizadas en dicho campo.
4.2 Objetivos Específicos
Investigar las distintas etapas que se deben seguir para realizar la caracterización petrofísica de un reservorio.
Analizar los datos obtenidos dentro de la Prueba de Interferencia realizada en Campo Margarita – Huacaya, y aplicarlo al método más adecuado de todos los investigados.
Realizar un análisis de los componentes del fluido de formación.
Determinar el comportamiento del fluido dentro del reservorio, así también como sus distintas propiedades.
Realizar una simulación de las propiedades petrofísicas mediante un software especializado, con todos los datos obtenidos.
5. JUSTIFICACION DEL PROYECTO
5.1 Justificación Técnica
Una caracterización petrofísica apropiada de la Formación Huamampampa H1b, proporcionara datos sobre las propiedades involucradas, que permitirán realizar proyectos posteriores de Recuperación Secundaria, Estimulación, Recuperación Mejorada, etc.; compatibles con el tipo de yacimiento que se tiene, e incluso podría plantearse un cambio en la estrategia de desarrollo actual del Campo Margarita – Huacaya. PROYECTO DE GRADO
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5.2 Justificación Económica
Mediante la realización de la caracterización petrofísica de la Formación Huamampampa H1b, en un futuro se podrá obtener una mejor recuperación de hidrocarburos, dando así mayores ganancias económicas tanto para la empresa operadora, las regiones interesadas (Tarija y Chuquisaca) y por consiguiente para el país. 6. ALCANCE
6.1 Alcance Temporal
La elaboración del proyecto tiene previsto realizarse en un periodo de más o menos 10 meses a un año, dependiendo de la facilidad con la que se pueda recabar la información adecuada. 6.2 Alcance Espacial
El Campo Margarita perteneciente al Bloque Caipipendi, se encuentra situado en el tren estructural conformado por el lineamiento Huacaya – Margarita Suaruro, (35 Km. al oeste de Villamontes) dentro del dominio morfogenético correspondiente al Sub andino Sur de Bolivia, abarcando 30 de km longitud y 9 km de ancho.
6.3 Alcance Temático
Este proyecto, abarcara las ramas de Ingeniería de Reservorios, Geología, Producción Petrolera y Simulación.
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7. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES ACTIVIDAD
AGO
SEMANA
1
2
SEP
3
4
1
2
OCT
3
4
1
2
NOV
3
4
1
2
DIC
3
4
1
2
ENR
3
4
1
2
FBR
3
4
1
2
MAR
3
4
1
2
ABR ABR
3
4
1
2
MAY
3
4
1
2
3
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Titulo del perfil Antecedentes introducción
y
Planteamiento del problema Objetivos Marco teórico alcances justificaciones
y
Presentación Defensa
y
8. TEMARIO TENTATIVO
1. PERFIL DE PROYECTO DE GRADO GRADO 1.1 Introducción 1.2 Antecedentes 1.3 Planteamiento del Problema 1.4 Objetivos 1.5 Justificación del Proyecto 1.6 Alcances 2. MARCO TEORICO 2.1 Definición de las Propiedades Petrofísicas de un Reservorio 2.2 Descripción de los Diferentes Tipos de Estratos Existentes en una Formación Productora de Hidrocarburos 2.3 Clasificación de Tipos de Reservorios 2.4 Tipos de Pruebas de Interferencia PROYECTO DE GRADO
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2.5 Métodos Para la Caracterización Petrofísica de un Reservorio 3. MARCO PRACTICO 4. ANALISIS DE COSTOS 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
9. BIBLIOGRAFIA
Escuela Politécnica Nacional de Bogotá – Caracterización Petrofísica de un Yacimiento
Instituto Mexicano del Petroleo – Caracterización de Yacimientos
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – Boletín Estadístico Enero Junio de 2012
Programa de Presupuesto y Trabajo 2012, Área de Contrato Caipipendi, Campo Margarita.
Informe Final De Reservorios Compartidos, Gaffney & Cline Associates,
Abril De 2012 Repsol YPF – Conectividad Campos Margarita Huacaya, Reservorio
Huamampampa H1b, Diciembre 2010
Campos Petrolíferos Y Gasíferos De Bolivia, Ministerio De Hidrocarburos Diciembre 2011
Plan de Desarrollo, Área de Contrato Caipipendi Campos Margarita – Huacaya
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