Estudio integral de yacimiento
Es un anális análisis is interp interpret retati ativo vo multid multidisc iscipl iplina inario rio de un yacim yacimien iento to como como una unidad unidad geológ geológica ica e hidráulica integral a fin de definir su naturaleza y geometría cuantificar y calificar propiedades de la roca y fluidos. Establecer distribución y volúmenes recuperables de hidrocarburos integrando aspectos estructurales petrofísicos sedimentológicos y de fluidos en un modelo único que permite establecer un plan de explotación que garantice la máxima recuperación económica de sus reservas. A una taza optima de producción y menor costo posible. Medios para lograr un estudio integral de yacimiento
. herramientas tecnológicas !. "ecursos especializadas. #. Alto grado de calidad y cantidad de datos disponibles. Objetivos de estudios integrales de yacimientos
. "educir la incertidumbre de los planos de explotación mediante la caracterización detallada de yacimiento. !. incrementar reservas. #. $aximizar el recobro final %. minimizar la declinación &. maximizar el potencial de producción '. maximizar el porcenta(e de )xito de la producción Actividades para la elaboración de un estudio integral de yacimiento
. *efinir alcance y ob(etivos !. Establecer un modelo lógico y detallado. #. +inalizar,preparar informe detallado del yacimiento. %. Analizar,preparar informe petrofísico detallado &. *elimitar el yacimiento y elaborar mapas de calidad '. -alibrar modelo estático mediante balance de materiales . /enerar un nuevo modelo estático 0. /enerar modelo dinámico 1. Establecer un esquema óptimo de explotación con el s imulador 2. -onsolidar el informe final. Metodología para un estudio integral de yacimiento 1. Análisis del comportamiento histórico del yacimiento:
análisis del comportamiento de presión a nivel de pozo y yacimiento. análisis del comportamiento de la producción del fluido. caracterización de los fluidos producidos3 grados A453 viscosidades3 467. identi identific ficaci ación ón de zonas zonas mas drenad drenadas3 as3 nivel nivel de agotam agotamien iento to del yacimi yacimient ento o arial arial y vertic vertical3 al3 y detección de la presencia de compartimiento. revisión y elaboración de la historia actualizada de los pozos. evaluación del comportamiento a nivel de pozos. revisión de la infraestructura de producción.
. !ropiedades termodinámicas termodinámicas del petróleo" gas y agua:
validación de la información del laboratorio. 5dentificación del tipo de crudo. variación arial y vertical. elaboración del diagrama de fase. utilización de correlación.
#. $nteracción roca %luido
5nformación de pruebas de laboratorios8porosidad3 permeabilidad y saturación9. pruebas especiales: permeabilidades relativas3 presión capilar y mo(abilidad. proceso de imbibición8es el aumento de la mo(abilidad9 y drena(e 8disminución9. utilización de correlaciones.
&. Aplicación de 'alance de Materiales
forma general de ecuación de balance de materiales depletacion cuando la presión del yacimiento esta por encima del punto de burbu(eo. depletacion cuando la presión del yacimiento esta por deba(o del punto de burbu(eo. empu(e por capa de gas. empu(e por acuífero. *eterminación del 4;E<
(. Aplicación de t)cnicas de interpretación de presiones para po*os verticales y hori*ontales:
ecuación de flu(o efecto de llene y efecto de da=o análisis de prueba de presión >uild?up 3 *ra @?*o@n. registro "+7 y $47 cálculo de la permeabilidad3 da=o3 presión3 radio de investigación y distancia a fallos
+. ,alculo volum)trico
tengo que conocer contactos de fluido mapas de espesor neto porosidad y volumen poroso. calculo volum)trico del 4;E<. cálculo del factor de recobro.
-. Análisis de curva de declinación para el cálculo de reservas
*eclinaciones exponenciales hiperbólicas y armónicas /rafica de tasa vs tiempo y vs acumulado de petróleo. /ráficos de corte de agua vs acumulado de petróleo. imite económico.
. /econocer secundaria por inyección de agua
conocer la teoría de desplazamiento inmiscible razón de movilidad heterogeneidad del yacimiento eficiencia de recobro arial3 vertical tipos de desplazamiento patrones de flu(o tasa de inyección predicción
0. Evaluaciones económica del proyecto
/astos /astos de operación 6alor presente neto 7iempo de pago 7asa interna de retorno "iego e incertidumbre
1. !lan de e2plotación
recompletaciones perforaciones interespaciales pozos horizontales multilaterales inclinables inyección por agua y gas recuperación t)cnica 5nyección de vapor -ombustión in situ Agua caliente "ecuperaciones miscibles
3ase de un estudio integral de yacimiento 3ase $ 4/ecolección de data5 modelo del dato
. "evisión estudios previos !. *etección de unidades adiciones de información #. -onociendo la naturaleza y comple(idad3 determinar el alcance de la fase 55 %. 5dentificación de oportunidades inmediata. &. >ase de datos del proyecto.
tipo de data
a. *ata geológica . necesitamos información estructurada !. *efinición estratigráfica y unidades de flu(o #. correlaciones %. información de núcleos &. análisis de las propiedades de las rocas '. correlación núcleo perfil . 5nterpretación sísmica b. *ata de yacimiento . elaborar historia de pozos !. elaborar historia de mangas de circulación #. complentaciones de los pozos en el tiempo %. comportamiento de producción de petróleo3 agua y gas por pozo y yacimiento. &. pruebas de presiones validada a9 comportamientos de presiones b9 validación de 467 c9 mecanismos de producción d9 -urva de declinación e9 análisis del proyecto de recuperación secundaria. f9 determinación de las propiedades de la roca g9 mapas de calidad y distribución de los fluidos. h9 permeabilidad y porosidad i9 reservas3 factor de recobro3 4;E<3 reservas permanente. 3ase $$ 4caracteri*ación5
. modelo estructural Es aquel que define la orientación y geometría de los elementos y la delimitación areal del yacimiento. !. modelo estratigráfico *efine la arquitectura interna del yacimiento marcadores del inter)s o unidades como estratigráficas3 limites de secuencias3 definición de unidades de flu(o y mapa de distribución de arenas. #. modelo sedimentológico *efine la geometría3 distribución y calidad de los depósitos de las unidades de flu(o3 limitos o,y barreras verticales. %. modelo petrofísico
Mapa petro%ísico
. $apa de iso arcillosidad. !. $apa de iso porosidad afectiva #. $apa de iso permeabilidad %. $apa de iso saturación &. $apa de iso calidad de arena !ropiedades de la roca para una evaluación petro%ísica
. 4orosidad !. 4ermeabilidad #.
. /eneral -onsiste en caracterizar las propiedades físicas de la roca en toda dirección y sentido. !. 5ntegrado -onsiste en caracterizar las propiedades físicas de la roca en toda la dirección y sentido en concordancia con los modelos estructural3 estratigráfica y sedimentaria. Objetivos del modelo petro%ísico
. *eterminar parámetros básicos entre los cuales: factor de cementación exponente de saturación coeficiente de tortuosidad resistividad del agua de formación densidad de la matriz densidad de los fluidos o hidrocarburos mineralogía de la roca,arcilla estimación de las propiedades geom)tricas 7alores de corte 8cut o%%8
. perfiles de pozos !. 5nformación presente en el encabezado de los perfiles #. -urva de los pozos vecinos cargados en el sistema %. 6alores de Bcut offB existente en el yacimiento. &. Análisis de grupos convencionales y especiales. '. Análisis de muestra de canal o de pared. ,lasi%icación de los po*os seg9n la in%ormación petro%ísica
a. 4ozos claves 4osee el set completo de registro3 litológico3 resistividad3 porosidad análisis de núcleo etc. b. 4ozos de control 4osee el set completo de registro pero no el análisis de núcleo. c. 4ozos petrofísicos
ue se obtiene de los análisis de n9cleo
. Análisis convencional 4orosidad. 4ermeabilidad. *ensidad de los granos. *escripción de las muestras. !. Análisis espacial 4resión capilar 4ermeabilidad relativa al agua y al petróleo +actores básicos son: 8m3 n3 a9
-omprende varios aspectos: '. 4ropiedades de los fluidos. . 4resión de burbu(eo. 0. +actor volum)trico del petróleo. 1. 6iscosidad3 compresibilidad. 2. -omportamiento de la presión por unidad de flu(o. . "esultado de balance de materiales. !. -omportamiento de producción por unidad de flu(o. #. -álculos de reserva y cálculo de factor de recobro. %. -alculo de factor de recobro r;
4roducción total , "eserva total. 3ase $$$. 4>imulación5
Es una mezcla especializada en conocimientos de varias disciplinas que se con(ugan en un modelo que utiliza los datos medidos transformándolos en una representación del comportamiento de un yacimiento. 5ncorpora todos los modelos generados en las fases anteriores en un modelo num)rico de cálculo que utiliza: . Ecuaciones de transferencia de masas !. $ovimiento de fluidos en medios porosos. !arámetros ?ue utili*a la ubicación de los po*os
"estricciones de flu(os para algunos periodos de tiempo y la condición de operación durante la fase de producción. Objetivos de la >imulación de @acimiento 1.
calcular a lo largo del tiempo:
4resiones en función del tiempo y del espacio.
-onocer que tan ceyantes son las fallas y las barreras de permeabilidad observadas. 4redecir el comportamiento de los yacimientos sometidos a diferentes esquemas de producción3 lo cual ayuda a la selección de las condiciones optimas de explotación. 4ronosticar donde y cuando perforar los pozo
.
Aplicaciones más comunes de la simulación
a9 *eterminar el comportamiento de un yacimiento ba(o un proceso de inyección particular o agotamiento natural. b9 Evaluar las venta(as de un proceso de inyección de agua por flanco contra un proceso de inyección por arreglo. c9 *eterminar el efecto de la ubicación de los pozos y del espaciamiento. d9 5nvestigar el efecto sobre el recobro de las variaciones en las tazas de inyecciones i,o producción. e9 5nvestigar el efecto sobre el recobro de la perforación interespacial. #.
Etapas típicas de un estudio de >imulación
a9 b9 c9 d9 e9 f9 g9 h9 i9 (9
*efinición del problema. "evisión de los *atos. Adquisición de los *atos.
&.
$n%ormación para el modelaje del yacimiento
a geometría del yacimiento. 4orosidad3 permeabilidad espesor de arena. -urva de permeabilidad relativa. 4resión -apilar. -ompresibilidad de la roca. Dbicación del pozo. ndice de productividad. 4ropiedades 467. -ompletacion de pozos e historia de producción y presión.
(.
>uposiciones básicas de una >imulación
F
+.
6ipos de >imuladores
. 4etróleo Hegro os hidrocarburos se consideran un solo líquido y no influye la composición del crudo.
!.
!roceso de iniciali*ación del modelo de >imulación
El cual consiste en la validación del modelo de yacimiento a trav)s del cálculo de los volúmenes originales de fluidos in situ. 4ermite establecer la saturación inicial de fluidos y la distribución de presiones dentro del yacimiento. C comprende las siguientes fases:
a9 a corrida preliminar de inicialización donde detectamos los errores en el formato de la data de entrada y se obtiene la presión3 la distribución de saturación y volúmenes de fluidos en sitio. b9 6erificación de la data de entrada /evisión del !OE>" este debe ser coherente con el cálculo volum)trico o balance de materiales" si el valor es muy alto o bajo tomar en cuenta los siguientes %actores:
. Alta o ba(a porosidad !. -ontacto de fluidos mal localizados #. 5nclusión o Exclusión celdas que pertenezcan o no al yacimiento. %. Altos o ba(os valores de presión capilar. &. Errores en los cálculos de espesores de arena neta. /evisión de dato !76
Es de vital importancia verificar que la relación gas petróleo en solución inicial se reproduzcan satisfactoriamente en los valores establecidos en la caracterización 467 /evisión del tamao de la capa de gas.
"evisar que la relación inicial entre los volúmenes de gas en la capa de gas y el petróleo en el yacimiento est)n en línea con estimados volum)tricamente y con el balance de materiales en caso contrario se deben revisar los parámetros de distribución de porosidad3 posición del contacto gas? petróleo y espesor neto de la capa de gas. /evisar el tamao del acuí%ero
"evisión que la relación entre los volúmenes de agua en el acuífero y el petróleo de un yacimiento est)n en línea con el balance de materiales3 en caso contrario revisar el número y tama=o de los bloques que lo representa3 porosidad3 espesor neto del acuífero y la posición del contacto agua?petróleo. /evisar presiones iniciales de los %luidos
En este caso se debe verificar que la distribución de la presión inicial a la profundidad de referencia datum calculada por el modelo que este en línea con la presión promedio reportada.
!/O,E>O !A/A EB ,O6ECO D$>6O/$,O 4A<;< 4A"A E -;7EI; J5<7;"5-;: ?seleccionar m)todo de solución !?efectuar corrida para cote(ar presiones promedios esta s e realiza en dos etapas:
4rimera etapa se trata de reproducir el comportamiento global del yacimiento
#?cote(o del comportamiento histórico de la "/4 y del K Ay< se debe revisar los siguientes parámetros: a9 b9 c9 d9
los ya mencionados en el a(uste de presión las curvas de permeabilidad relativa para cada capa distribución vertical de la permeabilidad el carácter o forma de la curva de permeabilidad
%?cote(os de pozos individuales se realiza siguiendo el siguiente paso: a9 a(ustar el nivel de energía del pozo de ser muy ba(a o alta se debe considerar 3 incrementar3 o reducir la permeabilidad arial y vertical o ambas según sea el caso b9 cote(ar la relación gas?petróleo esta depende de la relación L"/,L"; la cual se puede modificar en la curva de L"/,L"; c9 se debe cote(ar el corte de agua en este caso se debe hacer lo siguiente: /raficar el comportamiento del corte de agua real y la simulada vs contra tiempo para cada pozo. /raficar la saturación de agua en el bloque de pozo contra tiempo y aumentar la permeabilidad relativa de agua o L"M cuando la curva de corte real sea mayor a la simulada y disminuimos la permeabilidad relativa al agua o L"M cuando el valor simulado es mayor al valor real. "epetir los pasos A y > hasta obtener el cote(o. &?despues de cote(ar el comportamiento del yacimiento de los pozos validar el modelo retrocediendo & a=os en la historia reproduciendo su potencial de producción y de presiones y efectuar una corrida sin otra restricción que las impuestas por el s istema de producción. '?documentar en esta etapa se deben resaltar las dificultades encontradas durante en el proceso y como fueron solucionadas se debe indicar las limitaciones o impedimento que no permitieron un a(uste satisfactorio en caso de que ocurra y debe incluir recomendaciones sobre datos e informaciones y adición requerida.
