PERFORACION INFILL La perforación infill (perforación adicional de pozos después del desarrollo primario y segundario de un campo) jugó un papel importante en el mejoramiento del recobro de la inyección de agua en West Texas en 1970s. La perforación infill seria esencialmente resulta en la aceleración de la producción en un yacimiento idealmente homogéneo pero no de recobro incremental. Sin embargo, recobro adicional adicional puede ser ser obtenido en yacimientos heterogéneos heterogéneos sin continuidad de de yacimientos. La figura 6-1 muestra un diagrama de tasa de producción de crudo crudo vs. Tiempo para la curva de declinación anterior para perforación infill (caso base), aceleración y caso de recobro incremental. En el caso de aceleración, el área bajo la curva de aceleración es igual al área bajo la curva de declinación, también las aéreas A y B entre las curvas de aceleración y declinación son igual. En el caso de recuperación incremental, el área bajo la curva es mayor que el área D entre la curva de recuperación incremental y declinación. La figura 6-2 muestra esquema de yacimientos de capas discontinuas con con inyectores inyectores y productores. La continuidad de capa y el potencial recobro por inyección de agua son dados en la tabla 6.1. Idealmente hablando para un recobro óptimo, los inyectores y productores necesitan penetrar todas las capas petrolíferas que requiere menor separación.
Tabla 6.1 conectividad y recobro potencial por inyección de agua
Figura 6.1 taza de producción vs. Tiempo
Figura 6.2 sección transversal estructural
La perforación infill es ahora conocida como un proceso de recuperación viable en operaciones primaras, segundarias y terciarias. Este capítulo discute la importancia de la perforación infill y como se hace la selección de los pozos infill (a que espaciamiento) en una operación de inyección de agua. En adición, los beneficios de la perforación infill serán ilustrados con la ayuda de casos ejemplos. Estos casos serán discutidos en modelos geológicos y geo-estadísticos con zonas productoras continuas y discontinuas y se explicará como la perforación infill puede agregar reservas para mejorar la continuidad de flujo o continuidad entre los inyectores y productores.
¿POR QUÉ PERFORACION INFILL? No es raro para comenzar una inyección de agua usando una inyección periférica, inyección línea central, o una combinación de éstos con el fin de minimizar el número de pozos de inyección y las inversiones de capital. Sin embargo, la mayoría de estas inyecciones toman mucho tiempo para aumentar la producción de petróleo como resultado de grandes distancias entre los inyectores y la última fila de productores y especialmente si la permeabilidad de la formación es baja. También, en algunos inyecciones, se hace muy difícil mantener suficientemente alta la presión del yacimiento debido a un número significativamente mayor de pozos de inyección requerida en relación con los pozos de producción con el fin de equilibrar las tasas de producción e inyección. Patrones de inyección de agua pueden proporcionar soporte de la presión mediante el mantenimiento de volúmenes de inyección y producción equilibradas y también de la respuesta de la producción de petróleo antes de tiempo. La heterogeneidad del yacimiento y la discontinuidad o conectividad de capa se pueden controlar a través de la perforación infill, afectando el espaciamiento del pozo. La perforación infill reduciendo el espaciamiento entre pozos mejora la conectividad de pozo de inyección / producción. Wu, et al. informó los resultados de un estudio para determinar el impacto de la perforación de relleno en la recuperación de inyección de agua en yacimientos carbonatados del oeste de Texas. Figura 6-3, un plot de recuperación de inyección de agua vs espaciamiento entre pozos, en base a un análisis de los rendimientos de 24 yacimientos, muestra un cierto grado de correlación entre la tendencia a la recuperación de inyección de agua y el espaciamiento entre pozos. Goodwin presentó una reseña de la perforación infill en Means de San Andrés, en el oeste de Texas. Más de 500 pozos infill habían sido perforados ya que la unidad había pasado desde primaria sobre 40 acres de espaciamiento, a través de inyección de agua sobre 20 acres de espaciamiento a inyección de CO2 miscible sobre 10 acres de espaciamiento. Él concluyó que la perforación infill y la modificación de los programas de patrones de inyección aportan significativamente a la recuperación final de este rendimiento. Las reservas de petróleo habían crecido sobre el 40% por la implementación de estos programas
Figura 6-3 Grafica (plot) Recuperación de inyección de agua vs espaciamiento entre pozos.(WU)
Figura 6-4 Rendimiento de producción de la Unidad Means San Andrés debido a la perforación infill
Las figuras 6-4 y 6-5 muestran el rendimiento de producción de la unidad de Means San Andrés, y el comportamiento del corte de agua debido a la perforación infill, respectivamente. La eficiencia de barrido volumétrico se había incrementado por el incremento de la continuidad interpozo a través de espaciamientos de pozo más cercanos, es decir, el 59% en el caso de 40 acre de espaciamiento a 85% para 10 acre de espaciamiento. La figura 6-6 muestra la modificación de los patrones de inyección desde 40 hasta 10 acres. Cruzar los patrones de inyección por nuevos inyectores y contactar nuevo crudo no desplazado como lo muestra la figura 6-7 esquemáticamente. Figura 6-5 Comportamiento de la Unidad Means San Andrés debido a la perforación infill.
Los factores que contribuyen en el incremento del recobro después de la perforación infill son: 1. Mejoramiento del barrido areal. 2. Mejora de desequilibrio de inyección debido a la heterogeneidad areal.( Improved injection imbalance due to areal heterogeneity.) 3. Mejora del barrido vertical. 4. Continuidad del pay lateral. (Lateral pay continuity.) 5. Recuperación por el petróleo acuñado en los bordes. (Recovery by wedge-edge oil.) 6. Reducción del límite económico.
Figura 6-6 Patrón de inyección de la Unidad Means San Andrés
Figura 6-7 Mejorías de la Unidad Means San Andrés debido a la modificación del patrón con perforación infill.
En la mejora de la eficiencia de barrido areal, el aceite que se mantiene en los bordes acuñado se barre inmediatamente invirtiendo las líneas de flujo dentro del patrón. Asimismo, los patrones que se someten a una mala alineación geométrica y la consiguiente falta de equilibrio de la línea de flujo, se puede mejorar significativamente que las localizaciones de pozos adicionales. Figura 6-8 muestra un esquema líneas de flujo y saturaciones de petróleo simulado antes y después de la perforación infill. En un patrón de inyección de agua, la perforación infill puede mejorar el desequilibrio de inyección debido a la heterogeneidad de área que provoca la irrupción de agua temprana y el barrido preferencial de sólo una parte del patrón. El barrido vertical se puede también ha mejorado mediante la conversión de los productores a los inyectores y la perforación de nuevos productores con perforación selectivo para aislar zonas ladronas.
Figura 6-8 Esquema de los casos infill.
Como ya se ha discutido, la conectividad del pay lateral puede lograrse mediante la perforación infill contribuyendo a la recuperación adicional. El pozo infill entre dos pozos originales se abre un nuevo pay que no existía entre los pozos originales, lo que lleva a la recuperación incremental de petróleo.
El petróleo en los bordes acuñados resulta de la formación del buzamiento en los contactos aguapetróleo de un desarrollo inadecuado de borde del patrón areal. Infill con patrones pequeños puede dar lugar en la inundación de área o zonas previamente no inundables. La aceleración de la recuperación es uno de los beneficios económicos de la perforación de relleno. Además de tener más productores, se incrementa la velocidad de inyección más que la relación de pozo que podría indicar. Esto puede suceder debido a la caída de presión entre el inyector y el productor que se produce en una distancia más corta. Además, los costos de operación se reducen así como el corte de agua se reduce considerablemente, y el límite económico para un proyecto se mejorará como resultado de los cambios operativos. SELECCION DE POZOS INFILL Varios factores deben ser considerados en la selección de un proyecto como los siguientes:
Rendimiento de la producción / inyección Descripción del yacimiento Diseño del proyecto de perforación infill
Analizar la irrupción de agua y la recuperación de petróleo en relación con la recuperación de petróleo teórica esperada en base a capas del reservorio, razón de movilidad y tipo de modelo. En general, la peor es la eficiencia original de inyección de agua, la mejor es ocasionada por infill. En una inundación ideal, todos los inyectores y la relación inyector/productor deberían ser equilibrados. Si esto no tiene un balance razonable, la perforación infill y/o el modelo balanceado necesita ser considerado. Un modelo de yacimiento integrado (figura 6-9) que podría requerir un exhaustivo conocimiento de la geología, geofísica, roca y propiedades del fluido, el flujo de fluido y los mecanismos de recuperación, perforación y completamiento de pozos y desempeño de la producción pasada, jugará un papel importante en el desarrollo de una apropiada estrategia para la perforación infill. La simulación del pasado completo del campo o rendimiento de la producción basada en la descripción de un patrón de yacimientos integrados proporcionará una pista valiosa para diseñar un plan de perforación entre pozos. La fase de un proyecto de inyección debería ser realizado con una buena descripción del yacimiento para determinar el funcionamiento esperado entre de pozos infill por cada método y para hacer una evaluación económica.
Figura 6-9 Modelo integrado de yacimiento.
La reducción del tamaño del diseño no es necesariamente la mejor estrategia para perforación infill. AKINLAWON, reporto como las locaciones de dos pozos horizontales en el norte del campo Apoi/Funiwa en Nigeria se han elegido basados sobre la distribución de saturación de crudo. Un óptimo estudio de yacimiento integrado de un campo fue llevado a cabo en 1995 por el equipo de geólogos e ingenieros con el fin de capturar y evaluar el crecimiento potencial de este campo maduro offshore. El estudio incluyó la revisión y verificación de datos de geología y de ingeniería, construyendo la caracterización de un modelo de yacimiento, y combinando el pasado historial de producción para validar el modelo. Los resultados del modelo matemático del yacimiento fueron entonces usados para predecir el futuro del funcionamiento del yacimiento bajo varios escenarios de inversión para el óptimo drenado del yacimiento, incluyendo toma de puntos adicionales, pozos horizontales, gas lift e inyección de agua.
Figura 6-10 Uso de la distribución de la saturación de petróleo para la ubicación de un pozo horizontal.
Las locaciones optimas de la fase 2 de pozos horizontales recomendada en el estudio de la fase 1 fueron determinados por la distribución de saturación residual de crudo (figura 6-10). El primer pozo que vino en producción en 2.670 BOPD fue desde una sección horizontal de 700 pies. El segundo pozo tuvo una sección horizontal productiva de 1600 pies y comenzó produciendo a 4.020 BOPD. Ambos pozos funcionaron de acuerdo con el plan y juntos ellos ahora producen más de 6600 barriles de crudo por día. Este ejemplo ha demostrado como la computarización de la distribución de saturación de crudo puede ser utilizado con confianza para seleccionar la locación de pozos infill. Aunque otros rangos de propiedades son aplicables para la perforación infill, REVIEVE y WU reportaron los siguientes rangos de propiedades del yacimiento para una favorable perforación infill basado sobre una evaluación económica de 9 unidades de inyección de agua de Texas.
Profundidad, ft 4300 hasta 7000 Neto espesor, ft 12 hasta 500 Permeabilidad, md 0.7 hasta 27 Porosidad, % 7 hasta 19 Saturación de agua, % 20 hasta 45
Determinando un aumento de crudo desde la perforación infill es el mayor desafío para el diseño de pozos infill y su implementación. LU, presento una ecuación empírica relacionada con el recobro final de la perforación infill y con el estimado del crudo original en el lugar por pozo al comienzo de la perforación infill, la tasa promedio anual de producción de crudo incremental desde perforación infill, la reducción del espaciamiento entre pozos, el espesor neto y la profundidad del yacimiento. Las correlaciones fueron basadas sobre el rendimiento de producción y la evaluación económica de 21 unidades de carbonatos de San Andres. CHAN, presento técnicas para estimar la recuperación debido a la perforación infill como se describe en lo siguiente:
Modelo de continuidad de yacimiento ilustrando el concepto que realiza la continuidad de la perforación infill entre pozos, hay por mejorar la eficiencia de barrido y el recobro final. Un grafico de un registro que relaciona agua-aceite vs. Producción de crudo para dar la recuperación de crudo incremental desde la perforación infill. Análisis de curvas de declinación para estimar la recuperación incremental y la aceleración de la producción, y la interfase entre pozos infill cerrados.
El autor abvierte que ningún método es necesariamente más exacto que otro. Sin embargo, más confianza podría ser estabilizada usando los 4 métodos. El departamento de energía U.S creó un modelo predictivo de perforación infill (IDPM) para comportamiento de inyección de agua. El modelo es un hibrido entre tubería de conducción y simulación numérica 3-D de dos fases, usado este modelo para determinar su utilidad para la detección de oportunidades de perforación infill. El objetivo del modelo reportado por CHRISTMAN, que está basado sobre un concepto físico de retribuciones individuales, está diseñado para calcular reservas desde una perforación infill y modelo modificado. Como se deriva, el modelo se puede aplicar a los modelos de 5-puntos y a la Línea de conducción. Fue calibrado contra el desempeño de varias inyecciones de agua de wasson Clearfork trend mediante la estimación de las recuperaciones primaria y secundaria y el ajuste de la distribución del tamaño de lente. EJEMPLOS DE CASOS Barber, presento un modelo actual de perforación infill de 9 campos in West Texas, Oklahoma y Ilinois, incluyendo Means, Fullerton, Robertson, IAB (Menielle Penn), Howard Classcock, Dorward, Sand Hills en West Texas, Hewitt en Souther Oklahoma y loudon en Ilinois. Ellos incluyen yacimientos de dolomitas, caliza y areniscas con porosidades que varían desde 4 hasta el 20% y con permeabilidades promedio que varian desde 0.65 hasta 184 md. Los resultados muestran que el recobro de crudo adicional se realizó mediante la mejora de la continuidad del reservorio con una mayor densidad de pozo. REVIERE y WU presentaron resultados de sus evaluaciones económicas de perforación infill en las 9 unidades de inyección de agua de Texas. Incluyendo los campos Fullerton, grandes pozos (San Miguel), Wasson (San Andres), Fuhrman Mascho Black 9, y triple N (Grayburg). El actual desempeño de producción petrolífera fue comparado con los resultados predichos por el análisis de las curvas de declinación. Los resultados indican que la inyección de agua por perforación infill produce un sustancial incremento de crudo y el desempeño económico puede ser caracterizado desde bueno hasta excelente.
