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XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela

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ESTUDIO INTEGRADO PARA LA CONSTRUCCIÓN DEL MODELO ESTÁTICO Y DINÁMICO DEL YACIMIENTO LOS JABILLOS QQ-533 DEL CAMPO

QUIRIQUIRE PROFUNDO

QUIRIQUIRE GAS, S.A.

Autores: María Elena Barboza (Ing. Yacimientos), [email protected] Ventura Leonardo Sifontes (Geólogo), [email protected]

CONTENIDO Página

1. INTRODUCCIÓN 6

2. MODELO GEOLOGICO 8

2.1 Modelado de Fallas 8

2.2 Modelo Estructural 9

2.2.1 Pillar Gridding 9

2.2.2 Modelado de Horizontes 11

2.2.3 Resolución Vertical (Layering) 13

2.3 Modelado de Facies 13

2.4 Distribución Geoestadística de propiedades petrofísicas 15

2.5 Escalado al Modelo de Simulación (Scale Up) 17

2.6 Generación, carga y escalado de las propiedades de fractura 21

3. CARACTERISTICAS DE YACIMIENTO 26

3.1 Fluidos 26

3.2 Historia de Producción 29

3.3 Historia de Presión 32

3.4 Sistema Roca-Fluidos 34

3.4.1 Determinación de Tipos de Roca 34

3.4.2 Permeabilidades Relativas 37

3.5 Sección Schedule 38


Página 2

4. MODELO DE SIMULACIÓN 41

4.1 Inicialización 41

4.2 Fluidos Originalmente en Sitio 45

4.2.1 Cálculos Volumétricos 45

4.2.2 Balance de Materiales 48

4.2.3 Inicialización del Modelo de Simulación 49

4.3 Cotejo Histórico 50

4.4 Predicción del Comportamiento Futuro 57

5. CONCLUSIONES 59

6. RECOMENDACIONES 62


Página 3

LISTA DE FIGURAS Página

1. Mapa de Ubicación del Yacimiento Los Jabillos QQ-533 6

2. Fallas construidas y conectadas en Petrel 9

3. Se utilizaron las fallas para controlar los límites del Grid 10 4. Modelo Estructural Actual 2008 10 5. Bloques fallados del modelo 11 6. Horizontes en el modelo de Petrel, en la zona de los yacimientos

QQ-687; QQ-609 y QQ-685. 12 7. Continuidad lateral de las formaciones 12

8. Número de capas (layers) por miembro/formación del modelo

fino/geológico 13

9. Asociación de facies de barras de plataforma 14

10. Facies cargadas en Petrel. 14

11. Facies Distribuidas en el Modelo. Algoritmo SIS 15

12. Registros cargados en Petrel y su escalado al grid fino/geológico 16

13. Resultados de las distribuciones de porosidad, Sw, Vcl y k

mediante el algoritmo SGS 17

14. Número de capas(layers) por miembro/formación y estadística de

las alturas de celdas resultantes. Modelo Grueso 93 x 29 x 45 19

15. Escalado a modelo de simulación 93 x 29 x 45 19

16. Segundo escalado, Modelo Grueso 93 x 29 x 45 20

17. Cuñas generadas por escalado IJK 20

18. 399 cuñas generadas por escalado IJK 21

19. Direcciones de fracturas medidas directamente en un núcleo

orientado 22

20. Resultado del modelado de esfuerzos durante la fase tectónica 4

en el programa Poly3D. También se muestra la ecuación para el

cálculo del “maximum Coulomb shear stress” y el cubo resultante. 23

21. Información para el modelado y calibración de las fracturas naturales 24


Página 4

22. Resultados del modelo de fracturas naturales exportadas al simulador

eclipse 25

23. Gravedad API vs Profundidad de pruebas DST 28

24. RGP vs Profundidad de pruebas DST filtradas 28

25. EDE y validación de propiedades en el modelo vertical 29

26. Comportamiento de Producción del Campo QQ Profundo 30

27. Comportamiento de la Inyección de Gas 31

28. Mapa de Producción Acumulada de Gas 32

29. Comportamiento de Presión del yacimiento Los Jabillos QQ-533 33

30. Tasa de Declinación de presión de los últimos años 34

31. Estudios de Presión Capilar en tapones de núcleo 35

32. Regiones de Saturación asociados a los tipos de roca 36

33. Familias de curvas de Permeabilidad relativa para los 4 tipos de roca 38

34. Esquema de Completación Mecánica 39

35. Comportamiento histórico de Producción 40

36. Intersección de pozos con la malla de simulación para definición de capas

completadas en la malla 40

37. Saturaciones Iniciales de Fluidos 43

38. Propiedades de la Matriz: permeabilidad, porosidad y NTG 44

39. Propiedades de la Fractura: permeabilidad y porosidad 44

40. Propiedades de la Fractura: SIGMAV 45

41. Curva de probabilidad del GOES por encima del contacto de gas-petróleo.

Se muestra el tornado y los percentiles resultantes 47

42. Curva de probabilidad del POES en la pierna de petróleo. 48

43. Balance de Materiales de toda el área de estudio 49

44. Fluidos originalmente en sitio resultantes de la Inicialización del Modelo 50

45. Gráfico de Comportamiento de Producción del Campo 53

46. Gráfico de Producción Acumulada del Campo 54

47. Comportamiento de Presión Vs. Tiempo 55

48. Perfiles de producción para los diferentes escenarios de compresión 59


Página 5

LISTA DE TABLAS

Página

1. Análisis PVT disponibles 26

2. Coeficientes de Pittman para el cálculo del radio de garganta poral 36

3. End Points de las Curvas de Permeabilidad relativa por tipo de roca 38

4. Parámetros de entrada y chequeos con la realidad (reality check) 46

5. Resultado del Cotejo Histórico por Pozo 56

6. Condiciones de operación de Compresor de Media instalado 58

7. Producción acumulada de Gas al 03/2026 58


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1. INTRODUCCION El yacimiento Los Jabillos QQ 533, se encuentra en el Oriente de Venezuela, se

ubica en la franja de corrimientos del Norte de Monagas con alta complejidad

estructural, con presencia de fracturas naturales y una columna segregada de

fluidos de gas condensado (Fig.1).

VENEZUELAVENEZUELAVENEZUELAVENEZUELA

Fig. 1 Mapa de Ubicación del Yacimiento Los Jabillos QQ-533

Se aplicaron las técnicas más actualizadas para interpretar la data disponible del

yacimiento con la integración de las diferentes disciplinas de la geociencia para

lograr la mejor descripción estática y dinámica del yacimiento, generándose un

modelo capaz de sustentar de manera más acertada los planes de desarrollo

futuro del yacimiento y optimizar las inversiones requeridas para dichos planes,

maximizando el valor del activo.

Se integraron la interpretación estructural derivada de la sísmica 3D, los datos

geológicos a nivel de pozos (registros eléctricos, núcleos) con los datos dinámicos

por pozo (muestras de fluidos, producciones, presiones, registros de producción).

Se realizó la evaluación petrofísica aplicada a formaciones litológicamente

complejas, se realizó la caracterización física de las fracturas naturales, se


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analizaron los regímenes de esfuerzos regionales al inicio de la deformación

tectónica y para la condición de inicio de la explotación del yacimiento. Se

caracterizaron las muestras de fluidos del yacimiento para la generación de la

ecuación de estado y se determinó la variación de propiedades con profundidad.

Se generó el modelo sedimentológico a partir del análisis conjunto de núcleos y

perfiles, se realizó la simulación de los esfuerzos regionales con POLY3D,

integrándola posteriormente con la caracterización de fracturas en FRACA FLOW

para generar el modelo de fracturas naturales. Los modelos construidos se

integraron en PETREL para la generación de la malla 3D y posterior integración

de los datos dinámicos en un Modelo Composicional de Doble Porosidad en

ECLIPSE 300. El cotejo de la data histórica permitió validar los modelos

construidos y fue utilizado para predecir el comportamiento futuro bajo diferentes

esquemas de explotación.


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2. MODELO GEOLOGICO

Para la construcción del modelo estático del yacimiento Quiriquire Profundo, se

tomó como punto de partida el modelo estructural pre-existente (basado en

sísmica 3D e información de pozos) y se incorporó al mismo toda la información

recabada en los últimos nueve años. La construcción del modelo estático se

realizó en el programa PETREL y añadiendo a este:

• Nuevas capas, delimitadoras de miembros intraformacionales, para una

mejor división vertical del modelo.

• Se construyeron los planos de fallas manteniendo sus inclinaciones e

interrelaciones, bastante complejas.

• La evaluación petrofísica del campo recientemente interpretada.

• Una nueva interpretación, moderna y mas acertada de las facies y

asociaciones de facies presentes en el área.

• El análisis geomecánico realizado en el programa POLY3D.

• Un modelo de fracturas, integrado en el programa FracaFlow.

Este modelo permitió, luego de varias realizaciones y escalamientos, generar la

malla utilizada en la construcción del modelo dinámico del yacimiento.

2.1. Modelado de Fallas:

Se crearon los planos de fallas en profundidad a partir de los polígonos de falla de

cada horizonte.

En la Fig. 2 se muestran las fallas resultantes. Para poder realizar la conexión

entre fallas se utilizaron pilares curvos de tres puntos. Como resultado se obtiene

en el modelo estructural (sección 2.3) algunos errores en las zonas en que estos

pilares tienden a encontrarse, principalmente en las conexiones fallas normales

contra corrimientos. Los errores que ocasiona esta inconsistencia fueron

corregidos manualmente.


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Fig. 2. Fallas construidas y conectadas en Petrel

2.2. Modelo Estructural:

2.2.1. Pillar Gridding:

Se mencionó en el apartado 2.1., que se utilizaron pilares curvos para poder

representar las fallas y realizar las conexiones entre las mismas. Las relaciones de

pilares resultantes es bastante compleja por lo que al realizar la configuración del

grid tridimensional (pillar gridding) se obtienen algunos errores en las zonas

cercanas a la conexión entre fallas.

En la Fig. 3 se muestra que se escogió una dimensión areal de 250m x 250m para

las celdas. Adicionalmente se guió el esqueleto de pilares con las fallas, lo que

implica que las celdas resultantes se deforman para adaptarse al plano de falla.


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Fig. 3. Se utilizaron las fallas para controlar los límites del Grid

La Fig. 4 muestra el modelo actual, el cual consta de una base

paralela/concordante al tope de San Antonio. En la Fig. 4 se observa que con esta

metodología se esta sacrificando un pequeño volumen en la zona central del

yacimiento principal. El color azul representa un plano a -14500 pies, profundidad

a la cual se esta colocando el contacto agua-petróleo. Es importante mencionar

que dicho sacrificio se realiza porque al bajar más esta superficie se empiezan a

encontrar graves problemas debido a los cruces de las fallas ya mencionados.

Fig. 4. Modelo Estructural Actual


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La Fig. 5 muestra los bloques fallados que conforman el modelo actual. Estos

bloques pueden estar conectados hidráulicamente, bien sea por yuxtaposición de

las capas o a través del sistema de fracturas naturales.

Fig. 5. Bloques fallados del modelo.

2.2.2. Modelado de Horizontes: Al inicio del modelado se contó con la interpretación estructural convertida a

profundidad de cuatro horizontes: Jabillos, Vidoño, San Juan y San Antonio.

Además de los horizontes mencionados se contaba con los topes estratigráficos

de todas las formaciones y miembros de interés: Jabillos Superior; Jabillos Inferior;

Caratas Superior; Caratas Medio Superior; Caratas Medio Inferior; Caratas Inferior;

Tope Vidoño; Base de Vidoño; San Juan; San Antonio. Con estos topes se

construyeron en Petrel, de manera concordante a los cuatro primeros, seis

horizontes adicionales, que le dan a este modelo un mejor control para distribuir y

promediar las propiedades petrofísicas.


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Además de estos diez horizontes se creó una copia del mapa de San Antonio y se

desplazó hacia abajo, para ser usada como base del modelo y para evitar la

generación de una gran cantidad de celdas con forma cuña.

Los resultados se ilustran en las Figs. 6 y 7. La Fig. 7 muestra la zonificación

resultante de los 11 horizontes (10 formaciones/miembros) utilizados. Los mismos

son concordantes según la interpretación actual por lo que se observa continuidad

en todo el yacimiento.

Fig. 6. Horizontes en el modelo de Petrel, en la zona de los yacimientos QQ-687; QQ-609 y QQ-

685. Se colocaron lo topes de la formación Los Jabillos, para resaltar el control de los mismos.

Fig. 7. Continuidad lateral de las formaciones.


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2.2.3. Resolución Vertical (Layering): Una vez alcanzado un modelo estructural tridimensional con diez

formaciones/miembros principales, se procedió a realizar las divisiones de cada

una de esas formaciones/miembros, para lograr la mayor resolución vertical

posible.

Fig. 8. Número de capas (layers) por miembro/formación del modelo fino/geológico.

Se dividieron las formaciones según los datos mostrados en la Fig. 8 también se

observa la estadística de las alturas de celdas resultantes. Modelo Fino constituído

por 70 x 20 x 335 celdas.

2.3. Modelado de Facies:

En este estudio se definieron las facies en los núcleos existentes para el campo.

Luego se extrapoló dicha información al resto de la columna estratigráfica de los

pozos con secciones de núcleo y a los demás pozos. Esta extrapolación se basó

en la data interpretada por el sedimentólogo, ya que fue imposible conseguir

mediante registros eléctricos relaciones (fuzzi logic o neural network en el


Página 14

programa IP) que respetaran las facies observadas en los núcleos; en otras

palabras, existen varias facies y asociaciones de facies que presentan la misma

respuesta electrográfica, por lo que no es posible separarlas mediante los registros

eléctricos.

La Fig. 9, muestra una de las asociaciones de facies interpretadas en el área. ASOCIACIONES DE FACIES SEDIMENTARIAS

La asociación de facies se inicia en la base con Facies A1X que pasa transicionalmente hacia el tope a Facies A2ML y H, la facies A2ML se mantiene constante con variaciones en el contenido de materia orgánica, hasta la finalización de la asociación en el tope con una Facies H que representa la fase final de la barra de plataforma por sedimentos heterolíticos de una zona de plataforma. La base es trancisional sobre depósitos de una planicie de carbonatos de mezcla y/ó mar abierto. Los contactos internos entre facies son trancisionales.

BARRAS DE PLATAFORMA

FACIESGR LITOLOGÍA / RES SED. SPHI

MLf

A2ML

H

A2ML

A1X

H

9377’

9380’

9385’

9390’

ASOCIACIONES DE FACIES SEDIMENTARIAS




MLf

A2ML

H

A2ML

A1X

H

9377’

9380’

9385’

9390’

ASOCIACIONES DE FACIES SEDIMENTARIAS




MLf

A2ML

H

A2ML

A1X

H

9377’

9380’

9385’

9390’

MLf

A2ML

H

A2ML

A1X

H

9377’

9380’

9385’

9390’

Fig. 9. Asociación de facies de barras de plataforma. Esta asociación de facies se ve mayormente

representada en el miembro inferior de la formación Los Jabillos.

Fig. 10. Facies cargadas en Petrel.


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Las facies fueron cargadas a Petrel (Fig. 10), y se analizó el variograma de cada

una de ellas.

Finalmente utilizando variogramas se realizó una distribución geoestadística de las

facies. Para ello se utilizó el algoritmo geoestadístico SIS (Sequential Indicator

Simulation) en Petrel. Los resultados se muestran en la Fig. 11.

Fig. 11. Facies Distribuidas en el Modelo. Algoritmo SIS

2.4. Distribución Geoestadística de propiedades petrofísicas:

Como punto de partida para poblar el modelo de propiedades de roca se contó

con las curvas resultantes de la evaluación petrofísica de los 32 pozos del campo

(Fig. 12).


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Fig. 12. Registros cargados en Petrel y su escalado al grid fino/geológico.

Las distribuciones se realizaron mediante el algoritmo SGS (Sequential Gaussian

Simulation) en Petrel. La distribución fue condicionada con las facies del modelo.

En la Fig. 13 se muestran se muestra el histograma de control estadístico con los

valores de registro y los valores obtenidos en el escalado del grid y en la

distribución geoestadística para todas las propiedades.

Pozo12 Pozo24 Pozo20


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Fig. 13. Resultados de las distribuciones de porosidad, Sw, Vcl y k mediante el algoritmo SGS.

2.5. Escalado al Modelo de Simulación (Scale Up):

El escalado adecuado del modelo depende de cuatro variables:

• Conservar el mínimo de información geológica para mantener las

características de almacenamiento y capacidad de flujo reales de las

formaciones.

• Modelo de doble porosidad doble permeabilidad (naturalmente fracturado).

• La cantidad de pseudocomponentes de la ecuación de estado, para

representar el fluido composicional aumenta significativamente la cantidad

de cálculos que realiza el simulador (Eclipse 300).

• La capacidad de la computadora o servidor en la cual se esta corriendo el

modelo de simulación.


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Para una mejor gerencia del campo y debido a que los fluidos que lo componen el

yacimiento son de gas condensado el modelo debe ser composicional, por lo que

el punto dos (2) se convierte en una premisa. Al estar en presencia de un campo

naturalmente fracturado, se necesita duplicar el grid en eclipse, lo que también

duplica los cálculos. También existe la posibilidad de correr el modelo de manera

sencilla (single media), en donde se suma a la porosidad y permeabilidad de

matriz sus equivalentes en fractura, de esta manera se introducen la anisotropía

que generan las fracturas pero se mantiene el grid sencillo, con ahorro de recurso

computacional. Sin embargo, debido a que no considera el intercambio matriz-

fractura (Sigma), ni el aporte inicial de producción desde las fracturas

(independiente de la matriz), esta opción no se consideró para estas corridas de

simulación.

Para reducir al mínimo la deformación de las celdas se utilizó la opción de

escalado IJK del programa Petrel. Para ello se realizó un grid sencillo (simple grid)

cambiando la distribución areal a 200m x 200m y se redujeron las capas verticales

de 335 a 45. Con ello se disminuyó la resolución vertical promedio de las celdas

de 6 pies a 16 pies aproximadamente. Con este escalado se obtuvieron 121.365

celdas (Ver Figs. 14 y 15).

Fig.14. Número de capas(layers) por miembro/formación y estadística de las alturas de celdas

resultantes. Modelo Grueso 93 x 29 x 45 (IJK, celda areal 200x200).

Fig. 15. Escalado a modelo de simulación 93 x 29 x 45 (IJK, celda areal 200x200).

El aspecto final del escalado IJK se puede observar en la Fig. 16. Igualmente, se

observan los planos de falla resultantes.

20


Fig. 16. Segundo escalado, Modelo Grueso 93 x 29 x 45 (IJK, celda areal 200x200). Se observan los

bloques fallados. Las fallas ya no son lisas, ya que se ajustan al grid simple de pilares verticales.

Este escalado generó dos problemas en el simulador Eclipse, el primero fue debido a

que no se identificaron cuñas que se forman en los escalones de las fallas (Figs. 17

y 18).

Fig. 17. Cuñas generadas por escalado IJK.

21


Fig. 18. 399 cuñas generadas por escalado IJK.

Una vez identificadas las cuñas, para solucionar este problema fue necesario realizar

un ACTNUM de manera manual en Petrel de manera que estas cuñas quedaran

desactivadas en el programa Eclipse 300 y de esta manera evitar los problemas de

convergencia.

2.6. Generación, carga y escalado de las propiedades de fracturas.

Se realizó caracterización de fracturas naturales, sobre los núcleos existentes, de los

cuales sólo uno estaba orientado. En la Fig. 40 se muestran los resultados de dichas

mediciones. Estas mediciones son refrendadas en el modelo geomecánico (Poly3D)

y se incorporan en el modelado de fracturas en el programa FracaFlow.

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Fig. 19. Direcciones de fracturas medidas directamente en un núcleo orientado.

Previo a la evaluación geomecánica en el programa POLY3D. Se realizó un análisis

de la evolución tectónica en el área, con la intención de separar adecuadamente el

evento que generó cada familia de fracturas.

La evolución tectónica-estructural del campo ocurrió en las siguientes 4 fases:

1a Generación de fallas normales, (Jurásico-Cretácico)

1b Evolución de las fallas normales a lístricas y su influencia en la depositación

(Cretácico)

2a Inicio de la cuenca antepaís. Inversión de los planos de fallas existentes

(formaciones San Juan y San Antonio). Cabalgamientos y creación de las

primeras fracturas con planos horizontales. (Oligoceno)

2b El aumento de la columna litoestática (Carapita depositándose) produce un

cambio de régimen compresivo a transcurrente. Generación de fracturas

oblicuas y verticales. Se producen cabalgamientos en la formación Carapita

(Mioceno)

3 Diagénesis, relleno de las fracturas preexistentes, mayormente con cemento

calcáreo. (Mioceno tardío a Pleistoceno)

4 El aumento de la columna litoestática produce un cambio a régimen normal. La

carga de hidrocarburos detiene los procesos diagenéticos. Se generan fracturas

Fracturas QQ-679

00.20.40.60.8

11.21.41.61.8

25

10 15 2025

3035

4045

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

105

110

115

120

125

130

135

140145

150155

160165

170175180185

190195200205

210215

220225

230

235

240

245

250

255

260

265

270

275

280

285

290

295

300

305

310

315

320325

330335

340345

350 355 360

Dirección de Fracturas

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oblicuas semi-verticales; este set de fracturas contiene la gran mayoría de las

fracturas abiertas, sin ningún soporte mineral. (Holoceno)

La Fig. 20 muestra el resultado obtenido al predecir la deformación (fracturas), con

las siguientes condiciones de borde: un esfuerzo horizontal mayor en la dirección

330° N (Placa del Caribe), y un esfuerzo vertical (peso de la columna litoestática)

como esfuerzo dominante. Estas son las condiciones dominantes en el área durante

la fase 4 (condición actual). Con este modelo se demuestra la formación de fracturas

paralelas inclinadas, las cuales además son recientes y no han tenido la oportunidad

de ser cerradas con mineralizaciones posteriores. Esta familia de fracturas es la que

domina la anisotropía de permeabilidades y por lo tanto el flujo de hidrocarburos en

el yacimiento.

Por último se calculó el atributo <Maximum Coulomb Shear Stress>, según el cual se

puede identificar la mayor probabilidad de existencia de fracturas

2)31(*)1(*

2)31( 2 SSSSMCSS +

−+−

= μμ

Fig. 20. Resultado del modelado de esfuerzos durante la fase tectónica 4 en el programa Poly3D.

También se muestra la ecuación para el cálculo del “maximum Coulomb shear stress” y el cubo

resultante.

Se cargó toda la información recopilada: caracterización de fracturas naturales,

facies, la información generada en Poly3D e imágenes de pozos (solo 2 pozos) al

24


programa FracaFlow en donde se integró y generó un modelo con los planos

discretos de fracturas, este modelo fue calibrado con información de perdida de lodo

de perforación, factores kH de las pruebas de restauración de presión, datos PLT e

información de producción en general (Fig. 21).

Finalmente se generó un modelo escalado con las propiedades de fracturas y matriz

de forma independiente (Fig. 22). También se generó el cubo de la propiedad Sigma,

la cual controla en el simulador eclipse la interacción entre los cubos de matriz y

fracturas.

Kmax Kmin254 204,08

115,27 56,25254,03 204,0885,72 70,290,32 68,64

254,03 204,8254,03 204,898,32 79,38

254,03 204,899,95 80,931530 6,42

299,064 125,853

KH_simulado 2365,31KH_test 2375

Pozo 690

Fig. 21. Información para el modelado y calibración de las fracturas naturales en el programa

FracaFlow.

25


Distribución espacial de permeabilidad de fracturas (Kx) Distribución espacial de la porosidad de fractura

Distribución espacial de permeabilidad de fracturas (Kx) Distribución espacial de la porosidad de fractura

Fig. 22. Resultados del modelo de fracturas naturales exportadas al simulador eclipse.

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3. CARACTERISTICAS DE YACIMIENTO 3.1. Fluidos

Los fluidos presentes en el Campo Quiriquire Profundo muestran una gran variación

de la composición con profundidad, existiendo en el tope del yacimiento un gas

condensado con bajo rendimiento de líquido y en la base un condensado a

condiciones de yacimiento, definiéndose por tanto un contacto Gas-Condensado.

Para el análisis de las propiedades de los fluidos del yacimiento se tomaron en

consideración primeramente los datos de las pruebas de producción y presión de 24

pozos, los cuales permitieron definir la profundidad de los contactos de fluidos.

Por otro lado, existen once (11) muestras PVT de las cuales, tres (3) pertenecen a la

columna de petróleo y ocho (8) a la capa de gas.

En la Tabla 1 se presenta una lista de los datos PVT disponibles.

Tabla 1. Análisis PVT disponibles Muestra Bloque Pozo Año Fluido Formación

1 LOB. PPAL 595 65 Gas LJ2 592 65 Gas LJ3 647 79 Gas LJ4 647 81 Gas LJ5 650 81 Gas V6 676 88 Pet LJ7 590 95 Gas LJ8 672 00 Gas SJ9 LOB. POST 634 79 Pet CT

10 634 82 Gas CT11 674A 96 Pet LJ

Laboratorio

Local

SGS

Core Lab.

Core Lab.

Core Lab.

Core Lab.

Schlumberger

Core Lab.SGS

Core Lab.

Westport

LJ = Los Jabillos CT = Caratas V = Vidoño Los análisis PVT disponibles fueron evaluados según el criterio de representatividad

de las muestras y se validaron las pruebas de laboratorio tomando en cuenta las

siguientes pruebas:

• Recombinación matemática

• Balance de Materia

• Criterio de Hoffman (Separador)

• Criterio de Hoffman (Prueba CVD)

27


De los análisis efectuados a las muestras de fluidos recuperadas se encontró que

ninguna de ellas es válida, ni desde el punto de vista de representatividad ni por la

consistencia de las pruebas de laboratorio.

Ante la carencia de una muestra de fluidos representativa de las condiciones

originales del yacimiento y con la finalidad de definir la ubicación del contacto gas-

petróleo con el menor grado de incertidumbre, así como generar una Ecuación de

Estado capaz de reproducir el comportamiento dinámico del yacimiento, se utilizó la

siguiente metodología:

1.- Se seleccionaron las pruebas DST realizadas en los pozos en la etapa temprana

del yacimiento para asegurar que representan las condiciones originales de los

fluidos del yacimiento.

2.- Se filtraron las muestras para seleccionar aquellas con espesores de intervalos

abiertos inferiores a 100 pies.

3.- Se graficó la Gravedad API y RGP de cada muestra en función de la Profundidad

en pies TVDss, así como los intervalos perforados correspondientes. Se evaluó la

consistencia de ambos parámetros entre sí, es decir, ante un aumento de la

gravedad API debía apreciarse un incremento de la RGP.

4.- Se descartaron las muestras correspondientes a pruebas realizadas con un alto

drawdown (delta P), por considerar que tienen un mayor efecto de segregación de

fases.

5.- Se definió la mejor curva posible de Gravedad API y RGP vs profundidad.

6.- Se evaluaron los comportamientos del %Molar de cada componente en función

de profundidad.

El objetivo de todo este análisis es determinar de la mejor manera posible, las

condiciones iniciales de los fluidos del yacimiento desde el punto de vista de

contactos, presiones y temperaturas iniciales, composición vs profundidad para

generar una Ecuación de Estado sintética y verificar su funcionalidad a través de un

modelo de simulación conceptual que permita verificar las condiciones de

inicialización del modelo.

28


En las Figs. 23 y 24 se muestran el Comportamiento de la Gravedad API y la

Relación Gas Petróleo con Profundidad y se estima la profundidad del contacto Gas-

Petróleo alrededor de 9250 pies TVDss.

Variación de Grados API con Profundidad

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

°API

Prof

undi

dad

(ssT

VD) -

ft

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

110000 10 20 30 40 50 60

INTERVALOSQQ-533 (1952) QQ-547 (1952/53) QQ-590 (1953/65) QQ-592 (1954) QQ-595 (1955/65) QQ-647 (1965) QQ-648A (1978/82)

QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)

QQ-686 (1998) QQ-690 (2002) #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR!


6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

°API

Pro

fund

idad

(ssT

VD

) - ft

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

110000 10 20 30 40 50 60


QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)



6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

°API

Prof

undi

dad

(ssT

VD) -

ft

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

110000 10 20 30 40 50 60


QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)



6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

°API

Pro

fund

idad

(ssT

VD

) - ft

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

110000 10 20 30 40 50 60


QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)


Fig. 23. Gravedad API vs Profundidad de pruebas DST

Variación de Grados RGP con Profundidad

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0

RGP KPCG/BLS

Prof

undi

dad

(ssT

VD) -

ft

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

110000 10 20 30 40 50 60


QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)



6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0

RGP KPCG/BLS

Prof

undi

dad

(ssT

VD) -

ft

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

110000 10 20 30 40 50 60


QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)



6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0

RGP KPCG/BLS

Prof

undi

dad

(ssT

VD) -

ft

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

110000 10 20 30 40 50 60


QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)



6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0

RGP KPCG/BLS

Prof

undi

dad

(ssT

VD) -

ft

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

110000 10 20 30 40 50 60


QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)


Fig.24. RGP vs Profundidad de pruebas DST filtradas

29


Las tendencias generadas con profundidad de Gravedad API y Relación Gas-

Petróleo fueron las bases para el cotejo y/o validación de la Ecuación de Estado

(EDE) (Fig.25) y de las variaciones de la composición con profundidad. Estas fueron

validadas a través de un modelo dinámico vertical en el cual se verificó la condición

de equilibrio de los fluidos originalmente en sitio y la variación de la composición por

encima y por debajo del contacto gas-condensado. Se generó una Ecuación de

Estado agrupada para siete (7) pseudocomponentes.


6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

°API

Prof

undi

dad

(ssT

VD) -

ft

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

110000 10 20 30 40 50 60


QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)



6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

°API

Prof

undi

dad

(ssT

VD) -

ft

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

110000 10 20 30 40 50 60


QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)



6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

°API

Prof

undi

dad

(ssT

VD) -

ft

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

110000 10 20 30 40 50 60


QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)



6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

°API

Prof

undi

dad

(ssT

VD) -

ft

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

110000 10 20 30 40 50 60


QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)


OIL/GAS RATIO (STB/SCF)GAS/OIL RATIO (SCF/STB)

0 900 0 0.04763

OIL/GAS RATIO (STB/SCF)GAS/OIL RATIO (SCF/STB)

0 900 0 0.04763

Variación de Composición vs. Profundidad

RGP vs Profundidad

6.500

7.000

7.500

8.000

8.500

9.000

9.500

10.000

0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 35,00 40,00

RGP (MPCN/BN)

PRO

FUN

DIDA

D (p

ies

TVDs

s)

DSTsim

Verificación del Modelo de FluidosGeneración de Ecuación de Estado

Validación de la Data de Pozos

Fig.25. EDE y validación de propiedades en el modelo vertical

3.2 Historia de Producción El Campo QQ Profundo fue evaluado inicialmente con la perforación del pozo QQ-

533, el cual aportó 140 B/D de petróleo y 12.64 MMPCND de gas (RGP de 12638

pcn/bn) con 2700 lpc de presión de cabezal.

30


Inició su producción en al año 1957 con un (1) solo pozo activo durante el periodo

1957 – 1973, QQ-634. Luego permanece inactivo hasta el año 1978 cuando se

incorpora a producción el pozo QQ-648.

En el año 2001 comienza la explotación del yacimiento como productor de gas,

alcanzando una máxima producción de 300 MMPCND y 6800 BN/D de petróleo

durante el año 2005. Para Diciembre 2009, produce un promedio de 196.1 MMPCND

de gas y 3080 BN/D de condensado, debido a restricciones por la falta de capacidad

de recepción del gas por parte de PDVSA (Fig. 26). Para el 31 de diciembre 2009, la

producción acumulada de gas es de 699.7 MMMPCN, la de petróleo es 20.7 MMBN

y la de agua es 0.45 MMBN.

1957 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 090

60

120

180

240

300

0

150

300

450

600

750

DATE

Axis 1Gas Rate (CD) ( MMcf/d ) Wells Selected (23)

Axis 2Cumulative Gas Produced ( MMMcf ) Wells Selected (23)

1957 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 090

1500

3000

4500

6000

7500

0

5000

10000

15000

20000

25000

DATE

Axis 1Oil Rate (CD) ( bbl/d ) Wells Selected (23)

Axis 2Cumulative Oil Produced ( Mbbl ) Wells Selected (23)

1957 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 090

75

150

225

300

375

0

100000

200000

300000

400000

500000

DATE

Axis 1Water Rate (CD) ( bbl/d ) Wells Selected (23)

Axis 2Cumulative Water Produced ( bbl ) Wells Selected (23)

Fig. 26. Comportamiento de Producción del Campo QQ Profundo

31


En el yacimiento no se ha identificado un contacto agua-petróleo, tampoco se han

tenido evidencias de producción de agua, ya que los volúmenes producidos son

debidos a condensación en superficie, excepto para el pozo QQ-676, en el cual se

estima que el agua producida sea debida a comunicación mecánica.

A finales del año 1997, con la finalidad de conservar la energía del yacimiento, se

inició un proceso de inyección de gas a través de tres pozos: QQ-647, QQ-655 y QQ-

655, con los que se ha inyectado un volumen acumulado de 77.78 MMMPCN de gas

(Fig. 27).

1997 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 090

10

20

30

40

50

0

20000

40000

60000

80000

DATE

Axis 1 Gas Inj. Day Rate (MMcf/d) Wellbore QQ0647IGWellbore QQ0655IGWellbore QQ0656IG

Axis 2 Cumulative Gas Injected (MMcf) Wellbore QQ0647IGWellbore QQ0655IGWellbore QQ0656IGWells Selected (3)

Fig. 27. Comportamiento de la Inyección de Gas

En la Fig. 28 se muestra que los pozos con mayor producción acumulada pertenecen

al Lóbulo Principal y son QQ-647, QQ-650 y QQ-669.

32


DATE:9/30/2009

1097500 1097500

1100000 1100000

1102500 1102500

1105000 1105000

1107500 1107500

1110000 1110000

474000

474000

477000

477000

480000

480000

483000

483000

486000

486000

489000

489000

QQ0533

QQ0547

QQ0590

QQ0592

QQ0595QQ0600

QQ0609

QQ0634QQ0640

QQ0641

QQ0647QQ0647IG

QQ0648

QQ0650

QQ0654

QQ0655QQ0655IG

QQ0656QQ0656IGQQ0662

QQ0669

QQ0671

QQ0672

QQ0674

QQ0675

QQ0676

QQ0677

QQ0678

QQ0685QQ0686

QQ0687

QQ0690

Cumulative Gas Produced ( Mcf )>= 0, <10000000>=10000000, <20000000>=20000000, <30000000>=30000000, <40000000>=40000000, <50000000>=50000000, <60000000>=60000000, <70000000

Fig. 28. Mapa de Producción Acumulada de Gas

3.3 Historia de Presión En la Fig. 29 se muestra el comportamiento de presión de todos los pozos de esta

área referido al Datum de 9250 pies TVDss. Se puede destacar que la mayoría

siguen una misma tendencia, con una presión inicial de 4340 lpc y una presión

promedio actual de 2760 lpc.

Las últimas mediciones de presión en el yacimiento fueron registradas entre

septiembre y noviembre 2009 en los pozos QQ-669 (BUP), QQ-662 (BUP) y QQ-676

33


(Estática) indicando los siguientes valores al datum de 9250 pies TVDss: 2862, 2789

y 2734 lpc, respectivamente.

Fig. 29. Comportamiento de Presión del yacimiento Los Jabillos QQ-533

En el gráfico de comportamiento de presión se pueden distinguir tres periodos

principales:

• Durante los primeros 30 años de la vida productiva del yacimiento, la

declinación de la presión es muy poca debido a los bajos niveles de

producción de gas y condensado del yacimiento.

• Posteriormente, debido a un proceso de inyección de gas iniciado en el año

1998, se observa un incremento de la presión del yacimiento.

34


• Los últimos ocho años, muestran una marcada declinación de la presión

debido a que el yacimiento alcanza sus máximas tasas de producción.

Para los últimos años se calcula una tasa de declinación de presión promedio de 157

lpc/año (Fig. 30).

Pres

ión

(LPC

) @ 9

250

pies

TVD

ssPr

esió

n (L

PC) @

925

0 pi

es T

VDss

Fig. 30. Tasa de Declinación de presión de los últimos años

3.4 Sistema Roca-Fluidos

3.4.1 Determinación de Tipos de Rocas

Las curvas de presión capilar disponibles fueron utilizadas para la determinación del

tamaño de garganta de poro y a partir del mismo se definieron los rangos para

clasificar los diferentes tipos de roca que pudieran estar presentes en el yacimiento

(Fig. 31).

Se establecieron los rangos siguientes:

35


Tipo de Roca Tamaño de Garganta Poral (µ) Nanoporosa <0.1

Microporosa 0.1 hasta 0.5

Mesoporosa 0.5 hasta 2.0

Macroporosa 2.0 hasta 10

Megaporosa > 10

Luego de definir los rangos para describir los tipos de roca, se procedió a graficar los

Incrementales de Mercurio (Hg) con el objeto de determinar la correlación de Radio

de Pittman que aplica a la data disponible, encontrándose que el ajuste que aplica a

la mayoría de los datos es el R50 (Fig. 31). Es de resaltar que el resultado del

análisis del tapón H1_679, muestra un comportamiento bimodal, el cual puede ser

asociado a taponamiento de la muestra durante el experimento.

Presión de Intrusión vs. Saturación Fase Mojante

Muestra H7 9365'

0.1

1

10

100

1000

10000

100000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

% Saturación Fase Mojante

Pres

ión

de in

trus

ión

(psi

)

Pc_Intevep08_RecalculadaPc_Intevep08_OrigPc_Intevep09CentrifugaPc_Geocore94

0.1

1

10

100

1000

10000

100000

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0Wetting Phase Saturation

(% Pore Volume)

Hg

Pres

sure

(psi

)

H1_679 H6_679 H3_679 H3_662 H3_547

Pc Curve

MEGA

MACRO

MESO

MICRO

NANO

10 μ

2 μ

0.5 μ

0.1 μ

6.94 μ

5 μ

2.3 μ

1.16 μ

0.18 μ

0.364 μ

4

1.5

0.6

0.1

1

2

3

4

5

0.1

1

10

100

1000

10000

100000


(% Pore Volume)

Hg

Pres

sure

(psi

)

H1_679 H6_679 H3_679 H3_662 H3_547

Pc Curve

MEGA

MACRO

MESO

MICRO

NANO

10 μ

2 μ

0.5 μ

0.1 μ

6.94 μ

5 μ

2.3 μ

1.16 μ

0.18 μ

0.364 μ

0.1

1

10

100

1000

10000

100000


(% Pore Volume)

Hg

Pres

sure

(psi

)

H1_679 H6_679 H3_679 H3_662 H3_547

Pc Curve

MEGA

MACRO

MESO

MICRO

NANO

10 μ

2 μ

0.5 μ

0.1 μ

MEGA

MACRO

MESO

MICRO

NANO

10 μ

2 μ

0.5 μ

0.1 μ

6.94 μ

5 μ

2.3 μ

1.16 μ

0.18 μ

0.364 μ

4

1.5

0.6

0.1

1

2

3

4

5

INCREMENTALES DE Hg

0.000

0.050

0.100

0.150

0.200

0.250

0.000 0.100 0.200 0.300 0.400 0.500 0.600 0.700 0.800 0.900 1.000-0.020

0.000

0.020

0.040

0.060

0.080

0.100

0.120

H3_547 H3_662 H3_679 H1_679 H6_679

Pittman R50

INCREMENTALES DE Hg

0.000

0.050

0.100

0.150

0.200

0.250

0.000 0.100 0.200 0.300 0.400 0.500 0.600 0.700 0.800 0.900 1.000-0.020

0.000

0.020

0.040

0.060

0.080

0.100

0.120

H3_547 H3_662 H3_679 H1_679 H6_679

Pittman R50

Fig. 31. Estudios de Presión Capilar en tapones de núcleo

36


En la Tabla 2 se muestran los coeficientes que se incluyen en la siguiente ecuación

para calcular el radio de garganta poral como función de la porosidad y

permeabilidad de la matriz.

PHICKBALogR SHg loglog −+=

Tabla 2. Coeficientes de Pittman para el cálculo del radio de garganta poral

A B C

LOG R35 = 0,732 0,588 0,864

LOG R10 = 0,459 0,500 0,385LOG R15 = 0,333 0,509 0,344LOG R20 = 0,218 0,519 0,303LOG R25 = 0,204 0,531 0,350LOG R30 = 0,215 0,547 0,420LOG R35 = 0,255 0,565 0,523LOG R40 = 0,360 0,582 0,680LOG R45 = 0,609 0,608 0,974LOG R50 = 0,778 0,626 1,205LOG R55 = 0,948 0,632 1,426LOG R60 = 1,096 0,648 1,666LOG R65 = 1,372 0,643 1,979LOG R70 = 1,664 0,627 2,314LOG R75 = 1,880 0,609 2,626

COEFICIENTESECUACION

WINLAND

PITTMAN

Una vez definida la ecuación para el cálculo de radio de garganta poral, se tomó la

malla generada y escalada desde PETREL de las propiedades de porosidad y

permeabilidad de matriz y se creó una nueva propiedad, radio de garganta poral

“R”, a partir de la cual se aplicaron los rangos de R antes descritos para cada tipo de

roca y se creó la propiedad “SATNUM” (Fig. 32). SATNUM representa las distintas

regiones de saturación y/o tipos de roca que se incluyen en el modelo, cada uno de

los cuales tiene asociado una familia de curvas de permeabilidad relativa.

Es de hacer notar que para la matriz se muestran sólo 4 tipos de roca, ya que la roca

Nanoporosa corresponde a las celdas que fueron inactivadas en el modelo por sus

malas características de reservorio.

37


* =

MPERMX MPORO MSATNUM

* =

MPERMX MPORO MSATNUM

Fig. 32. Regiones de Saturación asociados a los tipos de roca

Para representar las fracturas se consideró un solo tipo de roca, por lo que el modelo

total contiene 5 tipos de roca al cual se asocian las respectivas familias de curvas de

permeabilidad relativa.

3.4.2. Permeabilidades Relativas Los datos de permeabilidades relativas utilizados en el modelo de simulación

provienen de los resultados de los análisis especiales de 5 tapones de núcleos. Los

experimentos fueron realizados en los sistemas Gas –Petróleo y Gas – Agua, en

estado estacionario y con una presión de sobrecarga de 4600 lpc.

Dado que en el yacimiento existen las tres fases: gas, petróleo y agua, se deben

generar las tres familias de curvas de permeabilidades relativas para cada tipo de

roca.

Las saturaciones iniciales de fluido consideradas para el modelo provienen de las

curvas de permeabilidades relativas, ya que los estudios de presión capilar no

sirvieron para ello. De igual manera las curvas originales fueron ligeramente

modificadas con la finalidad de respetar las tendencias que debe seguir cada curva

de acuerdo al tipo de roca al que está asociada, sin que existan cruces entre ellas.

Adicionalmente, deben ser suavizadas para evitar problemas de convergencia en el

modelo.

38


En la Fig. 33 se muestran las tres familias de curvas de permeabilidad relativa

construidas para los 4 tipos de roca de la matriz y en la Tabla 3 se incluyen los End

Point de cada una de ellas.

Los datos de permeabilidad relativa al petróleo provienen de la relación más

simplificada de Corey y los “end points” derivados de las curvas de Kr’s, debido a que

los experimentos no fueron realizados para el sistema Agua – Petróleo.

PERMEABILIDAD RELATIVA AL GAS

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

SATURACION DE GAS (fRACCION)

PE

RM

EAB

ILID

AD

REL

ATIV

A A

L G

AS

RT1

RT2

RT3

RT4

PERMEABILIDAD RELATIVA AL AGUA

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

SATURACIÓN DE AGUA (FRACCION)

PERM

EABI

LID

AD R

ELA

TIVA

AL

AGU

A

RT1

RT2

RT3

RT4

PERMEABILIDADES RELATIVAS AL PETROLEO

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

SATURACIÓN DE PETROLEO (FRACCION)

PER

MEA

BIL

IDA

D R

ELA

TIVA

AL

PETR

OLE

RT1

RT2

RT3

RT4

Fig. 33. Familias de curvas de Permeabilidad relativa para los 4 tipos de roca

Tabla 3. End Points de las Curvas de Permeabilidad relativa por tipo de roca

Tipo de Roca Muestra

Swi (fracción)

Sg max (fracción)

Soi (fracción)

So max (fracción)

1-Microporosa H-1 QQ679 0.715 0.285 0.168 0.285 2-Mesoporosa H-3 QQ547 0.629 0.371 0.213 0.371 3-Macroporosa H-3 QQ679 0.476 0.524 0.285 0.524 4-Megaporosa H-6 QQ679 0.273 0.727 0.373 0.727

3.5. Sección Schedule El SCHEDULE es un pre-procesador de datos de Eclipse que permite incorporar de

manera histórica los detalles de la completación mecánica de los pozos (intervalos

perforados, zonas abiertas o aisladas, estimulaciones, etc) (Fig. 34), junto con la

historia de producción / inyección (Fig. 35) y eventos (aperturas, cierres, cambios de

39


completación, etc) a la malla de simulación del yacimiento, para producir un archivo

de datos en formato comprensible por el software ECLIPSE en el que se definen las

capas del modelo en las cuales están completados los pozos, así como las

propiedades de dichas capas (Fig. 36). Las propiedades de las capas completadas

provienen de las propiedades de la malla en el punto donde el pozo intersecta la

malla de simulación.

Fig. 34. Esquema de Completación Mecánica

40


1955 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 070

1500

3000

4500

6000

7500

0

75

150

225

300

375

DATE

Axis 1 All IDs(32)Oil Rate (CD) ( bbl/d ) Water Rate (CD) ( bbl/d )

Axis 2Gas Rate (CD) ( MMcf/d ) All IDs(32)

Fig. 35. Comportamiento histórico de Producción

Fig. 36. Intersección de pozos con la malla de simulación para definición de capas completadas en la malla.

Entre los datos incluidos en el pre-procesador SCHEDULE se encuentran:

• Coordenadas y datos de desviación por pozo

• Detalles de completación mecánica de los pozos, identificándose claramente

los intervalos abiertos a producción, y los cambios ocurridos en el tiempo

• La malla de simulación: estructura y propiedades

• Historia de producción / inyección por pozo

• Se definen los pasos de tiempo (Timestep) que se requiere procesar durante

la simulación. Este depende de la frecuencia de ocurrencia de los diferentes

41


eventos a lo largo de la vida productiva del yacimiento. Para el modelado de

Quiriquire profundo se definió el tamaño de los TimeStep de Un (1) mes, sin

embargo, en los periodos de no producción del yacimiento se definieron pasos

de tiempo más largos.

Una vez cargada la información antes descrita en el SCHEDULE, es muy importante

efectuar un control de calidad pozo a pozo, mediante la edición en el visualizador 3D

para verificar que las capas completadas en el modelo correspondan con las

formaciones completadas en la realidad.

La data exportada de la sección SCHEDULE es la que utiliza el modelo de

simulación para reproducir el comportamiento histórico del yacimiento y es la base

para el cotejo histórico del modelo de simulación.

4. MODELO DE SIMULACIÓN

4.1. Inicialización En esta fase establecen los parámetros principales que condicionan la corrida del

modelo de simulación. Entre ellos se encuentran:

• Modelo Composicional, los fluidos corresponden a la categoría de Gas

Condensado por lo que debió ser modelado mediante el simulador

composicional Eclipse-300.

• Sistema de Doble Porosidad, debido a que el yacimiento es naturalmente

fracturado.

• Malla de 93 * 29 * 90 celdas

Total Celdas: 242730

Celdas Activas: 66134

• Dimensiones areales de las celdas: 656 x 656 pies

42


• Dos unidades hidráulicas independientes las cuales se representan en el

modelo como Dos regiones de equilibrio: Yacimiento principal y bloque de los

pozos QQ-676 y QQ-686

• Cinco regiones de saturación: 4 correspondientes a las rocas microporosas,

mesoporosas, macroporosas y megaporosas de la matriz y 1 para representar

las fracturas.

• CAP @ 10450 pies TVDss

• CGP @ 9750 pies TVDss en el Yacimiento Principal y 9400 pies TDVss en el

bloque del pozo QQ-676

• Ecuación de Estado de 7 pseudo componentes

• Representación de variación de la composición de los fluidos con profundidad

• Se definió el Datum a 9250 pies TVDss.

• La presión inicial al datum es de 4340 lpc.

• Yacimiento originalmente en equilibrio

Problemas Iniciales: Antes de llegar a las condiciones de inicialización del modelo descritas

anteriormente, se realizaron una serie de sensibilidades para lograr que el

computador procesara el modelo de simulación, debido a su alta complejidad y

requerimiento de altos recursos de memoria y procesamiento del computador:

• El Mallado originalmente exportado de PETREL era muy fino cubría la

capacidad de procesamiento de la máquina: Se realizó un escalado

(upscaling) de la malla (de 70 * 20 * 254 celdas hacia 93 * 29 * 90 celdas).

• La existencia de cinco (5) regiones de saturación incrementa los cálculos en el

modelo haciendo las corridas mucho más lentas.

• La alta heterogeneidad de las propiedades de matriz y de fracturas genera

problemas de convergencia en el modelo. Para resolver este problema se

43


acotaron los valores mínimos de las propiedades tales como porosidad y

permeabilidad, definiendo el valor mínimo de tal manera de afectar el menor

número posible de celdas y se respetaron las tendencias de cada propiedad

en la malla. De esta manera se estableció un valor mínimo de permeabilidad

de 1 mD y un valor mínimo de porosidad de 1% para la matriz y un valor

mínimo de permeabilidad de 10 mD y un valor mínimo de porosidad de 0.1%

para la fractura. Estas modificaciones fueron exportadas como una nueva

malla sin introducir modificadores para no incrementar el procesamiento del

modelo.

• El simulador tiene que resolver 11 incógnitas por cada celda en cada paso de

tiempo: P, Sg, So, Sw, 7 composiciones.

En las Figs. 37, 38, 39 y 40 se muestran las mallas de saturaciones y propiedades

resultantes una vez establecidas las condiciones para la inicialización del modelo.

Saturación Inicial de Agua

Saturación Inicial de CrudoSaturación Inicial de Gas

Fig. 37. Saturaciones Iniciales de Fluidos

44


Propiedades de MatrizPERMX = PERMY = PERMZ NTG

PORO

Inicialización del Modelo Dinámico

Fig. 38. Propiedades de la Matriz: permeabilidad, porosidad y NTG

Propiedades de Fractura

PERMX PERMY

POROPERMZ

Fig. 39. Propiedades de la Fractura: permeabilidad y porosidad

45


Propiedades de Fractura Acoplamiento del sistema matriz-fractura en el sistema de doble porosidad.


Fig. 40. Propiedades de la Fractura: SIGMAV

4.2. Fluidos Originalmente en Sitio Los fluidos presentes en el yacimiento antes del inicio de la vida productiva del

yacimiento fueron calculados por tres métodos diferentes:

• Cálculos Volumétricos

• Balance de Materiales

• Inicialización del Modelo de Simulación

4.2.1. Cálculos Volumétricos

El cálculo volumétrico está basado en la combinación de las propiedades tales como

volumen neto (área * espesor neto), porosidad, saturación de agua y gas iniciales y

factores volumétricos a las condiciones iniciales del yacimiento, las cuales fueron

distribuidas mediante métodos geoestadísticos durante la construcción del modelo

3D en PETREL.

46


Por ello, el análisis probabilístico del GOES y POES se hace indispensable debido a

las incertidumbres que acumula el modelo. Incertidumbres que incluyen desde los

parámetros básicos de la evaluación petrofísica, hasta la distribución de facies y

propiedades petrofísicas por métodos geoestadísticos.

A continuación se muestran los resultados de los cálculos probabilísticos realizados

con el programa Cristal Ball, según los parámetros de entrada mostrados en la Tabla 4.

Tabla 4. Parámetros de entrada y chequeos con la realidad (reality check).

Max P1 Reality check Min P99 Reality checkGOES (BCF) 2895 2500 GOES (BCF) 969 1500Volumen 1700000 Volumen 1328172Phi 0.08 Phi 0.06Sw 0.65 Sw 0.8Sg 0.35 Sg 0.2Bg 0.7152 Bg 0.7152

Max P1 Min P99POES 360 536 POES 60 200Volumen 1037566 Volumen 573733Phi 0.1 Phi 0.06Sw 0.4 Sw 0.7So 0.6 So 0.3Bo 1.342 Bo 1.342

En las Figs. 41 y 42 se muestran los resultados obtenidos de los cálculos

probabilísticos del GOES (Gas Originalmente en Sitio) y POES (Petróleo

Originalmente en Sitio) con Cristal Ball.

Del análisis mostrado se desprende que la saturación de hidrocarburos es el

parámetro más sensible, en este análisis. En los mismos gráficos se puede observar

que el volumen de roca esta bastante acertado en la capa de gas, pero se hace más

sensible en la pierna de petróleo dependiendo del contacto agua-petróleo que se

utilice.

47


Por último se destacan los tres indicadores de probabilidad, P10, P50 y P90, y se

muestran los resultados de los cálculos de GOES y POES, para tener los números

finales según estos tres indicadores:

• P90: GOES 1395 MMMPCN y POES 91 MMBN



Se debe destacar que no se realizó el cálculo de condensado proveniente de la capa

de gas ni del gas en solución en la pierna de petróleo y que los factores volumétricos

considerados para el cálculo representan un valor promedio para todo el yacimiento

sin considerar las variaciones de las propiedades de los fluidos con profundidad.

Fig. 41. Curva de probabilidad del GOES por encima del contacto de gas-petróleo. Se muestra el

tornado y los percentiles resultantes.

48


Fig. 42. Curva de probabilidad del POES en la pierna de petróleo. Se muestra el tornado y los

percentiles resultantes.

4.2.2. Balance de Materiales Se realizó el balance de materiales del área bajo estudio considerando la producción

y presión de todos los pozos que conforman el yacimiento Los Jabillos QQ-533, con

una producción acumulada de 686.02 MMMPCN de gas, 20.465 MMBN de petróleo y

0.445 MMBN de agua, y una inyección total de gas de 77.78 MMMPCN.

Se consideró una presión inicial de 4340 lpc, siendo referidas todas las presiones al

datum de 9250 pies TVDss.

Bajo este escenario se calculó un gas originalmente en sitio (GOES) de 1946.25

MMMPCN (Fig. 43).

49


Fig. 43. Balance de Materiales de toda el área de estudio

4.2.3. Inicialización del Modelo de Simulación

Los cálculos de los fluidos originalmente en sitio provenientes de la inicialización del

modelo de simulación son producto de la integración de las mallas de propiedades a

las condiciones iniciales del yacimiento, dependientes de la ubicación de los

contactos gas-petróleo y agua-petróleo originales, así como de las condiciones

iniciales de presión establecidas en los parámetros de equilibrio. Esto permite la

diferenciación de las propiedades PVT de los fluidos para cada celda que integra la

malla de simulación y, por ende, los cálculos de los fluidos originalmente en sitio se

realizan para cada celda y son más detallados.

Para las condiciones de inicialización del modelo, se calculó un GOES de 1860.29

MMMPCN de gas y un POES de 162.6 MMBN de petróleo (Fig. 44).

50


Cálculos VolumétricosValores Probabilísticos de POES y GOES (no considera el condensado ni el gas en solución):

P90: Gas Total 1420 BCF y Crudo Total 160 MBLSP50: Gas Total 1792 BCF y Crudo Total 231 MBLSP10: Gas Total 2227 BCF y Crudo Total 321 MBLS

Balance de Materiales:GOES : 1910.28 BSCF Diferencia: 2.7 %

Modelo de Simulación:POES : 162.6 MMBLSGOES : 1860.29 BSCF


Fluidos Originalmente en Sitio

Fig. 44. Fluidos originalmente en sitio resultantes de la Inicialización del Modelo

Es de destacar que los fluidos originalmente en sitio calculados por las diferentes

metodologías muestran una diferencia menor al 5%, por lo que el modelo inicializado

se ajusta a las características reales del yacimiento.

4.3. Cotejo Histórico Antes de iniciar la fase del cotejo histórico se deben definir cuales son los parámetros

con mayor incertidumbre en el modelo, ya que representan las variables que se

deben sensibilizar a fin de lograr el cotejo de la historia de producción/presión del

yacimiento.

Entre los parámetros de mayor incertidumbre se tiene:

• El análisis de las propiedades de fluidos (°API y RGP) con profundidad

muestra un alto rango de variación para la ubicación de los Contactos - Gas

Petróleo, por lo cual es el primer parámetro sensibilizado en la fase de cotejo.

51


• Tampoco se ha determinado un contacto agua – petróleo en el yacimiento,

pero se han evidenciado algunas pruebas de producción de agua. Aunque

menos importante, este es un parámetro a sensibilizar durante la fase de

cotejo.

• Existen dudas sobre la comunicación entre los compartimientos areales del

yacimiento. Las diferencias entre la distribución de fluidos y presiones de los

pozos QQ-676 y Q-686 permiten separar este compartimiento del resto del

yacimiento, por lo cual se definieron dos (2) regiones de equilibrio: Yacimiento

principal y bloque de los pozos QQ-676 y QQ-686.

• El Modelo de Saturaciones se fundamenta en los resultados de los análisis de

pocos tapones de núcleo, disponiéndose únicamente de una muestra por tipo

de roca. Se definieron cinco regiones de saturación: 4 para representar las

propiedades de matriz y 1 para representar las propiedades de las fracturas.

Adicionalmente, se ajustó el NTG para honrar los fluidos originalmente en

sitio.

• Las escasas mediciones de la presión estática del yacimiento en los años

recientes ofrecen dudas sobre la presión actual. En el segundo semestre del

2009 se realizó una campaña de captura de información y se tomaron

presiones en los pozos QQ-662, QQ-669 y QQ-676. Adicionalmente en los

gráficos de cotejo histórico de presión se reproducen las tendencias de

presión reales con el modelo, lo cual le da mayor confianza sobre este

parámetro.

Basado en lo antes descrito, se procedió inicialmente a sensibilizar las profundidades

de los contactos gas-petróleo, para tratar de reproducir el comportamiento histórico

52


de producción y presión del yacimiento y considerando que la fase principal es el

Gas, razón por la cual se fijó como parámetro de control la tasa de producción de gas

para los pozos del yacimiento (control mode = GRATE), excepto para los pozos QQ-

676 y QQ-686, los cuales producen mayormente condensado.

Por otro lado, dado que la producción de agua en el yacimiento es insignificante y de

procedencia dudosa, ya que no se ha identificado ningún contacto agua-petróleo, no

se considera este parámetro relevante para el cotejo histórico.

En la Fig. 45 se muestra el comportamiento de producción de gas, condensado y

agua de todo el yacimiento Quiriquire Profundo, observándose que a lo largo de los

52 años de vida productiva del yacimiento, el modelo de simulación reproduce

perfectamente la data real. Únicamente se presenta una ligera diferencia con

respecto a la tasa de producción de condensado, la cual es generada por los pozos

QQ-634 y QQ-640 ubicados en el lóbulo posterior.

Para facilitar la interpretación de este y todos los gráficos de comportamiento de

producción se identificaron en color rojo la fase gas, verde la fase condensado y azul

la fase agua. Representándose con línea continúa los resultados datos simulados y

con línea punteada los datos históricos reales.

53


Fig. 45. Gráfico de Comportamiento de Producción del Campo

En la Fig. 46 se muestra la producción acumulada de gas, condensado y agua, tanto

real como simulada, del yacimiento QQ Profundo. Se puede destacar que la

diferencia entre la producción acumulada de gas es de solo 15.5 MMMPCN lo cual

representa un 2.3%. La diferencia de producción de condensado es 81.4 MBN, lo

cual representa un 0.4%. La producción de agua es insignificante.

Los bajos porcentajes de diferencia (<5%) demuestran un buen cotejo a nivel de

yacimiento.

54


81.4 MBN0.4 %

-15.5 MMMPCN2.3 %

Diferencia de Gas

Diferencia de Condensado

Fig. 46. Gráfico de Producción Acumulada del Campo

En la Fig. 47 se muestra el Comportamiento de Presión vs Tiempo. En el mismo se

destaca un excelente cotejo de la presión simulada con los valores de presión

medidos por pozo, sobre todo destaca la respuesta al proceso de inyección de gas

iniciado a partir del año 1998.

55


Fig. 47. Comportamiento de Presión Vs. Tiempo

De las figuras anteriores se puede notar que a nivel de yacimiento se logró un buen

cotejo, tanto de los fluidos producidos como de la presión del yacimiento, con lo cual

se puede validar los contactos de fluidos y ubicados de la siguiente manera: el CGP

a 9750 pies TVDss en el Yacimiento Principal y a 9250 pies TVDss para el bloque del

pozo QQ-676. Se consideró un único CAP ubicado a 10450 pies TVDss. De igual

forma, se validan los fluidos originalmente en sitio calculados (GOES = 1860.26

BSCF y POES = 162.6 MMBN).

Una vez logrado el cotejo global del yacimiento, se verificó la condición del cotejo por

pozo. Se observó un excelente cotejo a nivel de los pozos pertenecientes al Lóbulo

Principal, y un cotejo no tan bueno a nivel de los pozos pertenecientes al Lóbulo

Posterior y Bloque del pozo QQ-676.

56


En la Tabla 5 se resumen los resultados del cotejo de la historia de producción de

todos los pozos del yacimiento Quiriquire Profundo, destacándose que la mayoría de

los pozos presenta un buen cotejo, de 21 pozos 14 pozos tienen una baja diferencia

entre la producción real y simulada, lo cual representa el 66.6% de los pozos

cotejados.

Las diferencias de fluidos producidos de aquellos pozos con un error mayor a 10%,

no representan volúmenes importantes que afecten energéticamente el yacimiento.

En total, la diferencia de los condensados producidos (101 MBN) sólo representa el

0.06 % del COES y la diferencia de gas producido (14.61 BSCF) sólo representa el

0.78 % del GOES.

Tabla 5. Resultado del Cotejo Histórico por Pozo

POZOS COTEJADOS 66,6667POZOS NO COTEJADOS 33,3333

POZOPETROLEO

(MSTB)GAS

(BSCF)PETROLEO

(MSTB)GAS

(BSCF)PETROLEO

(MSTB)GAS

(BSCF)PETROLEO

(%)GAS(%)

1 QQ0547 513,8 24,61 563,2 24,61 -49,4 0,00 -9,61 0,002 QQ0590 758,4 33,09 674,3 33,09 84,1 0,00 11,09 0,003 QQ0595 936,3 37,38 830,3 37,38 106,0 0,00 11,32 0,004 QQ0634 650,9 1,47 712,6 1,47 -61,7 0,00 -9,48 0,005 QQ0640 115,3 0,80 45,8 0,80 69,4 0,00 60,24 0,006 QQ0647 889,7 63,37 1184,0 63,37 -294,3 0,00 -33,07 0,007 QQ0648 405,8 14,52 406,8 14,52 -1,0 0,00 -0,24 0,008 QQ0650 879,2 47,97 852,9 47,97 26,3 0,00 3,00 0,009 QQ0654 878,6 39,46 980,7 39,46 -102,2 0,00 -11,63 0,00

10 QQ0655 694,1 48,13 692,4 48,13 1,7 0,00 0,25 0,0011 QQ0656 876,3 47,22 940,0 47,22 -63,7 0,00 -7,27 0,0012 QQ0662 428,4 24,16 463,1 24,16 -34,7 0,00 -8,11 0,0013 QQ0669 1430,3 66,19 1375,7 66,19 54,6 0,00 3,82 0,0014 QQ0672 906,0 39,08 939,7 39,08 -33,7 0,00 -3,72 0,0015 QQ0674 117,9 1,03 159,0 1,03 -41,0 0,00 -34,82 0,0016 QQ0675 1705,0 25,05 1258,2 25,05 446,7 0,00 26,20 0,0017 QQ0676 5393,4 34,45 5393,4 19,96 0,0 14,48 0,00 42,0518 QQ0677 1142,0 56,57 1171,5 56,57 -29,5 0,00 -2,58 0,0019 QQ0678 110,7 6,01 117,5 6,01 -6,8 0,00 -6,11 0,0020 QQ0686 86,0 0,16 86,0 0,04 0,0 0,12 0,00 75,8421 QQ0690 819,3 44,62 991,7 44,62 -172,4 0,00 -21,04 0,00

TOTAL 19737 655 19839 641 -101 14,61 -0,51 2,23

REAL SIMULADO DIFERENCIAS % DIFERENCIA

Error < 5%

57


4.4. Predicción del Comportamiento Futuro Para la fase de predicción del comportamiento futuro del yacimiento se establecieron

las siguientes consideraciones iniciales:

• Se evaluaron inicialmente los escenarios de compresión vigentes en el Plan

de Negocios aprobado para la Licencia de QQ Gas para el mantenimiento de

un plateau de producción de 280 MMPCND.

• Alta @ 1000 lpc

• Media @ 450 lpc

• Baja @ 60 lpc

• Se ejecutaron pruebas multitasas y se actualizaron los análisis nodales y las

curvas VLP (Vertical Lift Performance) de los pozos.

• Se calibró el modelo ajustando los Índices de Productividad por pozo para

reproducir las medidas de producción (Q gas y THP).

• El control de la producción se realiza en base a la presión de cabezal (THP)

para el mejor diseño de los requerimientos de compresión.

• Se incluye en el año 2010 los workover de los pozos QQ-678, QQ-640 y QQ-

648.

• Se evaluaron escenarios de compresión diferentes a los incluidos en el Plan

de Desarrollo, ya que los resultados de la evaluación económica del escenario

de compresión a 60 lpc indican que el proyecto destruye valor a la empresa

dado que las inversiones requeridas son muy elevadas en comparación con el

recobro adicional estimado. Estos escenarios de compresión fueron

determinados en función de las características de los esquemas de

compresión actualmente instalados en el campo: Succión a 1000 lpc y succión

a 450 lpc.

Se consultó con la empresa fabricante de los compresores de media ya instalados

(450 lpc), sobre las condiciones mínimas a las que pueden ser operados actualmente

o sobre posibles modificaciones para minimizar la presión de succión. Como

58


respuesta se obtuvo que en las condiciones actuales se puede disminuir la presión

de succión pero en consecuencia dismimuye el caudal máximo de gas que pueden

manejar. En la Tabla 6 se muestran las distintas condiciones de operación de los

equipos existentes.

Tabla 6. Condiciones de Operación del Compresor de Media Instalado

Presión de Succión (lpc)

Caudal de Gas Máximo

(MMPCND)

Observaciones

450 280 Actualmente instalado

250 160 Sólo requiere ajuste de caudal

200 140 Sólo requiere ajuste de caudal

120 136 Requiere modificación de los cilindros del

compresor

Se realizaron corridas de predicción con todos estos escenarios anteriores y se

compararon los recobros obtenidos al final del periodo del contrato de operación del

campo.

En la Tabla 7 se comparan los recobros para los escenarios evaluados y en la Fig. 48 se muestran los perfiles de producción para todos los escenarios.

Tabla 7. Producción acumulada de Gas a 03/2026

Presión de Succión (lpc)

Caudal de Gas Máximo (MMPCND)

Fecha de Inicio

Recobro de 01-2010 A 03-2026 (MMMPCN)

450 280 Julio 2011 651

60 280 Mayo 2012 811

250 160 Marzo 2014 768

200 140 Marzo 2014 789

120 136 Marzo 2014 813

59


0

50

100

150

200

250

300

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026

AÑO

TASA

DE

GA

S (M

MPC

ND

)

Gp = 811

Gp = 651

Gp = 768

Gp = 789

07/2011: INICIO MEDIA (450 LPC)4 MÁQUINAS * 70 MMPCND

BAJA PRESIÓN:60 LPC = caudal máximo desde mayo 2012250 LPC= caudal inicial @ 160 MMPCND en 03/2014250 LPC= caudal inicial @ 140 MMPCND en 03/2014120 LPC= caudal inicial @ 136 MMPCND en 03/2014

PDN

ALTA

MEDIA

BAJA 60

BAJA 250

BAJA 200

BAJA 120 Gp = 813

Fig. 48. Perfiles de Producción para los diferentes escenarios de compresión

De los escenarios evaluados se puede observar que se pueden obtener excelentes

recobros manejando la compresión a 120 lpc, con un mínimo de inversión para

adecuar las facilidades existentes. El escenario de compresión a 60 Lpc involucra

una inversión muy elevada en plantas de compresión adicionales que no es

justificada con un mayor recobro, por lo que se estaría destruyendo el valor del

activo. La única ventaja de este escenario es la disponibilidad de mayores caudales

de gas para los años más actuales en los que la demanda del mercado es muy alta,

sin embargo, en el mediano plazo afecta la economía del proyecto y no se justifica su

implementación.

60


5. CONCLUSIONES

Se construyó un nuevo modelo estático y dinámico que representa más

realísticamente el comportamiento del yacimiento dinámico del

yacimiento.

Se mejora la caracterización con la incorporación del sistema

naturalmente fracturado y describiendo el gas condensado a través de

la EOS y detallando la variación de la composición de los fluidos con la

profundidad.

La ejecución de las pruebas multitasa permitió la mejor calibración de

las curvas de levantamiento vertical de los pozos. Este parámetro es

muy importante para el diseño de las facilidades de superficie y la mejor

estimación de las pérdidas de carga desde el cabezal de los pozos

hasta las facilidades de superficie.

Es posible adoptar un esquema de compresión futura que permita

cumplir los compromisos de producción minimizando las inversiones y

maximizando el valor del activo.

Todos los escenarios evaluados permiten obtener un recobro superior

al propuesto para el Plan de Desarrollo Oficial Aprobado.

El cambio a media presión se requiere a partir de Julio de 2011.

Para el caso de máxima producción la compresión a 60 lpc debe

iniciarse en Mayo del 2012 y el Plateau de producción de 280

MMPCND sólo se extiende un año.

61


Los escenarios de compresión más baja (60 Y 120 LPC) son los que

permiten el máximo recobro (811-813 MMMPCN), resultando más

beneficioso el escenario de 120 lpc porque involucra una mínima

inversión para efectuar modificaciones sobre las facilidades existentes.

A pesar de que el modelo construido es mucho más adecuado para

reproducir el comportamiento dinámico del yacimiento, aún se requiere

la ejecución de estudios adicionales antes de efectuar mayores

inversiones. Entre dichos estudios está la evolución de las propiedades

de las fracturas en la medida que declina la presión del yacimiento, ya

que si las fracturas tienden a cerrarse se vería afectada la productividad

de los pozos y el recobro de las reservas del yacimiento.

62


6. RECOMENDACIONES

Realizar los estudios geomecánicos necesarios para evaluar el

comportamiento de las fracturas en la medida que declina la presión del

yacimiento y modelar este comportamiento con softwares

especializados, tales como Vissage.

Determinar con mayor presición los escenarios de producción posibles

basados en los rangos de operación máximo y mínimo de cada uno de

los compresores del sistema y basados en análisis de disponibilidad

para el cálculo más preciso de los recobros a obtenerse en los términos

del contrato de operación.

Realizar las evaluaciones económicas para cada escenario de

producción y seleccionar el más adecuado en términos de rentabilidad

y estrategia.

Continuar el monitoreo de la productividad de los pozos ejecutando las

pruebas multitasas y actualizando las curvas de levantamiento vertical

de los pozos.

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