EVALUACIÓN DE LA PRODUCTIVIDAD DE ARENAS ALTAMENTE COMPACTADAS ( TIGHT )

EVALUACIÓN DE LA PRODUCTIVIDAD DE ARENAS ALTAMENTE COMPACTADAS (TIGHT)

DEL CAMPO DE GAS YUCAL-PLACER, EDO. GUÁRICO - VENEZUELA

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

TUTOR ACADÉMICO: Dr. Martín EssenfeldTUTOR INDUTRIAL: Ing. Atilio Malavé, MS

Caracas, Noviembre 2003

Realizado por: William Niño

POZO P1-01

PRUEBAS DE POZO

SIMULACIONES REALIZADAS

INFORMACIÓN DEL CAMPO

CONTENIDO

FUNDAMENTOS TEÓRICOS

RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES

POZO P1-02 POZO P1-03

OBJETIVOS

2

GENERAL:• Evaluar, mediante los resultados obtenidos en los pozos

P1-01, P1-02 y P1-03, la productividad de las arenas altamente compactadas del Campo de gas Yucal-Placer,

Edo. Guárico - Venezuela

OBJETIVOS

ESPECÍFICOS:• Estudiar la posibilidad de producir en conjunto (commingled)

las arenas M-7 y M-8

• Evaluar los resultados de las pruebas de los pozos P1-01, P1-02 y P1-03

3


PLACER-1

YUCAL-1

DATOS HISTÓRICOS

Explotación entre 1950 y 1989

37 pozos en el campo

Producción acumulada de 142 MMMPCN

4

GENERALIDADES

Permeabilidades, por lo general, menores a 20 mD en la mayoría de los yacimientos, y menores a 0,2 mD en los yacimientos profundosde la Fm. La Pascua

Temperatura de los yacimientos,generalmente por encima de 300 °F a profundidades mayores a 6300 pbnm


4

12 yacimientos principales en laFm. La Pascua y Roblecito PLACER-1

YUCAL-1

• Adquisición de datos sísmicos 3D

PLAN DE DESARROLLOACTUAL

PLACER-1

YUCAL-1

Fase EPS (Early Production Scheme)

Explotación por etapas

• Perforación de seis nuevos pozos y reacondicionamiento de un pozo existente

• Producción meta de 100 MMPCND (gas bruto)


4

Fm. CHAGUARAMAS (MIOCENO INF.):• Areniscas lenticulares, lutitas y numerosos lignitos

Fm. ROBLECITO (OLIGOCENO MEDIO-SUP.):• Unidad predominantemente lutítica con desarrollo de areniscas

Fm. LA PASCUA (OLIGOCENO INF.-MEDIO):• Areniscas muy compactas con alternancia de lutitas


5

• PRODUCCIÓN EN CONJUNTO

• SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS

• PRUEBAS DE POZOS


6


PRODUCCIÓN EN CONJUNTO

• A

• B

Producir a la vez y por la misma tubería dos o más yacimientos independientes

CONDICIONES PARA SU IMPLEMENTACIÓN:

• Baja productividad de las arenas por separado• Presiones similares de yacimientos• Composición parecida de los fluidos

7


Construcción y utilización de un modelo matemático que refleje adecuadamente el comportamiento real del yacimiento

SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS

8


PRUEBAS DE POZOSCreación de una variación en la tasa (bien sea de producción o de inyección) para observar la respuesta que esto causa en el comportamiento de presión

TIPOS DE PRUEBAS:

• Caída de presión (fall-off)• Restauración de presión (build-up)• Flujo después de flujo (flow-after-flow )

9

SIMULACIONES

SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS• Dos modelos, en base a las reservas 1P y 2P

• Cinco yacimientos del campo

• Geometría de los yacimientos y propiedades acorde con la interpretación inicial de datos del campo

• Pronósticos de producción durante 33 años con todos los pozos previstos en el Plan de Desarrollo Actual

PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN ESTIMADA POR YACIMIENTOS

• Tres modelos homogéneos, infinitos e isotrópicos para cinco yacimientos

• Un modelo para un yacimiento con propiedades “promedio” del campo

• Pronósticos de producción para un pozo durante cinco años10


Resultados con el Modelo 1P

SIMULACIONES

11


SIMULACIONES

Resultados con el Modelo 2P

12

Alta compartamentalización en el Modelo 1P


SIMULACIONES

Modelo 1P Modelo 2P

13

Commingled Gas Production Forecast P7 + P8/9 Reservoirs

-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

0 1 2 3 4 5

Time (years)

Qg

(Msc

fd)

Vert (S=-2)

Vert (S=0)

Vert (S=50)

Frac (Xt=50 ft)

Frac (Xt=100 ft)

Frac (Xt=150 ft)

Frac (Xt=200 ft)

Frac (Xt = 300 ft)

Frac (Xt=600 ft)

Horiz P8/9 (kv/kh=1e-3)


P7K = 0,5 mDP8/9K = 0.4 mD

10000

5000

0

15000

20000

25000

Qg

[MP

CN

D]

Tiempo [Años]

0 3 41 2 5

Vert (S=-2)

Vert (S=0)

Vert (S=50)

Frac (Xf=50 pies)

Frac (Xf=100 pies)

Frac (Xf=150 pies)

Frac (Xf=200 pies)

Frac (Xf=300 pies)

Frac (Xf=600 pies)Horiz kv/kh=1e-3

Horiz kv/kh=1e-4

M-7K = 0,5 mD

M-8K = 0,4 mD

Estimación de ProducciónYacimientos M-7, M-8

Commingled Gas Production Forecast P7 + P8/9 Reservoirs

-

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

0 1 2 3 4 5

Time (years)

Qg

(Msc

fd)

Vert (S=-2)

Vert (S=0)

Vert (S=50)

Frac (Xt=50 ft)

Frac (Xt=100 ft)

Frac (Xt=150 ft)

Frac (Xt=200 ft)

Frac (Xt = 300 ft)

Frac (Xt=600 ft)



P7K = 0,5 mDP8/9K = 0.4 mD

10000

5000

0

15000

20000

25000

Qg

[MP

CN

D]

Tiempo [Años]

0 3 41 2 5

Vert (S=-2)

Vert (S=0)

Vert (S=50)

Frac (Xf=50 pies)

Frac (Xf=100 pies)

Frac (Xf=150 pies)

Frac (Xf=200 pies)

Frac (Xf=300 pies)


Horiz kv/kh=1e-4

Vert (S=-2)

Vert (S=0)

Vert (S=50)

Frac (Xf=50 pies)

Frac (Xf=100 pies)

Frac (Xf=150 pies)

Frac (Xf=200 pies)

Frac (Xf=300 pies)


Horiz kv/kh=1e-4

M-7K = 0,5 mD

M-8K = 0,4 mD

Estimación de ProducciónYacimientos M-7, M-8

PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN POR YACIMIENTOS

SIMULACIONES

14

VARIABILIDAD EN LA PRODUCCIÓN CON CAMBIOSEN LA PERMEABILIDAD

SIMULACIONES

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 1 2 3 4 5

Tiempo [años]

Qg

[ M

MP

CN

D]

K = 100 mD

K = 50 mD

K = 20 mD

K = 10 mD

K = 5 mD

K = 1 mD

K = 0,1 mD

Sensibilidad de producción con la permeabilidad

PARÁMETROS SUPUESTOS:Cr [1/lpc] = 6*10exp-6 Espesor [pies] = 20 Presión [lpca] = 4000Temperatura [°F] = 300Porosidad [fracción] = 0.08Factor de daño = 0Pwf [lpca] = 2500Comp. Gas = 85% CH4 y 15% CO2

15

Yac. M-7Yac. M-8

PLANIFICADO

Yac. M-7Yac. M-8

Yac. M-6

REAL

PRUEBAS DE POZO (P1-01)

16

Curva Profundidad-Tiempo de Operaciones Pozo P1-01

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 20 40 60 80 100

Tiempo de operaciones [días]

Pro

fun

did

ad [

pie

s]

Curva Profundidad-Tiempo Planeada

Curva Profundidad-Tiempo Real

Revestidor 20"

Revestidor 13-3/8"

Revestidor 9-5/8"

Núcleo del Yac. L-7

1 Fractura + Evaluación de Yacimientos

Núcleo del Yac. M-7

Inestabilidad del hoyo. Tapón de cemento + desviación

Camisa de rev. 7" + Completación


17

• La duración de la prueba fue muy corta

• Los resultados no son representativos del yacimiento

• Para lograr el cotejo, se impuso al modelo una permeabilidad del orden de 0,5 mD

• El cotejo se logra con un factor de daño negativo

• La presión obtenida con la interpretación fue de 4785 lpca @ 8140 pbnm

PRUEBA DE CAÍDA DE PRESIÓN LUEGO DEL MINI-FRAC (YAC. M-8inf)


18

PRUEBA DE CAÍDA DE PRESIÓN LUEGO DEL FRACTURAMIENTO (YAC. M-8inf)

• Estabilización de la derivada supuesta al final de la prueba

• Los resultados no son completamente representativos del yacimiento

• Valores mínimos de permeabilidad y factor de daño estimados en 0,2 mD y 12, respectivamente


• Concentraciones de 1200 ppm de H2S y mayor de 25% CO2


19

PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (YAC. M-6)

• Comportamiento extraño de la derivada que no permite alcanzar un cotejo minucioso

• K = 6,2 mD

• S = -2,15

• P* = 4265 lpca @ 7465 pbnm

• Grad = 0,09 lpc/pie

• Qg = 15,5 MMPCND con una presión de cabezal de 1619 lpc

• Concentraciones de H2S y CO2 de 40 ppm y 28%, respectivamente

MEDICIONES DE PRESIÓN EN FONDO


20


MEDICIONES DE PRESIÓN EN CABEZAL

• Comportamiento extraño de la derivada que no permite alcanzar un cotejo minucioso

• K = 6,2 mD

• S = -0,53

• P* = 3547 lpca (en cabezal)


21

Yac. M-8

Yac. M-7

PLANIFICADO

Yac. M-7

Yac. M-8

Yac. L-7Yac. L-6Yac. L-5

REAL


22

Curva Profundidad-Tiempo de Operaciones PozoP1-02

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 10 20 30 40 50 60 70 80


Pro

fun

did

ad

[p

ies

]



Revestidor 20"

Revestidor 13-3/8"

Revestidor 9-5/8"

Núcleo del Yac. L-6 Núcleo del Yac. M-2

Núcleo del Yac. M-6

2 Fracturas + Evaluación de Yacimientos

Camisa de rev. 7" +Completación


23

PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN LUEGO DEL FRACTURAMIENTO (YAC. M-8sup)

• La duración de la prueba no fue suficientemente larga para una evaluación satisfactoria

• El comportamiento de la derivada de la presión fue muy variable

• El cotejo logrado indica que la permeabilidad está por debajo de 0,01 mD


• Concentraciones de H2S de 120 ppm y 38% CO2


24

PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN LUEGO DEL FRACTURAMIENTO (YAC. M-7)

• La producción fue supuesta (no pudo ser medida por el bajo caudal)

• K = 0,08 mD

• S = -3,32 • P* = 4609 lpca @ 7615 pbnm


25

PRUEBA DE FLUJO DESPUÉS DE FLUJO (YAC. L-6)

MEDICIONES DE PRESIÓN EN CABEZAL PARA EL YAC. L-6

• Comportamiento extraño de la derivada de la presión al final de la prueba (posiblemente por efecto de la temperatura). Se supuso una estabilización de la derivada cuando apenas comienza este comportamiento

• Valores mínimos de permeabilidad y factor de daño estimados en 5 mD y 17, respectivamente

• La presión obtenida con la interpretación fue de 3521 lpca en cabezal


26

PRUEBA DE FLUJO DESPUÉS DE FLUJO (YAC. L-5, L-6 Y L-7)

RESULTADOS DE CORRIDA DE HERRAMIENTA PLT CON EL POZO CERRADO

• El spinner no indicó flujo de fluidos proveniente de ninguna arena (sugiere que no existe flujo cruzado)


27

PRUEBA DE FLUJO DESPUÉS DE FLUJO (YAC. L-5, L-6 Y l-7)

RESULTADOS DE CORRIDA DE HERRAMIENTA PLT CON EL POZO ABIERTO CON UN REDUCTOR DE 48/64”

• La interpretación de los resultados de la herramienta mostró que aproximadamente el 65% del flujo provenía del yac. L-6 y el restante 35% provenía del yac. L-7.

• El yac. L-5 no produjo


28

PRUEBA DE FLUJO DESPUÉS DE FLUJO (YAC. L-5, L-6 y L-7)

• El cotejo logrado fue bastante satisfactorio

• K = 15,5 mD

• S = 16,4

• P* = 4131 lpca @ 6365 pbnm

• Qg = 9,8 MMPCND con presión de cabezal de 1805 lpc

• Concentraciones de H2S y de CO2 de 15 ppm y 13% respectivamente


29

Yac. M-4 Yac. M-4

Yac. M-8Yac. M-8

ORIGINAL PLANIFICADO REAL


30

Curva Profundidad-Tiempo de Operaciones Pozo P1-03

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50


Pro

fun

did

ad

[p

ies

]



Aseguramiento del cabezal y control del pozo

Mudanza del taladro

Extracción de vieja completación

Milar y sacar vieja empacadura

Corrida y cementación de nueva completación

1 Fractura + Evaluación de Yacimientos

c


31

PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (YAC. M-8inf)

• Prueba sin validez debido a una fuga de presión en los equipos de superficie durante la prueba


32


• El cotejo logrado fue bastante satisfactorio

• K = 112 mD

• S = 4,68

• P* = 3978 lpca @ 6080 pbnm

• Qg = 58,6 MMPCND con presión de cabezal de 1945 lpc

• Concentraciones de H2S y de CO2 de 8 ppm y 12% respectivamente

Nota: prueba interpretada en 1985 indicaba una permeabilidad de 45 mD


33

GRADIENTE DE PRESIÓN DEL CAMPO

34

Gradiente de Presión

4000

5000

6000

7000

8000

9000

3500 3700 3900 4100 4300 4500 4700 4900

Presión [lpca]

Prof

undi

dad

[pbn

m]

0,06 lpc/ft (gas)

(P1-01) M-8

M-4

M-7M-8M-7

M-4

(P1-02) M-8(P1-02) M-7

M-6

(P1-01) M-6(P1-02) M-4

(P1-02) L-7(P1-02) L-6 L-2

(P1-03) M-4 M-4 L-7

M-4

L-4

M-2

M-4

Concentración de CO2 vs. Profundidad

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0 5 10 15 20 25 30 35 40

% CO2

Pro

fun

did

ad [

pb

nm

]

Chaguaramas L-5 L-2 L-4 L-5 L-6 L-7 M-2 M-4 M-6 M-8 Cretácico

CONCENTRACIÓN DE CO2

35

En base al trabajo realizado, se ofrecen las siguientes Conclusiones: • El fracturamiento hidráulico en el yacimiento M-8inf fue efectivo en el pozo P1-01, pero su productividad no pudo ser determinada debido a que el gas presentó una alta concentración de H2S y CO2

• En el pozo P1-03 no se pudo desarrollar el fracturamiento hidráulico. Sin embargo, tras cañonear todo el espesor de las arenas M-8sup y M-8inf en este pozo, se determinó que solo el yacimiento M-8inf exhibía productividad, aunque realmente esta fue muy baja. En el pozo P1-02, los yacimientos M-7 y M-8sup también mostraron una productividad muy baja, a pesar de haberse realizado fracturamientos hidráulicos exitosos en ambos casos

• La productividad del yacimiento M-6 en el pozo P1-01 mostró ser muy buena (Qg = 15,5 MMPCND con una presión de cabezal de 1619 lpc y reductor de 48/64”), aunque la concentración de H2S en el gas fue un poco más alta de lo esperado (40 ppm)

CONCLUSIONES

36

CONCLUSIONES

• La productividad de los yacimientos L-6 y L-7 en el pozo P1-02 mostró ser aceptable, a pesar del elevado factor de daño que se obtuvo para estos yacimientos (Qg estimada de 10 MMPCND con una presión de cabezal alrededor de 1500 lpc y un factor de daño de 16). El yacimiento L-5 no produjo

• El recañoneo en el yacimiento L-6 aumentó su producción en aproximadamente 40%

• La productividad del yacimiento M-4 en el pozo P1-03 resultó excelente (Qg = 58,6 MMPCND con una presión de cabezal de 1945 lpc y reductor de 96/64”), limitada por el separador de prueba

• Las técnicas simplificadas de análisis de presión, partiendo de mediciones de mediciones de cabezal, ofrecen estimaciones aceptables de las propiedades del yacimiento, a pesar de las dificultades que genera la variación de la temperatura a nivel de superficie

37

CONCLUSIONES

• Las predicciones de reservas obtenidas con el Modelo 1P fueron de 585 MMMPCN, con un factor de recobro final de 6,4%, y para el Modelo 2P fueron de 2988 MMMPCN, con un factor de recobro final de 25,4%, ambos para u período de explotación de 32 años y medio

• Los mejores resultados de productividad para los yacimientos L-6 y L-7, produciendo en conjunto, se obtendrían con pozos verticales sometidos a fracturamiento hidráulico con una longitud de fractura cercana a los 100 pies, según las predicciones de producción realizadas para estos yacimientos con modelos de simulación

• En este campo, para yacimientos con permeabilidades matriciales por debajo de 5mD, la productividad de pozos verticales (sin ningún tipo de trabajos de estimulación) no resulta atractiva para la primera fase de explotación (Fase EPS), según las predicciones de producción realizadas con un modelo de simulación para un yacimiento con “propiedades promedio” e isotrópicas del campo 37

En base al trabajo realizado y los resultados obtenidos:

• Es recomendable analizar la posibilidad de producir los yacimientos M-7, M-8sup y M-8inf luego de una estimulación de los pozos (acidificación, uso de cañones propelentes, fracturamientos con gas, etc.) en una etapa futura de desarrollo, donde puedan manejarse altas concentraciones de CO2 y H2S, ya que estos yacimientos poseen una gran extensión y su producción aumentaría considerablemente las reservas del campo

• Se recomienda evaluar la posibilidad de desarrollar un trabajo de estimulación en el pozo P1-02 para reducir el factor de daño en los yacimientos L-6 y L-7

• Se debería estudiar en detalle la explotación del yacimiento M-4, ya que éste presenta buenas propiedades, al menos en la parte sur del campo, y debería considerarse entre las prioridades en una etapa futura de desarrollo

RECOMENDACIONES

38

• Es aconsejable realizar un estudio de sensibilidad para el yacimiento M-4, a fin de determinar la arquitectura de pozo con la cual se podrían obtener resultados óptimos de producción

• Es necesario construir un(os) nuevo(s) modelo(s) de simulación de yacimiento acorde(s) con las reinterpretaciones de los datos sísmicos 2D y la interpretación de los datos sísmicos 3D del campo, así como la información obtenida con los nuevos pozos. Esto ya está en proceso

• Se deberá monitorear el comportamiento de presión y de producción en los pozos con pruebas frecuentes (cada tres o cuatro meses), al menos durante dos años, ya que esto permitiría hacer predicciones de producción de los yacimientos (con modelos de simulación refinados) y estudios de balance de materiales (P/Z vs. Gp). En el caso del pozo P1-02, el cual produce en conjunto, es aconsejable el uso de herramientas PLT en las pruebas, para determinar el aporte de cada yacimiento en la producción del pozo

RECOMENDACIONES

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RESERVAS 1P (PROBADAS):

SOPORTE

Cantidad de hidrocarburos estimadas con razonable certeza, recuperables comercialmente para un momento determinado de yacimientos conocidos, de acuerdo a la información geológica y de ingeniería disponible. La utilización del término determinístico razonable certeza, indica un alto grado de certidumbre (mayor al 90%)

RESERVAS 2P (PROBABLES):Cantidades estimadas de hidrocarburos atribuibles a acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería indican un grado de menor certeza en su recuperación, comparado con el de Reservas Probadas. En este caso se habla de un 50% de probabilidades de éxito

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