Jornadas de Recuperación Secundaria EOR IAPG

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1 Mejorando la Caracterización y Definición de Reservorios Multicapa en Ambientes Fluviales, Utilizando Variadas Técnicas Determinísticas y Estocásticas en un Ámbito Integrado, Yacimiento Estancia Cholita, Cuenca del Golfo San Jorge. Jornadas de Recuperación Secundaria EOR IAPG Pedro Solórzano. Gastón Nicora. Agustina Santángelo. Juan Marcaida SPE PP

2 Mejorando la Caracterización y Definición de Reservorios Multicapa en Ambientes Fluviales, Utilizando Variadas Técnicas Determinísticas y Estocásticas en un Ámbito Integrado, Yacimiento Estancia Cholita, Cuenca del Golfo San Jorge. Waterflooding EOR Journals IAPG 2

3 Contenido Ubicación del área de estudio. Perfil tipo formaciones geológicas perforadas. Introducción. Caracterización integrada. Paneles sísmica ensayos. Diagramas de intervención 4D. Resultado estadístico de pruebas de restauración de presión. Mapeo de depósitos utilizando correlación y tendencias guiadas. Comportamiento estadístico de parámetros de reservorio. Distribución de producción iterativa y balance discreto de fluidos. Mapas de secuencias de depositación con integración del modelo de fluidos. Esquemas de funcionamiento del entrampamiento. Resumen de parámetros de reservorio. La evolución del modelo y la evolución de reservas. Ejemplo del diseño de recuperación secundaria Conclusiones. Agradecimientos. 3

4 Ubicación del área de estudio Cuenca del Golfo San Jorge NEUQUEN RIO NEGRO Musters YACIMIENTO CAÑADON PERDIDO N Colhue Huapi CHUBUT CHUBUT YACIMIENTO ZONA CENTRAL - BELLA VISTA COMODORO RIVADAVIA SANTA CRUZ LAS HERAS CALETA OLIVIA CDON.SECO PICO 0. TRUNCADO 5. SANTA CRUZ Cuenca del Golfo San Jorge Cuenca del Golfo San Jorge Área de estudio 4

5 CRETÁCICO INFERIOR CHUBUTIANO CRETÁSICO SUPERIOR Perfil tipo Formaciones geológicas perforadas SP[mV] -80,0 20,0 SP[mV] 40,0 100,0 a-68 [mm D] R90[Ohm.m] 0,0 20,0 0,42 12,0 R90[Ohm.m] 140,0 Bajo Barreal medio Alternancia de areniscas, areniscas tobáceas y pelitas. Mayor cantidad de canales y controles estructurales menos definidos (predomina la migración lateral libre de los ríos) 500 XV Bajo Barreal inferior o Sección Tobácea XIV Conjunto de tobas y areniscas tobáceas. Aumenta la sinuosidad de los canales. Menor control estructural. BB XII Castillo 1000 XI Sección media y superior: mayor aporte de material volcánico y volcaniclástico. La actividad de las fallas controla la arquitectura de los depósitos, modifica: los anchos, espesores y elongación de los cuerpo. X IX TOBA VII Sección Inferior: Intercalación de depósitos clásticos y volcánicos. El desarrollo de los cuerpos con geoformas deltaicas está controlado por fallas VI CAST D-129 IV Sedimentación de canales fluviales, donde se identifican facies de areniscas y depósitos lacustres cuando se reconocen depósitos de oolitas y/o pelitas negras. Constituye la roca madre por excelencia de la cuenca 2000 III II I D-5 D-10 D-20 5

6 Introducción Características de la terminación de pozos 1000 l Pet 3000 l Pet Sin entrada 200 l Agua Capas punzadas 3, capas eficientemente conectadas 1. EUR 6

7 Introducción Evaluación areal de la acumulada de producción Qoi Qac Qab Zonas perforables EUR EUR: >2.5 PT >2 PT >1.5 PT >1.0 PT Np >0.5 PT <0.5 PT Límite del desarrollo 7

8 Introducción Evaluación de la producción de proyectos utilizando el PT, como conjunto o por campañas 8

9 Introducción Interpretación clásica a partir de resultados tempranos Área incorporable por seguimiento estructural y resultado de producción Límite del depósito basado en espectativa de la estructura

10 Contenido Ubicación del área de estudio. Perfil tipo formaciones geológicas perforadas. Introducción. Caracterización integrada. Paneles sísmica ensayos. Diagramas de intervención 4D. Resultado estadístico de pruebas de restauración de presión. Mapeo de depósitos utilizando correlación y tendencias guiadas. Comportamiento estadístico de parámetros de reservorio. Distribución de producción iterativa y balance discreto de fluidos. Mapas de secuencias de depositación con integración del modelo de fluidos. Esquemas de funcionamiento del entrampamiento. Resumen de parámetros de reservorio. La evolución del modelo y la evolución de reservas. Ejemplo del diseño de recuperación secundaria Conclusiones. Agradecimientos. 10

11 Cortes sísmicos, diagrama estructural e interpretación de fluidos 1/3 rasgos estructurales A B B A 11

12 20-30 capas Cortes sísmicos, diagrama estructural e interpretación de fluidos 2/3: Rasgos estructurales - rasgos estratigráficos resultado de ensayos de pozos A P12 P2 P1 P3 P 5 P44 P86 P147 B BB BB B Tobacea A Castillo Tobacea Castillo D129 Las posiciones de los objetos tienen escala real en función de línea sísmica Prospecto gas D129 Prospecto petróleo 12

13 20-30 capas Cortes sísmicos, diagrama estructural e interpretación de fluidos 3/3: Rasgos estructurales - rasgos estratigráficos patrón de carga de fluidos A P12 P2 P1 P3 P 5 P44 P86 P147 B BB BB B Tobacea 7 A Castillo Tobacea Castillo D129 Las posiciones de los objetos tienen escala real en función de línea sísmica Prospecto gas Prospecto petróleo Petróleo pesado ligth a mediano ligth viscoso API 6-20 cps Petróleo mediano ligth a liviano ligth viscoso API cps D129 13

14 Diagrama de intervenciones 4D Ejemplo de las representaciones en un diagram 4D (x, y, z, t) X Y Fm. Sec. Capas. RFT Perforación Hoyo Casing Cemento Terminación WO Punzado Ensayos Cementos Fracturas Tapones Bomba y cañería t Z

15 Identificación de cuerpos en la sísmica 3D Despliegue en 3D de los cuerpos observados en la sísmica 3D Canales Fm. BAJO BARREAL Canales Sección TOBÁCEA Tope Sección Tobácea Canales Fm. CASTILLO Tope Castillo Tope D129 15

16 Resultado estadístico de pruebas de restauración de presión Usar el tipo de respuesta como certificado dinámico del tipo de depósitos observado Resultado de Build up en un pozo de Estancia Cholita Resultado de Build up en varios pozos de Estancia Cholita En todos los casos los build ups, arrojaron canales de meandro muy delgados. Aquí, el uso de un parámetro analítico para construir estadística descriptiva. 16

17 Mapeo de depósitos utilizando correlación y tendencias Mapas de espesor útil de los cuerpos reservorio L1 L23 L34 L65 L68 L70 L80 L100 17

18 Mapeo de depósitos utilizando correlación y tendencias Ejemplo de un canal guiado con atributos sísmicos, norte de Estancia Cholita 18

19 Comportamiento estadístico de parámetros de reservorio De donde vienen los datos y su relación, son muestras estadísticas de varios depósitos? Test Bup Rango Test Core Core Core Test BB Test Test Tobácea Castillo Muy alta dispersión de los datos de permeabilidad. 19

20 Distribución de producción iterativa Evolución del proceso de alocación por capa MODELO CON DATO OFICIAL: Ql, Qo, %AYS, Nivel. Fr resultado del modelo sin depurar, alto Fr a capas con alto IP, pero, ese volumen existe? Fr esperado por analogía con la cuenca, o aplicando alguna referencia API MODELO CON AJUSTES POR ENGANCHES, %AyS. Los ajustes no resuelven el alto IP de capas específicas La acumulada actual o al EUR de muchas capas indica un Fr imposible físicamente. DRENADO SIN DRENAR SIN DRENAR DRENADO MODELO FINAL AJUSTADO EN POZOS OFENSORES. Los ajustes permiten asignar petróleo según volumen de reservorios, corrigiendo por enganches limpios vs ensayos de terminación incompletos, permiten comprender de donde viene el petróleo y ajustan los resultados a leyes físicas válidas. 20

21 Distribución de producción iterativa Evolución del proceso de alocación por capa No balanceado Capas problemas Fr vs POES en regla Balanceado Capa no se pudo ajustar bajo este método Reducir IP Vista de la capa problema, con su alocación por pozo, es fácil detectar el pozo ofensor, mal alocado EUR <= POES * Fr 21

22 Verificación del factor de recobro, balance discreto de fluidos Evolución del proceso de alocación por capa Evolución del fluido alocado por reservorio con los procesos de iteración Resultado del proceso de alocación en un sector, las capas están alineadas por profundidad simulando del desplazamiento vertical del pozo, se muestra el POES, el % de punzamiento y el Fr actual y al EUR por cada capa, los valores de Fr resultan de la acumulada alocada de la capa vs el POES volumétrico. 22

23 Resumen de parámetros de reservorio, k, M, P, Fr, POES, Conexión Integración vertical, modelo de flujo Integración en vista vertical de las propiedades de core (k), presión inicial y actual (tomada de pozo in-fill), viscosidades (medidas de PVT s por formación), rangos de movilidad, alcance del punzamiento y proyección de la producción conectada por capa en función de su POES. Oportunidad 23

24 Esquemas de funcionamiento del entrampamiento W Representación del ciclo de fluidos observado, llevado a un solo nivel estratigráfico P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 E GOR = 8 Rs %Ay S %Ay S GOR = 2Rs %Ay S Proyección del contacto si se toma en cuenta el contorno principal y el estilo clásico N E 24

25 Mapas de secuencias de depositos con integración de fluidos Espesor útil, estructura, modelo de alocación por secuencias Bajo Barreal Tobácea Castillo 25

26 Fm. Bajo Barreal Esquemas de funcionamiento del entrampamiento Interpretación de una linea de CAPO en un mapa de un modelo multicapa W1 W2 W3 W4 %AyS %AyS %AyS CAPO %AyS 26

27 Uso del modelo para definir posiciones y características de los pozos Ajustes en el plan de desarrollo por interpretación integrada W2 W1 W2 W2 W1 Menos capas al flanco Profundidad optimizada Interpretado Agua Costo C Producción 1.2PT Es negocio! Costo 0.95C Producción 0.7PT No es negocio Costo 0.7C Producción 0.7PT Es negocio 28

28 Contenido Ubicación del área de estudio. Perfil tipo formaciones geológicas perforadas. Introducción. Caracterización integrada. Paneles sísmica ensayos. Diagramas de intervención 4D. Resultado estadístico de pruebas de restauración de presión. Mapeo de depósitos utilizando correlación y tendencias guiadas. Comportamiento estadístico de parámetros de reservorio. Distribución de producción iterativa y balance discreto de fluidos. Mapas de secuencias de depositación con integración del modelo de fluidos. Esquemas de funcionamiento del entrampamiento. Resumen de parámetros de reservorio. La evolución del modelo y la evolución de reservas. Ejemplo del diseño de recuperación secundaria Conclusiones. Agradecimientos. 29

29 Evolución de áreas bajo desarrollo con la evolución del modelo Cambios en el áreas de desarrollo con la compresión del modelo Áreas con petróleo comprobado Áreas con petróleo comprobado 30

30 Evolución de áreas bajo desarrollo con la evolución del modelo Cambios en el áreas de desarrollo con la compresión del modelo Áreas con petróleo comprobado Áreas con gas comprobado Áreas con petróleo comprobado 31

31 Evolución del EUR con el desarrollo y comprensión Evolución normalizada del EUR del yacimiento con la evolución del modelo t2 Descubrimiento Delineación Incorporación Modelo integrado y desarrollo t1 32

32 Evolución de las reservas con la evolución del modelo Evolución normalizada de las reservas del yacimiento t2 Descubrimiento Delineación Incorporación Modelo integrado y desarrollo t1 33

33 1100m Ejemplo del diseño de la recuperación secundaria Pozos inyectores in-fill inundando pequeños reservorios, flujo más linea que radial Iw-1 Iw-2 Iw-1 Iw-2 Iw-3 Iw-3 Fm. Bajo Barreal Sección Tobácea Fm. Castillo 34

34 Ejemplo del diseño de recuperación secundaria Inyectores in-fill, inundando reservorios pequeños y longitudinales, flujo lineal. Arreglos típicos en arena continua, representación de 1 capa Arreglos típicos depósitos tipo canal, representación de 1 capa Inyecta en otras capas 35

35 Ejemplo del diseño de recuperación secundaria Anegamiento multicapa deddfe pozos in-fill en zonas de màxima suerpositión Situación antes de anegamiento Situación luego de anegamiento Capas de gas generadas con la caída de presión por la producción primaria. Pozos in-fill para contra_ restar interrupciones estratigráficas o estructurales. El modelo de flanco no se aplicó porque los cuerpos tienen un patrón de superposición que inhabilita el barrido correcto desde pozos alejados, básicamente, no se pueden conectar los cuerpos a distancia. Agua inyectada en posición favorable para unos cuerpos y desfavorable para otros, pero un gran número de cuerpos bajo inyección. Contactos de agua múltiples. 36

36 Conclusiones Con este trabajo se concluye que, existen un número importante de alternativas basadas en técnicas documentadas, que al combinarse con los conceptos de estadística discreta, permiten establecer patrones firmes de comparación y valoración, los cuales son válidos para la toma de decisiones. Esto se plantea como una solución a los casos en que no se pueden realizar cierres analíticos o numéricos precisos en la elaboración de modelos estáticos y dinámicos, como es el caso de la permanente de la CGSJ. La incorporación continua y positiva de reservas, pese a la producción y la continuidad del proyecto de perforación, por más de 9 años, así como el grado de descripción alcanzado es una muestra fidedigna de que estos métodos son aplicables en cada sitio de esta cuenca, u otras cuencas de igual tenor. En esos lugares se obtendrían resultados diferentes intrínsecos a dichos yacimiento, pero con el denominador común de un mayor aprovechamiento de las reservas por unidad de área. 37

37 Muchas gracias