CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL EN TRAMPAS ESTRATIGRÁFICAS

Transcripción

1 Integrantes: Equipo de caracterización estática del Activo Dra. Ada Bolivia Compañ Cadena Estratígrafa Ing. Ismael Martínez Ramírez Yacimientos Modelo Integral del Campo Gaucho CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL EN TRAMPAS ESTRATIGRÁFICAS 9 Nov 212

2 Contenido Caracterización estática o o o o Modelo estructural Modelo geológico Modelo petrofísico Análisis Geoquímico Ingeniería básica de yacimientos o o o Comportamiento de la producción Comportamiento de la presión Volumen original y reservas Conclusiones o Proximos pasos

3 Antecedentes Con la interpretación sísmica se identificó un bloque orientado Sw-Ne limitado al Se por una falla de transcurrencia producto de los sistemas de esfuerzos principales La cual deja al descubierto el Cretácico medio discordante de las calcarenitas del Turoniano, Cretácico superior.

4 Características del Yacimiento Petrofísicas Tipo de Fluido y Condiciones Descubierto: 1987 con el pozo Gaucho 1 Pozos perforados: 1 (5 productores en KsT y 2 en KM y 3 cerrados) Edad: Cretácico superior Turoniano y Cretácico medio Área: 7 y 5 Km 2 respectivamente Roca : Calcarenitas y Dolomías Porosidad (%): Sw (%): Tipo de fluido: Aceite negro Densidad de aceite : API Presión actual (kg/cm 2 ) : Presión de burbujeo (kg/cm 2 ) : 297 Temperatura Ty : 78 C Tipo de empuje: Expansión roca fluido e hidráulico Permeabilidad (md): 1-1mD Espesor neto: 53 y 47m Profundidad vertical: 256 mbnm Contacto AA original: 33 mbnm Salinidad: ppm

5 Cretácico medio Laguna carbonatada Plataforma somera Cretácico superior Plataforma externa-talud Gaucho 35 Registro tipo Edad RG AT9 Batimetría Cretácico superior Maestrichtiano Santoniano-Coniaciano Turoniano Cretácico medio

6 Campo Gaucho MARCO ESTRUCTURAL CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA

7 Correlación de horizontes Eoceno Sismograma Sintético Cretácico medio

8 Línea sísmica interpretada G 11 G 25st 25st 11 SE-11 GA-1 Productor de aceite Productor de aceite en otra Fm Invadido En perforación En terminación Localización Cerrado Taponado

9 Atributos sísmicos Cretácico superior

10 Atributos sísmicos

11 Reubicación de localizaciones propuestas Desarrollo de la porosidad in situ en bancos carbonatados de alta energía durante estadios bajos del nivel del mar. INLINE 624 Áreas probable para desarrollo de las calcarenitas del Cretácico superior Turoniano 28 CROSSLINE 248 INLINE

12 Sección estructural Nw-Se Sw-Ne G-11 G-35 G-23 G-28 G-31 PT 319m PT 2968m PT 325m PT 26m PT 2861m 1172m 613m 1198m Profundidad en m CAA KsT 2445mbnm Guacho 35 KS Guacho 23 KS Guacho 31 KM md Ptp 25 Kg/cm 2 Qo 141 Qg.91 Fw 32 Estr 14/64» RGA 115 m 3 /m md Ptp 29 Kg/cm 2 Qo 289 Qg 2.54 Fw 4 Estr 11/64» RGA 1565 m 3 /m md Ptp 29 Kg/cm 2 Qo 36 Qg 2.22 Fw 78 Estr 93/64» RGA 196 m 3 /m 3

13 Campo Gaucho MODELO GEOLÓGICO

14 Núcleo 3 Cretácico superior Turoniano G-35 Núcleo m Facies de rudstone de rudistas (caprinidos) Facies de grainstone de rudistas Facies de rudstone de rudistas (caprinidos) Facies de rudstone de rudistas (caprinidos) Facies de grainstone de bioclastos muy cementada Facies de grainstone de rudistas Facies de grainstone de bioclastos con superficie karstica Ambientes de deposito Plataforma somera (periarrecifal) Edad cretácico Superior Turoniano-Coniaciano)

15 G m Ø= 9. So= 73% Sw=3 % Núcleo 4 Cretácico superior Turoniano Núcleo m Facies de rudstone de rudistas (caprinidos) Facies de brechas de colapso Facies de Packstone - grainstone de moluscos y bioclastos 2737 m Ø= 1 So= 13% Sw=16 % Φ Φ vugular vugular 2741 m Ø= 14 So= 42% Sw=9 % Facies de grainstone de moluscos Ambientes de deposito plataforma somera (periarrecifal) Edad cretácico Superior Turoniano Caliza Rudstone, en partes ligeramente brechoide, con moderado fracturamiento, abundante contenido de bioclastos, microcavidades por disolución, vugulos, fuerte impreganción de aceite residual. Ocasionales Rudistas, presenta estilolitas rellenas de material arcilloso.

16 Microfacies con muestras de canal y núcleo C r e t á c i c o s u p e r i o r Turoniano K M Estudio: CDGL Jul 22 (Stephen A. Hamm)

17 Modelo sedimentario del Cretácico superior Turoniano Boult Reef, Australia Estudio realizado por el ARE, 27

18 Campo Gaucho MARCO PETROFÍSICO

19 Evaluación petrofísica Gaucho 35 Turoniano Cretácico superior Turoniano Calizas con porosidad vugular (la más importante desde el punto de vista de prospección de hidrocarburos), y presencia de algunas fracturas. del Cretácico superior Turoniano

20 Unidades de flujo Cretácico superior Turoniano Perfil de almacenamiento estratigráfico

21 Calidad de roca campo Gaucho El análisis de los tipos de roca en función de la distribución de los diámetros de garganta de poro nos permite identificar la abundancia de rocas meso y macroporosa a nivel del yacimiento.

22 Campo Gaucho ANÁLISIS GEOQUÍMICO

23 Int ensity 2.2e6 4.3e6 6.3e6 8.3e6 Cromatografía pa Gaucho-1 o / p 1.4 A / B C / D Ligera biodegradación m / n 1.2 E / F 2 l / m 1..8 G / H GAUCHO, G-1, MA min j / k f / g I / J K / L GAUCHO, G-3, MA GAUCHO, G-1, MA d / e b / c M / N O / P GAUCHO, G-23, MA Z / a P / Q GAUCHO, G-35, MA pa X / Y V / W T / U R / S NC8 C:\ HPCHEM\ 1\DA TA\M AR37\ROF12196.D\ROF12196.AIA\MA da t 12 NC9 1 Gaucho-23 NC1 NC11 8 NC H N B C D G J F A L I M E K O P Q R STU V WX YZa b cd e fg NC13 h ijk l m n NC14 o p NC15 9:56 15:32 21:9 26:46 32: min Retention Time

24 Subóxico Ts/Ts+Tm Interpretación de Biomarcadores a En los gráficos a y b los hidrocarburos, provienen de un ambiente carbonatado y los valores de Ts/Ts+Tm indican que los aceites se encuentran en una etapa de madurez..4 c.3 Biodegradación.2 Segregación.1.8 b C35/C34+C35 Hopanos.6 Lutitas Carbonatos C 29 /C 3 Hopanos API G1* G1 G3 G3B G1ST G23 G23A G35 G35A En c el aceite del Gaucho1esta en una etapa de ligera biodegradación, mientras que en G 3 y 35 están en el dominio de una maduración térmica y Gaucho 23 es producto de segregación. G1* G1 G3 G3B G1ST G23 G23A G35 G35A

25 API Profundidad (m) Profundidad (m) Análisis de Aceites 23 API API G1* G1 G3 G3B G1ST G23 G23A G35 G35A G21 26 G1* G1 G3 G3B G1ST G23 G23A G35 G35A G Se observan las variaciones de API en el mismo yacimiento indica bloques separados por sellos laterales y estructuralmente los aceites más ligeros se almacenaron hacia el NE del campo como es el caso de Gaucho 35, 3 y % Saturados G1* G1 G3 G3B G1ST G23 G23A G35 G35A

26 Sección diagramática distribución API API 34 API Taponado Mapa regional con la distribución de o API

27 Campo Gaucho INGENIERÍA BÁSICA DE YACIMIENTOS

28 Pozos Activos RGA [m3/m3] Qw [bpd] Wp [MMbbl] Qg [MMPCD] Gp [MMMPC] Qo [bpd] Np [MMbbl] Cronología de producción Activo de producción Macuspana - Muspac Historia de producción Campo Gaucho Qo : 1273 bbl/d Np : 7.5 MMbbl Qg : MMcf/d Gp : 39.8 MMMcf Qw : bbl/d Wp : MMbbl Etapa 1 ( ) Inicia su explotación con el pozo G-1. Se perforaron los pozo G-22 y G-11, los cuales resultaron invadidos de agua. Se mantiene cerrado el campo por falta de instalaciones de producción hasta el 2. Etapa 2 (2-26) Entra en operación el paquete de separación y se perforan los pozos G-3, G-1, G-21, G-23 y G-35. La producción de agua inició en julio-99 haciéndose perceptible hasta ene Pozos Activos : 7 RGA : m3/m Etapa 3 (27-212) Entró a producción el pozo G-31 (nov-7), G-25 (may-21). Se incrementó la producción de agua en más de mil bpd. G-1 opera con BEC (nov-211). La producción actual (Nov-12) es de 1,434 bpd de aceite y 5.1 mmpcd de gas con un 72% de agua.

29 Cronología de explotación y comportamiento de la presión 1 3 2

30 Análisis de pruebas de presión (comportamiento homogéneo de matriz compacta y vúgulos conectados) Pozo Gau-3 G-31 G-3 G-23 G-1 G-25 Pozo Gau-1 Pozo Gau-25 K S Pozo Prueba Fecha Caracterización (md) (adim) Gaucho /12/ Radial homogéneo Gaucho /9/ Radial homogéneo Gaucho /2/ Radial homogéneo Gaucho /9/ Radial homogéneo Gaucho /6/ Radial homogéneo Gaucho /6/21.4 Fractura vertical Gaucho /2/ Fractura vertical

31 p / pi Mecanismos de empuje presentes en el yacimiento p / pi p / pi Zona 1 (Gau-1 y Gau-1) Zona 1 (Gau 3, 21, 23 y 35) Np / N Np / N Zona 1 (Gau-31 y Sec-11) Np / N Balance de materia zona 3 Cretácico medio aceite negro

32 Comportamiento de la producción (7 pozos productores, 5 producen en KS Turoniano y 2 en KM Producción actual Acumulada de aceite Pozo Status Qob Qon Qg R G A AGUA Formación BPD BPD MMPCD ( m 3 / m 3 ) ( % ) GAUCHO 1 BEC 2, KS TUR GAUCHO 25 BN KM GAUCHO 31 BN 1, KM GAUCHO 23 F , KS TUR GAUCHO 1 BHJ KS TUR GAUCHO 3 BHJ KS TUR Acumulada de gas GAUCHO 35 BN , KS TUR

33 Radios de drene (se identifican zonas con oportunidad)

34 Volumen original y reservas oficiales al 1 de enero 212

35 -4 Reservas 1P y 2P G-35 G LEYENDA Improductivo, invadido de Agua Salada Productor en otro Horizonte Productor de Aceite Taponado Poligonos de falla ZONA EROSIONADA KS TURONIANO CAO-265 CAA m : Profundidad G21 G G-25_ST G-25 Activo Fecha Activo de Produccion Macuspana-Muspac Septiembre 3 del 211 Departamento Caracterizacion de Yacimientos Coordinación Diseno de Proyectos Realizo G-1 GA-22 G-22 SIMBOLOGÍA PRODUCTOR PROD. EN OTRA FORMACIÓN LOCALIZACIÓN TAPONADO -375 PROGR. P/TAPON Reviso Ing. Jose Ma. Lopez Rodriguez RESERVA PROBADA Ing. Genaro Munoz G1_ST MAPA ESTRUCTURAL GAUCHO KS TURONIANO -25 G1 G PROD. EN OTRA FORMACIÓN TAPONADO PROGR. P/TAPON SIMBOLOGÍA PRODUCTOR G-7 G23 G-3 G-23 G G GA-22 G3 G G-25 GA-11 G G-25_ST G21 G1_ST G G-27 G-29 S-11 S G35 G-21 S LEYENDA 6 1:2 CAO-255 CAA-2475 RESERVA PROBABLE POLIGONO DE FALLAS Improductivo, invadido de Agua Salada Productor de Aceite Productor en otro Horizonte Taponado m MAPA ESTRUCTURAL KM CAMPO GAUCHO Activo Fecha Activo de Produccion Macuspana-Muspac Septiembre 3 del 211 Departamento Caracterizacion de Yacimientos Coordinación Diseno de Proyectos 4868 Realizo Ing. Genaro Munoz Reviso Ing. Jose Ma. Lopez Rodriguez G-1 G G G S-11-4 GA-11 G G G G G G ZONA EROSIONADA G Plano estructural cima del KM Plano estructural cima del KS

36 Campo Gaucho CONCLUSIONES

37 De acuerdo al modelo de fracturas (registros de imágenes, echados y sónico) y con el análisis de núcleos, se determinó que existe baja intensidad de fracturamiento y alta porosidad hasta en un 2%. Conclusiones La interpretación sísmica efectuada (inversión sísmica acústica), permite identificar las áreas con mejor porosidad pero no es posible determinar la amplitud que corresponderían al valor mínimo de porosidad. De acuerdo al modelo sedimentológico postulado, es recomendable efectuar la calibración de esta propiedad con los nuevos pozos Gaucho 7 y 28 para definir la extensión de las áreas con porosidad mínima. En cuanto a las determinación petrofísicas, la capacidad de almacenamiento y flujo en el yacimiento está controlada principalmente por la porosidad secundaria (disolución). Por consiguiente, no se debe considerar como un yacimiento fracturado.

38 De las variaciones en los API de geoquímica, se deduce que existen sellos laterales dentro del campo, donde se identifican básicamente tres zonas y los aceites más ligeros se almacenaron al NE. Conclusiones A partir del comportamiento de presión también se identificaron cuatro áreas con comunicación lateral, lo que confirma el análisis geoquímico y sísmico. El volumen original ha sufrido ajustes derivado del comportamiento de la presión-producción hasta en un 6% al 1 de enero de este año, esto sugiere un tratamiento como un yacimiento no convencional considerando los análisis anteriores Finalmente, la aplicación de un proceso de recuperación adicional de hidrocarburos, se ve limitado por transmisibilidad de las formaciones.

39 Próximos pasos Con los pozos Gaucho 7 y 28 se podrá tener la información requerida para el comportamiento estático y dinámico. Los datos de presión producción permitirán un análisis de balance de materia sectorial, con aplicación de técnicas de transmisibilidad a nivel horizontal-vertical y matriz fractura, previo a un modelo numérico. Efectuar estudios de acumulación y migración de fluidos vs degradación como lo muestran los Cromatográfico. Analizar la factibilidad de implementar un proceso de recuperación adicional de hidrocarburos por inyección de fluidos calientes soportados con CO2 e infraestructura térmica.

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41 Calculo del volumen original para trampas estratigráficas Zona 1 T M F T Zona 4 Zona 2 M F Gaucho M F T Zona 3 T M F