TRABAJO FINAL ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DE UN RESERVORIO APLICANDO EL SIMULADOR BOAST (adaptado de Fanchi, 1997) OBJETIVO DEL ESTUDIO Optimizar la producción de un reservorio inclinado de petróleo subsaturado ETAPAS DEL ESTUDIO 1. Preparación de los datos del reservorio 2. "History matching" de los datos de producción disponibles 3. Predicciones de producción bajo distintas alternativas de explotación Etapa 1 - Preparación de los datos del reservorio a) Modelo de la estructura del reservorio: dimensiones, inclinación, profundidades de los contactos entre fluidos, presencia de fallas, fracturas, límites del reservorio b) Propiedades de la roca y de los fluidos: porosidad, tensor de permeabilidades, compresibilidad de la roca, parámetros PVT, densidades, permeabilidades relativas, presiones capilares. c) Datos iniciales de presiones y saturaciones d) Datos de acuíferas e) Datos de pozos: número y ubicación de los pozos, condiciones de operación de los mismos, restricciones, etc 1 a) Modelo de la estructura del reservorio Datos provenientes de sísmica muestran que el reservorio está inclinado. En la parte alta de la estructura y hacia el este, está acotado por una falta de conformidad (unconformity). En la parte baja de la estructura y hacia el oeste, podría estar acotado por una falla o podría haber acuífera (también podrían estar la falla y la acuífera, si la falla no estuviera totalmente sellada). Hacia el norte y sur, está acotado por fallas sellantes. El reservorio cuenta con un solo pozo. De ensayos de pozo se ha determinado que el radio de drenaje del pozo es de aproximadamente 700 ft. En la Figura 1 se muestra una vista aérea del reservorio, donde se observan las dimensiones areales y la ubicación del pozo. En la Figura 2 se muestra la sección transversal en dirección Norte-Sur, donde se observa que el reservorio está acotado por una falta de conformidad (unconformity). Finalmente, en la Figura 3 se muestra la sección transversal en dirección Oeste-Este. Aquí se puede observar la inclinación del reservorio y la estructura en capas. 1 de 7
B 700 ft A pozo B A 1400 ft 2000 ft Figura 1 Vista aérea del reservorio B B Figura 2 Sección transversal B - B 1000 1000 ft 2000 ft A A 9600 ft Figura 3 Sección transversal A - A 2 de 7
De un análisis de datos obtenidos por perfilaje, se ha determinado que existen dos tipos de arenas en el reservorio, separadas por una arcilla. Sus características se resumen en la siguiente tabla: Litología φ S w h h neto (fracción) (fracción) (ft) (ft) Arena1 0.20 0.3 65 60 Arcilla 0.05 -- 22 0 Arena 2 0.25 0.3 87 74 El ángulo de inclinación está dado por las profundidades de la primera capa de arena. Si la dividimos en 10 bloques de 200 ft de longitud, dichas profundidades son: 9400 9300 9200 9100 9000 8900 8800 8700 8600 8500 (ft) Además, la profundidad del contacto agua-petróleo se estima en 9450 ft. 1-b) Propiedades de la roca y de los fluidos Propiedades de la roca La porosidad de cada capa puede verse en la tabla de resultados del perfilaje. La permeabilidad horizontal de cada arena se considera constante, es decir kx = k y = cte, y fue determinada mediante ensayos de pozo. La permeabilidad vertical se estima como un 10% de la permeabilidad horizontal. Los valores obtenidos son: Arena Permeabilidad horizontal Permeabilidad vertical (md) (md) 1 100 10 2 250 25. La compresibilidad de la formación se estima en 6 1 c = 3x10 psi. f Propiedades de los fluidos * Presión de burbuja: 2514.7 psia * Gradientes de las propiedades del petróleo por encima de la presión de burbuja: µ o :.000050 cp/psia B o : -.000018 RB/STB/psia R so : 0.0 RCF/SCF/psia 3 de 7
* Parámetros PVT Presión Petróleo Gas Agua (psia) µ o (cp) B o (RB/STB) R so (SCF/STB) µ g (cp) B g (RCF/SCF) µ w (cp) B w (RB/STB) 14.7 1.0400 1.0000 1.0 0.008000 1.000000 0.5000 1.0190 514.7 0.9100 1.1110 89.0 0.011200 0.035200 0.5005 1.0175 1014.7 0.8300 1.1920 208.0 0.014000 0.018000 0.5010 1.0160 1514.7 0.7650 1.2560 309.0 0.016500 0.012000 0.5015 1.0145 2014.7 0.6950 1.3200 392.0 0.018900 0.009100 0.5020 1.0130 2514.7 0.6410 1.3800 457.0 0.020800 0.007400 0.5025 1.0115 3014.7 0.5940 1.4260 521.0 0.022800 0.006300 0.5030 1.0100 4014.7 0.5100 1.4720 586.0 0.026000 0.004900 0.5040 1.0070 5014.7 0.4500 1.4900 622.0 0.028500 0.004000 0.5050 1.0040 6014.7 0.4100 1.5000 650.0 0.030000 0.003400 0.5060 1.0010 * Densidades de los fluidos en condiciones estándar: ρ OS = 46.244 lb/ft 3, ρ WS = 62.238 lb/ft 3, ρ GS = 0.0647 lb/ft 3 * Permeabilidades relativas y presiones capilares Las presiones capilares se consideran nulas. Las permeabilidades relativas se muestran en la siguiente tabla: Saturación de fase k ro k rw k rg 0.00 0.00 0.00 0.00 0.03 0.00 0.00 0.00 0.05 0.00 0.00 0.02 0.10 0.00 0.00 0.09 0.15 0.00 0.00 0.16 0.20 0.00 0.00 0.24 0.25 0.00 0.00 0.33 0.30 0.0001 0.00 0.43 0.35 0.001 0.005 0.55 0.40 0.01 0.010 0.67 0.45 0.03 0.017 0.81 0.50 0.08 0.023 1.00 0.55 0.18 0.034 1.00 0.60 0.32 0.045 1.00 0.65 0.59 0.064 1.00 0.70 1.00 0.083 1.00 0.80 1.00 0.12 1.00 0.90 1.00 0.12 1.00 1.00 1.00 0.12 1.00 4 de 7
1-c) Datos iniciales de presiones y saturaciones Se calcula la presión a partir de la profundidad del contacto agua-petróleo (9450 ft) y la presión en dicho contacto, P o,woc = 4000psia. Las saturaciones iniciales se consideran constantes en toda la grilla, S o = 0. 7 y S w = 0. 3. BOAST modifica las saturaciones iniciales en aquellas grillas que están en las zonas ocupadas por el agua. 1-d) Datos de acuíferas No hay certeza de la presencia de una acuífera. Podría encontrarse hacia el oeste. Se determinará la presencia de la acuífera ajustando las presiones promedio del reservorio medidas (ver datos de la sección History matching). 1-e) Datos de pozos Existe un único pozo, y está punzado en ambas arenas. Produce a caudal de petróleo constante de 600 STB/d. El radio del pozo es de 0.25 ft. Mediante un ensayo de pozo, se ha determinado que tiene un factor de daño de -1. Ejercicio 1.1 - Grilla De acuerdo a los datos, arme una grilla para el simulador BOAST que represente la estructura del reservorio en estudio. (Sugerencia: elija 10 bloques en la dirección x). Tenga en cuenta que la falla que acota al reservorio en su parte superior (Figura 3), reduce el tamaño de algunas grillas. Para contemplar este efecto reduzca el z de neto dichas grillas en el porcentaje correspondiente. Mostrar en un gráfico la grilla con la reducción de los bloques y el porcentaje. Ejercicio 1.2 - Características del pozo Ubicar el pozo en la grilla definida en 5.1. Calcular el parámetro PID del modelo de pozo para cada una de las capas de la grilla.. 5 de 7
Etapa 2 - "History matching" de los datos de producción disponibles Se cuenta con los siguientes datos de producción: Tiempo Caudales GOR WOR Presión Producción Acumulada (días) Petróleo Gas Agua (SCF/STB) media Petróleo Gas Agua (STB/d) (MSCF/d) (STB/d) (psia) MSTB MMSCF MMSTB 20 600 274 0 457 0 3870 12 5 0 40 600 274 0 457 0 3860 24 11 0 60 600 274 0 457 0 3859 36 16 0 80 600 274 0 457 0 3858 48 22 0 100 600 274 0 457 0 3857 60 27 0 120 600 274 0 457 0 3856 72 33 0 140 600 274 0 457 0 3855 84 38 0 160 600 274 0 457 0 3855 96 44 0 180 600 274 0 457 0 3854 108 49 0 200 600 274 0 457 0 3853 120 55 0 220 600 274 0 457 0 3852 132 60 0 240 600 274 0 457 0 3850 144 66 0 260 600 274 0 457 0 3848 156 71 0 280 600 274 0 457 0 3847 168 77 0 300 600 274 0 457 0 3846 180 82 0 320 600 274 0 457 0 3845 192 88 0 340 600 274 0 457 0 3841 204 93 0 360 600 274 0.3 457 0.0005 3840 216 99 6e-6 380 600 274 0.8 457 0.0013 3839 228 104 22e-6 400 600 274 1.3 457 0.0022 3837 240 110 48e-6 Ejercicio 2.1 - Determinación de la presencia de la acuífera. Correr el programa con un archivo de datos que no contemple la presencia de una acuífera. Analizar el gráfico de presión media vs. tiempo que obtiene el simulador. Ajusta las presiones medidas? (Sugerencia: Usar t = 1 o 5 días constante). Entregar el archivo de datos y el gráfico de presión media en función del tiempo, con las presiones medidas y las obtenidas por el simulador. Modificar el archivo de datos para añadir un modelo de acuífera. Usar el modelo "steady-state" (IAQOPT=2) con parámetro SSAQ=20 SCF/d/psia. La acuífera se encuentra en el bloque 1 de la dirección x; y en todos los bloques de las direcciones y, z. Mejora el ajuste de presiones al incorporar la acuífera?. Mostrar la modificación del archivo de datos para incorporar la acuífera y el nuevo gráfico de presión media en función del tiempo. Ejercicio 2.2 - History matching Usando los datos que mejor ajustaron las presiones, analice si se ajustan el resto de los datos de producción con que cuenta: caudales, GOR, WOR y producciones 6 de 7
acumuladas. Varíe la profundidad del contacto agua-petróleo en ± 30 ft y observe en qué forma esta variación influye en el breakthrough del agua. Cuál es la estimación de la profundidad del contacto agua-petróleo que logra un mejor ajuste? Muestre los gráficos de caudal de agua y de WOR en función del tiempo, que comparen los datos medidos con los obtenidos por el simulador. Etapa 3 - Predicciones de producción Una vez que el modelo ajusta la historia de producción, es decir, cumplida con éxito la etapa de history matching, está listo para realizar predicciones. El primer paso en la predicción es establecer un caso base, en el que se supone que no cambian las condiciones de operación. Luego se pueden analizar distintas alternativas para optimizar la performance del reservorio. En este caso se deben tener en cuenta las siguientes restricciones en el manejo del reservorio: * Se puede perforar un único pozo adicional * Se dispone de agua para inyección * WOR límite < 5 * Mínima presión dinámica de fondo permitida: 2600 psia * Máxima presión de inyección permitida: 5000 psia * Caudal de petróleo límite económico 100 STB/d Ejercicio 3.1 - Caso base de la predicción Correr el archivo con el que se ajustó la historia de producción por 5 años en total (incluyendo los primeros 400 días) con las mismas condiciones de operación. Esto constituye el caso base de nuestra predicción. Ejercicio 3.2 - Predicciones bajo distintas alternativas de explotación a) A partir de los 400 días, aumente el caudal de producción a 800 STB/d. b) A partir de los 400 días, cambie el régimen de extracción a p wf = 2600 psia, poniendo como límite 1000 STB/d al caudal total producido. c) A partir de los 400 días incorpore un nuevo pozo productor en la parte alta de la estructura y hágalo producir a 600 STB/d. También puede hacer producir ambos pozos a p wf = 2600 psia, poniendo como límite 1000 STB/d al caudal total producido. d) A los 600 días transforme el productor inicial en inyector de agua. Inyecte a 600 STB/d. Produzca en el segundo pozo a a p wf = 2600 psia, poniendo como límite 2000 STB/d al caudal total producido. En los ejercicios 3.1 y 3.2 (todos los ítems) entregue la parte del archivo de datos correspondiente a RECURRENT DATA. Además, en cada caso, muestre los siguientes gráficos: Caudales y acumulada de producción de petróleo, gas y agua en función del tiempo. Presión media del reservorio en función del tiempo. Distribución de las presiones y saturaciones en las dos capas para los tiempos que considere relevantes. De los resultados obtenidos extraiga sus conclusiones en cuanto a la mejor estrategia de producción, justificando su respuesta. 7 de 7