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15. SECUENCIA DE ESTUDIOS PARA CARACTERIZAR EN YACIMIENTOS
Registros/ncleos
estratigrafa
facies
Tamao poros
Registros TDT
Pruebas especiales
Pruebas deproduccin
Calc. volumtricos
Clculo de reservas
Grupos de facies.
Zonificacion
Estructuras
Descripcin del
yacimientoy distribucin
de fluidos
MODELO ESTATICO DE YACIMIENTOS
DEFINICION:
ES UNA PORCION DEL TOTAL DEL YACIMIENTO QUE PUEDE MAPEARSE ENTRE LOS CUALES LAS PROPIEDADES PETROFISICAS Y GEOLOGICAS QUE AFECTAN AL FLUJO SON CONSISTENTES Y PREDECIBLEMENTE DIFERENTES DE PROPIEDADES DE OTROS VOLUMENES DE ROCA DEL YACIMIENTO
UNIDAD DE FLUJO
DATOS ESTRUCTURALES
DATOS DE DESEMPEO DEL YACIMIENTO
DATOS PETROFISICOS DATOS PETROGRAFICOS
DATOS SEDIMENTOLOGICOS
DATOS ESTATIGRAFICOS
DATOS ESPECIFICOS PARA DEFINIR UNA UNIDAD DE FLUJO
MODIFICACION DEL CONCEPTO DE CONTINUIDAD
LAS UNIDADES DE FLUJO SON INTERNAMENTE CONSISTENTES PERO NO NECESARIAMENTE SON TOTALMENTE HOMOGENEAS EN SUS PROPIEDADES GEOLOGICAS O PETROFISICAS
LAS UNIDADES PUEDEN CONTENER CARACTERISTICAS NO PROPIAS DEL YACIMIENTO TALES COMO LUTITA Y CAPAS CEMENTADAS (DENSAS)
LAS UNIDADES PUEDEN CONTENER MAS DE UN TIPO DE LITOLOGIA
COMENTARIOS SOBRE LAS UNIDADES DE FLUJO
UNA UNIDAD DE FLUJO ES UN VOLUMEN ESPECIFICO DE UN YACIMIENTO, ESTE SE COMPONE DE UNA O MAS CALIDADES DE LITOLOGIA Y CUALQUIER OTRA CALIDAD DE ROCA QUE NO ES PARTE DEL YACIM IENTO DENTRO DEL MISMO VOLUMEN, DE ACUERDO A LOS FLUIDOS CONTENIDOS
UNA UNIDAD DE FLUJO ES CORRELACIONABLE Y PUEDEN HACERSE MAPAS A ESCALA ENTRE POZOS
CARACTERISTICAS DE UNA UNIDAD DE FLUJO
UNA ZONIFICACION DE UNA UNIDAD DE FLUJO SE RECONOCE EN LOS REGISTROS GEOFISICOS
UNA UNIDAD DE FLUJO PUEDE ESTAR EN COMUNICACIN CON OTRAS UNIDADES DE FLUJO
CARACTERISTICAS DE UNA UNIDAD DE FLUJO
DATOS GEOLOGICOS Y PETROFISICOS PARA DEFINIR UNIDADES DE FLUJO
NUCLEOS
1
2
3
4
5
CapillaryPressure vs k
LITOFACIES TAPONES TIPODE
POROS
DATOS PETROFISICOS
REGISTRO DE RAYOSGAMMA
UNIDADESDE
FLUJO
HETEROGENEIDADES EN UN YACIMIENTO
Reservoir Heterogeneity in Sandstone
LAS HETEROGENEIDADES PUEDEN RESULTAR
FALLAS
FRACTURAS
LAS FALLAS Y FRACTURAS PUEDEN ESTARABIERTAS O CERRADAS E IMPIDEN EL PASODE LOSFLUIDOS
MODELO TAI
YACIMIENTO CARBONATADO
CARACTERIZACIN DE YACIMIENTOS
PARA COMPLETAR LA CARACTERIZACION TAMBIEN SE USAN MEDIOS DINAMICOS QUE DETECTAN Y EVALUAN LOS ELEMENTOS QUE AFECTAN EL COMPORTAMIENTO DE UN YACIMIENTO. LAS HERRAMIENTAS USADAS SON LAS PRUEBAS DE PRESION, DATOS DE PRODUCCION, REGISTROS DE PRODUCCION Y PRUEBAS MUY ESPECIALIZADAS, COMO SON LAS PRUEBAS DE TRAZADORES QUE SIRVEN PARA DETECTAR LINEAS DE FLUJO PREFERENCIALES
DATOS QUE SE REQUIERENDATOS QUE SE REQUIEREN
MODELO DINAMICO DEL YACIMIENTOMODELO DINAMICO DEL YACIMIENTO
PRUEBAS DE PRESIONDATOS DE PRODUCCION
PRUEBAS DE TRAZADORES
PRUEBAS DE PRESIONDATOS DE PRODUCCION
PRUEBAS DE TRAZADORES
MODELO DINAMICO DE YACIMIENTOS
HERRAMIENTA POSICIONAL REAL
POSICION IDEAL
YACIMIE
NTO
NMD NMD
PRUEBAS DE VARIACION DE PRESION
UNA PRUEBA DE PRESION CONSISTE EN ENVIAR UNA SEAL AL
YACIMIENTO Y RECIBIR UNA RESPUESTA
EFECTUAR UN ANALISIS DE LA RESPUESTA CONSISTE EN APLICAR
CONOCIMIENTOS MATEMATICOS EN FORMA DE MODELOS E
IDENTIFICAR TAMBIEN EL MODELO DEL YACIMIENTO
MEDIO POROSOMEDIO POROSOMEDIO POROSOESTIMULOESTIMULO
GASTOGASTO
RESPUESTARESPUESTA
VARIACION DE LA VARIACION DE LA PRESIONPRESION
PRUEBAS DE VARIACION DE PRESION
PERIODO METODO CARACTERISTICAS
1950 - 1970LINEA RECTA
(HORNER) UMDHPARA YACIMIENTOS
HOMOGENEOS.
1970 1980CURVAS TIPO
(RAMEY)EFECTO DE POZO Y SUS
VECINDADES.
1980 1985CURVAS TIPO
CON PARAMETROS
YACIMIENTO CON FRACTURAMIENTO, DOBLE POROSIDAD.
1984 1990 DERIVADA YACIMIENTO HETEROGENEO.
1990..........
ANALISIS CON COMPUTADORA
(SAPHIR, PANSYSTEM, ETC.)
INTEGRACION DE DATOS DE YACIMIENTOS, COMBINACION DE
METODOS
DESARROLLO HISTORICO
TIPOS DE PRUEBA DE PRESION
TIPOS DE PRUEBAS DE PRESION
TIPOS DE PRUEBA DE PRESION
ESTIMAR LOS PARAMETROS DEL YACIMIENTO
ESTIMAR EL VOLUMEN POROSO DEL YACIMIENTO
DETERMINAR EL ESTADO DE UN POZO (DAADO)
HALLAR EL GRADO DE COMUNICACIN ENTRE ZONAS DEL YACIMIENTO
DETECTAR LAS HETEROGENEIDADES DEL YACIMIENTO
CALCULAR LA PRESION PROMEDIO DEL AREA DE DRENE
OBJETIVO DE LAS PRUEBAS DE VARIACION DE PRESION
ESTIMAR EL COEFICIENTE DE ALTA VELOCIDAD EN POZOS DE GAS
ESTABLECER EL GRADO DE COMUNICACIN DE VARIOS YACIMIENTOS A TRAVES DE UN ACUIFERO COMUN
CONFIRMAR LA PRESENCIA DE UN CASQUETE
DETERMINAR LAS CONDICIONES DE ENTRADA DE AGUA
ESTIMAR LOS PARAMETROS DE DOBLE POROSIDAD DE UNA FORMACION
ESTIMAR LAS CARACTERISTICAS DE UNA FRACTURA QUE INTERSECTA AL POZO
CONTINUACION DE OBJETIVO..
ESTIMAR LOS FACTORES DE PSEUDODAO (PENETRACION PARCIAL, PERFORACION, DESVIACION, FRACTURA, ETC.
ESTIMAR EL AVANCE DEL FRENTE DE DESPLAZAMIENTO EN PROCESOS DE INYECCION
CONTINUACION DE OBJETIVO.
Pruebas de Incremento/Decremento
La amerada se coloca en un punto esttico. Antes o frente el intervalo a probar.Se cierra o se abre
el pozo.Se mide presin
contra tiempo.
LAS PRUEBAS DE POZOS SE DIVIDEN EN DOS TIPOS :
TODOS LOS COMPORTAMIENTOS DE LOS YACIMIENTOS SE PUEDEN CLASIFICAR COMO TRES TIPOS PRINCIPALES:
LOS TIPOS BASICOS DE PRUEBAS INCLUYEN LAS PRUEBAS DE INCREMENTO Y DECREMENTO DE PRESION, PRUEBAS DE INTERFERENCIA Y PULSOS DE PRESION
REGISTROS DE PRODUCCION PRUEBAS DE PRESION
DOBLE PERMEABILIDAD DOBLE POROSIDAD HOMOGENEO
INTERPRETACION DE PRUEBAS DE POZOS
SIGNIFICA QUE SOLO HAY UNA POROSIDAD MEDIA Y ES LA QUE PRODUCE EN EL POZO. SE REFIERE A LA RESPUESTA ESPECIFICA DE LA PRESION ANTE UN CAMBIO EN EL GASTO DE PRODUCCION Y NO SIGNIFICA UNA CARACTERISTICA FISICA DE HOMOGENEIDAD EN EL YACIMIENTO
COMPORTAMIENTO HOMOGENEO
K1POZO
SIGNIFICA QUE DOS MEDIOS HOMOGENEOS POROSOS DE DISTINTA POROSIDAD Y PERMEABILIDAD ESTAN INTERACTUANDO
K1
K2POZO
PENETRACION PARCIAL
YACIMIENTO DE UNA SOLA CAPA CON ALTA VARIACION DE PERMEABILIDAD A LO LARGO DEL ESPESOR DEL YACIMIENTO
LA DOBLE POROSIDAD DESCRIBE LOS SISTEMAS SIGUIENTES:
YACIMIENTO DE CAPAS MULTIPLES CON ALTA PERMEABILIDAD CON TRASTANTE ENTRE LAS CAPAS
YACIMIENTO NATURALMENTE FRACTURADO
COMPORTAMIENTO DE DOBLE POROSIDAD
SE REFIERE A DOS DISTINTAS POROSIDADES MEDIAS, CADA UNA APORTA FLUIDOS AL POZO
K1
POZO
K2
PUEDE DESCRIBIR LOS SIGUIENTES SISTEMAS:
YACIMIENTO DE CAPAS MULTIPLES, CON CONTRASTE BAJO DE PERMEABILIDAD
ZONAS MULTIPLES SEPARADAS POR CAPAS IMPERMEABLES TERMINACION PARCIAL
COMPORTAMIENTO DE DOBLE PERMEABILIDAD
FLUJO RADIAL
FLUJO BILINEAL
FLUJO LINEAL
REGIMENES DE FLUJO
FLUJO RADIAL Y LINEAL
FLUJO BILINEAL
HISTORIA DE PRODUCCION
SECCION DIAGRAMATICA DE UN CAMPO
HISTORIA DE PRODUCCION DE UN CAMPO
HISTORIA DE PRODUCCION
Producciones Acumuladas de Aceite
TECOMIN Np =305.9 MMBLS
JUJO Np =606.2 MMBLS
TOTAL Np =912.1 MMBLS
Producciones Acumuladas de Aceite
VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS ES LA CANTIDAD TOTAL DE ACEITE Y GAS ALMACENADO EN UN YACIMIENTO CONSTITUIDO POR UN RECEPTACULO INDEPENDIENTE
YACIMIENTO DE ACEITE
N Boi ACEITE
C.A.A.
YACIMIENTO DE GAS Y ACEITE
YACIMIENTO DE GAS
C.A.G.
VOLUMEN ORIGINAL
METODOS VOLUMETRICOS
METODOS DE INDICE DE HIDROCARBUROS
METODO DE CIMAS Y BASES
METODO DE ISOPACA NETA
METODOS DINAMICOS
CALCULO DE N POR BALANCE DE MATERIAPRUEBAS DE LIMITES DE YACIMIENTOSCURVAS DE DECLINACIONESTUDIOS DE COMPORTAMIENTO DE LOS YACIMIENTOSSIMULACION.
16. METODOS PARA LA DETERMINACION DEL VOLUMEN
ORIGINAL (N)
ES UNO DE LOS METODOS VOLUMETRICOS, SE LE CONSIDERA UNO DE
LOS MAS EXACTOS EN VIRTUD QUE TOMA LA VARIACION DE FLUIDOS
TANTO HORIZONTAL COMO VERTICALMENTE
INDICE DE HCSINDICE DE HCS POROSIDAD DELA FORMACIONPOROSIDAD DELA FORMACION
SATURACION DE Hcs
SATURACION DE Hcs
ESPESOR NETOPOROSO
ESPESOR NETOPOROSO=
Ih= hn(1 Sw)Ih= INDICE DE HIDROCARBUROShn = ESPESOR NETO IMPREGNADO
= POROSIDAD EFECTIVA DE LA FORMACIONSo = [1 Sw ] = SATURACION DE HIDROCARBUROS DE LA FORMACION
METODOS DE ISOHIDROCARBUROS
ESTA INFORMACION ES PARA CADA POZO, FISICAMENTE SE PUEDE
DEFINIR COMO EL VOLUMEN DE HIDROCARBUROS ASOCIADOS A UN M2
DE TERRENO
EL METODO CONSISTE EN LA CONFIGURACION DE UN PLANO DE IGUAL
INDICE DE HIDROCARBUROS Y SE LLAMA PLANO DE
ISOHIDROCARBUROS
EN UN PLANO DE LOCALIZACIONES SE TRAZAN LOS LIMITES FISICOS Y
CONVENCIONALES DEL YACIMIENTO, SE ANOTAN LOS VALORES
CALCULADOS PARA CADA POZO Y SE PROCEDE A CONFIGURAR
CURVAS DE IGUAL VALOR DE Ih
Ih= m3 Hcs @ C.Y.m2 TERRENO
METODO DE ISOHIDROCARBUROS
SE OBTIENEN LAS AREAS ENCERRADAS POR CADA CURVA CON EL
METODO ADECUADO Y SE GRAFICAN TENIENDO MUY EN CUENTA LA
ESCALA DEL PLANO CONFIGURADO, PARA TRANSFORMARLAS A M2 DE
TERRENO
SE PROCEDE A GRAFICAR AREAS DE TERRENO CONTRA Ih , LAS PRIMERAS EN LAS ABSCISAS Y LOS Ih EN LAS ORDENADAS
EL AREA BAJO ESTA CURVA CORRESPONDE AL VOLUMEN ORIGINALVOLUMEN ORIGINAL
METODO DE ISOHIDROCARBUROS
PLANO DE ISOHIDROCARBUROS
ECUACION DE BALANCE DE MATERIA.
ESTA ECUACION CONSISTE SIMPLEMENTE EN UN BALANCE
VOLUMETRICO. SE BASA EN QUE EL VOLUMEN DEL YACIMIENTO, DE
ACUERDO CON SUS LIMITES FISICOS INICIALES PERMANECE
CONSTANTE Y POR LO TANTO LA SUMA ALGEBRAICA DE LOS CAMBIOS
VOLUMETRICOS DE LAS CANTIDADES DE ACEITE, GAS LIBRE Y AGUA
EN EL YACIMIENTO DEBE SER IGUAL A CERO
Np [Np [BtBt + (+ (RpRp Rsi)Bg] Rsi)Bg] We We BwWp)BwWp)BtBt Bti + mBti/Bgi (Bg Bti + mBti/Bgi (Bg Bgi)Bgi)
N =N =
METODOS DINAMICOS
DONDE:N =N =Np =Np =RpRp ==RsiRsi ==WeWe ==WpWp ==P =P =Boi =Boi =BtBt ==BgiBgi ==BgBg ==m =m =cfcf ==cwcw ==SwiSwi ==
VOLUMEN ORIGINAL DE ACEITE IN SITU @ C.Y.ACEITE PRODUCIDO ACUMULADO, BLS @ C.A.RELACION GAS ACEITE ACUMULADO, PIES3/BLS.RELACION INICIAL GAS DISUELTO ACEITE, PIES3/BLS @ C.A.ENTRADA NATURAL DE AGUA, BLS.PRODUCCION ACUMULADA DE AGUA BLS.CAMBIO DE PRESION DEL YACIMIENTO, PSIFACTOR DE VOLUMEN INICIAL DE ACEITEFACTOR DE VOLUMEN FASE MIXTAFACTOR DE VOLUMEN DE FORMACION INICIAL DEL GASFACTOR DE VOLUMEN DE FORMACION DEL GAS A LA PRESION PRELACION INICIAL DEL CASQUETE Y EL VOLUMEN DE ACEITE INICIALCOMPRESIBILIDAD DE LA ROCA VOL/VOL@ PSI 1
COMPRESIBILIDAD DEL AGUA INTERSTICIAL, PSI 1
SATURACION INICIAL DE AGUA
METODOS DINAMICOS
BALANCE DE MATERIA
TIEMPO
P
YACIMIENTO
ACEITE Y GAS
ENTRADA DE AGUA
VOLUMEN QUE ENTRA =VOLUMEN QUE SALE
HAVLENA Y ODEH PRESENTARON UN ESTUDIO SOBRE BALANCE DE MATERIA Y CON ELLA SE DA SOLUCION AL CALCULO DE VOLUMEN ORIGINAL Y LA CONSTANTE DE ENTRADA DE AGUA (C) EN FORMA SIMULTANEAHACEN:
[[BtBt + + Bg(RpBg(Rp Rsi)] + Wp = FRsi)] + Wp = F
[[BtBt + + BtiBti] = EXPANSION DEL ACEITE = ] = EXPANSION DEL ACEITE = EoEo
P[cP[cff + S+ SwwCCww] = EXPANSION DE LA ROCA Y EL AGUA = E] = EXPANSION DE LA ROCA Y EL AGUA = Ef,wf,w[[BgBg Bgi] = EXPANSION DEL GAS = EgBgi] = EXPANSION DEL GAS = Eg
[[WeWe] = C] = CPQ(PQ(tDtD))tDtD) = TIEMPO ADIMENSIONAL) = TIEMPO ADIMENSIONAL
F= F= NEoNEo + + NmNm BtiBti EEGG ++CCPQPQ((tDtD))BgBg
ENTONCES:ENTONCES:
METODOS DINAMICOS
QUE ES LA ECUACION DE UNA RECTA y = mx + b, DONDE b = 0 Y POR LO TANTO PASA POR EL ORIGEN
SI We = 0 Y NO EXISTE CASQUETE, LA ECUACION QUEDA:F = NEo
YACIMIENTOS BAJO SATURADOSPRIMER CASO
YACIMIENTOS BAJO SATURADOS
SEGUNDO CASO.SEGUNDO CASO.
YACIMIENTOS SATURADOS
1. DEBERA APLICARSE A L. YACIMIENTOS EN SU TOTALIDAD
4. SE APLICA ENTRE 2 TIEMPOS SUCESIVOS
3. TENER DATOS DE LABORATORIO CONFIABLES DE ANALISIS
PVT (CONJUNTO DE ELLOS)
2. TIENE 3 INCOGNITAS, N, WE Y m, WE ES CONVENIENTE
CALCULARLA CON ALGUN OTRO METODO, HURST, EVERDINGEN
O STANLEY
CONSIDERACIONES GENERALES
17. CLASIFICACION DE RESERVAS (SPE-WPC)
CERTIFICACIONCERTIFICACION
GEOFISICA
GEOLOGIA
ESTRATIGRAFIA
PETROFISICA
LABORATORIO YACIMIENTOS
INGRIA. DEYACIMIENTOS
INGRIA. DEPRODUCCION
INGRIA. QUIMICAY DE GAS
EVALUACIONECONOMICA
RESERVAS 1P, 2P, 3P
ESPECIALIDADES QUE INTERVIENEN EN EL PROCESO
CONFIABILIDAD DE LAS RESERVAS
RESERVAS PROBADAS 90 %
PROBABLE 50 %
POSIBLE 10 %
RESERVAS POTENCIALES
< 10 %
VOLUMENES ORIGINALES VOLUMENES ORIGINALES
MODELO GEOLOGICO
ESTRUCTURAL
INTERPRETACION SISMICA 2D, 3D
LIMITES FISICOSDE LOS
YACIMIENTOS
ANALISIS PETROFISICOS
CARACTERIZACIONDE LOS FLUIDOS
ANALISIS PVT
VOLUMENES ORIGINALES
IN SITU
RESERVASRESERVAS
FACTORES DERECUPERACION
DE ACEITE YGAS
PRODUCCIONESACUMULADAS DE ACEITE, GAS YCONDENSADOS
FACTORES DE ENCOGIMIENTO Y
RENDIMIENTOSDEL GAS HASTAENTREGA A CPG
FACTORES DEENCOGIMIENTOY RENDIMIENTODEL GAS EN CPG
EVALUACION ECONOMICA
RESERVASACEITE, GAS
CONDENSADOS Y LP
PROCESO DE CERTIFICACION DE RESERVAS
LIMITES FISICOS DE LOS YACIMIENTOS
FACTORES DE ENCOGENIMIENTO Y RENDIMIENTOS
RESUMEN FACTORES DE RECUPERACION
TIPO DE EMPUJE PORCENTAJE DE
PORCENTAJEA
HIDRULICO 37 75
CASQUETE DE GAS
20 40
GAS DISUELTO 5 30
GRAVITACIONAL
RESERVAS DE ACEITE, GAS, CONDENSADOS Y Ip
15. SECUENCIA DE ESTUDIOS PARA CARACTERIZAR EN YACIMIENTOSMODELO ESTATICO DE YACIMIENTOSUNIDAD DE FLUJODATOS ESPECIFICOS PARA DEFINIR UNA UNIDAD DE FLUJOMODIFICACION DEL CONCEPTO DE CONTINUIDADCOMENTARIOS SOBRE LAS UNIDADES DE FLUJOCARACTERISTICAS DE UNA UNIDAD DE FLUJOCARACTERISTICAS DE UNA UNIDAD DE FLUJODATOS GEOLOGICOS Y PETROFISICOS PARA DEFINIR UNIDADES DE FLUJOHETEROGENEIDADES EN UN YACIMIENTOMODELO TAIYACIMIENTO CARBONATADOCARACTERIZACIN DE YACIMIENTOSMODELO DINAMICO DE YACIMIENTOSPRUEBAS DE VARIACION DE PRESIONPRUEBAS DE VARIACION DE PRESIONDESARROLLO HISTORICOTIPOS DE PRUEBA DE PRESIONTIPOS DE PRUEBAS DE PRESIONTIPOS DE PRUEBA DE PRESIONOBJETIVO DE LAS PRUEBAS DE VARIACION DE PRESIONCONTINUACION DE OBJETIVO..CONTINUACION DE OBJETIVO.Pruebas de Incremento/DecrementoINTERPRETACION DE PRUEBAS DE POZOSCOMPORTAMIENTO HOMOGENEOCOMPORTAMIENTO DE DOBLE POROSIDADCOMPORTAMIENTO DE DOBLE PERMEABILIDADREGIMENES DE FLUJOFLUJO RADIAL Y LINEALFLUJO BILINEALHISTORIA DE PRODUCCIONSECCION DIAGRAMATICA DE UN CAMPOHISTORIA DE PRODUCCION DE UN CAMPOHISTORIA DE PRODUCCIONProducciones Acumuladas de AceiteVOLUMEN ORIGINAL16. METODOS PARA LA DETERMINACION DEL VOLUMEN ORIGINAL (N)METODOS DE ISOHIDROCARBUROSMETODO DE ISOHIDROCARBUROSMETODO DE ISOHIDROCARBUROSPLANO DE ISOHIDROCARBUROSMETODOS DINAMICOSMETODOS DINAMICOSBALANCE DE MATERIAMETODOS DINAMICOSYACIMIENTOS BAJO SATURADOSYACIMIENTOS SATURADOSCONSIDERACIONES GENERALES17. CLASIFICACION DE RESERVAS (SPE-WPC)ESPECIALIDADES QUE INTERVIENEN EN EL PROCESOCONFIABILIDAD DE LAS RESERVASPROCESO DE CERTIFICACION DE RESERVASLIMITES FISICOS DE LOS YACIMIENTOSFACTORES DE ENCOGENIMIENTO Y RENDIMIENTOSRESUMEN FACTORES DE RECUPERACIONRESERVAS DE ACEITE, GAS, CONDENSADOS Y Ip