Contenido - CLKmedia.arpel2011.clk.com.uy/Rane/6/17RHernandez.pdf• Densidad de aceite: 28 -31 °API ... • Temperatura: 125 °C ... de escombros y por lo tanto, propiedades petrofísicas

10/10/2014

1

ASOCIACIÓN REGIONAL DE EMPRESAS DELSECTOR PETRÓLEO, GAS Y BIOCOMBUSTIBLES

EN LATINOAMÉRICA Y EL CARIBE

Aplicación de Vaciamientos y Factores de Reemplazo enla Optimización de la Explotación de Campos Maduros –Caso histórico del Complejo A . J. Bermúdez

Rogelio Hernández Sánchez

Jose Garcia Urgell

PEP (Pemex Exploración y Producción)

86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) “Gestión de Reservorios”

6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina

86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina

Contenido

I. Generalidades del proyecto CAJB

II. Flujo de trabajo

III. Vaciamiento y factor de reemplazo

IV. Conclusiones y recomendaciones

2

10/10/2014

2


Antecedentes Complejo Antonio J. Bermúdez

3

• Localización 20 Km NW de Villahermosa,

Tabasco

• Campos: Samaria, Íride, Cunduacán, Oxiacaque

y Platanal

• Inicio de explotación: Junio de 1973

• Tipo de yacimiento: Calizas, y dolomías

fracturadas

• Área: 200.2 km2

• Porosidad: 4 – 6 %

• Permeabilidad: 10 – 250 md

• Profundidad: 3,100 – 5,000 m

• Tipo de fluido: Aceite Negro ligero

• Densidad de aceite: 28 - 31 °API

• Presión (kg/cm2):

• Inicial: 533 kg/cm2

• Saturación: 318 kg/cm2

• Actual: 130 kg/cm2

• Temperatura: 125 °C

• Pozos perforados: 394

• Productores: 111

• Cerrados: 148

• Volumen Original:

• Aceite: 8,271 mmb

• Gas : 10,440 mmmpc

• Producción acumulada:

• Aceite: 2,869 mmb


• Reserva remanente:

• Aceite: 886 mmbls


• Factor de recuperación:

Actual Final

• Aceite: 34.3% 44.7 %

• Gas : 40.7% 57.7 %

Producción de hidrocarburos

Mesozoico

REGIONSUR

QO=45.24 bpd

QO=185 mmpcd


Columna estratigráfica tipo

4

KS - Mayormente formado porsedimentos de cuenca con algunos flujosde escombros y por lo tanto,propiedades petrofísicas de menorcalidad (Cunduacán y Oxiacaque).Presenta casquete de gas.

KM - Mejor tipo y calidad de roca, portratarse mayormente de sedimentos deplataforma, que cubre todo el CampoSamaria y parte sur de Íride.

KI - Sedimentos de cuenca con algunosflujos de escombros al norte y al sur. Laroca no tiene valores altos de porosidady permeabilidad, sin embargo el altogrado de fracturamiento contribuye a laproducción.

JST - Roca generadora, principalmentecompacta por tratarse de sedimentos decuenca. Cuando se encuentra raramentefracturada hacia la cima es productor dehidrocarburos.

JSK - Solo se conoce en los Campos Íride,Cunduacán y Oxiacaque, siendoproductor en estos dos últimos campos,donde se encuentra dolomitizado yfracturado.

KS

KM

KI

JST

JSK

GR ILD

318

313

90

31

253

KS

KM

KI

JST

JSK

JSO

SAMARIA CUN-IRIDE-OXIAC.-PLAT

SAMARIA CUN-IRIDE-OXIAC. -PLAT

CUENCA

CUENCA

RAMPA EXTERNA-CUENCA

AMBIENTES SEDIMENTARIOS

RAMPA EXTERNA-CUENCA

RAMPA INTERNA (PLANICIE DE MAREA)

NM

NM

NM

NM

NM

SAMARIA-CUN-IRIDE-OXIAC.

CUN-IRIDE-OXIAC.

CUN-IRIDE-OXIAC.

PLAT

PLAT

Np, MMBLS @ Septiembre 2014

652

1,145

921

79

66

6

2,869

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3


Generalidades

5

Etapa 1 (1973-1979)Desarrollo inicialProducción máxima 693 mbpdInició inyección de agua

Etapa 2 (1980-1983)Formación del casquete de gasFuerte declinaciónInyección de agua de 460 mbpd

Etapa 3 (1984-1994)Plataforma de producción en 150 mbpd hasta finales de 1992

Etapa 4 (1995-2001)2da Etapa de desarrolloImplementación del bombeo neumático profundo

Etapa 5 (2002-2005)Inició proyecto Pidiregas3era Etapa pozos intermediosInyección agua residual 38 mbpd

Etapa 6 (2006-2011) Mtto. de PresiónInyección gas 60 mmpcd (Nov-06)Inyección N2 190 mmpcd (Jul-08)Inyección de agua 100 mbpdReinyección gas contaminado con N260 mmpcd (Jul-09)

1 2 3

4

5 6

Iny. Agua Iny. GHA

Iny. N2

Comportamiento de la presión del yacimiento

Iny. Gas + N2

Comportamiento de la producción del yacimiento


Producción

6

Producción CAJB

Máxima producción

Qo (mbpd): 693 (Feb 79)

Qg (mmpcd): 745 (Feb 79)

Producción acumulada

Np (mmb): 2,869

Gp (mmmpc): 4,381

Factor de recuperación actual

FR aceite (%): 34.42

FR gas (%): 40.7

Campo # Pozos Qo [bpd] Qg [mmpcd]

Fw [%]

Samaria 53 23,231 44.04 46.3

Íride 31 12,613 104.8 33.3

Cunduacán 12 4,674 31.59 26.2

Oxiacaque 8 3,681 30.5 33.1

Platanal 2 1,043 2.61 62.1

APSL 111 45,242 213.5 41.1

OxiacaqueCunduacan

Oxiacaque

SamariaIride

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4


Inyección de fluidos en el CAJB

7

Objetivo:Mantener la presión del yacimiento (130 kg/cm2) mediante la inyección de fluidos para ayudar a incrementar el factor de recuperación de aceite de 34 a 41 %.

Nitrógeno (N2):

190 MMpcd durante 15 años (jul-2008)

6 pozos en Oxiacaque y 2 en Cunduacán

Ampliar la inyección en forma areal enCunduacán y Oxiacaque

Gas amargo (GASA):

60 mmpcd (nov-2006)

2 pozos en Íride

Ampliar la inyección en Íride para reforzarmantto. de presión en ese campo y Samaria.

Gas contaminado (GASA+N2):

60 mmpcd ( jul-2009)

3 pozos en Oxiacaque

Incrementar según el avance del N2

Agua:

90.7 mbpd ( promedio mayo-2014)

6 pozos en Samaria y 3 en Cunduacán

Inyectar perpendicular a sistema de fracturas

Oxi-12

Oxi-11Oxi-4

Oxi-14

Oxi-34

Sam-252B

Oxi-24 Oxi-2Cun-44

Cun-45

Cun-27

Sam-80A

Cun-60

Sam-290

Sam-100

Sam-118

Sam-65

Iri-146

Iri-146D

Oxi-1

Complejo Antonio J. Bermúdez

Simbología

Iny Nitrógeno (N2)

Iny Gas Amargo (GASA)

Iny Gas Contaminado

Iny Agua

Propuesta iny. de agua

Propuesta iny. GASA + N2

Cun-36


Atribuible por mantenimiento de presión x iny. De Gas

La irrupción de N2 en los pozos se da a través de

las fallas principales.

La inyección de gases en el CAJB ha provocado cambios en elcomportamiento de producción en 49 pozos (actualmente 28productores)

CampoNp

(mb)Qo prom

(bpd)

Pozos con efecto

Positivo

Pozos con efecto

Negativo

Pozos conEfecto

Cunduacán 184 101 12 6 18

Íride 5,327 2,942 17 4 21

Oxiacaque 2,916 1,610 7 3 10

Total 8,427 4,653 36 13 49

8.4

MMbQo prom: 4,653 bpd

Existe una

tendencia demantenimiento depresión en loscampos Cunduacány Oxiacaque.

Aceite atribuible

El gasto de aceite atribuible al proyecto de mantenimiento de

presión por inyección de gas es de 3,001 bpd.

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5


Vaciamiento por Campo

Producción = 93,244 bpdInyección = 74,764 bpd

Vaciamiento neto = 18,480 bpdFactor de reemplazo = 80.2 % .


Vaciamiento neto = - 297,391 bpdFactor de reemplazo = 957.9 % .





AGUA

GAS

GAS

AGUA

GAS

• Samaria (el bloqueproductor de aceite másgrande del CAJB) notiene un efectivo soportede presión


Flujo de trabajo del Vaciamiento

10

Producción @ c.s.

Inyección

@ c.s.

Aforos representativos

Históricos de inyección validados

PVT validados y corregidos

Vaciamiento @ c.y. (región, pozo)

Inyección @ c.y. (región, pozo)

Factor de reemplazo

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6


Aforos de Pozos

11

Activo # Pozos Qo [bpd] Qg [mmpcd]

Fw [%]

APSL 111 45242 178 39 Caracterización Dinámicapor bloques del CAJB.


PVT´s validados y corregidos

12

0,00

0,30

0,60

0,90

1,20

1,50

1,80

2,10

0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 500,0 600,0

Presión (kg/cm 2)

Bo

Bod

Bo Corregido

0

50

100

150

200

250

300

0,0 100,0 200,0 300,0 400,0 500,0

Presión (kg/cm 2)

Rs

Rsd

Rs Corregida

Región PVT Pact. Yac.

(Kg/cm2)Bo

(m3/m3)Rs

(m3/m3)Bg

(m3/m3)Bw

(m3/m3)

Pla Pla-212 181.08 1.4014 98.1933 0.008503 1.05629

Sam 2AB Sam-123 126.70 1.2400 62.6704 0.011724 1.04092

Sam 2C Sam-93 119.35 1.2394 49.5546 0.010385 1.05852

Iri-Este Íri-156 153.81 1.2719 90.2263 0.007030 1.05714

Iri Íri-156 145.57 1.2613 86.1674 0.007415 1.05735

Oxi-Este Íri-156 145.67 1.2615 86.2179 0.007410 1.05629

Oxi-Centro Íri-156 177.24 1.3042 102.0184 0.006092 1.05597

Oxi-Oeste Íri-156 177.24 1.3042 102.0184 0.006092 1.05597

Cun_Este Cun-1 129.25 1.4492 79.3432 0.011206 1.05756

Cun Cun-1 134.49 1.4575 81.9535 0.010808 1.05746

@ T=130 °C

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Pre

sió

n

Fecha

Sam-2AB

Sam-2AB

Método de correción: Moses & McAIN

Pb = 318 kg/cm2

Pb = 318 kg/cm2

El bloque Sam-2AB tiene 36 pozos Op. Con un Vaciamiento de 94,453 bpd

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7


Vaciamiento y factor de reemplazo

13

oo BQAceite *=

ww BQAgua *=

BgRsRGAQGas O *)(* −= BwQwiAguaIny *. =

)(*. gasesBgQgGasesIny i=

We

Vaciamiento Inyección Factor de reemplazo

= 100%

> 100%

< 100%

@CY

@CY

oVaciamientInyección =reemF

Llevar la producciónde fluidos a condiciones

de yacimiento

Llevar la inyecciónde fluidos a condiciones

de yacimiento


Vaciamiento Total (bls @ cy)

14

Localizaciones

CN-0001

CN-0010

CN-0101

CN-1011CN-1013

CN-1017CN-1021

CN-1023

CN-1025

CN-1027

CN-0010A CN-0011

CN-1113CN-0118

CN-0012CN-0012A CN-0013CN-0014

CN-0141

CN-0015

CN-0017CN-0018CN-0018A

CN0001RE

CN-0020CN-0020ACN-0020B CN-0021

CN-0212

CN-0022

CN-0221

CN-0023CN-0024

CN-0025

CN-0026 CN-0027CN-0028

CN-0029

CN0029R1

CN-0030

CN-0301

CN-0030ACN030AR1CN-0032

CN-0321

CN-0322

CN-0033CN-0034 CN-0035CN0035R1CN-0036 CN-0037CN0037R1

CN-0039CN0039RE

CN-0040

CN-0402

CN-0041 CN0041RECN-0042 CN-0043CNI0044 CN-0045 CN-0047

CN-0050

CN-5013

CN-0502

CN-5023CN5023RE

CN-0051CN-0052CN-0052A CN-0053

CN-0532

CN-0055CN-0057

CN-0059

CNI0060 CNI0061 CNI0063 CN-0065 CN-0067 CN-0069

IR-1025

IR-0104IR-0108IR0108R1

IR-1108

IR-1118

IR-1124

IR-1126IR1126R1

IR-1128

IR-1130

IR-1136

IR-1138

IR-1140

IR-1141

IR-1143

IR-1148

IR1148RE

IR-1156

IR-1158

IR1162R2IR1162R3

IR-1163

IR-1164IR-1164AIR-1166IR-1168

IR-0118

IR-0120

IR-0124IR-0126

IR-0128IR-0128AIR-0128D

IR-0130 IR-0131IR-0136

IR-0138

IR-0140IR-0141IR-0142

IR-0144IRIG0146

IRIG146D

IR-0148IR0148R1

IR-0151

IR-0154IR-0156IR-0156A

IR-0158IR-0158A

IR158ARE

IR-0160IR-0161IR-0162 IR-0163IR-0163A

IR-0164IR-0166

IR-0166BIR-0168

IR-2118

IR-2124

IR-2126

IR-2144IR2144REIR-2146

IR-2148

IR-2154IR-2156

IR-2164

IR-2166

IR-3124

IR-3126

IR-4126

IR5108R2

IR-5156

IR-5166

IR-6126

IR6138R2

IR-7036IR-7041

IR-7051

OXIG0001OX-1001

OX1001RE

OX-1022

OXIG0011

OXN20012

OX-0013

OXN20014

OX-0015

OXIG0002

OX-0021

OX-0022

OX-0023

OXN20024

OX-0026 OX-0003

OX-0031

OXN20032

OX-0033

OXN20034

OX-0035OX-0035A

OX-0037

OXN20004

OX-0041

OX-0042OX0042RE

OX-0044

OX-0005

OX-5001OX5001RE

OX-5003

OX-5021

OX-5022

OX-5035

OX-5042

OX-5042-RE

OX-5044

OX-0051

OX-0053

OX-0055

OX-0057

OX-6041

OX-6053

OX-0062

OX-0075

OX-0077

PL-0101

SAI0100

SA-0101SA-0102SA-0102A

SA-0103

SA-0104SA-0104ASA-0105SA-0105A

SA105AR1

SA-0106 SA-0107

SA-1075

SA0107R1

SA-0108

SA-1081

SA-1087

SA-0109SA-0110

SA-1103

SA-1107

SA-1109

SA-0111SA-1113

SA1113R1SA-1119

SA-0112

SA-1128

SA-1129

SA-0112B

SA-0113SA-0114 SA-0115

SA-0116 SA-0117

SA-1171SA-1173 SA-1175

SAI0118

SA-1182

SA-1183

SA-1185

SA-1187

SA1187R1

SA-0119

SA-1193

SA-1195

SA-1196

SA1196R1SA-1197SA1197R1

SA-1198SA-1199

SA-0121SA-0121A

SA-0122

SA-0123

SA-0123ASA-0124 SA-0125SA-0126 SA-0127SA-0127D SA-0129

SA-0131SA-0132 SA-0137SA-0137A

SA-0143SA-0143A SAI0145 SA-0147 SA-0149

SA-0151SA-0151ASA-0152

SA-0153 SA-0155SA-0157SA-0157A SA-0159SA-0159A

SA-0161SA-0162SA-0162ASA-0162B

SA-0163 SA-0165 SA-0167 SA-0169

SA-2103

SA-2109

SA-2119

SA-2129

SA-2175

SA-2185

SA-2197SA2197R1

SA-2199

SA-0251SA-0251ASA-0252SA-0252ASAI0252BSAI0254SAI0256SA-0258SA-0258ASA-0260SA-0260A

SAI0270

SA-0280

SA-0290SA-0290T

SA-0300SA-0300ASA-0300D

SA-0310

SA-3129

SA-0400SA-0400D

SA-5081

SA5085R1

SA-5104

SA-5111

SA-5112

SA-5199

SA-0545

SA-0552SA-0554SA-0556

SA-0570

SA-0590SA-6075

SA-6081

SA-6084SA-6091

SA-6092HSA6092RE

SA-6093

SA-0061

SA-6101H

SA-6102

SA-6111

SA-6112

SA-6115SA-6117

SA-0062SA-0062ASA-0063

SA-0064SA-0064ASA-0064B SAI0065

SA-0658

SA-0066

SA-0660

SA-0067SA-0068SA-0068ASAI0070

SA-7013HSA-7022

SA-7084

SA-7085SA-7092

SA-0071

SA-7114H

SA-7117SA-7121

SA-7122 SA-7128

SA-0072 SA-0073SA-0073ASA-0074 SA-0075SA0075R1SA-0076SA-0076ASA-0076B SA-0077SA-0078SA-0080SAI0080A

SA-0081

SA-0810

SA-0082SA0082R1 SA-0083SA-0084SA-0084A SA-0085SA-0086SA-0086A

SA086ARE

SA-0087SA-0088

SA-0089

SA-0090

SA-0091SA-0091ASA-0092

SA0092R1

SA-0093

SA-0094 SA-0095SA-0096SA-0096A SA-0097SA0097R1SA-0098SA-0099

Zonas con posibilidades de explotación

Vac_Total>=-4631.60, < 0.00>= 0.00, < 4631.60>= 4631.60, < 9263.20>= 9263.20, <13894.80>=13894.80, <18526.40>=18526.40, <23158.00>=23158.00, <27789.60>=27789.60, <32421.20>=32421.20, <37052.80>=37052.80, <41684.40

(bpd)

Zona de Inyectores

Zon

a d

e In

yect

ore

s

Zona de Inyectores

10/10/2014

8


Vaciamiento por regiones

15

Pla Sam-2C Sam-2AB Íri Íri-Este Oxi-Este Oxi-Centro Oxi-Oeste Cun-Este Cun

Qw [bpd @cy] 1807 19389 11101 2236 233 67 1199 275 37 1708

Qg [bpd @cy] 3333 16573 53552 161887 3436 887 1302 13170 22702 27807

Qo [bpd @cy] 1586 13270 18936 11632 951 174 1757 799 662 4917

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

Vaci

amie

nto

[bls

@cy

]


Inyección por regiones

16

Pla Sam-2C Sam-2AB Íri Íri-Este Oxi-Este Oxi-Centro Oxi-Oeste Cun-Este Cun

We [bls] @ CY 10372 9539,22

Q_GASA [bls] @CY 80051

QinyN2 [bls] @CY 24119 38289 166262 61651

Wi [bls] @ CY 7325 43285 40483

0

50000

100000

150000

200000

250000

Inye

cció

n [b

ls @

cy]

10/10/2014

9


Conclusiones

17

� No se requiere de un gran poder computacional para poder hacer un buen estudiode ingeniería (con calidad de los datos).

� Me permitió optimizar actividades (RMA, RME y localizaciones) en zonas demenores vaciamientos y mayores factores de reemplazo.

� El estudio de vaciamiento y factores de reemplazo realizados en el CAJB serecomiendan emplear en campos de características similares para ayudar amaximizar la recuperación de reservas.

18

GRACIAS POR SU ATENCION

10/10/2014

10


Históricos de Inyección de Agua

19

Inyección de agua (Wi)

Activo # Pozos Qw [bpd]

APSL 12 90,688


Históricos de Inyección de N2

20

Inyección de nitrógeno (N2)

Activo # Pozos QN2 [mmpcd]

APSL 8 170.5

Reinyección de gas

Activo # Pozos Qreiny

[mmpcdd]

APSL 3 60

10/10/2014

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Vaciamiento neto y factor de reemplazo

21

-200,0000

-150,0000

-100,0000

-50,0000

0,0000

50,0000

100,0000

150,0000

200,0000

Regiones

Vaciamiento Neto [mbls @cy]

0 36 63 14 0

3397

0

1729

263 118

Fr [%]

Documents

Contenido - CLKmedia.arpel2011.clk.com.uy/Rane/6/17RHernandez.pdf• Densidad de aceite: 28 -31 °API ... • Temperatura: 125 °C ... de escombros y por lo tanto, propiedades petrofísicas