Upload
dangphuc
View
220
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA
FACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO,
GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
“MEJORA EN LA ESTIMACIÓN DEL FACTOR DE RECOBRO
DE LOS RESERVORIOS DE LA CUENCA TALARA-
OFFSHORE”
TESIS
PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE
INGENIERO DE PETROLEO Y GAS NATURAL
ELABORADO POR:
JOSEPH JEAN SINCHITULLO GOMEZ
PROMOCION: 2013-2
LIMA-PERU
2015
i
DEDICATORIA
Este trabajo se lo dedico a mis padres
Primitivo y Roberta, a mis hermanos y
familiares, por ser mi soporte y fuente de
inspiración.
A mi querida Facultad de Ingeniería de
Petróleo y mi alma mater la UNI por
proveerme conocimientos.
ii
AGRADECIMIENTO
A Dios por darme una familia maravillosa.
A mis padres Primitivo y Roberta por su
constante apoyo.
A SAVIA PERU, especialmente al equipo
técnico del departamento de Ingeniería de
reservorios.
Al Ing. Javier Dextre, por su orientación en la
elaboración de la presente tesis.
A la IGI-UNI, y al Ing. Luis Colán, por su apoyo
para la elaboración de este trabajo.
iii
SUMARIO
El factor de recobro máximo (FRmáx) es el porcentaje máximo de volumen de
petróleo recuperable. Este factor influye en muchas decisiones para
implementar un plan de desarrollo, evaluar si el campo está siendo
eficientemente explotado y las inversiones económicas son minimizadas; sin
embargo, el grado de exactitud de la correcta estimación del factor de recobro
máximo es difícil de determinar debido a la alta cantidad de parámetros
relacionados al recobro de petróleo (propiedades petrofísicas, presión de
reservorio, propiedades de fluidos, etc.).
Una serie de métodos cuantitativos han sido desarrollados, en cierto modo
tienden a ser muy genéricos para permitir un análisis del potencial recobro. Las
publicaciones del factor de recobro para reservorios de gas en solución varían
considerablemente y son imprecisas, por lo que hasta ahora se viene usando
estas correlaciones empíricas para los reservorios de la cuenca Talara. Pero,
¿Cuánto es realmente el factor de recobro máximo? Si aplicamos la ecuación
de Muskat el resultado nos llevaría a un error ya que los exponentes de las
variables son adaptadas para reservorios análogos, en tal sentido, es necesario
adecuar esta correlación para saber cuánto de petróleo se ha recuperado y las
acciones que tenemos que tomar para llegar a obtener el factor de recobro
máximo teórico.
El objetivo de la tesis es determinar y cuantificar el FRmáx alcanzado en los
reservorios de gas en solución de la cuenca Talara-Offshore para predecir el
recobro máximo teórico y conocer cuáles son las variables que más afectan en
el cálculo de éste e incluir aquellos que no fueron considerados. La presente
investigación propone una metodología que mejora la estimación del recobro;
para lo cual, un modelo de simulación numérica conceptual fue construido,
considerando datos reales de coronas y análisis de laboratorio PVT.
Posteriormente, se realizó un análisis de sensibilidad para determinar cuáles
son las variables que tienen mayor impacto (gráfico tornado), donde la función
objetivo es el FRmáx.
iv
La metodología ha sido aplicada al reservorio Pariñas, Lote Z-2B de la cuenca
Talara ya que se cuenta con gran cantidad de historia de producción,
información de análisis de coronas y pruebas de laboratorio PVT. Los
resultados obtenidos han sido validados mediante datos históricos del factor de
recobro usado.
La metodología propuesta ayuda a tomar decisiones más rápidas con mucho
más soporte técnico para evaluar y optimizar las estrategias de explotación y
maximizar la rentabilidad de los proyectos, cuantificar el potencial recobro de
los volúmenes de petróleo, de esta forma estimar de una manera aproximada
las reservas remanentes y sirva como una herramienta de monitoreo para
asegurar las inversiones y las mejores prácticas operativas.
v
INDICE
DEDICATORIA………………………………………………………………………..…i
AGRADECIMIENTO………………………………………………………….………..ii
SUMARIO…………………………………………………………………….…………iii
INDICE…………………………………………………………………………………..v
LISTA DE TABLAS………………………………………………………...….………ix
LISTA DE GRÁFICOS………………………………………………………..……….xi
CAPITULO I.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA………………………………1
1.1 Antecedentes del problema………………………………………………..……..1
1.2 Justificación o relevancia del problema…………………………………..……..1
1.3 Objetivos……………………………………………………………………...…….2
1.2.1 Objetivos Generales………………………………………………….….2
1.2.2 Objetivos Específicos………………………………………….……..…2
1.4 Hipótesis………………………………………………………………….…………2
1.5 Identificación de variables………………………………………………..……….2
1.6 Operacionalización de variables…………………………………………………3
CAPÍTULO II.- MARCO TEÓRICO…………………………………………………..4
2.1 Antecedentes……………………………………………………………….………4
2.2 Bases teóricas……………………………………………………………...………5
2.2.1 Definición del factor de recobro………………………………………..5
2.2.2 Factores de recuperación………………………………………….……6
vi
2.2.3 El FR y los mecanismos de recuperación……………………….……6
2.2.4 Comportamiento de los yacimientos y diferentes tipos de
recuperación………………………………………………………….…..7
2.2.5 Reservorios por el mecanismo de impulsión de gas en solución…..8
2.2.6 Relación Gas Petróleo (GOR)………………………………………….9
2.2.7 Impacto del FR en el desarrollo de reservas…………………..……11
2.2.8 Mejorar el factor de recobro…………………………………………..12
2.2.8.1 Fracturamiento hidráulico…………………………………..…12
2.2.8.2 Acidificación………………………………………………..…..13
2.2.9 Factores de recobro en el Perú………………………………….……13
CAPITULO III.- METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN………………....…..14
3.1 Tipo de investigación…………………………………………………………….14
3.2 Población y muestra ……………………………………………………...……..14
3.3 Instrumentos de recolección de datos…………………………………..……..14
CAPÍTULO IV.- DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PROPUESTA……....15
4.1 Flujo de trabajo……………………………………………………………..…….16
4.2 Análisis del fluido de reservorio (Análisis PVT)……………………………….17
4.2.1 Importancia del análisis PVT de fluidos del reservorio…………….17
4.2.2 Tipos de ensayo PVT……………………………………………….…18
4.2.3 Ajuste de los resultados PVT……………………………………...….19
4.2.4 Condiciones del reservorio para la toma de muestra de fluido…...19
4.2.5 Análisis de datos reales de campo de la formación Pariñas……...19
vii
4.2.6 Procedimiento para el ajuste de parámetros PVT por
correlaciones…………………………………………………….…….20
4.3 Análisis Petrofísico (Análisis de coronas)…………………………………..…26
4.3.1 Propiedades petrofísicas convencionales……………………..…….26
4.3.2 Análisis petrofísico básico………………………………………..……27
4.3.3 Análisis petrofísico especiales…………………………………..……28
4.3.4 Análisis petrofísico de datos reales de la formación Pariñas…...…28
4.4 Modelo conceptual de simulación numérica……………………………..……34
4.4.1 Construcción del modelo conceptual……………………………...…34
4.4.2 Modelo de fluidos…………………………………………………...….36
4.4.3 Modelo Roca-Fluido…………………………………………………....36
4.4.4 Modelo Sedimentario…………………………………………………..37
4.4.5 Resultado de las corridas en el simulador…………………………..37
4.5 Análisis de sensibilidad…………………………………………………..……...39
4.5.1 Etapas para el análisis de sensibilidad………………………………40
4.5.1. A ETAPA1: Parametrización de variables………………..…...……40
4.5.1. B ETAPA2: Definición de la función objetivo….…………………..42
4.5.1. C ETAPA3: Inicialización de las corridas……….………………....43
4.6 Interpretación del análisis de sensibilidad……………………………………..46
CAPÍTULO V.- CASO DE ESTUDIO Y APLICACIÓN……………………………53
5.1 Caso de Estudio: Formación Pariñas…………………………………….…….53
5.2 Caso de Aplicación: Formación Rio Bravo…………………………….………57
viii
CAPÍTULO VI.- ANÁLISIS Y RESULTADOS……………………………..………59
CAPÍTULO VII.- EVALUACIÓN ECONÓMICA………………………….………...63
CAPÍTULO VIII.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES…..…………..…65
8.1 Conclusiones………………………………………………………………….…..65
8.2 Recomendaciones…………………………………………………………….….67
CAPÍTULO IX.- BIBLIOGRAFÍA……………………………………………….……68
CAPÍTULO X.- ANEXOS……………………………………………………...……..70
ix
LISTA DE TABLAS
TABLA 2.1 Factores de recuperación de petróleo esperados………………..….11
TABLA 4.1 Resultados de laboratorio del experimento PVT tomados en la
formación Pariñas en el pozo U-13…………………………………………………20
TABLA 4.2 Parámetros de fluidos a la presión de burbuja para un datum de
6000ft…………………………………………………………………………………..21
TABLA 4.3 Parámetros de fluidos iniciales……………………………………...…22
TABLA 4.4 Factores de ajuste de los parámetros PVT por correlaciones……. 23
TABLA 4.5 Resultados de parámetros básicos de los fluidos a la presión de
burbuja…………………………………………………………………………………23
TABLA 4.6 Parámetros de fluidos PVT a diferentes presiones……………........24
TABLA 4.7 Resumen de diferentes calidades de roca, los end points para
cualquier valor de porosidad………………………………………………………...32
TABLA 4.8 Resumen de los parámetros de entrada al simulador………………38
TABLA 4.9 Variables parametrizadas para el análisis de sensibilidad…………41
TABLA 4.10 Resumen de las variables de mayor impacto para la estimación del
FR, considerando un tipo de experimento PVT y compresibilidad de la
formación……………………………………………………………………………....48
TABLA 4.11 FRmáx para diferentes valores de compresibilidad de la roca,
considerando un experimento PVT igual al 100%Pi……………………………...49
TABLA 4.12 FRmáx para diferentes valores de compresibilidad de la roca,
considerando un experimento PVT igual al 79.51%Pi……………………………50
TABLA 4.13 FRmáx para diferentes valores de compresibilidad de la roca,
considerando un experimento PVT igual al 60%Pi……………………………….51
x
TABLA 5.1 Información general del Bloque ZZ……………………………………55
TABLA 5.2 FR real y FRmáx de los bloques de la formación Pariñas………….57
TABLA 7.1 Resumen del análisis económico del Bloque ZZ…….………………64
xi
LISTA DE GRÁFICOS
GRÁFICO 2.1 Historia del % de presión del reservorio vs % factor de recobro
según el mecanismo de impulsión……………………………………………….......7
GRÁFICO 2.1 Yacimientos con empuje por gas en solución a) condiciones
iniciales, b) en producción…………………………………………………………….9
GRÁFICO 4.1 Flujo de trabajo planteado………………………………………….16
GRÁFICO 4.2 Curvas de ajuste del factor volumétrico (Bo) y viscosidad del
petróleo (µo)…………………………………………………………………………...21
GRÁFICO 4.3 Curva de ajuste de la solubilidad del gas en el petróleo (Rs).....22
GRÁFICO 4.4 Factor volumétrico de formación y viscosidad del petróleo
ajustado………………………………………………………………………………..25
GRÁFICO 4.5 Solubilidad del gas en el petróleo ajustado………………………25
GRÁFICO 4.6 Ley K-PHI de la formación Pariñas………………………………..28
GRÁFICO 4.7 Sorw vs RQI………………………………………………………….29
GRÁFICO 4.8 Krgcl vs RQI………………………………………………………….30
GRÁFICO 4.9 Swc vs RQI…………………………………………………………..30
GRÁFICO 4.10 Krw vs RQI………………………………………………………….31
GRÁFICO 4.11 Curvas de permeabilidad relativa del Agua y Petróleo en el
sistema Agua-Petróleo…………………………………………………………….....33
GRÁFICO 4.12 Curvas de permeabilidad relativa del Gas y Líquido en el
sistema Gas-Líquido………………………………………………………………….33
GRÁFICO 4.13 Modelo conceptual de simulación numérica en 3D…………….35
GRÁFICO 4.14 Rs y Bo vs Presión, validados en el simulador…………………36
xii
GRÁFICO 4.15 µo y µg vs Presión, validados en el simulador…………………..36
GRÁFICO 4.16 Krw y Krow vs Sw, validados en el simulador…………………..37
GRÁFICO 4.17 Krg y Krog vs Sw, validados en el simulador…………………...37
GRÁFICO 4.18 Cumulative Oil SC, Oil Rate SC vs Time………………………..38
GRÁFICO 4.19 Resultados parciales del análisis de sensibilidad………………43
GRÁFICO 4.20 Comportamiento de la función objetivo en el tiempo…………..44
GRÁFICO 4.21 Tornado plot de los parámetros que más impacto tienen para el
cálculo del factor de recobro………………………………………………………...45
GRÁFICO 4.22 Entire Field Oil Recovery Factor vs Time…….…………………45
GRÁFICO 4.23 Curvas de permeabilidad relativa en el sistema Agua-Petróleo
para diferentes RQI…………………………………………………………………..46
GRÁFICO 4.24 Curvas de permeabilidad relativa en el sistema Gas-Líquido
para diferentes RQI…………………………………………………………………..47
GRÁFICO 4.25 FRmáx vs RQI, considerando diferentes valores de
compresibilidad de la roca, para un experimento PVT igual al 100%Pi………..49
GRÁFICO 4.26 FRmáx vs RQI, considerando diferentes valores de
compresibilidad de la roca, para un experimento PVT igual al 80%Pi………….50
GRÁFICO 4.27 FRmáx vs RQI, considerando diferentes valores de
compresibilidad de la roca, para un experimento PVT igual al 60%Pi………….51
GRÁFICO 4.28 FRmáx vs RQI, para cualquier valor de presión de burbuja,
considerando la compresibilidad de la roca constante………………………...…52
GRÁFICO 5.1 Mapa estructural del Bloque ZZ……………………...………..…. 53
GRÁFICO 5.2 Historia de producción del Bloque ZZ……………………………..54
GRÁFICO 5.3 Historia de presiones del Bloque ZZ………………………………54
xiii
GRÁFICO 5.4 FRmáx vs RQI……………………………………………………….55
GRÁFICO 5.5 Mapa estructural en el tope de la formación Pariñas………..…. 56
GRÁFICO 5.5 FRmáx vs RQI para un PB=0.9Pi psi……………………..………5
1
CAPITULO I.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1 Antecedentes del problema
Debido a la complejidad de la cuenca Talara y teniendo en cuenta que tiene
más de 150 años de vida productiva, aún no se conoce el factor de recobro
máximo alcanzado en los diferentes reservorios , por lo cual si aplicamos la
ecuación de Muskat el resultado nos llevaría a un error ya que los exponentes
de las variables son adaptadas para cierto tipo de reservorio, en tal sentido es
necesario hacer los cálculos de estos para saber cuánto de petróleo se ha
recuperado, o desarrollar una nueva metodología que nos ayude a estimar el
factor de recobro de una manera integral (Propiedades de fluidos, petrofísicas y
geomecánicas) y no meramente matemático, además de ello que más debemos
hacer para llegar a obtener el factor de recobro máximo teórico.
1.2 Justificación o relevancia del problema
¿Cuánto es el factor de recobro alcanzado en los campos maduros como la
cuenca Talara Offshore según las etapas de su vida productiva?
En los últimos años la producción de petróleo en el país ha decaído
enormemente debido a que la mayoría de los campos productores son maduros
y marginales, también por la demora excesiva de la aprobación de los estudios
de impacto ambiental para la exploración y explotación de zonas potenciales.
Estos problemas están haciendo que el Perú se convierta en un país
prácticamente en importador de petróleo, ocasionando un gran gasto para las
familias peruanas y del estado. Como los temas relacionados a los permisos
ambientales tardan hasta 4 años en trámites para las licencias ambientales por
lo que debemos enfocarnos en producir eficientemente los campos maduros
como la cuenca Talara, para ello es necesario conocer el factor de recobro
obtenido hasta la fecha así como también determinar el recobro máximo teórico
aplicando las tecnologías vigentes para un adecuado gerenciamiento del
reservorio y de esta manera optimizar la producción de petróleo, ya que al
conocer el recobro máximo en la etapa inicial podemos aplicar eficientemente
2
los mecanismos de recuperación secundaria y estimar mejor las reservar
(Primarias y secundarias).
1.3 Objetivos
1.3.1 Objetivos Generales
Determinar y cuantificar el factor de recobro alcanzado en los
reservorios de la cuenca Talara Offshore en las diferentes etapas
de producción para predecir el recobro máximo esperado en los
próximos 10 años.
1.3.2 Objetivos específicos
Encontrar los reservorios con mayores factores de recobro.
Conocer las mejores prácticas operativas y de gerenciamiento de
reservorios que hayan alcanzado mayores factores de recobro.
Obtener correlaciones para campos vecinos.
Obtener Tendencias máximas esperadas de acuerdo a las etapas
de producción.
Tomar el factor de recobro como indicador para inversiones
futuras.
1.4 Hipótesis
La evaluación de las propiedades de fluido (Presión de Burbuja),
petrofísicas (Rock Quality Index) del reservorio nos permitirá estimar el
factor de recobro de los reservorios de gas en solución de la cuenca
Talara Offshore.
1.5 Identificación de Variables
Variable Dependiente : Factor de Recobro
Variable Independiente: Propiedades del Reservorio
3
1.6 Operacionalización de variables
Factor de recobro:
Mecanismo de impulsión
Mantenimiento de presión
Comportamiento productivo del reservorio
Rentabilidad económica
Reservas
EUR
Propiedades del reservorio:
Propiedades de Fluidos
Propiedades Petrofísicas
Propiedades Geomecánicas
4
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
2.1 Antecedentes del problema
La actual producción de petróleo en el Perú está basada en el desarrollo de
campos maduros que tienen un alto grado de complejidad geológica y
características del reservorio (porosidad, permeabilidad), por lo tanto operar
estos campos es un desafío para la ingeniería. Esto es particularmente cierto en
los campos localizados en la costa norte del Perú (Cuenca Talara) donde la
baja productividad de los reservorios reduce la atracción de los inversionistas
para desarrollar proyectos [1]:
La cuenca Talara es la más antigua cuenca productiva en América del Sur con
más de 100 años de producción continua, y más del 451% de la producción de
petróleo del país proviene de esos lotes localizados en dicha cuenca.
La situación de la industria petrolera en el Perú ha ido cambiando
considerablemente en los últimos 20 años. El Perú empezó siendo un país
exportador de petróleo hasta convertirse en estos días en importador de
petróleo, resultando un gran déficit energético para el país ya que solo
producimos alrededor de 65 MBPD y el consumo es más de 200 MBPD.
El factor de recobro(FR) es un indicador importante para conocer cuánto de
petróleo aún queda en los reservorios y así estimar las reservas remanentes,
dado que nuestro país está registrando indicadores negativos en el sector
hidrocarburos, hay que tener en cuenta que casi todos los lotes petroleros del
país son campos maduros o depletados , y que el precio del petróleo supera los
1002 dólares el barril lo que hace que los proyectos de recuperación mejorada
sean posible y factibles, y por ende ayudan incrementar el factor de recobro.
Pero, ¿cuánto es realmente el factor de recobro alcanzado por los diferentes
mecanismos de recuperación? ¿Ya llegamos a un punto máximo de factor de
1 Según La Estadística Petrolera 2014 -Perupetro
2 Este análisis se efectuó a inicios del año 2014, pero los precios a durante el primer trimestre del 2015 han caído hasta
llegar un mínimo de 45 dólares el barril, a estos precios todos los proyectos de recuperación mejorada son casi inviables.
5
recobro por el mecanismo de impulsión primaria y es necesaria una
recuperación secundaria y terciaria?
Si existen esas metodologías cuales son, como se han comportado en los
diferentes yacimientos, debido a que cada reservorio es único ¿Es correcta la
aplicación de las regalías para todo un lote donde incluyen reservorios con alto
potencial productivo respecto a los otros reservorios con bajo potencial?
El FR máximo teórico posible tiene que ser calculado para un profundo análisis
y pronósticos de la cuenca Talara, tomando en cuenta la historia de producción,
la heterogeneidad de los reservorios, la complejidad geológica, el mecanismo
de impulsión predominante en el reservorio, los tipos de pozos y completación,
propiedades de fluidos, distribución de fluidos, etc.
2.2 Bases teóricas.
FACTOR DE RECOBRO
2.2.1 Definición: Cantidad recuperable de hidrocarburos existente en el lugar,
normalmente expresada como un porcentaje. El factor de recuperación es una
función del mecanismo de desplazamiento. Un objetivo importante de la
recuperación de petróleo mejorada es incrementar el factor de recuperación [3]:
El factor de recuperación (FR) que como ya se dijo está en función del tiempo
que tiene un reservorio en explotación ya que los cambios de volumen de
petróleo original in situ (OOIP) varían constantemente debido a las
incertidumbres geológicas y los cambios tecnológicos, se expresa
matemáticamente como:
FR a la fecha de cálculo (%) = (producción acumulada de petróleo o gas a esa
fecha)/ (volumen original del petróleo o gas en el yacimiento)………….......Eq. 1
Factor de recobro final esperado (FRF): Se calcula al término de la vida del
yacimiento, el cual se obtiene de la siguiente manera:
6
FRF(%)=(producción acumulada final esperada de petróleo o gas)/(volumen
original de petróleo o gas en el yacimiento)………………………………..…..Eq. 2
Para esta investigación es necesaria la definición del factor de recobro máximo.
FRmáx es el porcentaje máximo de volumen recuperable de petróleo,
considerando un límite de presión del reservorio menor al 10% de la presión
inicial del reservorio.
FRmáx (%) = Oil Cum Max/OOIP……………………………………………..Eq. 3
Donde:
Oil Cum Max (MSTB): Volumen acumulado de petróleo @ Presión del
reservorio < 10% de la presión inicial.
OOIP (MSTB): Original Oil In Place.
2.2.2 FACTORES DE RECUPERACION:
Pueden distinguirse dos tipos de factores de recuperación:
Uno es gobernado por razones económicas que podrán a su vez estar
asociadas a condiciones de regulaciones ambientales y geológicas.
El otro tipo se refiere a la factibilidad técnica de recuperar volúmenes de
hidrocarburos del yacimiento y depende básicamente de elementos
físicos del sistema roca reservorio.
2.2.3 El FR y los mecanismos de recuperación:
Mecanismos de producción [4]: Los mecanismos de producción se refieren a
las fuerzas naturales del yacimiento que hacen que los fluidos se muevan hacia
los pozos y sean productivos, de los cuales se distinguen 5 tipos de
mecanismos de producción:
Empuje por gas en solución y expansión de los fluidos,
Empuje por capa de gas
7
Empuje con agua
Empuje por drenaje gravitacional
Empuje combinado
GRÁFICO 2.1 Historia del % de presión del reservorio VS % factor de recobro
según el mecanismo de impulsión.
Fuente: Paris de Ferrer, M (página 48)
2.2.4 Comportamiento de los yacimientos y diferentes tipos de
recuperación:
Una de las funciones principales de la ingeniería de reservorios es predecir el
comportamiento futuro de los yacimientos y estudiar los diferentes métodos de
recuperación primaria, secundaria y terciaria. A tal efecto se utilizan parámetros
que representan su historia de producción, los cuales pueden clasificarse en
esenciales o fundamentales, como presión, relación de gas-petróleo y la
producción acumulada, en secundarios como la tasa de producción, el índice de
productividad y el recobro final [5].
8
Muskat [6] define la recuperación primaria como el periodo de producción que
comienza con el descubrimiento del yacimiento y continúa hasta que las fuentes
de energía natural para expulsar el petróleo no mantienen tasas de producción
que resulten económicas.
La recuperación primaria puede incluir los métodos de mantenimiento de
presión los cuales según Muskat, consisten en inyectar fluidos en el reservorio
durante la historia de producción primaria. El principal efecto del mantenimiento
de presión es disminuir la declinación de la presión del reservorio y, por lo tanto
conservar su energía y aumentar la recuperación del petróleo. Usualmente los
fluidos inyectados son agua y gas.
Muskat define la recuperación secundaria como la inyección de fluidos después
que el yacimiento ha alcanzado completamente el agotamiento de su energía
original para expulsar los fluidos contenidos en él. Debido a la caída de presión
en la recuperación primaria se necesita re-presurizar o aumentar la presión del
yacimiento. Los fluidos inyectados más usados son el agua y gas de formación,
otros son la inyección enriquecida de gases, nitrógeno, dióxido de carbono,
vapor de agua, surfactantes, entre otros.
Recuperación terciaria. La mayoría de los yacimientos de petróleo comercial
han sido sometidos a procesos de recobros primarios y secundarios pero muy
pocos a terciarios. Los fluidos inyectados en esta etapa incluyen CO2, gases
enriquecidos, polímeros y soluciones de surfactantes, etc.
2.2.5 Reservorios por el mecanismo de impulsión de gas en solución.
El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura en los
yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la
presión disminuye debido a la extracción de los fluidos, el gas se desprende, se
expande, y desplaza el petróleo hacia los pozos productores, tal como se
muestra en el Gráfico 2.2.
9
GRÁFICO 2.2 Yacimientos con empuje por gas en solución: a) condiciones
iniciales, b) en producción.
Fuente: Paris de Ferrer, M (página 70)
Para este tipo de reservorios la presión de burbuja es el punto más importante
para obtener las mayores cantidades de recuperación de petróleo, de las cuales
según la presión de reservorio las podemos clasificar en:
Sub saturado: Presión del reservorio> Punto de burbuja del petróleo
Saturado: Presión del reservorio< Punto de burbuja del petróleo.
Al avanzar la producción la presión cae y el gas disuelto se libera, por lo que la
relación de gas petróleo irá incrementando hasta que la energía del reservorio
se disipe y no se pueda movilizar más petróleo.
Este tipo de reservorios se caracteriza por que la presión del reservorio
disminuye rápidamente y de forma continua, ya que no existen otros fluidos
como el agua (acuíferos) que reemplacen el gas y el petróleo producido, por lo
que se requiere de mecanismos externos de producción como sistemas Gas
Lift, Unidades de Bombeos mecánicas para su óptima recuperación.
2.2.6 Relación gas petróleo (GOR): Es la relación de volumen de gas que sale
de la solución entre el volumen de petróleo a condiciones standard.
10
Rápido aumento del GOR de todos los pozos independientemente de su
posición estructural.
Al reducirse la presión del reservorio por debajo de la presión del punto
de burbuja, el gas se libera de la solución en todo el reservorio.
Una vez que la saturación de gas excede la saturación critica del gas, el
gas liberado comienza a fluir hacia el pozo y se incrementa el GOR.
El gas también iniciará un movimiento vertical debido a las fuerzas
gravitacionales, que puede resultar en la formación de una capa de gas
secundaria.
La recuperación de petróleo por este mecanismo suele ser el método de
recuperación menos eficiente por la gran movilidad que tiene el gas, por lo que
grandes cantidades de petróleo permanecen en el reservorio.
Arps [7] desarrolló una ecuación para calcular la eficiencia de la recuperación
para reservorios que se encuentran con una presión igual a la presión del punto
de burbuja y declinan hasta la presión de abandono:
FR=41.815(
)0.1611
0.0979Sw0.3722
0.1741
…….…………Eq. 4
Donde:
FR = Factor de recobro, porcentaje.
Φ =Porosidad, Fracción.
Sw = Saturación de agua connata, fracción.
Bob = Factor volumétrico de formación al punto de burbuja, bl/STB.
K =Permeabilidad promedio de la formación, Darcys.
µ = Viscosidad del petróleo al punto de burbuja, Cp.
Pb =Presión al punto de burbuja, psig.
Pa =Presión de abandono, psig.
11
En la Tabla 2.1 se resumen los factores de recuperación de petróleo esperados
según la etapa de recuperación [8]
TABLA 2.1 Factores de recuperación de petróleo esperados.
Factores de recuperación de petróleo esperados
Recuperación primaria Hasta (%OOIP)
Expansión de roca y fluidos 5
Gas en solución 20
Capa de gas 30
Drenaje gravitacional 40
Impulsión por agua 60
Recuperación secundaria
Re-inyección de gas 70
Inyección de agua 70
Recuperación terciaria
Térmica (vapor, combustión, agua caliente) 80
Miscible(CO2, N2, gases de combustión) 80
Química (Polímeros, surfactantes) 80
Fuente: Global Oil Reserves-2012 recovery factors leave Vast Target for EOR
Technologies”
2.2.7 IMPACTO DEL FR EN EL DESARROLLO DE RESERVAS:
Desarrollo de reservas:
Reactivación de pozos abandonados.
Workovers
Perforación de pozos
Inyección de agua
Inyección de gas
12
El tiempo ideal para gerenciar un campo es desde el descubrimiento, sin
embargo nunca es tarde para empezar un proceso integral de gerenciamiento
de reservorio en campos marginales y maduros, y el punto óptimo para la
inyección de fluidos tiene que ser cuando la presión del reservorio sea igual o
mayor a la presión de burbuja, es ahí cuando se obtendrá máximos factores de
recobro primario.
2.2.8 MEJORAR EL FACTOR DE RECOBRO:
El uso de técnicas convencionales ha llevado a subestimar o sobrestimar el
factor de recobro y las reservas en muchos reservorios alrededor del mundo.
No todos los reservorios son iguales, entonces deberíamos clasificar los
reservorios de acuerdo a su geología, sistema poroso, almacenamiento de
reservorio y matriz/fractura interacción.
Cada reservorio debería ser considerado como un proyecto de investigación,
como tal este tiene que ser estudiado cuidadosamente para estimar factores de
recobro por lo que las empresas han orientado sus esfuerzos a maximizar el
recobro en campos maduros.
2.2.8.1 Fracturamiento hidráulico: Es un tratamiento de estimulación que
consiste en crear un canal conductivo en la formación, con el fin de obtener un
mayor índice de productividad del pozo. Este canal conductivo se obtiene
induciendo una fractura por medio de una presión hidráulica ejercida por un
fluido fracturante, para facilitar el flujo de aceite y gas desde el yacimiento hasta
la cara de pozo.
a) Incremento de productividad: En los pozos con baja productividad la
opción de fracturarlos mejora considerablemente el factor de recobro de
los mismos, ya que permite crear un área de flujo mucho mayor,
especialmente en los pozos con las siguientes características:
Yacimientos con baja permeabilidad
Zonas dañadas
Conectar fracturas naturales
13
Incrementar áreas de drenaje
b) Corrección del daño a la formación: la generación de fracturas que
vayan más allá de la zona invadida por el daño permite conectar la pared
del pozo con la zona inalterada y de esta forma contrarrestar el efecto
negativo del daño sobre la producción de hidrocarburos. Cuanto más
severo sea el daño a la formación, mayor es la restricción al flujo y el
tratamiento de fracturamiento a realizarse en el pozo resulta más
significativo que para un pozo afectado por daño en sus formaciones
productoras.
2.2.8.2 Acidificación: Se usa en yacimientos de areniscas y carbonatos con el
objetivo de remover el daño de la formación. En formaciones donde el
contenido de cuarzo es de aproximadamente el 95%, es posible estimular la
formación por disolución de cuarzo. De acuerdo al tratamiento que se quiera
aplicar, existe tres tipos de acidificación: el lavado ácido, que tiene como
propósito remover los depósitos de las paredes del pozo o para abrir los
intervalos perforados obturados, generalmente tapados con incrustaciones. Otro
tipo de acidificación, es la estimulación matricial, que no es más que la
inyección de un ácido a la formación a una presión menor a la presión de
fractura en forma radial. Finalmente, la fractura ácida, que consiste en inyectar
ácido a una presión lo suficientemente alta para producir una fractura hidráulica
dentro de la formación.
2.2.9 FACTORES DE RECOBRO EN EL PERÚ:
Según el Ministerio de Energía y Minas (MEM) En lo referente a nuestro país el
factor de recuperación para los campos del Noroeste está en el rango de 10 a
20%, para la selva Norte de entre 18% a 30% y para la selva central y sur entre
75% a 85% [2].Pero el MEM no precisa como se han llegado a obtener esos
valores teóricos, si he han utilizados correlaciones de otros campos utilizando
parámetros específicos por cada cuenca, por lo que la presente investigación
buscará establecer correlaciones para calcular el factor de recobro de los
reservorios de la cuenca Talara.
14
CAPITULO III.- METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN
3.1 Tipo de investigación
El presente trabajo de investigación será del tipo descriptivo (análisis es
interpretación de los factores que influyen directamente en el factor de recobro
durante la vida productiva de un reservorio), también la investigación no es del
tipo experimental, pero será aplicado a otros reservorios de la cuenca Talara-
Offshore. Es un trabajo a nivel computacional proponiendo mejoras para
estimar adecuadamente el factor de recobro máximo.
3.2 Población y muestra
Debido a que la cuenca talara es muy grande y una de las más explotadas de
nuestro país, existe amplia información como datos de producción, análisis de
fluidos PVT, coronas, etc. Por lo que el presente trabajo de investigación se
llevará acabo analizando los reservorios del lote Z-2B (Offshore), tomando
como muestra principalmente de los reservorios Pariñas, Rio Bravo y Basal
Salina.
Para el análisis de sensibilidad, se trabaja a nivel computacional, con datos de
ingreso simulados en el CMG3 que reflejan el comportamiento productivo de
una reservorio de gas en solución, a partir de ellos se encontraran los
parámetros más sensibles para la estimación del factor de recobro máximo.
3.3 Instrumentos de recolección de datos
Para la recolección de datos se aplicará la técnica de investigación de campo,
analizando la forma de obtención de datos de los ingenieros reservoristas,
análisis de los datos reales del lote Z-2B. Además de ello se revisará la
bibliografía existente así como también la evaluación de los papers y trabajos
específicamente relacionados a la estimación del factor de recobro en
reservorios de gas en solución.
3 Es un software comercial de Computer Modelling Group - Versión 2011
15
CAPÍTULO IV.- DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PROPUESTA
La ecuación 4 desarrollada por Arps es obtenida por correlaciones empíricas, y
la relación de los factores no necesariamente son los que tienen mayor impacto
en la estimación del factor de recobro. Razón por la cual el presente trabajo de
investigación propone la siguiente metodología para calcular el factor de
recobro de una forma integral, considerando las propiedades de fluidos, las
propiedades petrofísicas y geomecánicas del reservorio.
La metodología consiste en validar el análisis PVT existente en la formación
Pariñas, el cual se ajustará mediante correlaciones empíricas ampliamente
usadas en la industria petrolera para cualquier punto de referencia, además de
ello las muestras de coronas se efectuará un análisis petrofísico para luego
construir un modelo conceptual de simulación numérica para crear un escenario
muy cercano a la realidad de la formación Pariñas. Un análisis de sensibilidad
será necesario para conocer cuáles son los parámetros que más impacto tienen
en el cálculo del factor de recobro, y con los parámetros más sensibles se hará
un nuevo análisis de sensibilidad para obtener una relación entre las tres
propiedades del reservorio mencionadas para encontrar el factor de recobro
máximo teórico posible. Los resultados obtenidos se podrán comparar con las
técnicas tradicionalmente utilizadas como las curvas de declinación, la relación
simple entre el acumulado y el OOIP y la ecuación de Arps.
Se ha escogido el reservorio Pariñas debido a que existe data real de campo
para hacer un mejor estudio en comparación con otros reservorios donde la
información es escaza o incompleta.
El flujo de trabajo mostrado en el Gráfico 4.1 nos guiará paso a paso el
desarrollo de la metodología propuesta; pero para ello se han realizado algunas
asunciones o simplificaciones ya que un modelo de simulación numérica tiene
más datos de entrada como un modelo estático, pozos, etc. Por ello se
trabajará con un modelo conceptual de simulación numérica.
17
4.2 ANÁLISIS DEL FLUIDO DE RESERVORIO (ANÁLISIS PVT)
Los resultados de los análisis de fluidos PVT son muy importantes para poder
caracterizar los fluidos que componen el reservorio, debido a que una
descripción adecuada de las propiedades físicas del petróleo son esenciales en
las ciencias aplicadas y teóricas, especialmente en la solución de los problemas
de ingeniería de reservorios; por lo tanto la obtención de la información PVT es
la parte más importante de cualquier proyecto petrolero. Las propiedades físicas
primarias de los fluidos de interés en los estudios de ingeniería de reservorios
son:
Gravedad del fluido
Gravedad específica del gas en solución
Solubilidad del gas
Presión de burbuja
Factor del volumen de formación del petróleo
Densidad del petróleo
Viscosidad del crudo
Los datos de la mayoría de estas propiedades de fluido son usualmente
determinados por experimentos de laboratorio con muestras del fluido de
reservorio. En la ausencia de la medida experimental de las propiedades de
fluido del petróleo, es necesario para la ingeniería de reservorios determinar las
propiedades mediante las correlaciones empíricas, pero estas se deben hacer
con un buen criterio técnico para evitar errores.
4.2.1 Importancia del análisis PVT de fluidos del reservorio.
Caracterizar el fluido del reservorio.
Balance de materiales.
Simulación numérica (Evaluación de la eficiencia de producción,
evaluación de proyectos de inyección de agua y gas)
18
Por ejemplo si se descubre un reservorio con petróleo muy pesado de 10
grados API, este no se podrá extraer fácilmente comparado con un petróleo
liviano de 36 grados API, las facilidades de producción cambian, el sistema de
levantamiento es diferente, y más aun considerando que un petróleo pesado es
más costoso producirlo en comparación de uno liviano; es por ello que el
estudio PVT es muy importante para saber qué tipo de fluido contiene el
reservorio, para de esa manera tomar mejores decisiones para su adecuada
explotación.
La información de datos PVT debería tomarse cuidadosamente, porque al
obtener información PVT de buena calidad, tendremos reflejados resultados de
buena calidad. La información de entrada es el parámetro más importante de
cualquier proyecto, ya que de esta depende que tan confiables serán los
resultados obtenidos.
4.2.2 Tipos de ensayos PVT
Liberación Flash (Constant Composition Expansion- CCE)
Estudio realizado a condiciones de masa constante para determinar el punto
de burbuja y los volúmenes relativos (compresibilidad del petróleo por
encima del punto de burbuja).
Liberación Diferencial (Differential Liberation)
Estudio realizado a condiciones de volumen constante para simular el
comportamiento del fluido del reservorio durante la depletación debajo del
punto de burbuja.
Prueba del separador (Separator test)
Son expansiones flash a través de varias combinaciones de separador para
permitir la modificación de los datos PVT derivados del laboratorio con el fin
de armonizarlo con las condiciones del separador del campo.
19
4.2.3 Ajuste de los resultados PVT
La ecuación de estado o las correlaciones empíricas se ajustan gracias a los
diferentes ensayos PVT.
Ecuación de estado (Equation Of State - EOS)
Una ecuación de estado es una expresión analítica que está relacionada
con la presión, temperatura y volumen.
Es esencial para determinar el comportamiento volumétrico y de fase de
los fluidos del reservorio. En general la mayoría de las ecuaciones de
estado solo requieren propiedades críticas y el factor acéntrico de los
componentes individuales.
Los resultados del análisis PVT también pueden ser ajustados por correlaciones
empíricas, el cual tenemos múltiples factores que nos determinaran un mejor
ajuste o no.
4.2.4 Condiciones del Reservorio para la toma de fluidos.
El pozo debe encontrarse bajo condiciones de flujo estable antes de iniciar la
toma de muestras y deben estar bajo las siguientes recomendaciones:
Bajo BSW.
GOR estable.
WHP y caudales estables.
Caudal suficientemente alto para el levantamiento de los líquidos.
No muestrear cerca del GOC o OWC.
El pozo debe ser completado en un solo reservorio.
Y tomar las pruebas en la vida temprana del pozo.
4.2.5 Análisis de fluidos de datos reales de campo de la formación Pariñas
En la formación Pariñas del campo Lobitos del Lote Z-2B se tienen 5 estudios
de análisis PVT. Para lo cual estos resultados se han ajustado mediante
20
correlaciones para obtener los parámetros de fluidos importantes para el
estudio. La problemática radica en que no se cuenta con suficiente información
de fluidos, ya que no en todos los pozos se han tomado información de fluidos
debido a los altos costos que representan estas pruebas; la Tabla 4.1 muestra
la data real obtenida como resultado del análisis de fluidos en el laboratorio.
TABLA 4.1 Resultados del laboratorio del experimento PVT tomados en la
formación Pariñas en el pozo U-13.
Fuente: Savia Perú
4.2.6 Procedimiento para el ajuste de parámetros PVT por correlaciones
Diferenciar los bloques existentes en toda la formación.
Asignar un datum al bloque, para calcular la gradiente de presión y
temperatura.
Estimar las presiones iniciales y de temperatura por bloque.
Estimar la presión de burbuja, de acuerdo a los resultados PVT.
PRESION Bo VISCo VISCg Rs Bg Bg
psi Bls/STB cp cp SCF/STB Bls/SCF CF/SCF
- -
165 1.096 1.97 69.0 -
305 1.111 1.72 98.0 -
485 1.128 1.54 132.0 -
665 1.145 1.41 166.0 -
845 1.161 1.30 199.0 -
1,025 1.177 1.20 232.0 -
1,205 1.193 1.12 265.0 -
1,385 1.209 1.04 299.0 -
1,565 1.225 0.97 333.0 -
1,715 1.242 0.92 362.0 -
1,843 1.265 0.88 397.0
2,015 1.261 0.89 397.0
2,215 1.258 0.91 397.0
21
De curva de producción, obtenemos el GOR inicial promedio de cada
bloque que asumimos que es igual al Rsi.
TABLA 4.2 Parámetros de fluidos a la presión de burbuja para un datum de
6000 ft.
Datum T (°F) Pb (psi) API
Rsi
(SCF/STB)
Boi
(RB/STB) Pi (psi)
Bloque
ZZ 6000 132 2504.25 37 550 1.269 3150
Fuente: Elaboración propia.
Una vez obtenida la información en la Tabla 4.2, procedemos a usar las
correlaciones que se han ajustado para el cálculo de las propiedades PVT.
Para esto primero se hace el cálculo de un experimento PVT y las curvas que
proporcionan las correlaciones que se ajustan a las curvas que se tienen de los
experimentos. Para realizar este ajuste se hacen variar las constantes de
ajuste; estas constantes son usadas para ajustar las correlaciones que fueron
creadas con fluidos de otros campos a fluidos que estamos analizando.
GRÁFICO 4.2 Curvas de ajuste del factor volumétrico y viscosidad del petróleo
Fuente: Elaboración propia.
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
1.4
1.6
1.8
2.0
1.0
1.1
1.2
1.3
1.4
- 500 1,000 1,500 2,000 2,500
Vis
cosid
ad p
et (c
p)
Bo (
rb/s
b)
Presion (psi)
CURVAS DE AJUSTE DEL FACTOR VOLUMETRICO Y VISCOSIDAD DEL
PETROLEO
Bo (rb/sb) Bo Lab (rb/sb) Uo (cp) Uo Lab (cp)
22
GRÁFICO 4.3 Ajuste de la solubilidad del gas en el petróleo
Fuente: Elaboración propia.
Para el análisis de nuestro estudio, se consideraron los siguientes parámetros
de fluidos iniciales que se muestran en la Tabla 4.3
TABLA 4.3 Parámetros de fluidos iniciales
Datos
Temperatura del reservorio: 141 °F
Gravedad específica del gas
(aire=1): 0.670
Gravedad API del petróleo: 37 °API
Relación Gas-Petróleo inicial:
500
SCF/STB
Temperatura de separador: 30 °F
Presión de separador: 67 psia
Formación: Pariñas
Fuente: Elaboración propia.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
- 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000 4,500
RS
(S
CF
/sb)
Presion (psi)
CURVA DE AJUSTE DEL RS
RS (SCF/rb)
23
La Tabla 4.4 muestra los factores de corrección que se utilizaron para el ajuste
de los parámetros PVT por correlaciones, los cuales serán utilizados en el
bloque de estudio donde no existe información PVT.
TABLA 4.4 Factores de ajuste de los parámetros PVT por correlaciones
Factores de ajuste
C1 1.22 Pb
C2 1.01 Bo
C3 0.75 Bo
C4 0.59 Co
C5 3.50 visc o
C6 -0.38 visc o
C7 1.00 visc o
Fuente: Elaboración propia.
Con los factores de juste (Tabla 4.4) y considerando los datos de la Tabla 4.3
lograremos encontrar los parámetros de fluidos a la presión de burbuja (Tabla
4.5) y cuando la presión es menor a la presión de burbuja (Tabla 4.6).
TABLA 4.5 Resultados de parámetros básicos de fluidos a la presión de
burbuja.
Resultados
Gravedad específica del petróleo (agua=1) 0.840
Presión de burbuja 2465 psia
Bo a la presión de burbuja 1.194 RB/STB
Grav. esp. del gas c/separador a 100 psi(Aire=1): 0.660
Compresibilidad del petróleo subsaturado 7.582E-06 1/psi
Viscosidad del petróleo a la presión de burbuja 1.073 cp
Fuente: Elaboración propia.
24
Considerando todos los parámetros, obtenemos la siguiente tabla PVT para
poder cargarlo al simulador numérico.
TABLA 4.6 Parámetros de fluidos PVT a diferentes presiones.
P
(psia)
Rs
(SCF/STB)
Bo
(RB/STB)
Bg
(BLS/SCF)
Visc Oil
(cp)
Visc
Gas (cp)
15 1.0701 1.0301 0.1941 2.2747 0.0099
151 17.3022 1.0348 0.0256 2.1374 0.0102
287 37.5104 1.0407 0.0135 2.0002 0.0105
423 59.8579 1.0474 0.0091 1.8785 0.0108
559 83.7518 1.0546 0.0068 1.7724 0.0112
696 108.8779 1.0623 0.0054 1.6800 0.0115
832 135.0376 1.0705 0.0045 1.5990 0.0119
968 162.0928 1.0790 0.0038 1.5275 0.0122
1104 189.9410 1.0879 0.0033 1.4639 0.0126
1240 218.5031 1.0971 0.0029 1.4069 0.0129
1376 247.7159 1.1067 0.0026 1.3556 0.0133
1512 277.5273 1.1166 0.0023 1.3090 0.0136
1648 307.8942 1.1268 0.0021 1.2666 0.0140
1784 338.7795 1.1373 0.0019 1.2276 0.0144
1921 370.1516 1.1480 0.0018 1.1918 0.0148
2057 401.9827 1.1590 0.0016 1.1587 0.0152
2193 434.2485 1.1703 0.0015 1.1280 0.0155
2329 466.9274 1.1818 0.0014 1.0994 0.0159
2465 500 1.1936 0.0013 1.0727 0.0163
Fuente: Elaboración propia.
Luego de haber aplicado la metodología para poblar datos PVT donde no existe
un estudio PVT expuesta, podemos visualizar los parámetros más importantes
mediante los Gráficos 4.4 y 4.5.
25
GRÁFICO 4.4 Factor volumétrico de formación y viscosidad del petróleo
ajustado.
Fuente: Elaboración propia.
GRÁFICO 4.6 Solubilidad del gas en el petróleo ajustado.
Fuente: Elaboración propia.
0.000
0.500
1.000
1.500
2.000
2.500
1.0
1.1
1.2
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
Bo (
rb/s
b)
Presion (psi)
CURVAS DEL FACTOR VOLUMETRICO Y VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO
Bo Visc. Oil
0
100
200
300
400
500
600
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
RS
(S
CF
/sb)
Presion (psi)
CURVA DE RS
Rs
26
4.3 ANÁLISIS PETROFÍSICO
La descripción de las características del reservorio es un paso importante en la
evaluación del reservorio. A través de la descripción de la heterogeneidad de
las propiedades petrofísicas del reservorio nos lleva a un diseño más preciso en
los modelos de simulación numérica y es efectivo para un mejor gerenciamiento
del reservorio. La heterogeneidad del reservorio es un factor predominante que
afecta el factor de recobro del petróleo.
La comprensión de complejas variaciones en la geometría de los poros dentro
de las diferentes litofacies es la clave para mejorar la descripción y explotación
del reservorio, es por ello que los datos de coronas proveen información sobre
diversos controles depositacionales y diagenéticos en la geometría de los
poros, las variaciones de los atributos geométricos de los poros, a su vez
definen distintas zonas (unidades hidráulicas) con similares características de
flujo de fluidos.
Una unidad petrofísica de flujo es definida como un intervalo de sedimento con
similares propiedades petrofísicas tales como porosidad, permeabilidad,
saturación de agua, radio de la garganta poral, capacidad de flujo y
almacenamiento, que son diferentes de los intervalos inmediatamente superior
e inferior.
Un modelo de reservorio exitoso requiere que el reservorio sea apropiadamente
caracterizado en términos de litología, porosidad, permeabilidad y saturación de
fluidos (Agua, petróleo y gas).
4.3.1 Propiedades petrofísicas convencionales
Son aquellas que se miden directa (Laboratorio) o indirectamente (Registros
eléctricos) y son:
Litología: Descripción de las características físicas de la roca, como el
tamaño de grano, composición y textura. Mediante el estudio de la
litología de los afloramientos geológicos locales y muestras de núcleos,
27
los geocientíficos pueden utilizar una combinación de medidas de
registro, tales como gamma natural, neutrón, densidad y resistencia, para
determinar la litología en el pozo y correlaciones para todo el reservorio.
Porosidad: El porcentaje de un determinado volumen de roca que es
espacio de los poros que puede contener fluidos. Esto se calcula
típicamente a partir de datos de un instrumento que mide la reacción de
la roca al bombardeo de neutrones o rayos gamma, pero también se
pueden derivar de los registros sónicos y de RMN.
Saturación de agua: La fracción del espacio de poros ocupado por el
agua. Esto se calcula típicamente a partir de datos de un instrumento
que mide la resistividad de la roca.
Permeabilidad: La cantidad de líquido que puede fluir a través de una
roca como una función del tiempo y la presión, relacionada con la forma
interconectada de los poros. La prueba de formación es hasta ahora la
única herramienta que puede medir directamente la permeabilidad de
una formación rocosa en un pozo. En caso de su ausencia, lo cual es
común en la mayoría de los casos, una estimación de la permeabilidad
se puede derivar de relaciones empíricas con otras mediciones tales
como la porosidad, resonancia magnética.
Los modelos de yacimientos se basan en sus propiedades medidas y
derivadas para estimar la cantidad de hidrocarburo presente en el
reservorio, la velocidad a la que hidrocarburo que puede ser producido a
la superficie de la Tierra a través de pozos y el flujo de fluidos en rocas.
4.3.2 Análisis petrofísico básico:
Después de haber obtenido los testigos de la formación, estos son analizados
en el laboratorio a través de diferentes métodos para poder obtener información
medida y real de las propiedades del reservorio, por lo que se pueden medir la
porosidad, la permeabilidad de la roca y la saturación irreductible del agua de
formación.
28
4.3.3 Análisis petrofísicos especiales.
Las pruebas petrofísicas especiales consisten en la medición de la presión
capilar en el sistema petróleo- mercurio y el sistema petróleo-agua, también se
podrá obtener las curvas de permeabilidad relativa en los diferentes sistemas
(Agua-Petróleo y Gas-Líquido). Para cualquier función RQI podremos obtener
una curva normalizada de las permeabilidades relativas.
4.3.4 Análisis petrofísico de datos reales de campo de la formación
Pariñas.
En la formación Pariñas del lote Z-2B, existen 5 pozos coreados, a los cuales se
le hicieron las pruebas básicas, y a tres de ellos pruebas especiales. En las
pruebas básicas los plugs tenían las mismas dimensiones verticales y
horizontales, y tomadas a diferentes profundidades. Con los valores de
porosidad y la permeabilidad obtenida se logra tener la siguiente ley K-PHI.
GRÁFICO 4.6. Ley K-PHI de la formación Pariñas
Fuente: Elaboración propia.
Del Gráfico 4.6 podemos obtener la ecuación 5, que relaciona la porosidad y la
permeabilidad, el cual será muy importante para relacionarlo con el RQI
1.00
10.00
0.07 0.09 0.11 0.13 0.15
K (mD)
PHI(%)
Ley KPHI
29
K=4303.9*(φ^3.1895)……………………………..…Eq.5
Ahora en lo posible debemos reducir la cantidad de variables para poder
controlarlo fácilmente, por ello al reducir las variables como la porosidad y la
permeabilidad en función de un solo termino que sería el índice de calidad de
la roca (RQI), además de ello se ha encontrado que el RQI está estrechamente
relacionado con los end points de las curvas de permeabilidad relativa, con el
objetivo de encontrar un relación entre ellas, para de esta manera tener todos
los parámetros en función de un índice que es medido directamente.
GRÁFICO 4.7 Sorw vs RQI para el sistema Agua-Petróleo
Fuente: Elaboración propia.
De la línea de tendencia obtenemos la ecuación 6.
Sor=0.4113-0.036*LN(RQI) ……………………………………………….Eq. 6
0.31
0.33
0.35
0.37
0.39
0.41
0.43
3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0
Sorw
RQI
30
GRÁFICO 4.8 Krgcl vs RQI para el sistema Gas-Liquido.
Fuente: Elaboración propia.
De la línea de tendencia obtenemos la ecuación 7.
Krg=0.03568*LN(RQI)+0.33584…………………………………….…..Eq. 7
GRÁFICO 4.9 Krgcl vs RQI para el sistema Agua-Petróleo.
Fuente: Elaboración propia.
0.31
0.33
0.35
0.37
0.39
0.41
0.43
3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0
Krgcl
RQI
0.37
0.39
0.41
0.43
0.45
3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0
Swc
RQI
31
De la línea de tendencia obtenemos la ecuación 8.
Swc= 0.57645-0.0954*LN(RQI)……………………………………………..Eq. 8
GRÁFICO 4.10 Krgcl vs RQI para el sistema Agua-Petróleo.
Fuente: Elaboración propia.
De la línea de tendencia obtenemos la ecuación 9.
Krw=0.012825*LN(RQI))+0.1944………………………………………….Eq. 9
De la misma manera podemos encontrar la relación entre los end points y el
RQI.
Sgc=0.01143*LN(RQI)-0.00261 ………………………………………….Eq. 10
Kro=1.083625-0.09375*LN(RQI) …………………………………………Eq. 11
Con los resultados obtenidos podemos construir una tabla para cualquier valor
de porosidad, debido a que todos los pozos tienen registro de porosidad y de
esta manera podemos encontrar un valor promedio del bloque de interés a
analizar y como conocemos la ley K-PHI, obtendremos una calidad de roca, y
para esa calidad de roca todos los end points de interés.
0.21
0.22
0.22
0.23
3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0
Krw
RQI
32
TABLA 4.7 Resumen de diferentes calidades de roca, los end points para
cualquier valor de porosidad.
φ K
(mD) RQI Swc Sor Sgc Krw Krg Kro
0.080 1.23 3.9 0.446 0.362 0.0130 0.212 0.3846 0.956
0.085 1.49 4.2 0.440 0.360 0.0138 0.213 0.3869 0.949
0.090 1.79 4.5 0.434 0.357 0.0145 0.214 0.3892 0.943
0.095 2.13 4.7 0.428 0.355 0.0152 0.214 0.3913 0.938
0.100 2.50 5.0 0.423 0.353 0.0158 0.215 0.3933 0.933
0.105 2.93 5.3 0.418 0.351 0.0164 0.216 0.3952 0.928
0.110 3.39 5.6 0.413 0.350 0.0170 0.216 0.3970 0.923
0.115 3.91 5.8 0.408 0.348 0.0175 0.217 0.3988 0.918
0.120 4.48 6.1 0.404 0.346 0.0181 0.218 0.4004 0.914
0.125 5.10 6.4 0.400 0.345 0.0186 0.218 0.4020 0.910
0.130 5.78 6.7 0.395 0.343 0.0191 0.219 0.4035 0.906
0.135 6.52 7.0 0.391 0.342 0.0195 0.219 0.4050 0.902
0.140 7.32 7.2 0.388 0.340 0.0200 0.22 0.4064 0.898
0.145 8.19 7.5 0.384 0.339 0.0204 0.22 0.4078 0.895
Fuente: Elaboración propia.
Para nuestro análisis consideraremos una porosidad promedio del reservorio de
12%, y de la Tabla 4.7 obtendremos los parámetros de interés que son
reflejados en los siguientes gráficos y que serán cargados en el simulador; es
así si al variar el valor de la porosidad necesariamente todos los parámetros
petrofísicos tendrán que variar, para de esta formar representar mejor la
heterogeneidad de la formación y reducir la incertidumbre.
33
GRÁFICO 4.11 Curvas de permeabilidad relativa del agua y petróleo en el
sistema Agua-Petróleo.
Fuente: Elaboración propia.
GRÁFICO 4.12 Curvas de permeabilidad relativa del Gas y Líquido en el
sistema Gas Líquido.
Fuente: Elaboración propia.
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0.4 0.45 0.5 0.55 0.6 0.65
Krw Kro
Sw
Krow
Kro Krw
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25
Krg Krl
Sl
Krgl
Krl Krg
34
4.4 MODELO CONCEPTUAL DE SIMULACIÓN NUMÉRICA
Para poder encontrar los parámetros que más impacto tienen en la estimación
del factor de recobro es necesario el uso del simulador numérico de reservorios
como el CMG. Razón por la cual se ha construido un modelo conceptual,
entiéndase por modelo conceptual a aquel modelo que no considera los
cambios de continuidad en el reservorio, las heterogeneidades de las
propiedades petrofísicas; pero, si al ingresar los datos reales del reservorio
como los datos de fluidos, petrofísicos y geomecánicos adecuadamente
podemos represar adecuadamente el comportamiento de los fluidos en el
reservorio con menor incertidumbre.
4.4.1 Construcción del modelo conceptual
Para la construcción del modelo es necesario tener las siguientes
consideraciones:
Representar la mayor cantidad de pozos dentro del área de análisis,
debido a que en la cuenca Talara se perforan la mayor cantidad de
pozos posibles con el fin de extraer la mayor cantidad de hidrocarburos
en el menor tiempo posible, aprovechando la energía del reservorio,
porque el mecanismo de impulsión predominante es de gas en solución y
razón por la cual la presión de estos reservorios declinan rápidamente;
además se debe considerar que no exista interferencia entre los radios
de drenaje de los pozos vecinos por ello consideraremos un área de
drenaje de 20 acres.
El tiempo de las corridas serán mayores a 50 años, considerando que el
reservorio solo producirá por su mecanismo de impulsión primaria, no
habiendo efectos de inyección de agua o gas, tampoco se considerará el
efecto de un acuífero debido a que la producción de agua en el área de
estudio en comparación de petróleo es mínima.
La presión de burbuja es menor a la presión inicial del reservorio,
además de ello se asume que la temperatura del reservorio es constante.
35
El tiempo de producción en el simulador será por más de 50 años, ya
que la cuenca talara es un campo maduro, y de esta manera nos
aseguraremos que los pozos aporten todo su potencial productivo para
así obtener el factor de recobro máximo.
Estas consideraciones son muy importantes para representar adecuadamente
a la formación Pariñas de la cuenca Talara con la finalidad de pronosticar con
mayor sustento técnico el facto de recobro máximo.
Para crear el modelo utilizaremos el simulador IMEX, trabajando en unidades
de campo (Sistema de medición inglés), porosidad simple. Iniciando la
producción en el simulador a la fecha de 01/01/2012.
Se creará un grillado de 50X50X1 Orthogonal Corner Point, y para acercarnos a
la realidad consideraremos un Dip estructural de 5 grados.
GRÁFICO 4.13 Modelo conceptual de simulación numérica en 3D.
Fuente: Elaboración propia.
El modelo tiene 16 pozos perforados, una grilla con 2500 celdas y un dip de 5
grados.
36
1
101
201
300
400
500
Rs (
ft3/b
bl)
1.030
1.063
1.096
1.128
1.161
1.194
Bo
15 505 995 1,485 1,975 2,465P (psi)
Rs vs P
Bo vs P
1.07
1.31
1.55
1.79
2.03
2.27
Vis
o (
cp)
0.0099
0.0112
0.0124
0.0137
0.0150
0.0163
Vis
g (
cp)
15 505 995 1,485 1,975 2,465P (psi)
Viso vs P
Visg vs P
1.07
1.31
1.55
1.79
2.03
2.27
Vis
o (
cp)
0.0099
0.0112
0.0124
0.0137
0.0150
0.0163
Vis
g (
cp)
15 505 995 1,485 1,975 2,465P (psi)
Viso vs P
Visg vs P
1.07
1.31
1.55
1.79
2.03
2.27
Vis
o (
cp)
0.0099
0.0112
0.0124
0.0137
0.0150
0.0163
Vis
g (
cp)
15 505 995 1,485 1,975 2,465P (psi)
Viso vs P
Visg vs P
1
101
201
300
400
500
Rs (
ft3/b
bl)
1.030
1.063
1.096
1.128
1.161
1.194
Bo
15 505 995 1,485 1,975 2,465P (psi)
Rs vs P
Bo vs P
1
101
201
300
400
500
Rs (
ft3/b
bl)
1.030
1.063
1.096
1.128
1.161
1.194
Bo
15 505 995 1,485 1,975 2,465P (psi)
Rs vs P
Bo vs P
4.4.2 Modelo de fluidos
En nuestro modelo el datum es de 6000 ft, y para este datum se obtuvo una
presión inicial de 3100 psi, la presión de burbuja de 2465psi, y la temperatura
del reservorio igual 141º Fahrenheit. Mediante el procedimiento explicado en la
sección del análisis de fluidos se cargaron los parámetros PVT (Ver Tabla 4.6)
los cuales fueron validados en el simulador (Ver gráficos 4.14 y 4.15)
GRÁFICO 4.14 Rs y Bo vs Presión, validados en el simulador
GRÁFICO 4.15 µo y µg vs Presión, validados en el simulador
GRÁFICO 4.14 GRÁFICO 4.15
Fuente: Elaboración propia.
4.4.3 Modelo Roca-Fluido
Para este análisis se considerara una porosidad promedia de 12%, aplicando la
metodología del análisis petrofísico que se encuentra resumida en la Tabla 4.7
obtenemos los End Points de las curvas de permeabilidad relativa. Aplicando
las ecuaciones de Corey obtenemos los Gráficos 4.16 Y 4.17.
GRÁFICO 4.16 Krw y Krow vs Sw, validados en el simulador
GRÁFICO 4.17 Krg y Krog vs Sw, validados en el simulador
37
0.00
0.18
0.37
0.55
0.73
0.91kr
- re
lative p
erm
eabili
ty
0.404 0.454 0.504 0.554 0.604 0.654Sw
krw vs Sw
krow vs Sw
0.00
0.18
0.37
0.55
0.73
0.91
kr
- re
lative p
erm
eabili
ty
0.750 0.796 0.843 0.889 0.936 0.982Sl
krg vs Sl
krog vs Sl
1
101
201
300
400
500
Rs (
ft3/b
bl)
1.030
1.063
1.096
1.128
1.161
1.194
Bo
15 505 995 1,485 1,975 2,465P (psi)
Rs vs P
Bo vs P
1
101
201
300
400
500
Rs (
ft3/b
bl)
1.030
1.063
1.096
1.128
1.161
1.194
Bo
15 505 995 1,485 1,975 2,465P (psi)
Rs vs P
Bo vs P
0.00
0.18
0.37
0.55
0.73
0.91
kr
- re
lative p
erm
eability
0.404 0.454 0.504 0.554 0.604 0.654Sw
krw vs Sw
krow vs Sw
0.00
0.18
0.37
0.55
0.73
0.91
kr
- re
lative p
erm
eabili
ty
0.750 0.796 0.843 0.889 0.936 0.982Sl
krg vs Sl
krog vs Sl
GRÁFICO 4.16 GRÁFICO 4.17
Fuente: Elaboración propia.
4.4.4 Modelo Sedimentario
La formación Pariñas en el área del Noreste peruano se depositó en un
ambiente deltaico, en el área de Lobitos la formación Pariñas se caracteriza por
presentar 2 cuerpos de arenisca, de 100 pies de espesor en promedio con
buenas características de reservorio.
4.4.5 Resultados de las corridas en el simulador
Para obtener resultados confiables se han realizado más de 100 corridas, para
de esta manera acercarnos al perfil de producción de la formación Pariñas, ya
que no se ha efectuado el History Matching (Ajuste histórico) debido a que este
modelo conceptual pretende asemejarme con comportamiento productivo de la
formación Pariñas, y con este perfil haremos una análisis de sensibilidad en el
CMOST4 para encontrar los parámetros que más impacto tiene en la estimación
del factor de recobro máximo.
El Gráfico 4.18 nos permite visualizar el comportamiento productivo de la
formación Pariñas en más de 50 años de vida productiva, acercándose al
4 Es un software comercial de simulación de reservorios, que es parte de CMG, que nos permite acelerar el análisis de sensibilidad, ajuste de producción, optimización y análisis de incertidumbres. La versión usada fue el CMOST 2013 V.2013.11.
38
comportamiento productivo de un reservorio por el mecanismo de gas en
solución como inicialmente lo habíamos considerado.
GRÁFICO 4.18 Cumulative Oil SC, Oil Rate SC vs Time
Fuente: Elaboración propia
En la Tabla 4.8 se puede encontrar el resumen de todos los datos básicos de
entrada en el simulador.
TABLA 4.8 Resumen de los parámetros de entrada al simulador
Data Input
Basin Talara
Field Lobitos
Reservoir Pariñas
Model Black Oil
Porosity Simple
Grid 50X50X1
Dip 5º
Tres 141 ºF
39
Pi 3100 psi
Pb 2465 psi
Datum 6000 ft
WOC 7000 ft
GOC 0 ft
API 37
Gas gravity 0.62
Water Salinity 13000 ppm
Fuente: Elaboración propia
4.5 Análisis de sensibilidad
Al representar a la formación Pariñas en el modelo conceptual con data real de
campo de fluidos y petrofísica, es necesario hacer un análisis de sensibilidad
para determinar los parámetros que más influencia tienen en la estimación del
factor de recobro máximo, razón por la cual fue muy importante hacer una
análisis de fluido de la formación y un análisis petrofísico, debido a que
buscaremos reducir el número de las variables, pero que estas a su vez
incluyan a los otros parámetros cuando se varíen. Es por ello que se debe
hacer un enfoque integral del reservorio, donde las propiedades geológicas, de
fluidos y geo mecánicas nos puedan ayudar a predecir con mayor exactitud
nuestra función objetivo.
El análisis de sensibilidad se usa para determinar el grado de sensibilidad de
una función objetivo variando los diferentes parámetros y los rangos de los
valores. En particular, nuestra función objetivo será el Factor de recobro, donde
parametrizaremos todas las variables para saber cuál de estos tiene mayor
impacto para su estimación.
Los parámetros más sensibles tendrán un gran impacto en los resultados por lo
que estos son los parámetros que debemos considerar para una adecuada
estimación del factor de recobro, los parámetros menos sensibles no serán
considerados para un nuevo escenario para el análisis de sensibilidad.
40
5.5.1 Etapas para el análisis de sensibilidad
4.5.1. A Etapa 1.-Parametrización de variables: Con la ayuda del CMOST
parametrizaremos inicialmente las variables que están incluidas en la ecuación
de Arps, pero para hacer un análisis, adicionalmete, consideraremos las
propiedades del sistema roca fluido (Permeabilidades relativas).
Se muestra el lenguaje de programación de las variables parametrizadas (color
negrita) en el CMOST, las letras en color rojo son los nombres de las variables
parametrizadas.
**$ Property: Net Pay (ft) Max: 250 Min: 250
NETPAY CON 250
**$ Property: Porosity Max: 0.12 Min: 0.12
POR CON <CMOST>this[0.12]=porosity</CMOST>
PERMI CON <CMOST>this[4.47871]=permeabilidad</CMOST>
PERMJ EQUALSI
PERMK EQUALSI / 1000
CPOR <CMOST>this[0.0000052]=compresibilidad</CMOST>
MODEL BLACKOIL
TRES 141
**$ p Rs Bo Bg viso visg
**$ p Rs Bo Bg viso visg
INCLUDE '<CMOST>this["Base_pvt.inc"]=INCLUDE</CMOST>'
**$ p Bo
BOT 1
**$ p Bo
2465 1.1935
3100 1.188
**$ Property: PVT Type Max: 1 Min: 1
PTYPE CON 1
ROCKFLUID
RPT 1
41
** Sw krw krow
SWT
<CMOST>WaterOilTable</CMOST> …………………Ver Anexo 2
** Sl krg krog
SLT
<CMOST>GasOilTable</CMOST> ……………………Ver Anexo 3
PB CON <CMOST>this[2465]=PB</CMOST>
NUMERICAL
RUN
En la Tabla 4.9 se muestran todos los parámetros especificando los valores por
defecto, el tipo de variable para el análisis y los rangos de estos.
TABLA 4.9 Variables parametrizadas para el análisis de sensibilidad
Parameter Default value Type of variable Range
Swcon 0.404 Discrete real
0.3
0.404
0.45
Swcrit 0.404 Formula =Swcon
Soirw 0.346 Discrete real
0.25
0.346
0.04
Sorw 0.346 Formula =Soirw
Krocw 0.914 Discrete real 0.914
Krwiro 0.217 Discrete real 0.217
nw 1.75 Discrete real 1.75
42
no 1.9 Discrete real 1.9
Soirg 0.346 Formula =Sorw
Sorg 0.346 Formula =Soirg
Sgcrit 0.018 Discrete real
0
0.018
0.02
Sgcon 0.018 Formula =Sgcrit
Krogcg 0.914 Discrete real 0.914
Krgcl 0.4 Discrete real
0.2
0.3
0.4
0.5
nog 1.84 Discrete real 1.84
ng 1.82 Discrete real 1.82
WaterOilTable Formula Ver Anexo 2
GasOilTable Formula Ver Anexo 3
compresibilidad 0.0000052 Continuos real [1.0 E-06, 9.9E-06]
permeabilidad 4.47871 Continuos real [2,80]
porosity 0.12 Continuos real [0.08,0.14]
PB 2465 Continuos real [2000,3100]
Fuente: Elaboración Propia.
4.5.1. B Etapa 2.-definimos nuestra función objetivo.
La nuestra función objetivo será el factor de recobro.
43
4.5.1.C Etapa 3.-Inicialización de la corrida del análisis.
Por defecto el motor de búsqueda del CMOST en el análisis de sensibilidad es
el Response Surface Methodology, que efectuará una serie de combinaciones
para darnos como resultado los parámetros que más afectan la función objetivo,
pero debemos tener mucho cuidado con estas combinaciones aleatoria debido
a que nos pueden inducir a un error ya que de acuerdo a nuestro análisis de
fluidos y petrofísicos al variar una variable los demás parámetros cambian en
función de los otros, razón por la cual debemos definir adecuadamente las
combinaciones según la Tabla 4.7, para de esa forma obtener resultados
confiables.
Al validar los datos de entrada, hacemos la corrida para obtener los resultados
en un gráfico tornado
GRáFÁCO 4.19 Resultados parciales del análisis de sensibilidad.
Fuente: Elaboración Propia.
44
El Gráfico 4.19 debemos interpretar de la siguiente manera: Al haber una
combinación aleatoria de todos los parámetros, no consideraremos por ahora
los valores de las barras, sino la magnitud del impacto de estos parámetros en
la función objetivo, por lo que las consideraremos prioritariamente para el
siguiente análisis de sensibilidad.
El Gráfico 4.20 y 4.22 muestra cómo se comportar el acumulado de petróleo y
la función objetivo (Factor de recobro) respectivamente en el tiempo para las
diferentes combinaciones realizadas por el simulador, donde la línea de color
morado representa el factor de recobro calculado con las variables por defecto
o iniciales.
GRÁFICO 4.20 Comportamiento de la función objetivo en el tiempo
Fuente: Elaboración Propia
Para encontrar las variables que más impacto tienen en la estimación de la
función objetivo se han realizado más de 1000 corridas, para de esta manera
garantizar que son los parámetros más sensibles.
45
GRÁFICO 4.21 Tornado plot de los parámetros que más impacto tienen para el
cálculo del factor de recobro.
Fuente: Elaboración Propia.
GRÁFICO 4.22 Entire Field Oil Recovery Factor vs Time
Fuente: Elaboración Propia.
46
4.6 Interpretación del análisis de sensibilidad
Del análisis de sensibilidad se obtienen como resultados que los parámetros
que más impacto tienen en el cálculo del factor de recobro son Soirw, K, Krgcl,
Cf y Pb.
Del análisis de corona tenemos que:
Sorw= 0.4113-0.036*LN(RQI)………………………………………………Eq. 12
Krgcl= 0.3358+0.0357*LN(RQI)………………………….…………………Eq. 13
Entonces estos parámetros Soirw, Krgcl, K podemos reducirlo para expresarlo
solo en función de la calidad de la roca (RQI).
En tal sentido para diferentes RQI podemos obtener las siguientes curvas de
permeabilidad relativa, variando los parámetros de impacto pero manteniendo
constante los demás parámetros que no han tenido influencia en la estimación
del factor de recobro.
GRÁFICO 4.23 Curvas de permeabilidad relativa en el sistema Agua-Petróleo,
para diferentes RQI.
Fuente: Elaboración propia
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0.4 0.45 0.5 0.55 0.6 0.65
KrwKro
Sw
Krow
47
GRÁFICO 4.24 Curvas de permeabilidad relativa en el sistema Gas-Líquido,
para diferentes RQI.
Fuente: Elaboración propia
Debemos recalcar que para cada valor de presión de burbuja representa al
conjunto de curvas PVT, es por ello que podemos reducir nuestras variables de
cálculo en tres tipos de parámetros, uno petrofísico (Soirw, K, Krgcl), uno
geomecánico (Cf) y otro de fluidos (Pb). Por lo tanto podemos afirmar que
nuestro modelo tiene un enfoque más integral, por ende más cercano al
comportamiento real del reservorio. Finalmente, los parámetros petrofísicos
están estrechamente relacionados con la calidad de la roca RQI, por lo que
podemos afirmar que el factor de recobro se encuentra en función del RQI, Cf y
Pb
Entonces:
FRmax= f(RQI, Cf, Pb)………………………………………………………..Eq. 14
Para un nuevo análisis de sensibilidad consideraremos que las variables
anteriores de mayor impacto en la función objetivo variaremos, mientras que los
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25
KrgKrl
Sl
Krgl
48
parámetros de menor impacto los mantendremos constantes para hacer la
estimación del factor de recobro.
Si consideramos una Pb=2465psi, y la Cf=5.26E-6 psi-1 podemos obtener la
tabla 4.10
TABLA 4.10 Resumen de las variables de mayor impacto para la estimación del
FR, considerando un tipo de experimento PVT y compresibilidad de la
formación.
PHI K RQI Sor Krgcl
0.08 1.22 3.90 0.404 0.343
0.09 1.78 4.50 0.390 0.356
0.10 2.50 5.00 0.378 0.369
0.11 3.39 5.60 0.367 0.379
0.12 4.48 6.10 0.357 0.389
0.13 5.79 6.70 0.348 0.399
0.14 7.35 7.30 0.340 0.407
Fuente: Elaboración propia.
Como solo hemos variado los parámetros petrofísicos manteniendo constante
los demás parámetros, es necesario hacer otros análisis de sensibilidad para
diferentes valores de Pb y Cf, el cual se detallará en la sección 4.7.
4.7 FRmáx para cualquier valor de Pb y Cf.
Ahora es necesario ver como es el comportamiento de la función objetivo
cuando variamos los parámetros de fluidos y geomecánicos, ya que el análisis
efectuado hasta el momento fue realizado considerando estos parámetros
constantes. Con los resultados mostrados en las Tablas 4.11, 4.12 y 4.13 que
son expresados en las Gráficas 4.25, 4.26 y 4.27 respectivamente obtendremos
una curva normalizada para cualquier valor de calidad de roca, cualquier valor
de presión del reservorio, pero considerando constante el valor de la
compresibilidad de la formación, que generalmente se mantiene constante en
todos los análisis en ingeniería de reservorios.
49
Oil Cum
MMSTB
FRmáx
%
Oil Cum
MMSTB
FRmáx
%
Oil Cum
MMSTB
FRmáx
%
3.9 2.83 6.86 3.10 7.50 3.40 8.25
4.5 3.19 7.73 3.51 8.50 3.86 9.35
5.0 3.56 8.61 3.90 9.45 4.30 10.42
5.6 3.90 9.46 4.31 10.43 4.74 11.48
6.1 4.23 10.23 4.69 11.35 5.17 12.51
6.7 4.53 10.97 5.00 12.11 5.55 13.43
7.3 4.86 11.78 5.37 13.01 5.93 14.37
PB=100%Pi
RQI
Cf=1.0E-6 psi-1 Cf=5.26E-6 psi-1 Cf=9.9E-6 psi-1
TABLA 4.11 FRmáx para diferentes valores de compresibilidad de la roca,
considerando un experimento PVT igual al 100%Pi
Fuente: Elaboración propia.
GRÁFICO 4.25 FRmáx vs RQI,para diferentes valores de compresibilidad de la
roca, para un experimento PVT igual al 100%Pi
Fuente: Elaboración propia.
50
Oil Cum
MMSTB
FRmáx
%
Oil Cum
MMSTB
FRmáx
%
Oil Cum
MMSTB
FRmáx
%
3.9 3.83 8.76 4.18 9.57 4.57 10.45
4.5 4.35 9.95 4.75 10.87 5.20 11.90
5.0 4.88 11.17 5.32 12.17 5.80 13.27
5.6 5.40 12.36 5.87 13.43 6.41 14.67
6.1 5.90 13.50 6.43 14.71 7.02 16.06
6.7 6.34 14.51 6.91 15.81 7.59 17.37
7.3 6.78 15.51 7.39 16.91 8.12 18.58
PB=79.51%Pi
Cf=1.0E-6 psi-1 Cf=5.26E-6 psi-1 Cf=9.9E-6 psi-1
RQI
TABLA 4.12 FRmáx para diferentes valores de compresibilidad de la roca,
considerando un experimento PVT igual al 79.51%Pi
Fuente: Elaboración propia.
GRÁFICO 4.26 FRmáx vs RQI, para diferentes valores de compresibilidad de
la roca, para un experimento PVT igual al 80%Pi
Fuente: Elaboración propia.
51
Oil Cum
MMSTB
FRmáx
%
Oil Cum
MMSTB
FRmáx
%
Oil Cum
MMSTB
FRmáx
%
3.9 4.93 10.54 5.37 11.48 5.85 12.49
4.5 5.60 11.96 6.11 13.05 6.65 14.21
5.0 6.28 13.42 6.83 14.59 7.45 15.92
5.6 6.95 14.83 7.57 16.16 8.22 17.56
6.1 7.59 16.21 8.29 17.70 9.02 19.27
6.7 8.23 17.58 9.00 19.22 9.78 20.88
7.3 8.91 19.02 9.70 20.71 10.59 22.62
PB=60%Pi
Cf=1.0E-6 psi-1 Cf=5.26E-6 psi-1 Cf=9.9E-6 psi-1
RQI
TABLA 4.13 FRmáx para diferentes valores de compresibilidad de la roca,
considerando un experimento PVT igual al 60%Pi
Fuente: Elaboración propia.
GRAFICO 4.27 FRmáx vs RQI, para diferentes valores de compresibilidad de
la roca, para un experimento PVT igual al 60%Pi
Fuente: Elaboración propia.
52
GRÁFICO 4.28 FRmáx VS RQI, para cualquier valor de presión de burbuja,
considerando la compresibilidad de la roca constante.
Fuente: Elaboración propia.
53
9506400 9506400
9507200 9507200
9508000 9508000
9508800 9508800
9509600 9509600
9510400 9510400
462600
462600
463200
463200
463800
463800
464400
464400
465000
465000
465600
465600
CC-10:Par
CC-8:Par
LO11-20A:Par
LO11-5:Par
LO9-18:Par
LO9-8:Par
U-2:Par
ZZ-10:Par
ZZ-11:Par
ZZ-12:Par
ZZ-13:Par
ZZ-14:Par
ZZ-17:Par
ZZ-19:Par
ZZ-21:ParZZ-6:Par
ZZ-7:Par
ZZ-8:Par
Oil Producer
CAPÍTULO V.- CASO DE ESTUDIO Y APLICACIÓN
5.1 Caso de Estudio: Formación PARIÑAS.- Nuestro caso de estudio será el
reservorio Pariñas, del Lote Z-2B, de la cuenca Talara; debido a que el análisis
de fluidos PVT, análisis petrofísico y nuestro modelo conceptual de simulación
numérica fueron analizados en base a la información existente en este
reservorio. La geología de la formación Pariñas no es continua, debido a las
múltiples fallas que existen, razón por la cual es necesario dividir el reservorio
en diferentes bloques (ver Gráfico 5.5).
Entonces, para aplicar la metodología propuesta es necesario que los bloques
cumplan las siguientes consideraciones:
La producción del reservorio sólo sea por el mecanismo de impulsión
primaria, donde no debe existir efectos de inyección de agua o gas.
La presión actual del reservorio sea menor o igual al 10% de la presión
inicial del reservorio; Estas características cumple el Bloque al cual
llamaremos ZZ.
GRÁFICO 5.1 Mapa estructural en el tope de la formación Pariñas (Bloque ZZ).
Fuente: Elaboración propia en base a la información de SAVIA PERU
54
GRÁFICO 5.2 Historia de producción del Bloque ZZ.
Fuente: Elaboración propia en base a la información de SAVIA PERU.
GRÁFICO 5.3 Historia de presiones del Bloque ZZ.
Fuente: Elaboración propia en base a la información de SAVIA PERU.
197172 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14
101
102
103
104
105
Date
Oil Rate (Cal. Day) ( bbl/d )
Gas / Oil Ratio ( cf/bbl )
Water Rate (Cal. Day) ( bbl/d )
Field: LO FORMATION: Pariñas(19) in Zoomed Area
Oil Rate = 35 bbl/d
Gas Rate = 532 Mcf/d
Oil Cum = 3957 Mbls
Water Rate = 1 bbl/d
Gas Cum =16480 MMcf
Water.Cum = 27 Mbls
55
TABLA 5.1 Información general del Bloque ZZ
Características Generales
Avg. PHI =10.50%
Ley KPHI K = 2.50 mD
RQI =5.28
Pi =2780psi
Pb =2146.5 psi (0.795Pi)
Cf =5.26E-6 psi-1
OOIP = 33.9 MMBO
Oil Cum =3.957 MMBO
Fuente: Elaboración propia.
De la tabla 5.1 dividiendo al petróleo acumulado entre el OOIP, que es la
aplicación de la ecuación 2, obtenemos un factor de recobro de 11.7%
calculado a noviembre del 2014.
Si aplicamos la metodología propuesta, considerando las características
generales del reservorio (ver Tabla 5.1) y analizando el gráfico 4.28 podremos
obtener el factor de recobro máximo igual a 12.17%.
GRÁFICO 5.4 FRmáx Vs RQI
Fuente: Elaboración propia.
56
La metodología propuesta será aplicada a otros bloques de la formación
Pariñas que cumplen las mismas características del Bloque ZZ.
GRÁFICO 5.5 Mapa estructural en el tope de la formación Pariñas.
Fuente: Elaboración propia con la información de SAVIA PERU.
El Gráfico 5.5 muestra el mapa estructural en el tope de la formación Pariñas
donde se han dividido en 6 bloques que cumplen las características del Bloque
ZZ, donde se ha hecho el mismo procedimiento, y los resultados se resumen en
la Tabla 5.2, donde se puede visualizar el FR real y el estimado por la
metodología propuesta.
57
TABLA 5.2 FR real y FRmáx de los bloques de la formación Pariñas
Fuente: Elaboración propia.
Los resultados teóricos y reales son muy cercanos, por lo que podemos afirmar
que la metodología propuesta está muy cercana al comportamiento productivo
de la formación Pariñas, y también podemos afirmar que el factor de recobro
máximo teórico es de 12% por el mecanismo primario de impulsión de gas en
solución.
5.2 Caso de Aplicación: Formación RIO BRAVO.- Es necesario extender la
metodología propuesta para otras formaciones, para lo cual es necesario
conocer la ley K-PHI, la porosidad promedia, y que porcentaje representa la
presión de burbuja de la presión inicial.
La ley K-PHI de la formación Rio Bravo es:
K=3900.57*(φ^3.0753)……………………………..…Eq.15
Consideraremos la porosidad promedia de la formación Rio Bravo igual a 11%,
por lo que aplicando la ecuación 15 obtendremos una permeabilidad promedia
es igual a 4.39 mD. Por lo tanto el RQI es igual a 6.32, además de ellos se
encontrado que la presión de burbuja representa el 90% de la presión inicial del
reservorio.
Del Gráfico 4.28, escogemos la curva para una Pb= 0.9Pi psi, y como hemos
calculado el RQI, obtendremos un factor de recobro máximo de 13.34% (Ver
Gráfico 5.26).
OOIP OIL CUM EUR* RF (A Dic 2014) FRF** FR Arps RFmáx
MMSTB MBO MBO % % % %
1 25.9 3255 3323 12.57 12.83 28.90 12.69
2 33.89 3960 4050 11.69 11.95 30.08 12.01
3 4.02 401 427 9.96 10.62 28.90 11.06
4 20.29 2584 2476 12.74 12.20 31.02 12.03
5 22.26 1093 1157 4.91 5.20 24.86 10.75
6 21.69 1879 2001 8.67 9.22 25.71 11.08
Bloque
59
CAPÍTULO VI.- ANÁLISIS Y RESULTADOS
De acuerdo a la historia de presiones de la formación Pariñas, se ha
encontrado una gradiente de presión inicial de 0.516 psi/ft, los resultados
PVT del laboratorio nos dicen que la presión de burbuja es casi el 80%
de la presión inicial del reservorio, la gradiente geotérmica es de 0.0135
ºF/ft, por lo tanto el Bloque ZZ se encuentra a un datum de 6000 ft, a ese
punto de referencia la presión inicial del reservorio es de 3100 ft, la
presión de burbuja es de 2465 psi, la temperatura del reservorio es de
141 ºF. Con esto resultados calculamos los parámetros de fluidos a la
presión de burbuja, para luego ajustarlos con los resultados del de
laboratorio mediante correlaciones empíricas. De la misma menara se ha
procedido en los bloques donde no existe una muestra de fluido.
Con la ley K-PHI podemos predecir el valor de la permeabilidad en zonas
donde no hay una medida de ella, o en los modelos de simulación
numérica se cuenta con un mapa de porosidades pero no de
permeabilidades, esta ley lo podemos relacionar directamente con el
índice de calidad de roca, del mismo modo del análisis de coronas se ha
encontrado que los punto finales de las curvas de permeabilidad relativa
están estrechamente relacionadas con el índice de calidad. Entonces con
el índice de la calidad de roca podemos diferenciar diferentes unidades
hidráulicas de flujo, y cada unidad de flujo es gobernada por un
determinado juego de curvas de permeabilidad relativa, los cuales
podemos determinar mediante el RQI. Con este mismo procedimiento
podemos diferenciar unidades de flujo donde no existe datos de
coronas.
En el modelo conceptual de simulación numérica se ha tratado en lo
posible en representar al reservorio Pariñas. Las compañías operadoras
con el objetivo de extraer la mayor cantidad de petróleo perforan el
máximo número de pozos posibles para producirlo en el menor tiempo
60
posible, por ello en el modelo existen 16 pozos perforados. Con el
objetivo de facilitar la corrida se considerado una sola unidad de flujo.
Como se puede apreciar en el Gráfico 4.18 el comportamiento productivo
de nuestro modelo es muy similar a los reservorios por mecanismo de
impulsión de gas en solución, donde la mayor aporte productivo se
encuentra antes que la presión del reservorio sea menor que la presión
de burbuja. Es necesario una corrida de más de 50 años para garantizar
el mayor aporte de los pozos, la presión del reservorio sea menor al 10%
de la presión inicial del reservorio y de esa manera poder hablar del
factor de recobro máximo teórico. Cabe resaltar que el reservorio siga
produciendo por encima de los 50 BOPD en el acumulado no se logrará
ningún aumento significativo, razón por ello hablamos del factor de
recobro máximo.
Un primer análisis de sensibilidad fue efectuado con el objetivo de
determinar cuáles eran los factores que más afectaban en la estimación
de nuestra función objetivo, se debe tomar en cuenta que los valores
máximos y mínimos de la Gráfica 4.19 se dan debido a las múltiples
combinaciones de las variables parametrizadas que no necesariamente
sean una combinación correcta, en tal sentido escogemos los
experimentos de acuerdo al análisis de fluidos y petrofísicos como fue
hecho el segundo análisis de sensibilidad donde los resultados nos dicen
que los parámetros de más impacto son la Cf (geomecánico), Pb (PVT),
RQI (Petrofísico), es necesario recalcar que todos los análisis de
sensibilidad fueron considerando un tipo de experimento PVT, si al
variar el valor de la Pb inmediatamente se estará variando el valor de
toda la tabla PVT para esa presión de burbuja, se asumió para reducir el
número de variables en el segundo análisis de sensibilidad; entonces con
los resultados del segundo análisis de sensibilidad se obtuvieron curvas
para diferentes valores de Cf y para cualquier valor de Pb .
61
Los Gráficos 4.25, 4.26 y 4.27 que son resultados del análisis de
sensibilidad es necesario normalizarlas para poder interpretarlas más
fácilmente, es por ello los valores de las Tablas 4.11, 4.12 y 4.13 las
interpolamos para cualquier experimento PVT considerando la Cf
constante como generalmente se hace en la ingeniería de reservorios, la
curva normalizada es el Gráfico 4.28, que para cualquier valor de RQI en
el eje de las abscisas cortamos las curvas de Pb según sea el caso de
que porcentaje es de la presión inicial del reservorio, y de esta manera
obtenemos el factor de recobro máximo posible a determinadas
condiciones.
La Tabla 5.2, resumen los factores de recobro para todos los bloques de
estudio mediante diferentes metodologías para su cálculo, como el uso
de las curvas de declinación para estimar el EUR y obtener el factor de
recobro esperado, el factor de recobro alcanzado hasta diciembre del
2014, la aplicación de la ecuación de Arps y la metodología propuesta,
del cual podemos afirmar que los factores de recobro estimados por la
metodología propuesta son muy cercanos al factor de recobro
esperados, por lo que las curvas de declinación cuando se tiene
suficiente información de historia de producción reduce la incertidumbre
para estimar el factor de recorvo real del reservorio, por lo tanto podemos
afirmar que la metodología propuesta estima el factor de recobro de la
formación Pariñas, mientras que el factor de recobro calculado por la
ecuación de Arps sobre estima los factores de recuperación de todos los
bloques del área de estudio ya que como se dijo inicialmente las
constantes de esta ecuación están calculados para un tipo de reservorio.
Dado que la metodología propuesta se acerca mucho a la realidad del
reservorio Pariñas, este mismo procedimiento podemos replicarlo para
otros reservorios, tal fue el caso de aplicación en el reservorio Rio Bravo
62
que nos dice que teóricamente podríamos llegar a obtener como FRmáx
hasta el 13.5%, para ello es necesario saber la ley K-PHI, y el porcentaje
de la presión de burbuja respecto a la presión inicial del reservorio, con
estos datos analizamos el Gráfico 4.28 para así obtener el FRmáx.
63
CAPÍTULO VII.- EVALUACIÓN ECONÓMICA
El análisis económico sólo se ha realizado al Bloque ZZ, del reservorio Pariñas,
debido a que este bloque ya está muy cerca de alcanzar el factor de recobro
máximo, para ello se han considerado los siguientes parámetros:
OPEX:
Costo Fijo : 20 M$/Well por año.
Costo variable : 0.35 $/BBL
Reservas : 96 MBO
Precio del petróleo : 60$/BBL
Número de pozos : 18 Wells
Regalías :16%
Impuestos : 30%
Tasa de descuento : 10.5%
Límite económico : 20 BBL
En la Tabla 7.1 se encuentra el resumen del análisis económico para el caso
base, se tiene que tomar en cuenta que como el bloque de estudio es un
campo maduro no se va a considerar una inversión más que los gastos
operativos, también no se considerará futuros Well Services por considerarlo un
análisis para un caso base.
Por lo tanto los resultados son que tenemos un Pay Out de 1 mes, y un NPV de
801 M$.
64
(Nominal values)
Interests & Settings Economic IndicatorsNet Revenue Net Expl Net Dev Net Opex Disc. Rate BT NPV AT NPV BT PIR AT PIR DPI
Company (% of Total) 84.00 0.00 0.00 100.00 (%) (M$) (M$) (fraction) (fraction) (fraction)
Company (% of Contr) 100.00 0.00 0.00 100.00 0.00 1,571.00 1,044.00 0.00 0.00 0.00
Partner (% of Contr) 0.00 0.00 0.00 0.00 10.00 1,218.00 810.00 0.00 0.00 0.00
Contr 84.00 0.00 0.00 100.00 10.50 1,205.00 801.00 0.00 0.00 0.00
NOC 0.00 0.00 0.00 0.00 11.10 1,190.00 791.00 0.00 0.00 0.00
Model Peru License R Fact (2003)
Global Params Savia Perú [@10.0 %] [@10.5 %][@11.1%]
Escalation Date 2015/01 AT ROR (%) >800.00 >800.00 >800.00 Contr Take (%) 41.89
Discount Date 2015/01 AT Payout (months) 1.00 1.00 1.00 NOC Take (%) 0.00
Economic Limit 2023/12 Gov't Take (%) 58.11
Cash Flow Breakdown Reserves and Investments(M$) ($/BOE) (M$) [@10.5 %]($/BOE) [@10.5%](%) Project Contr Comp WI Company
Net Revenue 4,844.00 60.00 3,523.00 43.64 100.00 Oil (MSTB) 96.00 81.00 96.00 81.00
Less: Gas (MMSCF) 0.00 0.00 0.00 0.00
Bonuses & Fees 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 NGL (MSTB) 0.00 0.00 0.00 0.00
Operating Costs 3,274.00 40.55 2,305.00 28.55 67.58 Tax (MSTB) 0.00 0.00 0.00 0.00
Tariffs 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Total (MBOE) 96.00 81.00 96.00 81.00
Prod & Asset Taxes 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Capital Costs 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Project Contr NOC Company
Plus: Other Income/Expense 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Acquisition (M$) 0.00 0.00 0.00 0.00
Exploration (M$) 0.00 0.00 0.00 0.00
Before Tax Cash Flow 1,571.00 19.45 1,218.00 15.09 32.42 Development (M$) 0.00 0.00 0.00 0.00
Less Income Tax 526.00 6.52 408.00 5.06 10.86 Abandonment (M$) 0.00 0.00 0.00 0.00
After Tax Cash Flow 1,044.00 12.94 810.00 10.04 21.56 Total (M$) 0.00 0.00 0.00 0.00
Comp Cash FlowAll values are Company (Comp) Share unless specified otherwise.
Date
Sales
Volume
Oil
Price
Oil
Net
Revenue
Oil
Sales
Volume
Gas
Price
Gas
Net
Revenue
Gas
Sales
Volume
NGL
Price
NGL
Net
Revenue
NGL
Sales
Volume
Total
Net
Price
[BOE]
Net
Revenue
[BOE]
(-)
Operating
Costs
(-)
Capital
Costs Expense Amortization
Taxable
Income
(=)
Before
Tax
(-)
Income
Taxes
(=)
After Tax
Cash Flow
=
After Tax
Cash Flow
[10.5 %]
MSTB $/Bbl M$ MMSCF $/mcf M$ MSTB $/Bbl M$ MBOE $/BOE M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$
2015(12) 13.00 60.00 662.00 --- --- --- --- --- --- 13.00 60.00 662.00 365.00 --- --- --- 297.00 297.00 100.00 198.00 198.00
2016(12) 12.00 60.00 625.00 --- --- --- --- --- --- 12.00 60.00 625.00 364.00 --- --- --- 261.00 261.00 87.00 174.00 157.00
2017(12) 12.00 60.00 592.00 --- --- --- --- --- --- 12.00 60.00 592.00 364.00 --- --- --- 228.00 228.00 76.00 151.00 124.00
2018(12) 11.00 60.00 560.00 --- --- --- --- --- --- 11.00 60.00 560.00 364.00 --- --- --- 196.00 196.00 66.00 131.00 97.00
2019(12) 11.00 60.00 531.00 --- --- --- --- --- --- 11.00 60.00 531.00 364.00 --- --- --- 168.00 168.00 56.00 111.00 75.00
2020(12) 10.00 60.00 504.00 --- --- --- --- --- --- 10.00 60.00 504.00 364.00 --- --- --- 141.00 141.00 47.00 94.00 57.00
2021(12) 10.00 60.00 479.00 --- --- --- --- --- --- 10.00 60.00 479.00 363.00 --- --- --- 116.00 116.00 39.00 77.00 42.00
2022(12) 9.00 60.00 456.00 --- --- --- --- --- --- 9.00 60.00 456.00 363.00 --- --- --- 93.00 93.00 31.00 62.00 31.00
2023(12) 9.00 60.00 434.00 --- --- --- --- --- --- 9.00 60.00 434.00 363.00 --- --- --- 71.00 71.00 24.00 47.00 21.00
Total 96.00 60.00 4,844.00 --- --- --- --- --- --- 96.00 --- 4,844.00 3,274.00 --- --- --- 1,571.00 1,571.00 526.00 1,044.00 801.00
Peep 2013.1
Economic Summary Base Case-Block ZZ
GRÁFICO 7.1 Resumen del análisis económico del Bloque ZZ.
65
CAPÍTULO VIII.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
8.1 Conclusiones
Para este estudio solo se ha considerado el mecanismo de impulsión
primaria del reservorio, debido a que no se conocía cual era el factor de
recobro máximo teórico y a partir de éste recién podemos estimar cuanto
es el factor de recobro secundario, es por ello que se ha desarrollado
una metodología para estimar el factor de recobro primario y compararlas
con las correlaciones Arps, curvas de declinación y la data proporcionada
por el MEM, del cual podemos afirmar que las correlaciones empíricas de
Arps y el MEM sobreestiman el factor de recobro primario de los
reservorios de gas en solución de la cuenca Talara, mientras que la
metodología propuesta refleja la realidad del comportamiento productivo.
El factor de recobro máximo teórico (FRmáx) encontrado para el
reservorio Pariñas es de 12.2%, y para el reservorio Rio Bravo es de
13.3%, estos valores tienen un margen de error de ±5%, de esta manera
estaríamos reduciendo el rango de incertidumbre que proporciona el
MEM a los inversionistas.
Las mejores prácticas operativas que han ayudado a incrementar el
factor de recobro en el Lote Z-2B son los fracturamientos hidráulicos, la
acidificación matricial y los rebaleos, y aún no se ha cuantificado el
efecto de los trabajos de refracturamiento.
Con un factor de recobro primario conocido nos ayudara a estimar mejor
las reservas (primarias y secundarias) así como también el EUR, y de
esta manera empezar a implementar proyectos de recuperación
mejorada para incrementar el factor de recobro.
El análisis de sensibilidad nos ha permitido obtener los parámetros que
más influyen en la estimación del FRmáx, a partir del cual se ha
construido una curva normalizada para diferentes presiones de burbuja
66
para un valor de compresibilidad y de esta manera encontrar un FRmáx
a diferente valores de RQI.
Las correlaciones empíricas para el cálculo del FRmáx son imprecisas
debido a que no consideran los parámetros que más afectan la
estimación del recobro de petróleo como la Cf, Sorw, Krgcl, Sgcrit.
Los end points que influyen en el cálculo del FRmáx están directamente
ligados con el RQI por lo que es muy importante el análisis de coronas
para la estimación de este factor.
Considerando el volumen acumulado de petróleo y el OOIP (calculo
volumétrico) se obtuvo un FR de 11.75%, en el bloque ZZ, formación
Pariñas del campo Lobitos y aplicando la metodología obtenemos un
FRmáx de 12.17%.Esta diferencia se debe a que en la simulación
numérica no se considera cambios de continuidad del reservorio y
heterogeneidad de las propiedades petrofísicas.
La metodología propuesta ayuda a tomar decisiones más rápidas con
mucho más soporte técnico para evaluar y optimizar las estrategias de
explotación y maximizar la rentabilidad de los proyectos.
Existen áreas en exploración en la cuenca Talara, es por ello que
deberíamos tomar el factor de recobro máximo teórico como indicador
para la inversiones, reducir incertidumbre y cuantificar mejor las
reservas.
La metodología propuesta es aplicable a otros campos análogos que
cumplan las mismas características que el reservorio Pariñas de la
cuenca Talara, para ello es necesario conocer las propiedades
petrofísicas y de fluidos.
Del análisis económico del caso base podemos concluir que desde enero
del 2015 hasta que finalice el contrato de la empresa se obtendrá un
NPV de 801 M$.
67
8.2 Recomendaciones
Es recomendable continuar con la investigación para estimar el factor de
recobro en función del tiempo, ya que los contratos petroleros sólo son
de 30 años, y este trabajo ayudaría a predecir después de determinado
tiempo cuanto de factor de recobro se ha logrado alcanzar.
Los análisis de las propiedades de fluido y las propiedades petrofísicas
del yacimiento tienen que ser efectuados cuidadosamente, en la medida
posible reducir el margen de error, para de esta manera efectuar un buen
análisis del factor de recobro.
Para efectuar un nuevo análisis de sensibilidad es recomendable que el
reservorio a analizar, no se encuentre afectado por efectos de inyección
de agua o gas, para de esta manera encontrar un factor de recobro
primario.
Es recomendable realizar modelos conceptuales más robustos basados
en modelos estáticos coherentes, uso de ecuaciones de estado en los
simuladores, propiedades petrofísicas representativas, etc.
68
CAPÍTULO IX.- BIBLIOGRAFÍA
[1]: Yesquen,S.,SPE,Carro,J.L.,Lopez,L.,SPE, Petrobras Energía Perú
(2005), Integrated Reservoir Management For Life Extension of Mature
and Marginal Oilfield-Talara Basin,Peru, preparado para el INGEPET
2005.Society of Petroleum Engineering (SPE)-97637-MS
[2]: Libro Anual de Reservas de Hidrocarburos 2012. Ministerio de
Energía y Minas, Dirección General De Hidrocarburos.
[3]: Schlumberger, The oil field Glosary,
http://www.glossary.oilfield.slb.com/en/Terms/r/recovery_factor.aspx
(2014-05-01).
[4]: Ahmed, T. (2010), Reservoir Engineering Handbook, 4th Edition, Gulf
Professional Publishing, USA.
[5]: Carrillo, L. (2006), Ingeniería de Reservorios, 1ra Edición, Apuntes de
clase Biblioteca de la Facultad de Ingeniería de Petróleo.
[6]: Paris de Ferrer, M. (2009), Fundamentos de Ingeniería de
Yacimientos, 1ra. Edition, Ediciones Astro Data S.A. Venezuela.
[7]: Carrillo, L. (1995), Ingeniería de Reservorios Teoría y Problemas, 1ra
Edición, Biblioteca de la Facultad de Ingeniería de Petróleo.
[8]: Ivan y Rafael Sandrea, “Global Oil Reserves-2012 recovery factors
leave Vast Target for EOR Technologies”, Oil & Gas Journal, Nov. 2007
Craft, B.C., Hawkins, M.(1991), Applied Petroleum Reservoir
Engineering, 2nd Edition, Prentice Hall, USA.
Dake, L.P. (2001), The practice of reservoir Engineering, 2nd Edition
(revised edition), Elsevier, UK.
Abdus, S., Ghulan, M., James, B. (2008), Practical Enhanced Reservoir
Engineering, 1st Edition, Ediciones Pennwell Corporation. Ocklahoma.
OPEC:http://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloa
ds/publications/WOO_2013.pdf(2014-05-03).
69
Kingsley,A.,SLB,Port,H., Tuning the Analytical Model for better Prediction
of Recovery Factor, preparado para el 31st Nigeria Annual International
Conference and Exhibition held in Abuja, Nigeria. 2009. Society of
Petroleum Engineering (SPE)-111919-MS
Laurence,M., SPE, Roy, K., RPS Energy,Rapid Assessment of Potential
Recovery Factor: A New Correlation Demonstrated on UK and USA
Fields, preparado para el SPE Annual Technical Conference and
Exhibition (ATCE) held in Florence,Italy, 2010. Society of Petroleum
Engineering (SPE)-134450-MS
He, Z. Ryder Scott Company, Kengang, L., University of North Dakota,
Hernan, A., Ryder Scott Company,New Analytical Equations of Recovery
Factor for Radial Flow Systems, preparado para el North Africa Technical
Conference & Exhibition held in Cairo, Egypt. 2013. Society of Petroleum
Engineering (SPE)-164766-MS
Aaron, J.,SPE, Texas A&M University, Determination of Recovery Factor
in the Bakken Formation, Mountrail County, ND, preparado para el SPE
Annual Technical Conference and Exhibition held in New Orlean,
Luisiana, USA. 2009. Society of Petroleum Engineering (SPE)-133719-
STU
71
ANEXO 2. Programación del sistema Agua- Petróleo
*Water Oil Table
// JScript source code to generate the SWT table using the Corey equation
var swmin=Swcon;
var swmax=1-Soirw;
var kwlines="**$ Sw krw krow";
var sw=swmin;
var krw, kro;
while(sw<=swmax+0.00000001)
{
if(sw<=Swcrit)
{
krw=0;
}
else
{
krw=Krwiro*Math.pow((sw-Swcrit)/(1-Soirw-Swcrit),nw);
}
var nextSw=sw+0.01;
if(sw>1-Sorw||nextSw>swmax+0.000001)
{
kro=0;
}
else
{
kro=Krocw*Math.pow((1-Sorw-sw)/(1-Sorw-Swcon),no);
}
kwlines+="\r\n"+" "+sw.toFixed(3)+" "+krw.toFixed(8)+" "+kro.toFixed(8);
sw=sw+0.01;
}
kwlines;
72
ANEXO 3. Programación del sistema Gas-Líquido
**Liquid Gas table
// JScript source code to generate the SLT table using the Corey equation
var Slcon=Swcon+Soirg;
var Slrg=Swcon+Sorg;
var slmin=Slcon;
var slmax=1-Sgcon;
var kwlines="**$ SL krg krog";
var sl=slmin;
var krg, krog;
while(sl<=slmax+0.000001)
{
if(sl<=Slrg)
{
krog=0;
}
else
{
krog=Krogcg*Math.pow((sl-Slrg)/(1-Sgcon-Slrg),nog);
}
var nextSl=sl+0.01;
if(sl>1-Sgcrit|| nextSl>slmax+0.000001)
{
krg=0;
}
else
{
krg=Krgcl*Math.pow((1-Sgcrit-sl)/(1-Sgcrit-Slcon),ng);
}
kwlines+="\r\n"+" "+sl.toFixed(3)+" "+krg.toFixed(8)+" "+krog.toFixed(8);
sl=sl+0.01;
}
kwlines;
73
ANEXO 4. Curvas de declinación y pronósticos del caso de estudio
BLOQUE 1
BLOQUE 2
1971 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 11 13 15 17 19 21 231
5
10
50
100
500
1000
5000
10000
Oil
Rate
(C
al.
Day)
, bbl/d
Date
Working Forecast Parameters
Phase : Oil
Case Name : Sinchi
b : 0.545259
Di : 0.0464557 A.n.
qi : 41.7181 bbl/d
ti : 12/31/2013
te : 12/31/2023
Final Rate : 27.5748 bbl/d
Cum. Prod. : 3948.32 Mbbl
Cum. Date : 01/31/2014
Reserves : 122.495 Mbbl
Reserves Date : 12/31/2023
EUR : 4070.81 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : Not Saved
Reserve Type : None
1971 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 11 13 15 17 19 21 231
5
10
50
100
500
1000
5000
10000
Oil
Rate
(C
al.
Day)
, bbl/d
Date
Working Forecast Parameters
Phase : Oil
Case Name : Sinchi
b : 0.545259
Di : 0.0464557 A.n.
qi : 41.7181 bbl/d
ti : 12/31/2013
te : 12/31/2023
Final Rate : 27.5748 bbl/d
Cum. Prod. : 3948.32 Mbbl
Cum. Date : 01/31/2014
Reserves : 122.495 Mbbl
Reserves Date : 12/31/2023
EUR : 4070.81 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : Not Saved
Reserve Type : None
74
BLOQUE 3
BLOQUE 4
1979 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 231
5
10
50
100
500
1000
Oil
Rate
(C
al.
Day)
, bbl/d
Date
Working Forecast Parameters
Phase : Oil
Case Name : Sinchi
b : 1.47787
Di : 0.0311383 A.n.
qi : 9.02983 bbl/d
ti : 12/31/2013
te : 12/31/2023
Final Rate : 6.9895 bbl/d
Cum. Prod. : 398.208 Mbbl
Cum. Date : 01/31/2014
Reserves : 28.579 Mbbl
Reserves Date : 12/31/2023
EUR : 426.787 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : Not Saved
Reserve Type : None
197879 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 231
5
10
50
100
500
1000
Oil
Rate
(C
al.
Day)
, bbl/d
Date
Working Forecast Parameters
Phase : Oil
Case Name : Sinchi
b : 0.391606
Di : 0.0586297 A.n.
qi : 36.5009 bbl/d
ti : 12/31/2013
te : 12/31/2023
Final Rate : 21.5335 bbl/d
Cum. Prod. : 2374.68 Mbbl
Cum. Date : 01/31/2014
Reserves : 101.515 Mbbl
Reserves Date : 12/31/2023
EUR : 2476.19 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : Not Saved
Reserve Type : None
75
BLOQUE 5
BLOQUE6
197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 231
5
10
50
100
500
1000
Oil
Rate
(C
al.
Day)
, bbl/d
Date
Working Forecast Parameters
Phase : Oil
Case Name : Sinchi
b : 0.770856
Di : 0.045906 A.n.
qi : 23.9711 bbl/d
ti : 12/31/2013
te : 12/31/2023
Final Rate : 16.1815 bbl/d
Cum. Prod. : 1086.21 Mbbl
Cum. Date : 01/31/2014
Reserves : 70.9339 Mbbl
Reserves Date : 12/31/2023
EUR : 1157.14 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : Not Saved
Reserve Type : None
197677 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 231
5
10
50
100
500
1000
Oil
Rate
(C
al.
Day)
, bbl/d
Date
Working Forecast Parameters
Phase : Oil
Case Name : Sinchi
b : 1.55332
Di : 0.0428535 A.n.
qi : 45.2888 bbl/d
ti : 12/31/2013
te : 12/31/2023
Final Rate : 32.6102 bbl/d
Cum. Prod. : 1863.03 Mbbl
Cum. Date : 01/31/2014
Reserves : 137.626 Mbbl
Reserves Date : 12/31/2023
EUR : 2000.66 Mbbl
Forecast Ended By : Time
DB Forecast Date : Not Saved
Reserve Type : None
76
ANEXO 4. Validación del modelo conceptual de simulación numérica con el
simulador IMEX
INUNIT FIELD WSRF WELL 1 WSRF GRID TIME WSRF SECTOR TIME OUTSRF WELL LAYER NONE OUTSRF RES ALL OUTSRF GRID SO SG SW PRES OILPOT BPP SSPRES WINFLUX WPRN GRID 0 OUTPRN GRID NONE OUTPRN RES NONE **$ Distance units: ft RESULTS XOFFSET 0.0000 RESULTS YOFFSET 0.0000 RESULTS ROTATION 0.0000 **$ (DEGREES) RESULTS AXES-DIRECTIONS 1.0 -1.0 1.0 **$ *************************************************************************** **$ Definition of fundamental cartesian grid **$ *************************************************************************** GRID VARI 50 50 1 KDIR DOWN DI IVAR 50*80 DJ JVAR 50*80 DK ALL 2500*500 DTOP **$ Property: NULL Blocks Max: 1 Min: 1 **$ 0 = null block, 1 = active block NULL CON 1 **$ Property: Net Pay (ft) Max: 250 Min: 250 NETPAY CON 250 **$ Property: Porosity Max: 0.12 Min: 0.12 POR CON 0.12 PERMI CON 4.47871 PERMJ EQUALSI PERMK EQUALSI / 1000 **$ Property: Pinchout Array Max: 1 Min: 1 **$ 0 = pinched block, 1 = active block PINCHOUTARRAY CON 1 CPOR 0.00000526 MODEL BLACKOIL TRES 141 **$ p Rs Bo Bg viso visg **$ p Rs Bo Bg viso visg PVT BG 1 **$ p Rs Bo Bg viso visg 15 1.070091738 1.030143889 0.19411039 2.274704095 0.009855867 151.1111111 17.30222289 1.034825215 0.025583975 2.137358711 0.010175234 287.2222222 37.51043234 1.040739933 0.013516495 2.000211527 0.010499971 423.3333333 59.85787025 1.047385023 0.009102153 1.878490461 0.010829978 559.4444444 83.75180028 1.054602431 0.006814482 1.772433145 0.011165152 695.5555556 108.877907 1.062308593 0.005415864 1.680009463 0.011505383 831.6666667 135.0376245 1.070450104 0.004473091 1.599008831 0.011850553 967.7777778 162.0927705 1.078989002 0.003795176 1.527502775 0.012200539 1103.888889 189.9410023 1.087896404 0.003284833 1.463908021 0.012555213 1240 218.5031332 1.097149278 0.002887293 1.406947998 0.012914438 1376.111111 247.7158714 1.106728624 0.002569371 1.355595959 0.013278075 1512.222222 277.5273431 1.116618367 0.002309789 1.309022742 0.013645977 1648.333333 307.8941741 1.12680464 0.002094275 1.26655416 0.014017993 1784.444444 338.7794997 1.137275292 0.0019129 1.227637681 0.014393966 1920.555556 370.1515597 1.148019547 0.00175854 1.191816752 0.014773736 2056.666667 401.9826756 1.159027749 0.001625947 1.15871107 0.015157136 2192.777778 434.2484878 1.17029117 0.001511167 1.128001391 0.015543997 2328.888889 466.9273745 1.181801868 0.001411162 1.09941775 0.015934144
77
2465 500 1.193552568 0.001323551 1.07273028 0.0163274 **$ p Bo BOT 1 **$ p Bo 2465 1.1935 3100 1.188 BWI 1.00852 CVW 0 CW 3.16758e-006 DENSITY OIL 52.3722 DENSITY WATER 62.4359 REFPW 14.696 VWI 0.682393 GRAVITY GAS 0.62 **$ Property: PVT Type Max: 1 Min: 1 PTYPE CON 1 ROCKFLUID RPT 1 ** Sw krw krow SWT 0.404 0 0.914 0.419625 0.00169531 0.808522 0.43525 0.00570233 0.709188 0.450875 0.0115934 0.616042 0.4665 0.0191803 0.52913 0.482125 0.0283431 0.448502 0.49775 0.0389955 0.374212 0.513375 0.0510706 0.306323 0.529 0.0645145 0.2449 0.544625 0.0792819 0.190022 0.56025 0.0953344 0.141777 0.575875 0.112639 0.100268 0.5915 0.131165 0.0656194 0.607125 0.150887 0.0379882 0.62275 0.17178 0.0175823 0.638375 0.193825 0.00471106 0.654 0.217 0 ** Sl krg krog SLT 0.75 0.4 0 0.7645 0.35567 0.00556372 0.779 0.3137 0.0199187 0.7935 0.274119 0.0420019 0.808 0.236958 0.0713109 0.8225 0.202254 0.107515 0.837 0.170044 0.150371 0.8515 0.140373 0.199685 0.866 0.113288 0.2553 0.8805 0.0888464 0.317082 0.895 0.0671115 0.384916 0.9095 0.0481601 0.458699 0.924 0.0320856 0.538343 0.9385 0.0190074 0.623765 0.953 0.00908733 0.714893 0.9675 0.00257372 0.811659 0.982 0 0.914 INITIAL VERTICAL DEPTH_AVE WATER_OIL EQUIL REFDEPTH 7000 REFPRES 3100 DWOC 9000 GOC_PC 0 WOC_PC 0 **$ Property: Bubble Point Pressure (psi) Max: 2465 Min: 2465 PB CON 2465 NUMERICAL RUN DATE 2012 1 1 **$
78
WELL 'CM1-1' PRODUCER 'CM1-1' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM1-1' **$ UBA ff Status Connection 8 42 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM1-2' PRODUCER 'CM1-2' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM1-2' **$ UBA ff Status Connection 20 42 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM1-3' PRODUCER 'CM1-3' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM1-3' **$ UBA ff Status Connection 32 42 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM1-4' PRODUCER 'CM1-4' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM1-4' **$ UBA ff Status Connection 44 42 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' DATE 2012 2 1.00000 DATE 2012 3 1.00000 DATE 2012 4 1.00000 DATE 2012 5 1.00000 DATE 2012 6 1.00000 DATE 2012 7 1.00000 **$ WELL 'CM2-1' PRODUCER 'CM2-1' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM2-1' **$ UBA ff Status Connection 8 30 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM2-2' PRODUCER 'CM2-2' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM2-2' **$ UBA ff Status Connection
79
20 30 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM2-3' PRODUCER 'CM2-3' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM2-3' **$ UBA ff Status Connection 32 30 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM2-4' PRODUCER 'CM2-4' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM2-4' **$ UBA ff Status Connection 44 30 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' DATE 2012 8 1.00000 DATE 2012 9 1.00000 DATE 2012 10 1.00000 DATE 2012 11 1.00000 DATE 2012 12 1.00000 DATE 2013 1 1.00000 **$ WELL 'CM3-1' PRODUCER 'CM3-1' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM3-1' **$ UBA ff Status Connection 8 18 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM3-2' PRODUCER 'CM3-2' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM3-2' **$ UBA ff Status Connection 20 18 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM3-3' PRODUCER 'CM3-3' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM3-3' **$ UBA ff Status Connection 32 18 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM3-4' PRODUCER 'CM3-4' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0.
80
PERF GEOA 'CM3-4' **$ UBA ff Status Connection 44 18 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' DATE 2013 2 1.00000 DATE 2013 3 1.00000 DATE 2013 4 1.00000 DATE 2013 5 1.00000 DATE 2013 6 1.00000 DATE 2013 7 1.00000 **$ WELL 'CM4-1' PRODUCER 'CM4-1' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM4-1' **$ UBA ff Status Connection 8 6 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM4-2' PRODUCER 'CM4-2' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM4-2' **$ UBA ff Status Connection 20 6 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM4-3' PRODUCER 'CM4-3' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM4-3' **$ UBA ff Status Connection 32 6 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM4-4' PRODUCER 'CM4-4' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM4-4' **$ UBA ff Status Connection 44 6 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' DATE 2013 8 1.00000 . . . DATE 2023 9 1.00000 DATE 2023 10 1.00000 **$ WELL 'CM2-1' PRODUCER 'CM2-1' OPERATE MIN BHP 300. CONT OPEN 'CM2-1' **$ WELL 'CM3-1' PRODUCER 'CM3-1' OPERATE MIN BHP 300. CONT OPEN 'CM3-1' **$
81
WELL 'CM2-2' PRODUCER 'CM2-2' OPERATE MIN BHP 300. CONT OPEN 'CM2-2' **$ WELL 'CM3-2' PRODUCER 'CM3-2' OPERATE MIN BHP 300. CONT OPEN 'CM3-2' **$ WELL 'CM2-3' PRODUCER 'CM2-3' OPERATE MIN BHP 300. CONT OPEN 'CM2-3' **$ WELL 'CM3-3' PRODUCER 'CM3-3' OPERATE MIN BHP 300. CONT OPEN 'CM3-3' **$ WELL 'CM1-1' PRODUCER 'CM1-1' OPERATE MIN BHP 300. CONT OPEN 'CM1-1' **$ WELL 'CM4-1' PRODUCER 'CM4-1' OPERATE MIN BHP 300. CONT OPEN 'CM4-1' DATE 2023 11 1.00000 . . . DATE 2061 12 1.00000 DATE 2062 1 1.00000 STOP