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XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
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ESTUDIO INTEGRADO PARA LA CONSTRUCCIÓN DEL MODELO ESTÁTICO Y DINÁMICO DEL YACIMIENTO LOS JABILLOS QQ-533 DEL CAMPO
QUIRIQUIRE PROFUNDO
QUIRIQUIRE GAS, S.A.
Autores: María Elena Barboza (Ing. Yacimientos), [email protected] Ventura Leonardo Sifontes (Geólogo), [email protected]
CONTENIDO Página
1. INTRODUCCIÓN 6
2. MODELO GEOLOGICO 8
2.1 Modelado de Fallas 8
2.2 Modelo Estructural 9
2.2.1 Pillar Gridding 9
2.2.2 Modelado de Horizontes 11
2.2.3 Resolución Vertical (Layering) 13
2.3 Modelado de Facies 13
2.4 Distribución Geoestadística de propiedades petrofísicas 15
2.5 Escalado al Modelo de Simulación (Scale Up) 17
2.6 Generación, carga y escalado de las propiedades de fractura 21
3. CARACTERISTICAS DE YACIMIENTO 26
3.1 Fluidos 26
3.2 Historia de Producción 29
3.3 Historia de Presión 32
3.4 Sistema Roca-Fluidos 34
3.4.1 Determinación de Tipos de Roca 34
3.4.2 Permeabilidades Relativas 37
3.5 Sección Schedule 38
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4. MODELO DE SIMULACIÓN 41
4.1 Inicialización 41
4.2 Fluidos Originalmente en Sitio 45
4.2.1 Cálculos Volumétricos 45
4.2.2 Balance de Materiales 48
4.2.3 Inicialización del Modelo de Simulación 49
4.3 Cotejo Histórico 50
4.4 Predicción del Comportamiento Futuro 57
5. CONCLUSIONES 59
6. RECOMENDACIONES 62
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LISTA DE FIGURAS Página
1. Mapa de Ubicación del Yacimiento Los Jabillos QQ-533 6
2. Fallas construidas y conectadas en Petrel 9
3. Se utilizaron las fallas para controlar los límites del Grid 10 4. Modelo Estructural Actual 2008 10 5. Bloques fallados del modelo 11 6. Horizontes en el modelo de Petrel, en la zona de los yacimientos
QQ-687; QQ-609 y QQ-685. 12 7. Continuidad lateral de las formaciones 12
8. Número de capas (layers) por miembro/formación del modelo
fino/geológico 13
9. Asociación de facies de barras de plataforma 14
10. Facies cargadas en Petrel. 14
11. Facies Distribuidas en el Modelo. Algoritmo SIS 15
12. Registros cargados en Petrel y su escalado al grid fino/geológico 16
13. Resultados de las distribuciones de porosidad, Sw, Vcl y k
mediante el algoritmo SGS 17
14. Número de capas(layers) por miembro/formación y estadística de
las alturas de celdas resultantes. Modelo Grueso 93 x 29 x 45 19
15. Escalado a modelo de simulación 93 x 29 x 45 19
16. Segundo escalado, Modelo Grueso 93 x 29 x 45 20
17. Cuñas generadas por escalado IJK 20
18. 399 cuñas generadas por escalado IJK 21
19. Direcciones de fracturas medidas directamente en un núcleo
orientado 22
20. Resultado del modelado de esfuerzos durante la fase tectónica 4
en el programa Poly3D. También se muestra la ecuación para el
cálculo del “maximum Coulomb shear stress” y el cubo resultante. 23
21. Información para el modelado y calibración de las fracturas naturales 24
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22. Resultados del modelo de fracturas naturales exportadas al simulador
eclipse 25
23. Gravedad API vs Profundidad de pruebas DST 28
24. RGP vs Profundidad de pruebas DST filtradas 28
25. EDE y validación de propiedades en el modelo vertical 29
26. Comportamiento de Producción del Campo QQ Profundo 30
27. Comportamiento de la Inyección de Gas 31
28. Mapa de Producción Acumulada de Gas 32
29. Comportamiento de Presión del yacimiento Los Jabillos QQ-533 33
30. Tasa de Declinación de presión de los últimos años 34
31. Estudios de Presión Capilar en tapones de núcleo 35
32. Regiones de Saturación asociados a los tipos de roca 36
33. Familias de curvas de Permeabilidad relativa para los 4 tipos de roca 38
34. Esquema de Completación Mecánica 39
35. Comportamiento histórico de Producción 40
36. Intersección de pozos con la malla de simulación para definición de capas
completadas en la malla 40
37. Saturaciones Iniciales de Fluidos 43
38. Propiedades de la Matriz: permeabilidad, porosidad y NTG 44
39. Propiedades de la Fractura: permeabilidad y porosidad 44
40. Propiedades de la Fractura: SIGMAV 45
41. Curva de probabilidad del GOES por encima del contacto de gas-petróleo.
Se muestra el tornado y los percentiles resultantes 47
42. Curva de probabilidad del POES en la pierna de petróleo. 48
43. Balance de Materiales de toda el área de estudio 49
44. Fluidos originalmente en sitio resultantes de la Inicialización del Modelo 50
45. Gráfico de Comportamiento de Producción del Campo 53
46. Gráfico de Producción Acumulada del Campo 54
47. Comportamiento de Presión Vs. Tiempo 55
48. Perfiles de producción para los diferentes escenarios de compresión 59
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LISTA DE TABLAS
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1. Análisis PVT disponibles 26
2. Coeficientes de Pittman para el cálculo del radio de garganta poral 36
3. End Points de las Curvas de Permeabilidad relativa por tipo de roca 38
4. Parámetros de entrada y chequeos con la realidad (reality check) 46
5. Resultado del Cotejo Histórico por Pozo 56
6. Condiciones de operación de Compresor de Media instalado 58
7. Producción acumulada de Gas al 03/2026 58
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1. INTRODUCCION El yacimiento Los Jabillos QQ 533, se encuentra en el Oriente de Venezuela, se
ubica en la franja de corrimientos del Norte de Monagas con alta complejidad
estructural, con presencia de fracturas naturales y una columna segregada de
fluidos de gas condensado (Fig.1).
VENEZUELAVENEZUELAVENEZUELAVENEZUELA
Fig. 1 Mapa de Ubicación del Yacimiento Los Jabillos QQ-533
Se aplicaron las técnicas más actualizadas para interpretar la data disponible del
yacimiento con la integración de las diferentes disciplinas de la geociencia para
lograr la mejor descripción estática y dinámica del yacimiento, generándose un
modelo capaz de sustentar de manera más acertada los planes de desarrollo
futuro del yacimiento y optimizar las inversiones requeridas para dichos planes,
maximizando el valor del activo.
Se integraron la interpretación estructural derivada de la sísmica 3D, los datos
geológicos a nivel de pozos (registros eléctricos, núcleos) con los datos dinámicos
por pozo (muestras de fluidos, producciones, presiones, registros de producción).
Se realizó la evaluación petrofísica aplicada a formaciones litológicamente
complejas, se realizó la caracterización física de las fracturas naturales, se
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analizaron los regímenes de esfuerzos regionales al inicio de la deformación
tectónica y para la condición de inicio de la explotación del yacimiento. Se
caracterizaron las muestras de fluidos del yacimiento para la generación de la
ecuación de estado y se determinó la variación de propiedades con profundidad.
Se generó el modelo sedimentológico a partir del análisis conjunto de núcleos y
perfiles, se realizó la simulación de los esfuerzos regionales con POLY3D,
integrándola posteriormente con la caracterización de fracturas en FRACA FLOW
para generar el modelo de fracturas naturales. Los modelos construidos se
integraron en PETREL para la generación de la malla 3D y posterior integración
de los datos dinámicos en un Modelo Composicional de Doble Porosidad en
ECLIPSE 300. El cotejo de la data histórica permitió validar los modelos
construidos y fue utilizado para predecir el comportamiento futuro bajo diferentes
esquemas de explotación.
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2. MODELO GEOLOGICO
Para la construcción del modelo estático del yacimiento Quiriquire Profundo, se
tomó como punto de partida el modelo estructural pre-existente (basado en
sísmica 3D e información de pozos) y se incorporó al mismo toda la información
recabada en los últimos nueve años. La construcción del modelo estático se
realizó en el programa PETREL y añadiendo a este:
• Nuevas capas, delimitadoras de miembros intraformacionales, para una
mejor división vertical del modelo.
• Se construyeron los planos de fallas manteniendo sus inclinaciones e
interrelaciones, bastante complejas.
• La evaluación petrofísica del campo recientemente interpretada.
• Una nueva interpretación, moderna y mas acertada de las facies y
asociaciones de facies presentes en el área.
• El análisis geomecánico realizado en el programa POLY3D.
• Un modelo de fracturas, integrado en el programa FracaFlow.
Este modelo permitió, luego de varias realizaciones y escalamientos, generar la
malla utilizada en la construcción del modelo dinámico del yacimiento.
2.1. Modelado de Fallas:
Se crearon los planos de fallas en profundidad a partir de los polígonos de falla de
cada horizonte.
En la Fig. 2 se muestran las fallas resultantes. Para poder realizar la conexión
entre fallas se utilizaron pilares curvos de tres puntos. Como resultado se obtiene
en el modelo estructural (sección 2.3) algunos errores en las zonas en que estos
pilares tienden a encontrarse, principalmente en las conexiones fallas normales
contra corrimientos. Los errores que ocasiona esta inconsistencia fueron
corregidos manualmente.
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Fig. 2. Fallas construidas y conectadas en Petrel
2.2. Modelo Estructural:
2.2.1. Pillar Gridding:
Se mencionó en el apartado 2.1., que se utilizaron pilares curvos para poder
representar las fallas y realizar las conexiones entre las mismas. Las relaciones de
pilares resultantes es bastante compleja por lo que al realizar la configuración del
grid tridimensional (pillar gridding) se obtienen algunos errores en las zonas
cercanas a la conexión entre fallas.
En la Fig. 3 se muestra que se escogió una dimensión areal de 250m x 250m para
las celdas. Adicionalmente se guió el esqueleto de pilares con las fallas, lo que
implica que las celdas resultantes se deforman para adaptarse al plano de falla.
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Fig. 3. Se utilizaron las fallas para controlar los límites del Grid
La Fig. 4 muestra el modelo actual, el cual consta de una base
paralela/concordante al tope de San Antonio. En la Fig. 4 se observa que con esta
metodología se esta sacrificando un pequeño volumen en la zona central del
yacimiento principal. El color azul representa un plano a -14500 pies, profundidad
a la cual se esta colocando el contacto agua-petróleo. Es importante mencionar
que dicho sacrificio se realiza porque al bajar más esta superficie se empiezan a
encontrar graves problemas debido a los cruces de las fallas ya mencionados.
Fig. 4. Modelo Estructural Actual
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La Fig. 5 muestra los bloques fallados que conforman el modelo actual. Estos
bloques pueden estar conectados hidráulicamente, bien sea por yuxtaposición de
las capas o a través del sistema de fracturas naturales.
Fig. 5. Bloques fallados del modelo.
2.2.2. Modelado de Horizontes: Al inicio del modelado se contó con la interpretación estructural convertida a
profundidad de cuatro horizontes: Jabillos, Vidoño, San Juan y San Antonio.
Además de los horizontes mencionados se contaba con los topes estratigráficos
de todas las formaciones y miembros de interés: Jabillos Superior; Jabillos Inferior;
Caratas Superior; Caratas Medio Superior; Caratas Medio Inferior; Caratas Inferior;
Tope Vidoño; Base de Vidoño; San Juan; San Antonio. Con estos topes se
construyeron en Petrel, de manera concordante a los cuatro primeros, seis
horizontes adicionales, que le dan a este modelo un mejor control para distribuir y
promediar las propiedades petrofísicas.
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Además de estos diez horizontes se creó una copia del mapa de San Antonio y se
desplazó hacia abajo, para ser usada como base del modelo y para evitar la
generación de una gran cantidad de celdas con forma cuña.
Los resultados se ilustran en las Figs. 6 y 7. La Fig. 7 muestra la zonificación
resultante de los 11 horizontes (10 formaciones/miembros) utilizados. Los mismos
son concordantes según la interpretación actual por lo que se observa continuidad
en todo el yacimiento.
Fig. 6. Horizontes en el modelo de Petrel, en la zona de los yacimientos QQ-687; QQ-609 y QQ-
685. Se colocaron lo topes de la formación Los Jabillos, para resaltar el control de los mismos.
Fig. 7. Continuidad lateral de las formaciones.
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2.2.3. Resolución Vertical (Layering): Una vez alcanzado un modelo estructural tridimensional con diez
formaciones/miembros principales, se procedió a realizar las divisiones de cada
una de esas formaciones/miembros, para lograr la mayor resolución vertical
posible.
Fig. 8. Número de capas (layers) por miembro/formación del modelo fino/geológico.
Se dividieron las formaciones según los datos mostrados en la Fig. 8 también se
observa la estadística de las alturas de celdas resultantes. Modelo Fino constituído
por 70 x 20 x 335 celdas.
2.3. Modelado de Facies:
En este estudio se definieron las facies en los núcleos existentes para el campo.
Luego se extrapoló dicha información al resto de la columna estratigráfica de los
pozos con secciones de núcleo y a los demás pozos. Esta extrapolación se basó
en la data interpretada por el sedimentólogo, ya que fue imposible conseguir
mediante registros eléctricos relaciones (fuzzi logic o neural network en el
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programa IP) que respetaran las facies observadas en los núcleos; en otras
palabras, existen varias facies y asociaciones de facies que presentan la misma
respuesta electrográfica, por lo que no es posible separarlas mediante los registros
eléctricos.
La Fig. 9, muestra una de las asociaciones de facies interpretadas en el área. ASOCIACIONES DE FACIES SEDIMENTARIAS
La asociación de facies se inicia en la base con Facies A1X que pasa transicionalmente hacia el tope a Facies A2ML y H, la facies A2ML se mantiene constante con variaciones en el contenido de materia orgánica, hasta la finalización de la asociación en el tope con una Facies H que representa la fase final de la barra de plataforma por sedimentos heterolíticos de una zona de plataforma. La base es trancisional sobre depósitos de una planicie de carbonatos de mezcla y/ó mar abierto. Los contactos internos entre facies son trancisionales.
BARRAS DE PLATAFORMA
FACIESGR LITOLOGÍA / RES SED. SPHI
MLf
A2ML
H
A2ML
A1X
H
9377’
9380’
9385’
9390’
ASOCIACIONES DE FACIES SEDIMENTARIAS
La asociación de facies se inicia en la base con Facies A1X que pasa transicionalmente hacia el tope a Facies A2ML y H, la facies A2ML se mantiene constante con variaciones en el contenido de materia orgánica, hasta la finalización de la asociación en el tope con una Facies H que representa la fase final de la barra de plataforma por sedimentos heterolíticos de una zona de plataforma. La base es trancisional sobre depósitos de una planicie de carbonatos de mezcla y/ó mar abierto. Los contactos internos entre facies son trancisionales.
BARRAS DE PLATAFORMA
FACIESGR LITOLOGÍA / RES SED. SPHI
MLf
A2ML
H
A2ML
A1X
H
9377’
9380’
9385’
9390’
ASOCIACIONES DE FACIES SEDIMENTARIAS
La asociación de facies se inicia en la base con Facies A1X que pasa transicionalmente hacia el tope a Facies A2ML y H, la facies A2ML se mantiene constante con variaciones en el contenido de materia orgánica, hasta la finalización de la asociación en el tope con una Facies H que representa la fase final de la barra de plataforma por sedimentos heterolíticos de una zona de plataforma. La base es trancisional sobre depósitos de una planicie de carbonatos de mezcla y/ó mar abierto. Los contactos internos entre facies son trancisionales.
BARRAS DE PLATAFORMA
FACIESGR LITOLOGÍA / RES SED. SPHI
MLf
A2ML
H
A2ML
A1X
H
9377’
9380’
9385’
9390’
MLf
A2ML
H
A2ML
A1X
H
9377’
9380’
9385’
9390’
Fig. 9. Asociación de facies de barras de plataforma. Esta asociación de facies se ve mayormente
representada en el miembro inferior de la formación Los Jabillos.
Fig. 10. Facies cargadas en Petrel.
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Las facies fueron cargadas a Petrel (Fig. 10), y se analizó el variograma de cada
una de ellas.
Finalmente utilizando variogramas se realizó una distribución geoestadística de las
facies. Para ello se utilizó el algoritmo geoestadístico SIS (Sequential Indicator
Simulation) en Petrel. Los resultados se muestran en la Fig. 11.
Fig. 11. Facies Distribuidas en el Modelo. Algoritmo SIS
2.4. Distribución Geoestadística de propiedades petrofísicas:
Como punto de partida para poblar el modelo de propiedades de roca se contó
con las curvas resultantes de la evaluación petrofísica de los 32 pozos del campo
(Fig. 12).
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Fig. 12. Registros cargados en Petrel y su escalado al grid fino/geológico.
Las distribuciones se realizaron mediante el algoritmo SGS (Sequential Gaussian
Simulation) en Petrel. La distribución fue condicionada con las facies del modelo.
En la Fig. 13 se muestran se muestra el histograma de control estadístico con los
valores de registro y los valores obtenidos en el escalado del grid y en la
distribución geoestadística para todas las propiedades.
Pozo12 Pozo24 Pozo20
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Fig. 13. Resultados de las distribuciones de porosidad, Sw, Vcl y k mediante el algoritmo SGS.
2.5. Escalado al Modelo de Simulación (Scale Up):
El escalado adecuado del modelo depende de cuatro variables:
• Conservar el mínimo de información geológica para mantener las
características de almacenamiento y capacidad de flujo reales de las
formaciones.
• Modelo de doble porosidad doble permeabilidad (naturalmente fracturado).
• La cantidad de pseudocomponentes de la ecuación de estado, para
representar el fluido composicional aumenta significativamente la cantidad
de cálculos que realiza el simulador (Eclipse 300).
• La capacidad de la computadora o servidor en la cual se esta corriendo el
modelo de simulación.
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Para una mejor gerencia del campo y debido a que los fluidos que lo componen el
yacimiento son de gas condensado el modelo debe ser composicional, por lo que
el punto dos (2) se convierte en una premisa. Al estar en presencia de un campo
naturalmente fracturado, se necesita duplicar el grid en eclipse, lo que también
duplica los cálculos. También existe la posibilidad de correr el modelo de manera
sencilla (single media), en donde se suma a la porosidad y permeabilidad de
matriz sus equivalentes en fractura, de esta manera se introducen la anisotropía
que generan las fracturas pero se mantiene el grid sencillo, con ahorro de recurso
computacional. Sin embargo, debido a que no considera el intercambio matriz-
fractura (Sigma), ni el aporte inicial de producción desde las fracturas
(independiente de la matriz), esta opción no se consideró para estas corridas de
simulación.
Para reducir al mínimo la deformación de las celdas se utilizó la opción de
escalado IJK del programa Petrel. Para ello se realizó un grid sencillo (simple grid)
cambiando la distribución areal a 200m x 200m y se redujeron las capas verticales
de 335 a 45. Con ello se disminuyó la resolución vertical promedio de las celdas
de 6 pies a 16 pies aproximadamente. Con este escalado se obtuvieron 121.365
celdas (Ver Figs. 14 y 15).
Fig.14. Número de capas(layers) por miembro/formación y estadística de las alturas de celdas
resultantes. Modelo Grueso 93 x 29 x 45 (IJK, celda areal 200x200).
Fig. 15. Escalado a modelo de simulación 93 x 29 x 45 (IJK, celda areal 200x200).
El aspecto final del escalado IJK se puede observar en la Fig. 16. Igualmente, se
observan los planos de falla resultantes.
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Fig. 16. Segundo escalado, Modelo Grueso 93 x 29 x 45 (IJK, celda areal 200x200). Se observan los
bloques fallados. Las fallas ya no son lisas, ya que se ajustan al grid simple de pilares verticales.
Este escalado generó dos problemas en el simulador Eclipse, el primero fue debido a
que no se identificaron cuñas que se forman en los escalones de las fallas (Figs. 17
y 18).
Fig. 17. Cuñas generadas por escalado IJK.
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Fig. 18. 399 cuñas generadas por escalado IJK.
Una vez identificadas las cuñas, para solucionar este problema fue necesario realizar
un ACTNUM de manera manual en Petrel de manera que estas cuñas quedaran
desactivadas en el programa Eclipse 300 y de esta manera evitar los problemas de
convergencia.
2.6. Generación, carga y escalado de las propiedades de fracturas.
Se realizó caracterización de fracturas naturales, sobre los núcleos existentes, de los
cuales sólo uno estaba orientado. En la Fig. 40 se muestran los resultados de dichas
mediciones. Estas mediciones son refrendadas en el modelo geomecánico (Poly3D)
y se incorporan en el modelado de fracturas en el programa FracaFlow.
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Fig. 19. Direcciones de fracturas medidas directamente en un núcleo orientado.
Previo a la evaluación geomecánica en el programa POLY3D. Se realizó un análisis
de la evolución tectónica en el área, con la intención de separar adecuadamente el
evento que generó cada familia de fracturas.
La evolución tectónica-estructural del campo ocurrió en las siguientes 4 fases:
1a Generación de fallas normales, (Jurásico-Cretácico)
1b Evolución de las fallas normales a lístricas y su influencia en la depositación
(Cretácico)
2a Inicio de la cuenca antepaís. Inversión de los planos de fallas existentes
(formaciones San Juan y San Antonio). Cabalgamientos y creación de las
primeras fracturas con planos horizontales. (Oligoceno)
2b El aumento de la columna litoestática (Carapita depositándose) produce un
cambio de régimen compresivo a transcurrente. Generación de fracturas
oblicuas y verticales. Se producen cabalgamientos en la formación Carapita
(Mioceno)
3 Diagénesis, relleno de las fracturas preexistentes, mayormente con cemento
calcáreo. (Mioceno tardío a Pleistoceno)
4 El aumento de la columna litoestática produce un cambio a régimen normal. La
carga de hidrocarburos detiene los procesos diagenéticos. Se generan fracturas
Fracturas QQ-679
00.20.40.60.8
11.21.41.61.8
25
10 15 2025
3035
4045
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
100
105
110
115
120
125
130
135
140145
150155
160165
170175180185
190195200205
210215
220225
230
235
240
245
250
255
260
265
270
275
280
285
290
295
300
305
310
315
320325
330335
340345
350 355 360
Dirección de Fracturas
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oblicuas semi-verticales; este set de fracturas contiene la gran mayoría de las
fracturas abiertas, sin ningún soporte mineral. (Holoceno)
La Fig. 20 muestra el resultado obtenido al predecir la deformación (fracturas), con
las siguientes condiciones de borde: un esfuerzo horizontal mayor en la dirección
330° N (Placa del Caribe), y un esfuerzo vertical (peso de la columna litoestática)
como esfuerzo dominante. Estas son las condiciones dominantes en el área durante
la fase 4 (condición actual). Con este modelo se demuestra la formación de fracturas
paralelas inclinadas, las cuales además son recientes y no han tenido la oportunidad
de ser cerradas con mineralizaciones posteriores. Esta familia de fracturas es la que
domina la anisotropía de permeabilidades y por lo tanto el flujo de hidrocarburos en
el yacimiento.
Por último se calculó el atributo <Maximum Coulomb Shear Stress>, según el cual se
puede identificar la mayor probabilidad de existencia de fracturas
2)31(*)1(*
2)31( 2 SSSSMCSS +
−+−
= μμ
Fig. 20. Resultado del modelado de esfuerzos durante la fase tectónica 4 en el programa Poly3D.
También se muestra la ecuación para el cálculo del “maximum Coulomb shear stress” y el cubo
resultante.
Se cargó toda la información recopilada: caracterización de fracturas naturales,
facies, la información generada en Poly3D e imágenes de pozos (solo 2 pozos) al
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programa FracaFlow en donde se integró y generó un modelo con los planos
discretos de fracturas, este modelo fue calibrado con información de perdida de lodo
de perforación, factores kH de las pruebas de restauración de presión, datos PLT e
información de producción en general (Fig. 21).
Finalmente se generó un modelo escalado con las propiedades de fracturas y matriz
de forma independiente (Fig. 22). También se generó el cubo de la propiedad Sigma,
la cual controla en el simulador eclipse la interacción entre los cubos de matriz y
fracturas.
Kmax Kmin254 204,08
115,27 56,25254,03 204,0885,72 70,290,32 68,64
254,03 204,8254,03 204,898,32 79,38
254,03 204,899,95 80,931530 6,42
299,064 125,853
KH_simulado 2365,31KH_test 2375
Pozo 690
Fig. 21. Información para el modelado y calibración de las fracturas naturales en el programa
FracaFlow.
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Distribución espacial de permeabilidad de fracturas (Kx) Distribución espacial de la porosidad de fractura
Distribución espacial de permeabilidad de fracturas (Kx) Distribución espacial de la porosidad de fractura
Fig. 22. Resultados del modelo de fracturas naturales exportadas al simulador eclipse.
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3. CARACTERISTICAS DE YACIMIENTO 3.1. Fluidos
Los fluidos presentes en el Campo Quiriquire Profundo muestran una gran variación
de la composición con profundidad, existiendo en el tope del yacimiento un gas
condensado con bajo rendimiento de líquido y en la base un condensado a
condiciones de yacimiento, definiéndose por tanto un contacto Gas-Condensado.
Para el análisis de las propiedades de los fluidos del yacimiento se tomaron en
consideración primeramente los datos de las pruebas de producción y presión de 24
pozos, los cuales permitieron definir la profundidad de los contactos de fluidos.
Por otro lado, existen once (11) muestras PVT de las cuales, tres (3) pertenecen a la
columna de petróleo y ocho (8) a la capa de gas.
En la Tabla 1 se presenta una lista de los datos PVT disponibles.
Tabla 1. Análisis PVT disponibles Muestra Bloque Pozo Año Fluido Formación
1 LOB. PPAL 595 65 Gas LJ2 592 65 Gas LJ3 647 79 Gas LJ4 647 81 Gas LJ5 650 81 Gas V6 676 88 Pet LJ7 590 95 Gas LJ8 672 00 Gas SJ9 LOB. POST 634 79 Pet CT
10 634 82 Gas CT11 674A 96 Pet LJ
Laboratorio
Local
SGS
Core Lab.
Core Lab.
Core Lab.
Core Lab.
Schlumberger
Core Lab.SGS
Core Lab.
Westport
LJ = Los Jabillos CT = Caratas V = Vidoño Los análisis PVT disponibles fueron evaluados según el criterio de representatividad
de las muestras y se validaron las pruebas de laboratorio tomando en cuenta las
siguientes pruebas:
• Recombinación matemática
• Balance de Materia
• Criterio de Hoffman (Separador)
• Criterio de Hoffman (Prueba CVD)
27
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
De los análisis efectuados a las muestras de fluidos recuperadas se encontró que
ninguna de ellas es válida, ni desde el punto de vista de representatividad ni por la
consistencia de las pruebas de laboratorio.
Ante la carencia de una muestra de fluidos representativa de las condiciones
originales del yacimiento y con la finalidad de definir la ubicación del contacto gas-
petróleo con el menor grado de incertidumbre, así como generar una Ecuación de
Estado capaz de reproducir el comportamiento dinámico del yacimiento, se utilizó la
siguiente metodología:
1.- Se seleccionaron las pruebas DST realizadas en los pozos en la etapa temprana
del yacimiento para asegurar que representan las condiciones originales de los
fluidos del yacimiento.
2.- Se filtraron las muestras para seleccionar aquellas con espesores de intervalos
abiertos inferiores a 100 pies.
3.- Se graficó la Gravedad API y RGP de cada muestra en función de la Profundidad
en pies TVDss, así como los intervalos perforados correspondientes. Se evaluó la
consistencia de ambos parámetros entre sí, es decir, ante un aumento de la
gravedad API debía apreciarse un incremento de la RGP.
4.- Se descartaron las muestras correspondientes a pruebas realizadas con un alto
drawdown (delta P), por considerar que tienen un mayor efecto de segregación de
fases.
5.- Se definió la mejor curva posible de Gravedad API y RGP vs profundidad.
6.- Se evaluaron los comportamientos del %Molar de cada componente en función
de profundidad.
El objetivo de todo este análisis es determinar de la mejor manera posible, las
condiciones iniciales de los fluidos del yacimiento desde el punto de vista de
contactos, presiones y temperaturas iniciales, composición vs profundidad para
generar una Ecuación de Estado sintética y verificar su funcionalidad a través de un
modelo de simulación conceptual que permita verificar las condiciones de
inicialización del modelo.
28
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
En las Figs. 23 y 24 se muestran el Comportamiento de la Gravedad API y la
Relación Gas Petróleo con Profundidad y se estima la profundidad del contacto Gas-
Petróleo alrededor de 9250 pies TVDss.
Variación de Grados API con Profundidad
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60
°API
Prof
undi
dad
(ssT
VD) -
ft
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
110000 10 20 30 40 50 60
INTERVALOSQQ-533 (1952) QQ-547 (1952/53) QQ-590 (1953/65) QQ-592 (1954) QQ-595 (1955/65) QQ-647 (1965) QQ-648A (1978/82)
QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)
QQ-686 (1998) QQ-690 (2002) #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR!
Variación de Grados API con Profundidad
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60
°API
Pro
fund
idad
(ssT
VD
) - ft
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
110000 10 20 30 40 50 60
INTERVALOSQQ-533 (1952) QQ-547 (1952/53) QQ-590 (1953/65) QQ-592 (1954) QQ-595 (1955/65) QQ-647 (1965) QQ-648A (1978/82)
QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)
QQ-686 (1998) QQ-690 (2002) #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR!
Variación de Grados API con Profundidad
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60
°API
Prof
undi
dad
(ssT
VD) -
ft
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
110000 10 20 30 40 50 60
INTERVALOSQQ-533 (1952) QQ-547 (1952/53) QQ-590 (1953/65) QQ-592 (1954) QQ-595 (1955/65) QQ-647 (1965) QQ-648A (1978/82)
QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)
QQ-686 (1998) QQ-690 (2002) #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR!
Variación de Grados API con Profundidad
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60
°API
Pro
fund
idad
(ssT
VD
) - ft
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
110000 10 20 30 40 50 60
INTERVALOSQQ-533 (1952) QQ-547 (1952/53) QQ-590 (1953/65) QQ-592 (1954) QQ-595 (1955/65) QQ-647 (1965) QQ-648A (1978/82)
QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)
QQ-686 (1998) QQ-690 (2002) #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR!
Fig. 23. Gravedad API vs Profundidad de pruebas DST
Variación de Grados RGP con Profundidad
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0
RGP KPCG/BLS
Prof
undi
dad
(ssT
VD) -
ft
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
110000 10 20 30 40 50 60
INTERVALOSQQ-533 (1952) QQ-547 (1952/53) QQ-590 (1953/65) QQ-592 (1954) QQ-595 (1955/65) QQ-647 (1965) QQ-648A (1978/82)
QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)
QQ-686 (1998) QQ-690 (2002) #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR!
Variación de Grados RGP con Profundidad
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0
RGP KPCG/BLS
Prof
undi
dad
(ssT
VD) -
ft
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
110000 10 20 30 40 50 60
INTERVALOSQQ-533 (1952) QQ-547 (1952/53) QQ-590 (1953/65) QQ-592 (1954) QQ-595 (1955/65) QQ-647 (1965) QQ-648A (1978/82)
QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)
QQ-686 (1998) QQ-690 (2002) #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR!
Variación de Grados RGP con Profundidad
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0
RGP KPCG/BLS
Prof
undi
dad
(ssT
VD) -
ft
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
110000 10 20 30 40 50 60
INTERVALOSQQ-533 (1952) QQ-547 (1952/53) QQ-590 (1953/65) QQ-592 (1954) QQ-595 (1955/65) QQ-647 (1965) QQ-648A (1978/82)
QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)
QQ-686 (1998) QQ-690 (2002) #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR!
Variación de Grados RGP con Profundidad
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0
RGP KPCG/BLS
Prof
undi
dad
(ssT
VD) -
ft
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
110000 10 20 30 40 50 60
INTERVALOSQQ-533 (1952) QQ-547 (1952/53) QQ-590 (1953/65) QQ-592 (1954) QQ-595 (1955/65) QQ-647 (1965) QQ-648A (1978/82)
QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)
QQ-686 (1998) QQ-690 (2002) #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR!
Fig.24. RGP vs Profundidad de pruebas DST filtradas
29
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
Las tendencias generadas con profundidad de Gravedad API y Relación Gas-
Petróleo fueron las bases para el cotejo y/o validación de la Ecuación de Estado
(EDE) (Fig.25) y de las variaciones de la composición con profundidad. Estas fueron
validadas a través de un modelo dinámico vertical en el cual se verificó la condición
de equilibrio de los fluidos originalmente en sitio y la variación de la composición por
encima y por debajo del contacto gas-condensado. Se generó una Ecuación de
Estado agrupada para siete (7) pseudocomponentes.
Variación de Grados API con Profundidad
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60
°API
Prof
undi
dad
(ssT
VD) -
ft
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
110000 10 20 30 40 50 60
INTERVALOSQQ-533 (1952) QQ-547 (1952/53) QQ-590 (1953/65) QQ-592 (1954) QQ-595 (1955/65) QQ-647 (1965) QQ-648A (1978/82)
QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)
QQ-686 (1998) QQ-690 (2002) #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR!
Variación de Grados API con Profundidad
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60
°API
Prof
undi
dad
(ssT
VD) -
ft
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
110000 10 20 30 40 50 60
INTERVALOSQQ-533 (1952) QQ-547 (1952/53) QQ-590 (1953/65) QQ-592 (1954) QQ-595 (1955/65) QQ-647 (1965) QQ-648A (1978/82)
QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)
QQ-686 (1998) QQ-690 (2002) #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR!
Variación de Grados API con Profundidad
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60
°API
Prof
undi
dad
(ssT
VD) -
ft
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
110000 10 20 30 40 50 60
INTERVALOSQQ-533 (1952) QQ-547 (1952/53) QQ-590 (1953/65) QQ-592 (1954) QQ-595 (1955/65) QQ-647 (1965) QQ-648A (1978/82)
QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)
QQ-686 (1998) QQ-690 (2002) #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR!
Variación de Grados API con Profundidad
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60
°API
Prof
undi
dad
(ssT
VD) -
ft
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
110000 10 20 30 40 50 60
INTERVALOSQQ-533 (1952) QQ-547 (1952/53) QQ-590 (1953/65) QQ-592 (1954) QQ-595 (1955/65) QQ-647 (1965) QQ-648A (1978/82)
QQ-650 (1981) QQ-655 (1981) QQ-656 (1981) QQ-669 (1982) QQ-672 (1982) QQ-675 (1984) QQ-676 (1985)
QQ-686 (1998) QQ-690 (2002) #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR! #¡VALOR!
OIL/GAS RATIO (STB/SCF)GAS/OIL RATIO (SCF/STB)
0 900 0 0.04763
OIL/GAS RATIO (STB/SCF)GAS/OIL RATIO (SCF/STB)
0 900 0 0.04763
Variación de Composición vs. Profundidad
RGP vs Profundidad
6.500
7.000
7.500
8.000
8.500
9.000
9.500
10.000
0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 35,00 40,00
RGP (MPCN/BN)
PRO
FUN
DIDA
D (p
ies
TVDs
s)
DSTsim
Verificación del Modelo de FluidosGeneración de Ecuación de Estado
Validación de la Data de Pozos
Fig.25. EDE y validación de propiedades en el modelo vertical
3.2 Historia de Producción El Campo QQ Profundo fue evaluado inicialmente con la perforación del pozo QQ-
533, el cual aportó 140 B/D de petróleo y 12.64 MMPCND de gas (RGP de 12638
pcn/bn) con 2700 lpc de presión de cabezal.
30
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
Inició su producción en al año 1957 con un (1) solo pozo activo durante el periodo
1957 – 1973, QQ-634. Luego permanece inactivo hasta el año 1978 cuando se
incorpora a producción el pozo QQ-648.
En el año 2001 comienza la explotación del yacimiento como productor de gas,
alcanzando una máxima producción de 300 MMPCND y 6800 BN/D de petróleo
durante el año 2005. Para Diciembre 2009, produce un promedio de 196.1 MMPCND
de gas y 3080 BN/D de condensado, debido a restricciones por la falta de capacidad
de recepción del gas por parte de PDVSA (Fig. 26). Para el 31 de diciembre 2009, la
producción acumulada de gas es de 699.7 MMMPCN, la de petróleo es 20.7 MMBN
y la de agua es 0.45 MMBN.
1957 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 090
60
120
180
240
300
0
150
300
450
600
750
DATE
Axis 1Gas Rate (CD) ( MMcf/d ) Wells Selected (23)
Axis 2Cumulative Gas Produced ( MMMcf ) Wells Selected (23)
1957 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 090
1500
3000
4500
6000
7500
0
5000
10000
15000
20000
25000
DATE
Axis 1Oil Rate (CD) ( bbl/d ) Wells Selected (23)
Axis 2Cumulative Oil Produced ( Mbbl ) Wells Selected (23)
1957 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 090
75
150
225
300
375
0
100000
200000
300000
400000
500000
DATE
Axis 1Water Rate (CD) ( bbl/d ) Wells Selected (23)
Axis 2Cumulative Water Produced ( bbl ) Wells Selected (23)
Fig. 26. Comportamiento de Producción del Campo QQ Profundo
31
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
En el yacimiento no se ha identificado un contacto agua-petróleo, tampoco se han
tenido evidencias de producción de agua, ya que los volúmenes producidos son
debidos a condensación en superficie, excepto para el pozo QQ-676, en el cual se
estima que el agua producida sea debida a comunicación mecánica.
A finales del año 1997, con la finalidad de conservar la energía del yacimiento, se
inició un proceso de inyección de gas a través de tres pozos: QQ-647, QQ-655 y QQ-
655, con los que se ha inyectado un volumen acumulado de 77.78 MMMPCN de gas
(Fig. 27).
1997 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 090
10
20
30
40
50
0
20000
40000
60000
80000
DATE
Axis 1 Gas Inj. Day Rate (MMcf/d) Wellbore QQ0647IGWellbore QQ0655IGWellbore QQ0656IG
Axis 2 Cumulative Gas Injected (MMcf) Wellbore QQ0647IGWellbore QQ0655IGWellbore QQ0656IGWells Selected (3)
Fig. 27. Comportamiento de la Inyección de Gas
En la Fig. 28 se muestra que los pozos con mayor producción acumulada pertenecen
al Lóbulo Principal y son QQ-647, QQ-650 y QQ-669.
32
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
DATE:9/30/2009
1097500 1097500
1100000 1100000
1102500 1102500
1105000 1105000
1107500 1107500
1110000 1110000
474000
474000
477000
477000
480000
480000
483000
483000
486000
486000
489000
489000
QQ0533
QQ0547
QQ0590
QQ0592
QQ0595QQ0600
QQ0609
QQ0634QQ0640
QQ0641
QQ0647QQ0647IG
QQ0648
QQ0650
QQ0654
QQ0655QQ0655IG
QQ0656QQ0656IGQQ0662
QQ0669
QQ0671
QQ0672
QQ0674
QQ0675
QQ0676
QQ0677
QQ0678
QQ0685QQ0686
QQ0687
QQ0690
Cumulative Gas Produced ( Mcf )>= 0, <10000000>=10000000, <20000000>=20000000, <30000000>=30000000, <40000000>=40000000, <50000000>=50000000, <60000000>=60000000, <70000000
Fig. 28. Mapa de Producción Acumulada de Gas
3.3 Historia de Presión En la Fig. 29 se muestra el comportamiento de presión de todos los pozos de esta
área referido al Datum de 9250 pies TVDss. Se puede destacar que la mayoría
siguen una misma tendencia, con una presión inicial de 4340 lpc y una presión
promedio actual de 2760 lpc.
Las últimas mediciones de presión en el yacimiento fueron registradas entre
septiembre y noviembre 2009 en los pozos QQ-669 (BUP), QQ-662 (BUP) y QQ-676
33
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
(Estática) indicando los siguientes valores al datum de 9250 pies TVDss: 2862, 2789
y 2734 lpc, respectivamente.
Fig. 29. Comportamiento de Presión del yacimiento Los Jabillos QQ-533
En el gráfico de comportamiento de presión se pueden distinguir tres periodos
principales:
• Durante los primeros 30 años de la vida productiva del yacimiento, la
declinación de la presión es muy poca debido a los bajos niveles de
producción de gas y condensado del yacimiento.
• Posteriormente, debido a un proceso de inyección de gas iniciado en el año
1998, se observa un incremento de la presión del yacimiento.
34
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
• Los últimos ocho años, muestran una marcada declinación de la presión
debido a que el yacimiento alcanza sus máximas tasas de producción.
Para los últimos años se calcula una tasa de declinación de presión promedio de 157
lpc/año (Fig. 30).
Pres
ión
(LPC
) @ 9
250
pies
TVD
ssPr
esió
n (L
PC) @
925
0 pi
es T
VDss
Fig. 30. Tasa de Declinación de presión de los últimos años
3.4 Sistema Roca-Fluidos
3.4.1 Determinación de Tipos de Rocas
Las curvas de presión capilar disponibles fueron utilizadas para la determinación del
tamaño de garganta de poro y a partir del mismo se definieron los rangos para
clasificar los diferentes tipos de roca que pudieran estar presentes en el yacimiento
(Fig. 31).
Se establecieron los rangos siguientes:
35
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
Tipo de Roca Tamaño de Garganta Poral (µ) Nanoporosa <0.1
Microporosa 0.1 hasta 0.5
Mesoporosa 0.5 hasta 2.0
Macroporosa 2.0 hasta 10
Megaporosa > 10
Luego de definir los rangos para describir los tipos de roca, se procedió a graficar los
Incrementales de Mercurio (Hg) con el objeto de determinar la correlación de Radio
de Pittman que aplica a la data disponible, encontrándose que el ajuste que aplica a
la mayoría de los datos es el R50 (Fig. 31). Es de resaltar que el resultado del
análisis del tapón H1_679, muestra un comportamiento bimodal, el cual puede ser
asociado a taponamiento de la muestra durante el experimento.
Presión de Intrusión vs. Saturación Fase Mojante
Muestra H7 9365'
0.1
1
10
100
1000
10000
100000
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
% Saturación Fase Mojante
Pres
ión
de in
trus
ión
(psi
)
Pc_Intevep08_RecalculadaPc_Intevep08_OrigPc_Intevep09CentrifugaPc_Geocore94
0.1
1
10
100
1000
10000
100000
0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0Wetting Phase Saturation
(% Pore Volume)
Hg
Pres
sure
(psi
)
H1_679 H6_679 H3_679 H3_662 H3_547
Pc Curve
MEGA
MACRO
MESO
MICRO
NANO
10 μ
2 μ
0.5 μ
0.1 μ
6.94 μ
5 μ
2.3 μ
1.16 μ
0.18 μ
0.364 μ
4
1.5
0.6
0.1
1
2
3
4
5
0.1
1
10
100
1000
10000
100000
0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0Wetting Phase Saturation
(% Pore Volume)
Hg
Pres
sure
(psi
)
H1_679 H6_679 H3_679 H3_662 H3_547
Pc Curve
MEGA
MACRO
MESO
MICRO
NANO
10 μ
2 μ
0.5 μ
0.1 μ
6.94 μ
5 μ
2.3 μ
1.16 μ
0.18 μ
0.364 μ
0.1
1
10
100
1000
10000
100000
0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0Wetting Phase Saturation
(% Pore Volume)
Hg
Pres
sure
(psi
)
H1_679 H6_679 H3_679 H3_662 H3_547
Pc Curve
MEGA
MACRO
MESO
MICRO
NANO
10 μ
2 μ
0.5 μ
0.1 μ
MEGA
MACRO
MESO
MICRO
NANO
10 μ
2 μ
0.5 μ
0.1 μ
6.94 μ
5 μ
2.3 μ
1.16 μ
0.18 μ
0.364 μ
4
1.5
0.6
0.1
1
2
3
4
5
INCREMENTALES DE Hg
0.000
0.050
0.100
0.150
0.200
0.250
0.000 0.100 0.200 0.300 0.400 0.500 0.600 0.700 0.800 0.900 1.000-0.020
0.000
0.020
0.040
0.060
0.080
0.100
0.120
H3_547 H3_662 H3_679 H1_679 H6_679
Pittman R50
INCREMENTALES DE Hg
0.000
0.050
0.100
0.150
0.200
0.250
0.000 0.100 0.200 0.300 0.400 0.500 0.600 0.700 0.800 0.900 1.000-0.020
0.000
0.020
0.040
0.060
0.080
0.100
0.120
H3_547 H3_662 H3_679 H1_679 H6_679
Pittman R50
Fig. 31. Estudios de Presión Capilar en tapones de núcleo
36
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
En la Tabla 2 se muestran los coeficientes que se incluyen en la siguiente ecuación
para calcular el radio de garganta poral como función de la porosidad y
permeabilidad de la matriz.
PHICKBALogR SHg loglog −+=
Tabla 2. Coeficientes de Pittman para el cálculo del radio de garganta poral
A B C
LOG R35 = 0,732 0,588 0,864
LOG R10 = 0,459 0,500 0,385LOG R15 = 0,333 0,509 0,344LOG R20 = 0,218 0,519 0,303LOG R25 = 0,204 0,531 0,350LOG R30 = 0,215 0,547 0,420LOG R35 = 0,255 0,565 0,523LOG R40 = 0,360 0,582 0,680LOG R45 = 0,609 0,608 0,974LOG R50 = 0,778 0,626 1,205LOG R55 = 0,948 0,632 1,426LOG R60 = 1,096 0,648 1,666LOG R65 = 1,372 0,643 1,979LOG R70 = 1,664 0,627 2,314LOG R75 = 1,880 0,609 2,626
COEFICIENTESECUACION
WINLAND
PITTMAN
Una vez definida la ecuación para el cálculo de radio de garganta poral, se tomó la
malla generada y escalada desde PETREL de las propiedades de porosidad y
permeabilidad de matriz y se creó una nueva propiedad, radio de garganta poral
“R”, a partir de la cual se aplicaron los rangos de R antes descritos para cada tipo de
roca y se creó la propiedad “SATNUM” (Fig. 32). SATNUM representa las distintas
regiones de saturación y/o tipos de roca que se incluyen en el modelo, cada uno de
los cuales tiene asociado una familia de curvas de permeabilidad relativa.
Es de hacer notar que para la matriz se muestran sólo 4 tipos de roca, ya que la roca
Nanoporosa corresponde a las celdas que fueron inactivadas en el modelo por sus
malas características de reservorio.
37
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
* =
MPERMX MPORO MSATNUM
* =
MPERMX MPORO MSATNUM
Fig. 32. Regiones de Saturación asociados a los tipos de roca
Para representar las fracturas se consideró un solo tipo de roca, por lo que el modelo
total contiene 5 tipos de roca al cual se asocian las respectivas familias de curvas de
permeabilidad relativa.
3.4.2. Permeabilidades Relativas Los datos de permeabilidades relativas utilizados en el modelo de simulación
provienen de los resultados de los análisis especiales de 5 tapones de núcleos. Los
experimentos fueron realizados en los sistemas Gas –Petróleo y Gas – Agua, en
estado estacionario y con una presión de sobrecarga de 4600 lpc.
Dado que en el yacimiento existen las tres fases: gas, petróleo y agua, se deben
generar las tres familias de curvas de permeabilidades relativas para cada tipo de
roca.
Las saturaciones iniciales de fluido consideradas para el modelo provienen de las
curvas de permeabilidades relativas, ya que los estudios de presión capilar no
sirvieron para ello. De igual manera las curvas originales fueron ligeramente
modificadas con la finalidad de respetar las tendencias que debe seguir cada curva
de acuerdo al tipo de roca al que está asociada, sin que existan cruces entre ellas.
Adicionalmente, deben ser suavizadas para evitar problemas de convergencia en el
modelo.
38
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
En la Fig. 33 se muestran las tres familias de curvas de permeabilidad relativa
construidas para los 4 tipos de roca de la matriz y en la Tabla 3 se incluyen los End
Point de cada una de ellas.
Los datos de permeabilidad relativa al petróleo provienen de la relación más
simplificada de Corey y los “end points” derivados de las curvas de Kr’s, debido a que
los experimentos no fueron realizados para el sistema Agua – Petróleo.
PERMEABILIDAD RELATIVA AL GAS
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
SATURACION DE GAS (fRACCION)
PE
RM
EAB
ILID
AD
REL
ATIV
A A
L G
AS
RT1
RT2
RT3
RT4
PERMEABILIDAD RELATIVA AL AGUA
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
SATURACIÓN DE AGUA (FRACCION)
PERM
EABI
LID
AD R
ELA
TIVA
AL
AGU
A
RT1
RT2
RT3
RT4
PERMEABILIDADES RELATIVAS AL PETROLEO
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
SATURACIÓN DE PETROLEO (FRACCION)
PER
MEA
BIL
IDA
D R
ELA
TIVA
AL
PETR
OLE
RT1
RT2
RT3
RT4
Fig. 33. Familias de curvas de Permeabilidad relativa para los 4 tipos de roca
Tabla 3. End Points de las Curvas de Permeabilidad relativa por tipo de roca
Tipo de Roca Muestra
Swi (fracción)
Sg max (fracción)
Soi (fracción)
So max (fracción)
1-Microporosa H-1 QQ679 0.715 0.285 0.168 0.285 2-Mesoporosa H-3 QQ547 0.629 0.371 0.213 0.371 3-Macroporosa H-3 QQ679 0.476 0.524 0.285 0.524 4-Megaporosa H-6 QQ679 0.273 0.727 0.373 0.727
3.5. Sección Schedule El SCHEDULE es un pre-procesador de datos de Eclipse que permite incorporar de
manera histórica los detalles de la completación mecánica de los pozos (intervalos
perforados, zonas abiertas o aisladas, estimulaciones, etc) (Fig. 34), junto con la
historia de producción / inyección (Fig. 35) y eventos (aperturas, cierres, cambios de
39
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
completación, etc) a la malla de simulación del yacimiento, para producir un archivo
de datos en formato comprensible por el software ECLIPSE en el que se definen las
capas del modelo en las cuales están completados los pozos, así como las
propiedades de dichas capas (Fig. 36). Las propiedades de las capas completadas
provienen de las propiedades de la malla en el punto donde el pozo intersecta la
malla de simulación.
Fig. 34. Esquema de Completación Mecánica
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XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
1955 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 070
1500
3000
4500
6000
7500
0
75
150
225
300
375
DATE
Axis 1 All IDs(32)Oil Rate (CD) ( bbl/d ) Water Rate (CD) ( bbl/d )
Axis 2Gas Rate (CD) ( MMcf/d ) All IDs(32)
Fig. 35. Comportamiento histórico de Producción
Fig. 36. Intersección de pozos con la malla de simulación para definición de capas completadas en la malla.
Entre los datos incluidos en el pre-procesador SCHEDULE se encuentran:
• Coordenadas y datos de desviación por pozo
• Detalles de completación mecánica de los pozos, identificándose claramente
los intervalos abiertos a producción, y los cambios ocurridos en el tiempo
• La malla de simulación: estructura y propiedades
• Historia de producción / inyección por pozo
• Se definen los pasos de tiempo (Timestep) que se requiere procesar durante
la simulación. Este depende de la frecuencia de ocurrencia de los diferentes
41
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
eventos a lo largo de la vida productiva del yacimiento. Para el modelado de
Quiriquire profundo se definió el tamaño de los TimeStep de Un (1) mes, sin
embargo, en los periodos de no producción del yacimiento se definieron pasos
de tiempo más largos.
Una vez cargada la información antes descrita en el SCHEDULE, es muy importante
efectuar un control de calidad pozo a pozo, mediante la edición en el visualizador 3D
para verificar que las capas completadas en el modelo correspondan con las
formaciones completadas en la realidad.
La data exportada de la sección SCHEDULE es la que utiliza el modelo de
simulación para reproducir el comportamiento histórico del yacimiento y es la base
para el cotejo histórico del modelo de simulación.
4. MODELO DE SIMULACIÓN
4.1. Inicialización En esta fase establecen los parámetros principales que condicionan la corrida del
modelo de simulación. Entre ellos se encuentran:
• Modelo Composicional, los fluidos corresponden a la categoría de Gas
Condensado por lo que debió ser modelado mediante el simulador
composicional Eclipse-300.
• Sistema de Doble Porosidad, debido a que el yacimiento es naturalmente
fracturado.
• Malla de 93 * 29 * 90 celdas
Total Celdas: 242730
Celdas Activas: 66134
• Dimensiones areales de las celdas: 656 x 656 pies
42
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
• Dos unidades hidráulicas independientes las cuales se representan en el
modelo como Dos regiones de equilibrio: Yacimiento principal y bloque de los
pozos QQ-676 y QQ-686
• Cinco regiones de saturación: 4 correspondientes a las rocas microporosas,
mesoporosas, macroporosas y megaporosas de la matriz y 1 para representar
las fracturas.
• CAP @ 10450 pies TVDss
• CGP @ 9750 pies TVDss en el Yacimiento Principal y 9400 pies TDVss en el
bloque del pozo QQ-676
• Ecuación de Estado de 7 pseudo componentes
• Representación de variación de la composición de los fluidos con profundidad
• Se definió el Datum a 9250 pies TVDss.
• La presión inicial al datum es de 4340 lpc.
• Yacimiento originalmente en equilibrio
Problemas Iniciales: Antes de llegar a las condiciones de inicialización del modelo descritas
anteriormente, se realizaron una serie de sensibilidades para lograr que el
computador procesara el modelo de simulación, debido a su alta complejidad y
requerimiento de altos recursos de memoria y procesamiento del computador:
• El Mallado originalmente exportado de PETREL era muy fino cubría la
capacidad de procesamiento de la máquina: Se realizó un escalado
(upscaling) de la malla (de 70 * 20 * 254 celdas hacia 93 * 29 * 90 celdas).
• La existencia de cinco (5) regiones de saturación incrementa los cálculos en el
modelo haciendo las corridas mucho más lentas.
• La alta heterogeneidad de las propiedades de matriz y de fracturas genera
problemas de convergencia en el modelo. Para resolver este problema se
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XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
acotaron los valores mínimos de las propiedades tales como porosidad y
permeabilidad, definiendo el valor mínimo de tal manera de afectar el menor
número posible de celdas y se respetaron las tendencias de cada propiedad
en la malla. De esta manera se estableció un valor mínimo de permeabilidad
de 1 mD y un valor mínimo de porosidad de 1% para la matriz y un valor
mínimo de permeabilidad de 10 mD y un valor mínimo de porosidad de 0.1%
para la fractura. Estas modificaciones fueron exportadas como una nueva
malla sin introducir modificadores para no incrementar el procesamiento del
modelo.
• El simulador tiene que resolver 11 incógnitas por cada celda en cada paso de
tiempo: P, Sg, So, Sw, 7 composiciones.
En las Figs. 37, 38, 39 y 40 se muestran las mallas de saturaciones y propiedades
resultantes una vez establecidas las condiciones para la inicialización del modelo.
Saturación Inicial de Agua
Saturación Inicial de CrudoSaturación Inicial de Gas
Fig. 37. Saturaciones Iniciales de Fluidos
44
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
Propiedades de MatrizPERMX = PERMY = PERMZ NTG
PORO
Inicialización del Modelo Dinámico
Fig. 38. Propiedades de la Matriz: permeabilidad, porosidad y NTG
Propiedades de Fractura
PERMX PERMY
POROPERMZ
Fig. 39. Propiedades de la Fractura: permeabilidad y porosidad
45
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
Propiedades de Fractura Acoplamiento del sistema matriz-fractura en el sistema de doble porosidad.
Inicialización del Modelo Dinámico
Fig. 40. Propiedades de la Fractura: SIGMAV
4.2. Fluidos Originalmente en Sitio Los fluidos presentes en el yacimiento antes del inicio de la vida productiva del
yacimiento fueron calculados por tres métodos diferentes:
• Cálculos Volumétricos
• Balance de Materiales
• Inicialización del Modelo de Simulación
4.2.1. Cálculos Volumétricos
El cálculo volumétrico está basado en la combinación de las propiedades tales como
volumen neto (área * espesor neto), porosidad, saturación de agua y gas iniciales y
factores volumétricos a las condiciones iniciales del yacimiento, las cuales fueron
distribuidas mediante métodos geoestadísticos durante la construcción del modelo
3D en PETREL.
46
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
Por ello, el análisis probabilístico del GOES y POES se hace indispensable debido a
las incertidumbres que acumula el modelo. Incertidumbres que incluyen desde los
parámetros básicos de la evaluación petrofísica, hasta la distribución de facies y
propiedades petrofísicas por métodos geoestadísticos.
A continuación se muestran los resultados de los cálculos probabilísticos realizados
con el programa Cristal Ball, según los parámetros de entrada mostrados en la Tabla 4.
Tabla 4. Parámetros de entrada y chequeos con la realidad (reality check).
Max P1 Reality check Min P99 Reality checkGOES (BCF) 2895 2500 GOES (BCF) 969 1500Volumen 1700000 Volumen 1328172Phi 0.08 Phi 0.06Sw 0.65 Sw 0.8Sg 0.35 Sg 0.2Bg 0.7152 Bg 0.7152
Max P1 Min P99POES 360 536 POES 60 200Volumen 1037566 Volumen 573733Phi 0.1 Phi 0.06Sw 0.4 Sw 0.7So 0.6 So 0.3Bo 1.342 Bo 1.342
En las Figs. 41 y 42 se muestran los resultados obtenidos de los cálculos
probabilísticos del GOES (Gas Originalmente en Sitio) y POES (Petróleo
Originalmente en Sitio) con Cristal Ball.
Del análisis mostrado se desprende que la saturación de hidrocarburos es el
parámetro más sensible, en este análisis. En los mismos gráficos se puede observar
que el volumen de roca esta bastante acertado en la capa de gas, pero se hace más
sensible en la pierna de petróleo dependiendo del contacto agua-petróleo que se
utilice.
47
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
Por último se destacan los tres indicadores de probabilidad, P10, P50 y P90, y se
muestran los resultados de los cálculos de GOES y POES, para tener los números
finales según estos tres indicadores:
• P90: GOES 1395 MMMPCN y POES 91 MMBN
• P50: GOES 1738 MMMPCN y POES 145 MMBN
• P10: GOES 2134 MMMPCN y POES 215 MMBN
Se debe destacar que no se realizó el cálculo de condensado proveniente de la capa
de gas ni del gas en solución en la pierna de petróleo y que los factores volumétricos
considerados para el cálculo representan un valor promedio para todo el yacimiento
sin considerar las variaciones de las propiedades de los fluidos con profundidad.
Fig. 41. Curva de probabilidad del GOES por encima del contacto de gas-petróleo. Se muestra el
tornado y los percentiles resultantes.
48
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
Fig. 42. Curva de probabilidad del POES en la pierna de petróleo. Se muestra el tornado y los
percentiles resultantes.
4.2.2. Balance de Materiales Se realizó el balance de materiales del área bajo estudio considerando la producción
y presión de todos los pozos que conforman el yacimiento Los Jabillos QQ-533, con
una producción acumulada de 686.02 MMMPCN de gas, 20.465 MMBN de petróleo y
0.445 MMBN de agua, y una inyección total de gas de 77.78 MMMPCN.
Se consideró una presión inicial de 4340 lpc, siendo referidas todas las presiones al
datum de 9250 pies TVDss.
Bajo este escenario se calculó un gas originalmente en sitio (GOES) de 1946.25
MMMPCN (Fig. 43).
49
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
Fig. 43. Balance de Materiales de toda el área de estudio
4.2.3. Inicialización del Modelo de Simulación
Los cálculos de los fluidos originalmente en sitio provenientes de la inicialización del
modelo de simulación son producto de la integración de las mallas de propiedades a
las condiciones iniciales del yacimiento, dependientes de la ubicación de los
contactos gas-petróleo y agua-petróleo originales, así como de las condiciones
iniciales de presión establecidas en los parámetros de equilibrio. Esto permite la
diferenciación de las propiedades PVT de los fluidos para cada celda que integra la
malla de simulación y, por ende, los cálculos de los fluidos originalmente en sitio se
realizan para cada celda y son más detallados.
Para las condiciones de inicialización del modelo, se calculó un GOES de 1860.29
MMMPCN de gas y un POES de 162.6 MMBN de petróleo (Fig. 44).
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Cálculos VolumétricosValores Probabilísticos de POES y GOES (no considera el condensado ni el gas en solución):
P90: Gas Total 1420 BCF y Crudo Total 160 MBLSP50: Gas Total 1792 BCF y Crudo Total 231 MBLSP10: Gas Total 2227 BCF y Crudo Total 321 MBLS
Balance de Materiales:GOES : 1910.28 BSCF Diferencia: 2.7 %
Modelo de Simulación:POES : 162.6 MMBLSGOES : 1860.29 BSCF
Inicialización del Modelo Dinámico
Fluidos Originalmente en Sitio
Fig. 44. Fluidos originalmente en sitio resultantes de la Inicialización del Modelo
Es de destacar que los fluidos originalmente en sitio calculados por las diferentes
metodologías muestran una diferencia menor al 5%, por lo que el modelo inicializado
se ajusta a las características reales del yacimiento.
4.3. Cotejo Histórico Antes de iniciar la fase del cotejo histórico se deben definir cuales son los parámetros
con mayor incertidumbre en el modelo, ya que representan las variables que se
deben sensibilizar a fin de lograr el cotejo de la historia de producción/presión del
yacimiento.
Entre los parámetros de mayor incertidumbre se tiene:
• El análisis de las propiedades de fluidos (°API y RGP) con profundidad
muestra un alto rango de variación para la ubicación de los Contactos - Gas
Petróleo, por lo cual es el primer parámetro sensibilizado en la fase de cotejo.
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XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
• Tampoco se ha determinado un contacto agua – petróleo en el yacimiento,
pero se han evidenciado algunas pruebas de producción de agua. Aunque
menos importante, este es un parámetro a sensibilizar durante la fase de
cotejo.
• Existen dudas sobre la comunicación entre los compartimientos areales del
yacimiento. Las diferencias entre la distribución de fluidos y presiones de los
pozos QQ-676 y Q-686 permiten separar este compartimiento del resto del
yacimiento, por lo cual se definieron dos (2) regiones de equilibrio: Yacimiento
principal y bloque de los pozos QQ-676 y QQ-686.
• El Modelo de Saturaciones se fundamenta en los resultados de los análisis de
pocos tapones de núcleo, disponiéndose únicamente de una muestra por tipo
de roca. Se definieron cinco regiones de saturación: 4 para representar las
propiedades de matriz y 1 para representar las propiedades de las fracturas.
Adicionalmente, se ajustó el NTG para honrar los fluidos originalmente en
sitio.
• Las escasas mediciones de la presión estática del yacimiento en los años
recientes ofrecen dudas sobre la presión actual. En el segundo semestre del
2009 se realizó una campaña de captura de información y se tomaron
presiones en los pozos QQ-662, QQ-669 y QQ-676. Adicionalmente en los
gráficos de cotejo histórico de presión se reproducen las tendencias de
presión reales con el modelo, lo cual le da mayor confianza sobre este
parámetro.
Basado en lo antes descrito, se procedió inicialmente a sensibilizar las profundidades
de los contactos gas-petróleo, para tratar de reproducir el comportamiento histórico
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XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
de producción y presión del yacimiento y considerando que la fase principal es el
Gas, razón por la cual se fijó como parámetro de control la tasa de producción de gas
para los pozos del yacimiento (control mode = GRATE), excepto para los pozos QQ-
676 y QQ-686, los cuales producen mayormente condensado.
Por otro lado, dado que la producción de agua en el yacimiento es insignificante y de
procedencia dudosa, ya que no se ha identificado ningún contacto agua-petróleo, no
se considera este parámetro relevante para el cotejo histórico.
En la Fig. 45 se muestra el comportamiento de producción de gas, condensado y
agua de todo el yacimiento Quiriquire Profundo, observándose que a lo largo de los
52 años de vida productiva del yacimiento, el modelo de simulación reproduce
perfectamente la data real. Únicamente se presenta una ligera diferencia con
respecto a la tasa de producción de condensado, la cual es generada por los pozos
QQ-634 y QQ-640 ubicados en el lóbulo posterior.
Para facilitar la interpretación de este y todos los gráficos de comportamiento de
producción se identificaron en color rojo la fase gas, verde la fase condensado y azul
la fase agua. Representándose con línea continúa los resultados datos simulados y
con línea punteada los datos históricos reales.
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XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
Fig. 45. Gráfico de Comportamiento de Producción del Campo
En la Fig. 46 se muestra la producción acumulada de gas, condensado y agua, tanto
real como simulada, del yacimiento QQ Profundo. Se puede destacar que la
diferencia entre la producción acumulada de gas es de solo 15.5 MMMPCN lo cual
representa un 2.3%. La diferencia de producción de condensado es 81.4 MBN, lo
cual representa un 0.4%. La producción de agua es insignificante.
Los bajos porcentajes de diferencia (<5%) demuestran un buen cotejo a nivel de
yacimiento.
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XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
81.4 MBN0.4 %
-15.5 MMMPCN2.3 %
Diferencia de Gas
Diferencia de Condensado
Fig. 46. Gráfico de Producción Acumulada del Campo
En la Fig. 47 se muestra el Comportamiento de Presión vs Tiempo. En el mismo se
destaca un excelente cotejo de la presión simulada con los valores de presión
medidos por pozo, sobre todo destaca la respuesta al proceso de inyección de gas
iniciado a partir del año 1998.
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XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
Fig. 47. Comportamiento de Presión Vs. Tiempo
De las figuras anteriores se puede notar que a nivel de yacimiento se logró un buen
cotejo, tanto de los fluidos producidos como de la presión del yacimiento, con lo cual
se puede validar los contactos de fluidos y ubicados de la siguiente manera: el CGP
a 9750 pies TVDss en el Yacimiento Principal y a 9250 pies TVDss para el bloque del
pozo QQ-676. Se consideró un único CAP ubicado a 10450 pies TVDss. De igual
forma, se validan los fluidos originalmente en sitio calculados (GOES = 1860.26
BSCF y POES = 162.6 MMBN).
Una vez logrado el cotejo global del yacimiento, se verificó la condición del cotejo por
pozo. Se observó un excelente cotejo a nivel de los pozos pertenecientes al Lóbulo
Principal, y un cotejo no tan bueno a nivel de los pozos pertenecientes al Lóbulo
Posterior y Bloque del pozo QQ-676.
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XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
En la Tabla 5 se resumen los resultados del cotejo de la historia de producción de
todos los pozos del yacimiento Quiriquire Profundo, destacándose que la mayoría de
los pozos presenta un buen cotejo, de 21 pozos 14 pozos tienen una baja diferencia
entre la producción real y simulada, lo cual representa el 66.6% de los pozos
cotejados.
Las diferencias de fluidos producidos de aquellos pozos con un error mayor a 10%,
no representan volúmenes importantes que afecten energéticamente el yacimiento.
En total, la diferencia de los condensados producidos (101 MBN) sólo representa el
0.06 % del COES y la diferencia de gas producido (14.61 BSCF) sólo representa el
0.78 % del GOES.
Tabla 5. Resultado del Cotejo Histórico por Pozo
POZOS COTEJADOS 66,6667POZOS NO COTEJADOS 33,3333
POZOPETROLEO
(MSTB)GAS
(BSCF)PETROLEO
(MSTB)GAS
(BSCF)PETROLEO
(MSTB)GAS
(BSCF)PETROLEO
(%)GAS(%)
1 QQ0547 513,8 24,61 563,2 24,61 -49,4 0,00 -9,61 0,002 QQ0590 758,4 33,09 674,3 33,09 84,1 0,00 11,09 0,003 QQ0595 936,3 37,38 830,3 37,38 106,0 0,00 11,32 0,004 QQ0634 650,9 1,47 712,6 1,47 -61,7 0,00 -9,48 0,005 QQ0640 115,3 0,80 45,8 0,80 69,4 0,00 60,24 0,006 QQ0647 889,7 63,37 1184,0 63,37 -294,3 0,00 -33,07 0,007 QQ0648 405,8 14,52 406,8 14,52 -1,0 0,00 -0,24 0,008 QQ0650 879,2 47,97 852,9 47,97 26,3 0,00 3,00 0,009 QQ0654 878,6 39,46 980,7 39,46 -102,2 0,00 -11,63 0,00
10 QQ0655 694,1 48,13 692,4 48,13 1,7 0,00 0,25 0,0011 QQ0656 876,3 47,22 940,0 47,22 -63,7 0,00 -7,27 0,0012 QQ0662 428,4 24,16 463,1 24,16 -34,7 0,00 -8,11 0,0013 QQ0669 1430,3 66,19 1375,7 66,19 54,6 0,00 3,82 0,0014 QQ0672 906,0 39,08 939,7 39,08 -33,7 0,00 -3,72 0,0015 QQ0674 117,9 1,03 159,0 1,03 -41,0 0,00 -34,82 0,0016 QQ0675 1705,0 25,05 1258,2 25,05 446,7 0,00 26,20 0,0017 QQ0676 5393,4 34,45 5393,4 19,96 0,0 14,48 0,00 42,0518 QQ0677 1142,0 56,57 1171,5 56,57 -29,5 0,00 -2,58 0,0019 QQ0678 110,7 6,01 117,5 6,01 -6,8 0,00 -6,11 0,0020 QQ0686 86,0 0,16 86,0 0,04 0,0 0,12 0,00 75,8421 QQ0690 819,3 44,62 991,7 44,62 -172,4 0,00 -21,04 0,00
TOTAL 19737 655 19839 641 -101 14,61 -0,51 2,23
REAL SIMULADO DIFERENCIAS % DIFERENCIA
Error < 5%
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XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
4.4. Predicción del Comportamiento Futuro Para la fase de predicción del comportamiento futuro del yacimiento se establecieron
las siguientes consideraciones iniciales:
• Se evaluaron inicialmente los escenarios de compresión vigentes en el Plan
de Negocios aprobado para la Licencia de QQ Gas para el mantenimiento de
un plateau de producción de 280 MMPCND.
• Alta @ 1000 lpc
• Media @ 450 lpc
• Baja @ 60 lpc
• Se ejecutaron pruebas multitasas y se actualizaron los análisis nodales y las
curvas VLP (Vertical Lift Performance) de los pozos.
• Se calibró el modelo ajustando los Índices de Productividad por pozo para
reproducir las medidas de producción (Q gas y THP).
• El control de la producción se realiza en base a la presión de cabezal (THP)
para el mejor diseño de los requerimientos de compresión.
• Se incluye en el año 2010 los workover de los pozos QQ-678, QQ-640 y QQ-
648.
• Se evaluaron escenarios de compresión diferentes a los incluidos en el Plan
de Desarrollo, ya que los resultados de la evaluación económica del escenario
de compresión a 60 lpc indican que el proyecto destruye valor a la empresa
dado que las inversiones requeridas son muy elevadas en comparación con el
recobro adicional estimado. Estos escenarios de compresión fueron
determinados en función de las características de los esquemas de
compresión actualmente instalados en el campo: Succión a 1000 lpc y succión
a 450 lpc.
Se consultó con la empresa fabricante de los compresores de media ya instalados
(450 lpc), sobre las condiciones mínimas a las que pueden ser operados actualmente
o sobre posibles modificaciones para minimizar la presión de succión. Como
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XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
respuesta se obtuvo que en las condiciones actuales se puede disminuir la presión
de succión pero en consecuencia dismimuye el caudal máximo de gas que pueden
manejar. En la Tabla 6 se muestran las distintas condiciones de operación de los
equipos existentes.
Tabla 6. Condiciones de Operación del Compresor de Media Instalado
Presión de Succión (lpc)
Caudal de Gas Máximo
(MMPCND)
Observaciones
450 280 Actualmente instalado
250 160 Sólo requiere ajuste de caudal
200 140 Sólo requiere ajuste de caudal
120 136 Requiere modificación de los cilindros del
compresor
Se realizaron corridas de predicción con todos estos escenarios anteriores y se
compararon los recobros obtenidos al final del periodo del contrato de operación del
campo.
En la Tabla 7 se comparan los recobros para los escenarios evaluados y en la Fig. 48 se muestran los perfiles de producción para todos los escenarios.
Tabla 7. Producción acumulada de Gas a 03/2026
Presión de Succión (lpc)
Caudal de Gas Máximo (MMPCND)
Fecha de Inicio
Recobro de 01-2010 A 03-2026 (MMMPCN)
450 280 Julio 2011 651
60 280 Mayo 2012 811
250 160 Marzo 2014 768
200 140 Marzo 2014 789
120 136 Marzo 2014 813
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0
50
100
150
200
250
300
2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026
AÑO
TASA
DE
GA
S (M
MPC
ND
)
Gp = 811
Gp = 651
Gp = 768
Gp = 789
07/2011: INICIO MEDIA (450 LPC)4 MÁQUINAS * 70 MMPCND
BAJA PRESIÓN:60 LPC = caudal máximo desde mayo 2012250 LPC= caudal inicial @ 160 MMPCND en 03/2014250 LPC= caudal inicial @ 140 MMPCND en 03/2014120 LPC= caudal inicial @ 136 MMPCND en 03/2014
PDN
ALTA
MEDIA
BAJA 60
BAJA 250
BAJA 200
BAJA 120 Gp = 813
Fig. 48. Perfiles de Producción para los diferentes escenarios de compresión
De los escenarios evaluados se puede observar que se pueden obtener excelentes
recobros manejando la compresión a 120 lpc, con un mínimo de inversión para
adecuar las facilidades existentes. El escenario de compresión a 60 Lpc involucra
una inversión muy elevada en plantas de compresión adicionales que no es
justificada con un mayor recobro, por lo que se estaría destruyendo el valor del
activo. La única ventaja de este escenario es la disponibilidad de mayores caudales
de gas para los años más actuales en los que la demanda del mercado es muy alta,
sin embargo, en el mediano plazo afecta la economía del proyecto y no se justifica su
implementación.
60
XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
5. CONCLUSIONES
Se construyó un nuevo modelo estático y dinámico que representa más
realísticamente el comportamiento del yacimiento dinámico del
yacimiento.
Se mejora la caracterización con la incorporación del sistema
naturalmente fracturado y describiendo el gas condensado a través de
la EOS y detallando la variación de la composición de los fluidos con la
profundidad.
La ejecución de las pruebas multitasa permitió la mejor calibración de
las curvas de levantamiento vertical de los pozos. Este parámetro es
muy importante para el diseño de las facilidades de superficie y la mejor
estimación de las pérdidas de carga desde el cabezal de los pozos
hasta las facilidades de superficie.
Es posible adoptar un esquema de compresión futura que permita
cumplir los compromisos de producción minimizando las inversiones y
maximizando el valor del activo.
Todos los escenarios evaluados permiten obtener un recobro superior
al propuesto para el Plan de Desarrollo Oficial Aprobado.
El cambio a media presión se requiere a partir de Julio de 2011.
Para el caso de máxima producción la compresión a 60 lpc debe
iniciarse en Mayo del 2012 y el Plateau de producción de 280
MMPCND sólo se extiende un año.
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XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
Los escenarios de compresión más baja (60 Y 120 LPC) son los que
permiten el máximo recobro (811-813 MMMPCN), resultando más
beneficioso el escenario de 120 lpc porque involucra una mínima
inversión para efectuar modificaciones sobre las facilidades existentes.
A pesar de que el modelo construido es mucho más adecuado para
reproducir el comportamiento dinámico del yacimiento, aún se requiere
la ejecución de estudios adicionales antes de efectuar mayores
inversiones. Entre dichos estudios está la evolución de las propiedades
de las fracturas en la medida que declina la presión del yacimiento, ya
que si las fracturas tienden a cerrarse se vería afectada la productividad
de los pozos y el recobro de las reservas del yacimiento.
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XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela
6. RECOMENDACIONES
Realizar los estudios geomecánicos necesarios para evaluar el
comportamiento de las fracturas en la medida que declina la presión del
yacimiento y modelar este comportamiento con softwares
especializados, tales como Vissage.
Determinar con mayor presición los escenarios de producción posibles
basados en los rangos de operación máximo y mínimo de cada uno de
los compresores del sistema y basados en análisis de disponibilidad
para el cálculo más preciso de los recobros a obtenerse en los términos
del contrato de operación.
Realizar las evaluaciones económicas para cada escenario de
producción y seleccionar el más adecuado en términos de rentabilidad
y estrategia.
Continuar el monitoreo de la productividad de los pozos ejecutando las
pruebas multitasas y actualizando las curvas de levantamiento vertical
de los pozos.