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1

AdR Los Perales – Las Mesetas

Metodología de Estimación de Reservas y Recursos Contingentes de Proyectos de Recuperación Secundaria Fuzul, Eduardo Vivanco, Damián

2

Descripción del Area de Reserva Los Perales – Las Mesetas

Descubrimiento (AS.x-1) 1975

Límite de Concesión Nov. 2017

Tipo de trampa Estructural-

Estratigráfica

Formación Productiva Bajo Barreal

OOIP (Mm3) (sin Pesados) 271

FR Actual (sin Pesados) 12%

Pozos Perforados 2787

Pozos Productores 1566

Pozos Inyectores 384

Producción Diaria @ Mar-2012 2550 m3/d, crudo

1,00 Mm3/d, Gas

Inyección Diaria @ Mar-2012 24550 m3/d

Npprim 25,4M m3

Nps 7,3 Mm3

1 El Huetel

2 La Itala

3 Cerro Bayo

4 Los Perales Centra

5 Las Mesetas Oeste6 Las Cueva

7 Los Perales Sur

8 Anticlinal Perelas

9 La Laguna

10 El Balcón

1

2 3

5

6

4 78

9

10

4

Antecedentes Plan de Desarrollo

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

m3/

d

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

# pz

os.

Petróleo Diario

Pzos Prod

Pzos Iny

# Pozos de Desarrollo

0

50

100

150

200

250

300

1934

-196

3

1970

1971

1972

1973

1974

1975

1976

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Des

Av

Ex

Pozos Desarrollo

5

Antecedentes Incorporación de reservas

7

VISION Y ESTRATEGIA DE DESARROLLO

PALANCA DE VALOR: AUMENTO FACTOR DE RECUPERACIÓN

VISION:

INCREMENTAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN EN EL AdR LOS PERALES – LAS MESETAS, MAXIMIZANDO LA

RENTABILIDAD DEL ÁREA, AGREGANDO VALOR

ESTRATEGIA

MASIFICACIÓN Y OPT DE PROYECTOS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA

OPTIMIZACIÓN INTEGRAL DE PRODUCCIÓN

DESARROLLO DE PETRÓLEO PESADOS

DESARROLLO DE ÁREAS NO EXPLOTADAS

PROYECTOS DE RECUPERACIÓN TERCIARIA

EXPLOTACIÓN INTEGRAL DE YACIMIENTOS SUBSUELO-SUPERFICIE

RETAR LÍMITES TÉCNICOS Y APLICAR NUEVAS TECNOLOGÍA

8

ESTRATEGIA DE DESARROLLO Análisis de oportunidades

10

2

72

6

0

20

40

60

0,0 0,2 0,4 0,6 0,8

CD

(US$

/Bb

ls)

Incertidumbre

Estrategia de DesarrolloRecursos Incrementales (kBbls)

Areas no Explotadas Crudos Pesados Recuperación Secundaria Recuperación Terciaria

9

VISION Y ESTRATEGIA DE DESARROLLO Oportunidades

HIDROCARBURO DESCUBIERTO

80 % REC PRIMARIA

BAJO COSTO DE INVERSIÓN

ALTA RENTABILIDAD

ÁREA DE FOCO 1 BB

ÁREA DE FOCO 3 SECCIÓN TOBACEA

ÁREA DE FOCO 3 PETROLEOS

PESADOS

ÁREA DE FOCO 4 EOR/IOR

CORTO PLAZO

ÁREA DE FOCO 2 NO EXPLOTADAS

MEDIANO PLAZO

LARGO PLAZO

ALTO VALOR

12

Objetivos

PROYECTOS INTEGRALES

• Análisis Viabilidad Técnica del Proyecto

• Definición Escenarios de Desarrollo

• Determinación del Caso de Negocio

Masificación de Inyección de Agua Optimización Secundaria Actual

13

•Inventario de datos QA/QC Data Packing

•Modelo Estructural

•Modelo Estratigráfico-Sedimentario

•Modelo Petrofísico Modelo Estático

•Análisis de yacimiento

•Selección del modelo

•Variables

•Pronósticos

Modelo Dinámico

•Ingeniería de subsuelo y superficie

•Ranking de recursos

•Generación de proyecto Plan de desarrollo

•Modelo de decisión

•Planificación

•Informes y presentación Caso de negocio

AN

ALIZA

R

PR

OP

ON

ER

Data Packing

Metodología Fases del Proyecto

14

Mapa de Certidumbre

Abundante Data Estática

Escasa Data Dinámica

Data Packing

DATOS

•Convencionales

•Litológicos

•Especiales Perfiles

•Geológicos

•Convencionales

•Petrográficos

•Especiales

Coronas

•Ensayos Iniciales

•Historia de Producción

•Presiones Producción

15

•Inventario de datos QA/QC

Data Packing

•Modelo Estructural

•Modelo Estratigráfico-Sedimentario

•Modelo Petrofísico Modelo Estático



•Variables

•Pronósticos

Modelo Dinámico





•Planificación


AN

ALIZA

R

PR

OP

ON

ER

•DATA INTEGRADA Data Packing


16

Modelo Estático: Flujo de trabajo

Estructural Sedimentario Estratigráfico

Petrofísico

Modelo Estático

OOIP

17

Modelo Estructural

Mapas Estructurales

• Markers

Sísmica

• Mapas isócronos

• Cortes sísmicos

19

Modelo Sedimentológico-Estratigráfico

Correlación de Detalle

• Ensayos RFT

• Perfiles

• Distribución de fluidos

Mapeo de capas

• Generación mapas de HT

• Generación mapas estructurales

• Contactos de fluidos

Análisis Estadístico

• Relación ancho espesor

• Valores promedios de parámetros arquietecturales

21

Modelo Petrofísico

Calibración con Coronas, Testigos y Ensayos

•SP

•Inducción

•Densidad-Neutrón

Volumen de Arcilla

•Densidad-Neutrón

•Densidad

•Resonancia Magnética Porosidad

•Simandoux Modificado

•Doble Agua

Saturación de Agua

•Correlación de Fariña Permeabilidad

25

Modelo Estático - Conclusiones

• Mapas de ht, estructurales, hk, hu Mapas

• Net to Gross de la columna total < 15 %

• Zonas de equilibrio de fluidos Múltiples

• 271 Mm3 OOIP

28


Data Packing

Modelo Estático



•Variables

•Pronósticos

Modelo Dinámico





•Planificación


AN

ALIZA

R

PR

OP

ON

ER


• OOIP


29

Análisis de Yacimiento

Análisis Convencional de

Yacimiento

Modelo de Fluidos

Historia de Producción y

Presión

CASO BASE

Estimación de recuperaciones

futuras

Modelo Estático

Modelo Dinámico

30

Modelo Dinámico

a

rlevConts

Bo

SoSoEVPNp

%40max

a

ra

So

SoSoFr

Modelo Determinístico: ESTIMACION DE LAS DISTINTAS VARIABLES

Potencial Recuperable

Estimación por Balance Volumétrico Sensibilidad de parámetros

Estimación de Sole por balance para cada capa

Estimación del Sor por Petrofísica y Cross-Plot

Estimación Ev y VP

40% Máximo a Recuperar por Asistida

31

Análisis Convencional Yacimiento

•Producción Primaria

•Producción Secundaria

•Declinaciones Producción

•Inyección Agua

Producción

•Porosidad, Permeabilidad

•Profundidad

•Temperatura

•Presiones

•Sw, So

Reservorio

•Presión Burbuja

•Viscosidad

•Rs Tipo Fluido

• Petróleo Subsaturado

• Empuje de Gas

• Expansión Monofásica

Mecanismos de Empuje

Fr Primaria,

Fr Secundaria

Modelo Dinámico

32

Modelo Dinámico

a

rlevConts

Bo

SoSoEVPNp

Eficiencia de Barrido

33

•Relación Prod a Iny 1 a 1 •VP Contactado 50% •Distanciamiento 150 m

•FR 18-22%

•Relación Prod a Iny. 7 a 1 •VP Contactado < 15% •Distanciamiento 350 m •FR 8-12%

Desarrollo

36

Modelo

37

Fuentes de agua

Fuentes de agua

Capas de agua BBS

Reactivación de Pozos

38


Data Packing

Modelo Estático



•Variables

•Pronósticos

Modelo Dinámico





•Planificación


AN

ALIZA

R

PR

OP

ON

ERR


Modelo Dinámico

• OOIP

• Factor de recobro 18-22%


39

Instalaciones de Superficie

•MODULOS TRIFÁSICOS Baterías

•AMPLIACIONES Y REUBICACIONES PTC

• UNA POR ZONA

• ANILLO DE AGUA DE BAJA PRESIÓN

• BOMBAS DE INYECCIÓN POR SATÉLITE

PTA

• ACUEDUCTOS NUEVOS

• REUTILIZACIÓN DE ACTUALES

• REEMPLAZO DE TRAMOS CRÍTICOS

Ductos

PTC (LP03)

PTC (LM02)

PTC (LP24)

Tener un Desarrollo Modular

Mayor Versatilidad

Mayor Eficiencia

Mayores Caudales

Obtener Mejor Calidad de Agua

Ventajas

40

Ranking de recursos

41

Generación de Proyecto

ESCENARIOS EN FUNCION DE INSTALACIONES SUPERFICIE

Escenarios Fase1a2 Fase1a3 Fase1a4 Fase1a5 Fase1a6 Fase1a7 Fase1a8 Fase1a9 Fase1a10

Qiny m3 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000 20,000

Recurso m3 270,656 387,865 501,019 603,329 698,687 792,301 884,218 943,306 1,117,788

FR % 11.05% 11.92% 12.75% 13.51% 14.22% 14.91% 15.59% 16.03% 17.32%

WO 42 64 83 103 115 129 144 151 154

INY Nuevos 16 29 43 58 73 93 117 141 184

PROD Nuevos 0 0 0 0 0 0 0 0 34

42


Data Packing

Modelo Estático



•Variables

•Pronósticos

Modelo Dinámico

Plan de desarrollo


•Planificación


AN

ALIZA

R

PR

OP

ON

ER


Modelo Dinámico

• OOIP = 7.2 Mm3

• Factor de recobro ≈ 18-22 %

• Escenarios de desarrollo


43

Escenarios y evaluación económica

BEST CASE

Mayor FR

Máximo VAN

44


Data Packing

Modelo Estático



•Variables

•Pronósticos

Modelo Dinámico

Plan de desarrollo

Caso de negocio

AN

ALIZA

R

PR

OP

ON

ER


Modelo Dinámico

• OOIP Mm3

• Factor de recobro ≈ 18-22 %

• Fases de desarrollo

• Best Case = Maximización VAN


45

Información Presentada

Información Presentada

Normativa y Procedimientos de la Compañía

Auditoría Interna

Auditoría Externa

Modelo Estático

Modelo Dinámico

Prognosis de Pozos

Base de Diseño

Plan Monitoreo

51

Resultados Al Limite Concesión

EH-BIII-BIV: 74 Pozos Inyectores Nuevos

115 WO

OOIP: 13,5 Mm3

Inv: 126 Mu$s

Prod: 2900 Kboe

LI-BI 34 Pzos Prod

100 Pzos. Iny.

125 WO

OOIP: 16 Mm3

Prod: 8197 Kbbls

Inv: 215 Mu$s

La Cueva 15 Pzos Prod

2 Pzos Iny

19 WO

OOIP: 11 Mm3

Prod: 2710 Kboe

Inv: 38 Mm3

LPC-BII 45 Pzos Prod

96 Pzos Iny

113 WO

OOIP: 31 Mm3

Prod: 11928 Kboe

Inv: 228.5 Mu$s

LMO-BIII 12 Pzos Prod.

34 Pzos Iny.

50 WO

OOIP: 4 Mm3

Prod: 2842 Kboe

Inv: 71 Mu$s

Total

106 Pzos. Prod.

331 Pzos Iny.

498 WO

OOIP: 90 Mm3 (33%)

Prod: 30 Mboe

En 3 años de estudio

EH-BI-BII*: 25 Pozos Inyectores Nuevos

76 WO

OOIP: 14,7 Mm3

Inv: 62,2 Mu$s

Prod: 1480 Kboe

*Best Case no rentable al LC, Se realiza escenario rentable.

52

Resultados

53

Resultados BdR

Incremento de 1,5 veces producción total

Reducción de 0,2 veces la Producción de gas

Incremento en 2 veces la producción de petróleo

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Conclusiones

Incremento Reservas 3P al Limite de Concesión

Índice de reemplazo de reservas P1 mayor al 100% en los últimos dos años.

Cartera de Proyectos para los próximos 5 años

Maximización de la rentabilidad aumentando el FR

Un año de trabajo por grupo geólogo-ingeniero cada 150 pozos.

Caracterización en detalle del subsuelo

Estandarización de criterios y adecuación a procedimiento y normativa de la compañía

Modelo 2D integrado para Monitoreo

MUCHAS GRACIAS!

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