caracterización de las arenas ss12, 14, 15 de la formación salina mogollón del yacimiento mirador...

VIII INGEPET 2014 (EXP-IR-JB-07-N)

CARACTERIZACION DE LAS ARENAS SS12, 14, 15 DE LA FORMACION SALINA MOGOLLON DEL YACIMIENTO MIRADOR SUR

Jorge Bocanegra Pereda, Edilberto Santamaria Baldera INTEROIL PERU S.A. RESUMEN La formacin Salina Mogolln del yacimiento Mirador Sur del Lote III de la cuenca Talara, es una secuencia de arenas lenticulares alternadas con lutitas, en su seccin completa se identifican 46 arenas con propiedades petrofsicas, de fluido y de presin diferentes, por lo que cada arena constituye un reservorio independiente. La puesta en produccin de todas las arenas de la Formacin Salina Mogolln inicialmente se ha realizado en forma simultnea. Posteriormente la caracterizacin de las arenas de esta formacin, realizadas en base a la integracin de datos estticos y dinmicos ha permitido determinar que las arenas 12, 14 y 15 son las ms productivas, siendo producidas en forma independiente. Ests arenas se encuentran en todo el rea de estudio, las que presentan buenas caractersticas de roca reservorio. El alto volumen de produccin y de recuperacin final corrobora lo anteriormente descrito. El propsito de este trabajo es dar a conocer los resultados de la gestin de los reservorios mediante la nueva metodologa de caracterizacin y ha permitido la optimizacin del desarrollo de los reservorios del yacimiento Mirador Sur. .


2 INTRODUCCION El yacimiento Mirador Sur se encuentra ubicado en la parte sur del Lote III, margen derecha del ro Chira, a 47 Km al sur de la ciudad de Talara (Figura 1). Este yacimiento viene siendo explotado, desde el 2008 por la empresa Interoil Per S.A.

Figura N1. Mapa de Ubicacin del Yacimiento Mirador Sur

En la zona de estudio se han perforado 11 pozos en la estructura principal (Figura 2), con buenos resultados hasta la fecha (1,252.6 Mbls). Esto debido al buen modelo estructural y petrofsico, los cuales fueron afinados con la toma de pruebas y registros especializados (Resistividad, Imgenes, Presiones, PVT, etc.)

Figura N2. Estructura Principal en el Yacimiento Mirador Sur

Zona de

Estudio


3 Los resultados de estos modelos identificaban como las principales unidades productoras a las arenas Ss12, Ss14-15. Siendo corroboradas con la puesta en produccin de estas arenas. Esta fina identificacin de los reservorios, ha permitido que la completacin de los pozos sea selectiva y eficiente. Pues se evit completar en forma conjunta todas las unidades en un mismo pozo, metodologa que se usaba hasta ese entonces, eliminando riesgos de flujos cruzados, conificacin de agua, etc. GEOLOGIA. La Formacin Salina - Mogolln de edad Eoceno Inferior (Figura 3), constituye una secuencia 46 estratos de areniscas que son intercaladas con lutitas (1500 de espesor aproximadamente). Esta intercalacin ha permitido tener reservorios multicapas en forma independiente. Las Unidades Ss12 y Ss14-15 tiene un espesor promedio de 25 y 40 pies respectivamente. Ambas son arenas limpias, sub redondeadas con poca presencia de material calcreo. Presentando en algunos pozos niveles microconglomerdicos en la base.

Figura N3. Columna Estratigrfica del Lote III


4 Los registros de imgenes han determinado que estas unidades tienen 16 de buzamiento hacia el NO (Figura 4), con leves variaciones de facies en esta zona. El yacimiento Mirador Sur se encuentra ubicado en extremo sur de la Cuenca Talara (Tipo Antearco), la cual fue originada por la subduccin de la placa ocenica que se desliza por debajo de la placa sudamericana.

Estructuralmente est limitado al norte por la Falla Mirador Sur, Al Oeste y Sur Oeste por la fallas 13162 A y 13062 y al Este por la falla La Isla. La zona en estudio corresponde a la prolongacin sur del Alto de Portachuelo (Figura 5).

Figura N4. Registro de

Imgenes, muestra un

buzamiento de 16

hacia el NO

Figura N5. Seccin Estructural


5 PETROFISICA.

Los clculos petrofsicos fueron realizados a partir de los registros elctricos de los 11 pozos que se perforaron en la zona de estudio (GR-SP-RES-DEN-NEU), y en algunos pozos se tomaron pruebas de presiones.

Los parmetros de interpretacin petrofsica y cut off se obtuvieron por extrapolacin de datos de ncleos que se realizaron a reservorios contiguos (Figura N6), pero de caractersticas litolgicas

similares (mat : 2.68 gr/cc, m: 1.78)

Los valores de porosidad fueron calculados, a partir de una variacin de la frmula general. Se tomo como discriminante el volumen de arcillas ( 12%

Saturacin de Agua :


6 Del anlisis de agua de formacin del pozo 13041D, hemos obtenido: 19800 ppm de ClNa y una resistividad de 0.29 @ 80F.

Finalmente se elaboraron mapas de tendencias a partir de los atributos petrofsicos para ambas unidades del estudio.

Para la Unidad Ss12 (Figura N7), se aprecia que la zona con mejores atributos petrofsicos se encuentran en la parte Central y Sureste del mapa. Sin embargo la parte Central se ve afectada por el contacto de agua encontrado en pozos de la zona. Lo que evidencia que la distribucin de fluidos est gobernada por la estructura (buzamiento NO). El contacto agua petrleo se ha estimado a 2700 pies.

La Unidad Ss 14-15 (Figura N8), presenta una alta coincidencia de distribucin de atributos petrofsicos (mejor calidad de arena hacia el Este y Sureste). Similar a la unidad anterior, los fluidos estn controlados por el factor estructural. En estas arenas el contacto agua petrleo se ha estimado a 2720 pies.

Figura N7. Mapa de Atributos Petrofsicos Ss12. Fm Salina Mogolln (Mirador Sur)

Figura N8. Mapa de Atributos Petrofsicos Ss14-15. Fm Salina Mogolln (Mirador Sur)


7 RESERVORIOS.

REGISTRO DE PRESION DE FORMACION AHUECO ABIERTO

Una vez terminada la perforacin de pozos, se tomaron los registros elctricos se evaluaron las arenas con posible potencial de contener hidrocarburos y se seleccionaron los puntos para el registro de presiones de formacin; en cada punto se registraron dos a tres pruebas de presin siempre y cuando se lograra la estabilizacin de la presin. La presin inicial en los pozos del bloque en estudio se encontr como se detalla en las tablas para las arenas 12 y 14/15:

De acuerdo a la informacin obtenida no se ha podido determinar gradientes de fluido, por tanto no se ha encontrado por este mtodo de presiones el contacto agua petrleo y gas petrleo. Se evidencia en la arena SS-12, en el pozo 13108D, una notable cada de la presin del reservorio en 1.7 aos. Las presiones de reservorio originales son del orden de 1600 psi para la arena SS12, y de 1532 psi para las arenas 14/15.

PVT

En el yacimiento en estudio, hay dos pozos con pruebas de PVT (pozos 13058D y 13062), as mismo en Portachuelo se ha tomado PVT en el pozo 4449 (mayor productor del Lote, con un acumulado a Marzo 2014 de 1.122 MM BO). El pozo 13058D es el nico que se ubica dentro del bloque en estudio.


8

DATA DE PVT DE TRES (03) POZOS DEL LOTE III

Pozo N

A

nl

isis

N

Mu

est

ra

Pro

fun

did

ad

Mu

estr

eo (

pie

s)

Fech

a d

el

Mu

estr

eo

A

PI a

60

F

Pre

si

n E

stt

ica

Pre

si

n

Satu

raci

n

a

Tem

pe

ratu

ra

Re

serv

ori

o

Tem

pe

ratu

ra

Re

serv

ori

o (

F)

GO

R d

e S

olu

ci

n

(SC

F/ST

B)

Vis

cosi

dad

a

Tem

pe

ratu

ra

Re

serv

ori

o (

Cp

s)

Pre

si

n F

on

do

a

Pro

fun

did

ad d

e

Me

did

a (p

si)

FVF

de

l Pe

tr

leo

Satu

rad

o (

Bl/

STB

)

Form

aci

n

4449 1 1 4100 10-10-

1953

36.4 2502 1960 133 396 2340 1.209 Sn Mog

13058

D

1 1 3093 15-09-

2008

43.6 1456 1480 119.1 348 1.53 1622 1.1683 Sn Mog

13062 1 1 2880 23-08-

2008

39.5 1634 1648 118.2

4

385 2.24 1634 1.1829 Sn Mog

La muestra de fluido para anlisis de PVT se tom en el fondo del pozo a una profundidad de muestreo de 3093 pies.

Verificacin del Estado de la Muestra de Fondo La verificacin del estado de la muestra se realiz mediante la medicin de la presin de apertura de la herramienta en primera instancia luego su presurizacin y agitacin hasta obtener una sola fase. Posteriormente se transfiri la muestra a unos de los botellones y se determin la presin de burbuja a temperatura ambiente. Estudio Composicional de las Muestras de Reservorio El estudio composicional de la muestra se realiz mediante el anlisis del gas y lquido obtenido en un ensayo de separacin a presin atmosfrica.

Composicin de Muestras de Gas Presurizadas El estudio composicional de las muestras de gas presurizadas se realiza por cromatografa gaseosa, en un Equipo: HP 5890 serie II, con sistema de integracin: Agilent Cerity. Previo a su anlisis, las muestras se calientan al menos 20C por encima de la temperatura de muestreo para garantizar la presencia de una sola fase (gas) en el sistema.

Composicin de Muestras de Lquido Despresurizado El estudio composicional de las muestras de lquido despresurizadas, desde C1 a C19 se realiza por cromatografa gaseosa, en un Equipo: HP 6820 GC System, con sistema de integracin: Agilent Cerity. Para cuantificar la proporcin de C20+ en la muestra, una alcuota de sta se somete a una destilacin Engler hasta 626F. La composicin de la muestra de lquido se obtiene componiendo los resultados de estos dos ensayos. Composicin de Muestras de Lquido Presurizado El estudio composicional de las muestras de lquido presurizadas, se realiza por anlisis composicional de gas y lquido obtenidos en un ensayo de separacin a presin atmosfrica. Estas corrientes se componen en las proporciones determinadas en el ensayo, para obtener la composicin de la muestra presurizada.


9 Propiedades Asignadas En las tablas composicionales se informa el valor experimental de densidad y peso molecular medio de las muestras. Tambin se incluyen en todas las tablas, los valores calculados de densidad y peso molecular, en base a los valores de dichas propiedades asignados a cada fraccin. Expansin a Masa Constante El proceso de expansin a masa constante se efectu a la temperatura del reservorio. El fluido monofsico de reservorio es expandido en una celda por debajo de su presin de burbuja y se computan volmenes de gas y de lquido a distintas presiones. Los datos que se obtienen son: Presin de Burbuja, Volmenes Relativos y Factor de Compresibilidad del Petrleo para P>P Burbuja. Durante el calentamiento de la muestra desde temperatura ambiente hasta la temperatura de reservorio se determina el coeficiente de expansin trmica, del fluido, a una presin determinada

(). Liberacin Diferencial a temperatura de reservorio El proceso de liberacin diferencial se realiz en 7 etapas desde la presin de burbuja hasta presin atmosfrica, obtenindose todos los parmetros asociados a dicho proceso. La determinacin de viscosidad del petrleo se realizo por reproduccin del proceso de depletacin en un viscosmetro RUSKA tipo rolling ball. Viscosidad en funcin de la temperatura Con una muestra de petrleo atmosfrico se determin la viscosidad en funcin de la temperatura. Esta determinacin se efectu por el mtodo Stabinger, con un equipo nton Paar modelo SVM 3000, a presin atmosfrica. La informacin del pozo, muestras y resultados se muestran a continuacin:

INFORMACION DEL POZO

Pozo 13058 D

Yacimiento Mirador Sur

Formacin Salina Mogolln

Profundidad Muestreo 3093

Presin de Reservorio (psia) 1456

Temperatura del Reservorio (F) 119.1

INFORMACION DE LA MUESTRA

Fecha de Muestreo 15 Septiembre 2008

Tipo de Muestra De Fondo de Pozo


10

RESULTADOS

Presin de Saturacin (psia) 1480

Compresibilidad (psi-1) 0.0006263

Rs (Scf/Bbl) 348

Bo (Bbl/Stb) 1.1683

Viscosidad a Pb (cp) 1.53

Viscosidad a 15 psia (cp) 1.70

Densidad a Pb (g/cm) 0.7305

Densidad TK (g/cm) 0.8082

API a 60F 43.6


11 CALCULO DEL POIS

ANALISIS DEL BALANCE DE MATERIALES

Arena 12:

La arena Ss-12 de la formacin Salina Mogolln del Yacimiento Mirador Sur hasta Marzo del 2014 tiene una produccin acumulada de 338.2 Mbls de petrleo x 30.5 Mbls de agua x 546.3 MMpcd. La data de produccin fue ingresada a un software especializado de balance de materiales y usando el mtodo analtico y mtodo de Campbell sin acufero (F-We) vs F, obtenemos como petrleo original en sitio (POES) de 3.04 MMSTB con factor de recuperacin del 13%. En los grficos se muestran los mtodos aplicados para la estimacin del POES. As mismo en el grfico Energy Plot se muestra que el mecanismo de empuje es la expansin de fluidos y es aproximadamente del 95%.

Mtodo Analtico SS-12 Mtodo Grfico SS-12

Energy Plot SS-12


12 Arena 14/15:

La arena Ss-14/15 de la formacin Salina Mogolln del Yacimiento Mirador Sur hasta Marzo del 2014 tiene una produccin acumulada de 914.5 Mbls de petrleo x 45.7 Mbls de agua x 988.6 MMpcd. La data de produccin fue ingresada a un software especializado de balance de materiales y usando el mtodo analtico y mtodo de Campbell sin acufero (F-We) vs F, obtenemos como petrleo original en sitio (POES) de 6.53 MMSTB con factor de recuperacin del 15%. En los grficos se muestran los mtodos aplicados para la estimacin del POES. As mismo en el grfico Energy Plot se muestra que el mecanismo de empuje predominante es la expansin de fluidos y es aproximadamente del 95%.

Mtodo Analtico SS-14/15 Mtodo Grfico SS-14/15

Energy Plot SS-14/15


13 Simulacin de Produccin SS-14/15

Con la finalidad de comparar los resultados se prepararon los estimados usando el mtodo volumtrico y el de probabilidad:

Mtodo Volumtrico.

Arena 12:

La arena S-12 tiene la data siguiente:

RESERVORIO AREA (Acres)

PAY (Ft) PHI SW Bo

POIS (MSTB)

Ss12 260 13 0.24 0.33 1.168 3,442

Arena 14/15:

Las arenas S-14/15 muestran la informacin que se detalla:

RESERVORIO AREA (Acres)

PAY (Ft) PHI SW Bo

POIS (MSTB)

Ss14-Ss15 290 22 0.24 0.33 1.198 6,702


14 Mtodo Probabilstico Usando Montecarlo.

Arena 12:

La arena Ss-12, usando esta metodologa arroja los valores siguientes:

Arena 14/15:

La arena Ss-14/15 arroja los valores siguientes:

Probabilidad POES (MSTB)

Al 90% de Probabilidad 2987.96



Probabilidad POES (MSTB)





15 CONTRIBUCIONES TECNICAS Y ECONOMICAS

1. La completacin selectiva, permiti producir los reservorios en forma ptima, lo que condujo

a un incremento significativo de la produccin, logrando una mejora en los indicadores

econmicos.

2. Los pozos produjeron en forma fluyente, en promedio 2.25 aos, es decir, la metodologa

ha permitido que el reservorio produzca mayor tiempo en condiciones fluyentes, lo que ha

reducido los costos operativos. En el pasado reciente, el trmino medio de condicin

fluyente fue de tres meses.

3. Mayor contribucin por regala y canon para la regin.

CONCLUSIONES

1. La metodologa aplicada ha permitido tener una mejor gestin de los reservorios.

2. La caracterizacin de los reservorios permiti mejorar el desarrollo de yacimiento.

3. La completacin selectiva ha significado una mejora muy significativa en la produccin del

yacimiento.

4. El xito de esta metodologa fue aplicada posteriormente en un yacimiento vecino.

BIBLIOGRAFIA Banzer, C. 1996. Correlaciones Numricas PVT. Guillen, M. 1991. Proyecto Desarrollo Adicional de las Fms Amotape-Basal Redondo y Salina-

Mogolln en el yacimiento Mirador. Pletcher, J.L. Improvements to Reservoir Material-Balance Methods. SPE 62882,2000 SPE

Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, October 1-4,2000. Revilla, J. 2007. Balance de Materiales en Yacimientos de Petrleo con Gas Disuelto.

Universidad Central de Venezuela. Serrane, M. 1987. Informe Geolgico sobre la Evolucin Tectnica y Sedimentaria de la

Cuenca Talara.

caracterización de las arenas ss12, 14, 15 de la formación salina mogollón del yacimiento mirador...

Documents