Download - PEMEX - Day 1 Presentation 8-7-2006
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“Reservas de petróleo”Evaluación y clasificación
Reynosa, México7 al 8 de agosto de 2005
Guale Ramírez – Gerente DirectorJohn McLaughlin – Ingeniero
Ryder Scott Company
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Ryder Scott Company
Establecida en Bradford, Pennsylvania en 1937 para proporcionar análisis convencionales de núcleo para los productores de petróleo en el área
Independiente, con participación accionaría de empleados
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La estructuración de Ryder Scott
• 125 Empleados• 70 Ingenieros y geólogos
• Oficina principal en Houston• Sucursales en Denver y
Calgary
• Ryder Scott no es dueña ni tiene o intereses en la participación de ninguna propiedad de petróleo o gas
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Nuestro objetivo comoperitos en la evaluación de reservas
• Lograr cálculos confiables y precisos de reservas a través de los mejores métodos en la evaluación técnica y la aplicación de definiciones y lineamientos de las reservas.
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Temas del curso
• Aplicaciones prácticas y los mejores métodos para la evaluación de reservas.– Métodos geocientíficos– Métodos de ingeniería
• Resumen de las definiciones de reservas por SPE/WPC y SEC y los principios fundamentales para el registro apropiado de reservas.
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• Introducción a las reservas de petróleo• Aplicaciones prácticas - Geología
– Temas de registros relacionados con SPE/WPC y SEC
• Límites de áreas probadas buzamiento abajo• Localizaciones no-desarrolladas• Uso de datos sísmicos
– Métodos estándares de la industria y errores comunes
Orden del día – Primer día
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• Aplicaciones prácticas - Ingeniería– Analogía– Análisis volumétrico– Análisis de rendimiento– Balance de materiales– Simulación de yacimiento– Otro vistazo a “Probables No-desarrollados”– Guía para desarrollar un caso convincente que apoye
los registros de reservas• Ejercicios finales
– Ejemplo de clasificación y la regla “one-offset”– Ejemplo de clasificación de contactos
Orden del día – Segundo día
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Introducción -Reservas de petróleo
Las reservas son aquellas cantidades de hidrocarburos remanentes que serán producidas comercialmente a de acumulación conocida a partir de una fecha determinada, bajo ciertas definiciones indicadas, y condiciones económicas.
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IntroducciónLo que anticipamos
Debido a los eventos ocurridos en el 2004 (Shell y otros), creemos que el proceso de asignación de reservas recibirá más atención que nunca.
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Las causas mayores de subestimación de reservas
• Análisis inapropiado de datos técnicos para los cálculos de reservas
• Incumplimiento con definiciones y lineamientos de reservas establecidas
• Falta de controles de administración y gobierno corporativo
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Establecer un proceso integrado de evaluación e informe de las reservas
1. Las reservas son cantidades físicas - Técnico
2. Los lineamientos para los informes de reservas son las reglas aplicadas para registrar esas cantidades
3. Los sistemas para los informes de reservas son los procedimientos y herramientas que aseguran el cumplimiento requerido 1
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Las definiciones de reservas
• Las definiciones de reservas están diseñadas para promover la uniformidad y los estándares para los métodos de evaluación, de forma tal que el riesgo y gama de incertidumbre sean aproximadamente los mismos dondequiera se calculen reservas.
• “La mayoría de los ingenieros que se encargan de la clasificación de reservas se ha dado cuenta, que es difícil, si no imposible, redactar definiciones de reservas que cuales cubran todas las situaciones posibles. Cada caso debe ser estudiado en lo que se refiere a sus propias características.” (Sitio Web de SEC-Interpretaciones y orientación)
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PRINCIPIOS PARA REGISTRO DE RESERVAS
• Los mejores métodos geocientíficos
1. Temas de SEC/SPE/WPC2. Métodos estándares de la industria
y errores comunes
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Mejores métodos geocientíficos
• Temas de SEC/SPE/WPC1. Área probada
-Límites de buzamientos hacia abajo2. Localizaciones no-desarrolladas
-La regla de un espaciamiento (“offset”)
3. Uso de datos sísmicos4. Reservas no-probadas
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Área probada – Límites de buzamientos descendentes
• El área de un yacimiento considerado
probado incluye (A) la porción delineada
por perforaciones y definida por los
contactos de gas-petróleo y/o petróleo-
agua, si los hay; y (B) las porciones
inmediatamente adyacentes todavía no
perforadas, pero las cuales pueden ser
consideradas de forma razonable como
económicamente productivas en base a
datos geológicos y de ingeniería
disponibles. A falta de información de los
contactos de fluidos, la ocurrencia
estructural más baja conocida de
hidrocarburos controla el límite probado
más bajo del yacimiento.
• El área del yacimiento considerado como
probada incluye (1) el área delineada por
perforaciones y definida por contactos de
fluido, si los hay, y (2) las porciones no
perforadas del yacimiento que pueden ser
razonablemente evaluadas como
comercialmente productivas en base a datos
geológicos e ingenieros disponibles. A falta
de datos de los contactos de fluidos, los
hidrocarburos más bajos conocidos
controlan el límite probado a menos que se
indique lo contrario por medio de datos
geológicos, de ingeniería o de rendimiento
definidos.
SEC SPE/WPC
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SEC 1978 – si solo se dispone de datos del registro• A falta de información sobre los contactos de fluidos, la ocurrencia estructural más
baja de hidrocarburos conocida controla el límite probado más bajo del yacimiento.– Si solamente se dispone de los datos del registro, la interpretación petrofísica debe ser
definitiva– Los contactos del registro y/o núcleo satisfacen la definición para reservas probadas– Definitivo cuando se une con datos de pruebas de flujo– Típicamente, se considera un método conservador para determinar reservas probadas– La posición conservadora de SEC genera diferencias significativas en relación con los
lineamientos de SPE/WPC
SPE/WPC 1997 – combinación de datos• A falta de datos de los contactos de fluidos, la ocurrencia de hidrocarburos más baja
conocida controla el límite probado a menos que se indique lo contrario por medio de datos geológicos, de ingeniería y rendimiento definitivos.
– Permite la incorporación de datos de gradientes de MDT para extrapolar ambos contactos de fluidos buzamiento hacia arriba y buzamiento abajo
– Tanto los datos de gradientes de hidrocarburos como los de agua deben originar de la misma zona correlativa para tener validez
– Cambio completo de la postura inicial del foro de SPEE 2000
SEC vs. SPE/WPC – “Área probada”
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Well A Well B
O = 31.1%K = 1100 md LKO Log
SPE Proved VolumeIncrement
OWC (RFT)
Reservoir cross section through wells A and B
O = 32.4%K = 1600 md
DIFERENCIAS SIGNIFICATIVAS ENTRE LAS DEFINICIONES DE RESERVAS DE SEC Y LAS DE SPE / WPC
SEC vs. SPE/WPC – “Área probada”
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• La determinación de los hidrocarburos más bajos conocidos
Formation Pressures
Wireline test data established
Pressure PSIA
Base of sand
Top of sand
Base of sand
Top of sand
MDT
8100
8200
8300
8400
8500
8600
8700
88004880 4920 4960 5000 5040 5080 5120 5160 5200
Well BMDT Pressures
Calculated OWC
Well AMDT Pressures
SEC vs. SPE/WPC – “Área probada”
DIFERENCIAS SIGNIFICATIVAS ENTRE LAS DEFINICIONESDE RESERVAS DE SEC Y LAS DE SPE / WPC
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• La determinación de los hidrocarburos más bajos conocidos
SEC vs. SPE/WPC – “Área probada”
DIFERENCIAS SIGNIFICATIVAS ENTRE LAS DEFINICIONESDE RESERVAS DE SEC Y LAS DE SPE / WPC
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SEC 1978• El área de un yacimiento considerado probado incluye:
– (A) la porción delineada por perforaciones y definida por contactos de gas-petróleo y/o petróleo-agua, si los hay, y
– (B) las porciones inmediatamente adjuntas aún no perforadas, pero las cuales pueden ser consideradas razonablemente como económicamente productivas en base a datos geológicos y de ingeniería disponibles.
SPE/WPC 1997 • El área de un yacimiento considerado probado incluye:
– (A) el área delineada por perforaciones y definida por contactos de fluidos, si los hay, y
– (B) las porciones no perforadas del yacimiento las cuales pueden ser consideradas razonablemente comercialmente productivas en base a datos geológicos y de ingeniería disponibles.
SEC vs. SPE/WPC – “Área probada”
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Reservas probadas de SPE/WPC• Localizaciones probadas no-desarrolladas:
– Las localizaciones son sitios vecinos directos de pozos con producción comercial confirmada.
– Las localizaciones se encuentran dentro del área confirmada probada estructuralmente arriba de los contactos de fluidos buzamiento hacia abajo.
– Deben disponer de una certeza razonable en cuanto a la continuidad de la formación en base a datos geológicos y de ingeniería.
– Deben demostrar una buena correlación de pozo a pozo para apoyar la continuidad.
– Se podrían usar los datos sísmicos para apoyar la continuidad.
– Se podrían usar datos del gradiente MDT para apoyar la continuidad.
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Reservas probadas de SPE/WPC (Continuación)
• Localizaciones probadas no-desarrolladas :– El espaciamiento de pozos reglamentario se aplica
cuando sea pertinente– A falta de un espaciamiento reglamentario del pozo,
el área probada es el área de drenaje justificado y apoyado técnicamente.
– Un área de drenaje justificado técnicamente puede ser apoyado por analogía a otros pozos, pero los parámetros del yacimiento para las localizaciones propuestas deben ser comparadas para confirmar las asignaciones del área propuestas.
– En algunos casos el área de drenaje justificado o apoyado técnicamente puede ser menor que el área de espaciamiento reglamentario.
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• Reservas Probadas No-desarrolladas:– Solamente se podrá afirmar con certeza la
existencia de reservas probadas para otras unidades no perforadas cuando se puede demostrar con certeza, que hay una continuidad de producción proveniente de la formación productiva existente.
– La certeza se debe basar en una respuesta de producción entre los pozos en cuestión.
– La certeza no se podrá apoyar con registros, MDT, o datos sísmicos
SEC 1978 – Definición actual - continuación
Definiciones de reservas de SEC
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Definiciones de reservas SEC - Probadas
1
2
3
12 3
LKH
LKH
Yacimiento 1 Yacimiento 2
Estructura sísmica
fault
Desplazamiento de la Falla
Pozo
Probado, acreaje asignado
Campo “X”
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La renuencia de SEC en aceptar datos sísmicos
El uso extendido de datos sísmicos tridimensionales ha reducido significativamente el riesgo asociado con el descubrimiento y desarrollo de reservas de petróleo y gas. Sin embargo, la SEC has sido renuente a adoptar esta tecnología para el registro de reservas. ¿Por qué?
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La certeza razonable aplicada al registro de reservas probadas basada en datos sísmicos
– Históricamente, la SEC ha descartado el uso de datos sísmicos en la mayoría de los casos por ser demasiado riesgoso para definir reservas probadas.
• Prohíbe el uso para:– Recalificar bloques fallados sin probar o estructuras
análogas cercanas– Extender los límites de buzamiento hacia abajo debajo de
la penetración de pozo más baja registrada en el yacimiento
– Extender los límites de buzamiento hacia arriba por encima del control del pozo
– Extrapolar el espesor de la zona productiva neta por encima del control del pozo subterráneo en el yacimiento
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Preguntas presentadas a Ron Winfrey - SPEE Forum 2000
– Históricamente, la SEC ha descartado el uso de datos sísmicos únicamente, por ser demasiado incierto para clasificar reservas probadas
– ¿Extensión debajo de los hidrocarburos más bajos conocidos?– ¡No!
– ¿Recalificación de estructuras análogas cercanas sin probar?– ¡No!
– ¿Recalificación de extensiones dentro de áreas anormales?– No, a menos que sea apoyado por el rendimiento.
– ¿Uso de datos sísmicos para espesores crecientes más allá del control del pozo?
– No, demasiado especulativo.
– ¿Clasificación de eventos sísmicos no-perforados similares como probados no desarrollados?
– ¡No!
Temas importantes de SEC Dependencia de datos sísmicos
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¿Cuándo podemos utilizar los datos sísmicos para aumentar las reservas probadas?– Los registros de rendimiento y otros datos de ingeniería de
apoyo serian necesarios, de forma tal que una combinación de datos sísmicos y de ingeniería apoyarían la expansión del límite de buzamiento hacia abajo del yacimiento.
– Dicha evidencia tendría que ser convincente para la aceptación de la SEC.
– Los datos sísmicos no son indicadores de la continuidad de producción y, por lo tanto, no pueden ser los únicos indicadores de reservas probadas adicionales más allá del hidrocarburo más bajo conocido establecido por una perforación de pozo.
– El uso de datos sísmicos de alta calidad y bien calibrados, pueden mejorar la descripción del yacimiento para ejecutar análisis volumétricos.
– Los datos sísmicos pueden ser utilizados para mostrar una extensión lateral del yacimiento sobre el hidrocarburo más bajo conocido.
Temas importantes de SEC Dependencia de datos sísmicos
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– ¿Aumento del espesor basado en datos sísmicos?
•¡No!– ¿Disminución del espesor basado en datos
sísmicos? •¡Sí! Reconocer y aceptar los datos sísmicos.
– Limitar el espesor máximo al intervalo total visto en penetraciones actuales
Temas importantes de SEC Espesor
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Los mejores métodos geocientíficos
Ejemplo:El uso de datos sísmicos según
los lineamientos de SEC
42
Mapa de isópacas de la zona productiva neta relacionada con el espesor en los pozos y extrapolada
para concordar la amplitud sísmica
43
Mapa de isópacas de la zona productiva neta con el espesor de la amplitud sísmica limitado al espesor del pozo
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La zona productiva neta limitada por el contacto de gas-agua buzamiento abajo y el buzamiento arriba limitado por el gas
más alto conocido penetrado por un pozo
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Reservas probables (SPE/WPC)• Las reservas probables son:
– Aquellas reservas no-probadas cuyo análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere que tendrán más probabilidad de ser recuperables.
– En este contexto, cuando se usan métodos para establecer probabilidades, debería haber por lo menos una probabilidad del 50% de que las cantidades recuperadas realmente sean iguales o mayores que la suma de reservas probadas estimadas más las reservas (2P) probables.
Sources: SPE/WPC Reserves Definitions 1997
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Well
Proved, Assigned Acreage
Proved Developed
Proved Undeveloped
Probable
Ejemplo probable - SPE/WPC
1
2
3
12 3
LKH
LKH
falla
Un espesor de arena
Cuña probable
Un espesor de aren por debajo de LKH
Campo “X”
Estructura sísmicaDesplazamiento de la Falla
Yacimiento 1 Yacimiento 2
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Reservas probables (SPE/WPC)• Ejemplos típicos
– Volúmenes debajo de los hidrocarburos “más bajos conocidos” – Factor de recuperación mejorado mayor que el utilizado para reservas
probadas – Zonas que no han sido probadas – Análisis de registro cuestionable – Bloques fallados sin penetraciones – Espaciamiento hacia abajo sin aprobación reglamentaria – Espaciamiento hacia abajo con patrones de drenaje cuestionables – Limitación de mercado, contrato– Recuperación mejorada sin pruebas exitosas – Ciertos pozos de delimitación (“step-out wells”) para desarrollo– Tratamientos de reparación de pozos sin el apoyo apropiado– Interpretación del rendimiento alternativo
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Reservas posibles (SPE/WPC)•Las reservas posibles son:
– Aquellas reservas no-probadas cuyo análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere que tendrán menos probabilidad de ser recuperables que las reservas probables.
– En este contexto, cuando se usan métodos para establecer probabilidades, debería haber por lo menos una probabilidad del 10% de que las cantidades recuperadas realmente sean iguales o mayores que la suma de reservas probadas estimadas más las reservas (3P) posibles.
Sources: SPE/WPC Reserves Definitions 1997
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Well
Proved, Assigned Acreage
Proved Developed
Proved Undeveloped
Probable
Possible
Ejemplo posible - SPE/WPC
1
2
3
12 3
LKH
LKH
fault
Campo “X”
Un espesor de aren por debajo de LKH
Desplazamiento de la FallaEstructura sísmica
Cuña probable
Un espesor de arena
Yacimiento 1 Yacimiento 2
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Reservas Posibles (SPE/WPC)•Ejemplos típicos
– Áreas que se encuentran lejos de un control geológico
– Límites definidos geofísicamente – Análisis de registro cuestionable– Viabilidad comercial cuestionable– Segmentos de falla que no han sido probados y
que no pueden ser consideradas como probables – Posibilidades de recuperación mejoradas
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Resumen• Temas de SEC/SPE/WPC
1. Área probada -Límites de buzamientos hacia abajo
2. Localizaciones no-desarrolladas -La regla de un espaciamiento (“offset”)
3. Uso de datos sísmicos4. Reservas no-probadas
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PRINCIPIOS PARA REGISTRO DE RESERVAS
• Los mejores métodos geocientíficos
1. Temas de SEC/SPE/WPC2. Métodos estándares de la industria
y errores comunes
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Los mejores métodos geocientíficos
• Métodos estándares de la industria-El método volumétrico1. Determinación de la zona productiva neta2. Correcciones para los pozos desviados3. Trazado de mapas estructurales4. Mapas de isópacas de arenas netas5. Contactos de fluidos6. Mapas de isópacas de la zona productiva neta
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El método volumétrico• Ecuaciones que rigen el método volumétrico
(rb/stb) factor volume formation oil initialoiB
(fraction) saturation waterinitialwiS
(fraction) porosity
(ft) thickness pay neth
(acres) AreaA
(stb) Place In Oil OriginalOOIP
oi
wi
BS1hA7,758OOIP
(cf/scf) factor volume formation gas initialgiB
(fraction) saturation waterinitialwiS
(fraction) porosity
(ft) thickness pay neth
(acres) AreaA
(scf) Place In Gas OriginalOGIP
gi
wi
BS1hA43,560OGIP
Yacimientos de petróleo Yacimientos de gas
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El método volumétrico
1COMPARATIVEGEOLOGICAL
2VOLUMETRIC
3MATERIALBALANCE
4PRODUCTION
DECLINE
5SPECIAL
FLOW TESTS
STAGE 5LATE
PRODUCINGLIFE
STAGE 4MID
PRODUCINGLIFE
STAGE 3EARLY
PRODUCINGLIFE
STAGE 2INITIAL
DEVELOPMENT
STAGE 1IDENTIFICATIONMETHOD
1COMPARATIVEGEOLOGICAL
2VOLUMETRIC
3MATERIALBALANCE
4PRODUCTION
DECLINE
5SPECIAL
FLOW TESTS
STAGE 5LATE
PRODUCINGLIFE
STAGE 4MID
PRODUCINGLIFE
STAGE 3EARLY
PRODUCINGLIFE
STAGE 2INITIAL
DEVELOPMENT
STAGE 1IDENTIFICATIONMETHOD
Junto con los estudios de campo análogos, el método volumétrico es una herramienta efectiva para la cuantificación de reservas antes de cualquier producción – sin embargo, no debería ser ignorada en ninguna etapa de depleción.
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Un geólogo, geofísico o ingeniero debe usar:
• Principios básicos– Geología estructural y estratigráfica– Propiedades petrofísicas– Técnicas y métodos correctos de cartografía/
mapeo– Correlaciones precisas
• Registros de pozo y datos sísmicos– Integración de mapas de fallas y estructuras– Trazado de líneas de contorno interpretativas
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Desviación delPozo
Buzamiento
Métodos deCalculación
Factores deCorrección
Prueba de Producción DST
Evaluación deLa formación
Núcleos/testigos de pared
convencionales
Registros con cable (LWD)
Fuentes deDatos
Los pasos de un análisis volumétrico estándar
MapeoVolumétrico
Determinación dezona productiva
Los pasosdel proceso
VolúmenesEn Sitio
DeterminaciónEstructural
Zona de acuñamiento
Mapas de isópacos de la zona productiva
Mapeo deIsópacas
Mapeo deIsópacas
Contornos dela zona noproductiva
Limites inferioresY
superiores
Mapeo de laArena Neta
EstructuraControlada
Subterránea
EstructuraSísmica
Análisis digitalDel registro
Análisis de laHoja del cálculos
Del registro
Parámetros delAnálisis del registro
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• Los resultados de los análisis de registros proveen datos claves para el mapeo volumétrico y la determinación de reservas
• Datos de mapeo– Parte superior e inferior del yacimiento operante– Contactos de fluido
• Parámetros del yacimiento– Porosidad– Saturación del fluido / hidrocarburo
Determinación de la zona productiva
Resumen de la determinación de la zona productiva
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• Siempre se debe calibrar los resultados del análisis de registros con otros datos pertinentes– Prueba de la columna de perforación– Datos MDT– Datos de la(s) muestra(s)– Análisis de los resultados del control de
lodos– Producción cercana– Medir saturación y porosidad de los
núcleos/testigos
Resumen de la determinación de la zona productiva
Determinación de la zona productiva
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• Calcular la porosidad y saturación de fluidos/ hidrocarburos utilizando los algoritmos apropiados
• Aplicar correcciones según sea necesario
• Siempre debe anotar y documentar su trabajo
Resumen de la determinación de la zona productiva
Determinación de la zona productiva
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Determinación de la zona productivaDEFINITION FOR GROSS SAND THICKNESS
DefiniciónDefinición::Espesor bruto de arena
Solamente el espesor total de las arenas. Solamente se considera la litología. La calidad del yacimiento no se considera.
GrossDepth Top of Reservoir Gross
Depth Markers Lithology Reservoir Interval or Sand8000' Shale @8000' Thickness Thickness8010' Sand 10' 10'8020' Sand 10' 10'8030' Shale 10'8040' Sand 10' 10'8050' Sand 10' 10'8060' Sand 10' 10'8070' Shale 10'8080' Sand Base of 10' 10'8090' Shale Reservoir 10'8100' Sand @8100' 10' 10'
100' 70'
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Determinación de la zona productiva
• Espesor de la zona productiva– Valores del límite de porosidad
• Se debe establecer que la zona tenga la permeabilidad suficiente para mantener una tasa de producción comercial
• Generalmente igualar un valor mínimo de permeabilidad a un valor de porosidad equivalente para establecer un valor límite de registro
• El límite de porosidad mínimo debe ser apoyado por:
– Datos del núcleo/testigo– Pruebas de la columna de perforación o de
producción– Analogía con una producción cercana
Métodos decalculación
Análisis digitalDel registro
Análisis de la hojaDe cálculo del
registro
Los parámetrosdel análisis del
registro
Determinación de la zona productiva
68
Análisis del registro - Parámetros
• Espesor de la zona productiva– Gráfica de porosidad vs. permeabilidad
k (m
d)
Porosidad (%)
Porosidad mínima
Límite de permeabilidad
Determinación de la zona productiva
Métodos decalculación
Análisis digitalDel registro
Análisis de la hojaDe cálculo del
registro
Los parámetrosdel análisis del
registro
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Determinación de la zona productivaDefinición del espesor de la zona productiva
La porción del espesor total de la arena que tiene buena calidad de yacimiento y que pudiera producir hidrocarburos a tasas de producción comerciales si tuviera hidrocarburos. La calidad del yacimiento es determinada utilizando un límite de porosidad mínimo. Este límite de porosidad mínimo está relacionado con la permeabilidad del yacimiento e igualado a una tasa de producción económica mínima por pruebas, cálculos empíricos, o por una analogía a un yacimiento similar en el mismo campo o a otro campo muy cercano. Para ser incluida como una arena productiva, la arena en el intervalo de investigación debe tener un valor de porosidad igual o mayor que la porosidad mínima establecida para el yacimiento.
Gross Calculated Minimum Net Sand ThicknessDepth Top of Reservoir Porosity Porosity >Minimum Porosity
Depth Markers Lithology Reservoir Interval or For This Cutoff For Cutoff For Reservoir8000' Shale @8000' Thickness Interval This ReservoirPorosity Cutoff Is 18%
8010' Sand 10' 25% 18% 10'8020' Sand 10' 26% 18% 10'8030' Shale 10'8040' Sand 10' 27% 18% 10'8050' Sand 10' 27% 18% 10'8060' Sand 10' 27% 18% 10'8070' Shale 10'8080' Sand Base of 10' 15% 18% 0'
8090' Shale Reservoir 10'8100' Sand @8100' 10' 20% 18% 10'
100' 60'
70
Determinación de la zona productiva
• Espesor de la zona productiva– Estándares para determinar la
zona productiva• La saturación del agua es lo suficiente baja
para una completación sin producción de agua
• Los hidrocarburos son móviles• La zona es permeable
Determinación de la zona productiva
Métodos decalculación
Análisis digitalDel registro
Análisis de la hojaDe cálculo del
registro
Los parámetrosdel análisis del
registro
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Determinación de la zona productiva
• Espesor de la zona productiva– El valor límite de saturación de agua
• Se debe establecer el valor máximo de Sw
– Generalmente lo equivalente deSw < Sw crítica (agua móvil)
• El valor límite de la saturación de agua debe ser apoyada por:
– Datos del núcleo/testigo– Pruebas de la columna de perforación o de
producción– Analogía a una producción cercana
Determinación de la zona productiva
Métodos decalculación
Análisis digitalDel registro
Análisis de la hojaDe cálculo del
registro
Los parámetrosdel análisis del
registro
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Análisis del registro - Parámetros
• Espesor de la zona productiva– Valor límite de la zona productiva neta
DETERMINATION OF CUTOFF VALUES
1
10
100
1000
10000
0 5 10 15 20 25 30 35
SIDEWALL CORE POROSITY-%
SID
EWA
LL C
OR
E PE
RM
-Km
d
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Swc
Kmd Sw (CRITICAL)
Determinación de la zona productiva
Métodos decalculación
Análisis digitalDel registro
Análisis de la hojaDe cálculo del
registro
Los parámetrosdel análisis del
registro
73
Determinación de la zona productivaDefinición del espesor de la zona productiva
Net Pay ThicknessGrossNet Sand ThicknessCalculated Maximum >Minimum Porosity &
Depth Top of Reservoir>Minimum Porosity Sw Sw <Maximum Sw CutoffsDepth Markers Lithology Reservoir Interval orCutoff For ReservoirFor This Cutoff For For This Reservoir8000' Shale @8000' Thickness Porosity Cutoff Is 18%Interval This Reservoir Sw<60% & Porosity>18%
8010' Sand 10' 10' 45% 60% 10'8020' Sand 10' 10' 42% 60% 10'8030' Shale 10'8040' Sand 10' 10' 45% 60% 10'8050' Sand 10' 10' 80% 60% 0'8060' Sand 10' 10' 100% 60% 0'8070' Shale 10'8080' Sand Base of 10' 0' 100% 60% 0'8090' Shale Reservoir 10'8100' Sand @8100' 10' 10' 100% 60% 0'
100' 60' 30' Net Pay Sand30' Net Water Sand60' Total Net Sand
Sw Contact
La porción del espesor total de la arena que tiene buena calidad de yacimiento (la porosidad de los intervalos de interés es mayor que el mínimo valor de porosidad límite) y produciría hidrocarburos sin agua (la saturación de agua de los intervalos de interés es menor que el máximo valor límite de la saturación de agua) y produciría hidrocarburos a tasas de producción comerciales si tuviera hidrocarburos. El límite máximo de saturación de agua puede ser determinado en base a datos de pruebas, cálculos empíricos, por una analogía a un yacimiento similar en el mismo campo o a otro campo muy cercano.
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Desviación de pozos
• Problemas comunes– No se aplicó una corrección– Se usó un ángulo equivocado– Uso de inspección de trabajos de
reparación de registros TVD– No se dispone de ningún estudio
direccional
Desviación delpozo
Factores decorrección
• Pozos desviados– Pozos con forma de
“S”
Determinación de la zona productiva
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Buzamiento• Pozos perforados direccionalmente
– Pozo vertical como punto de referencia• Es necesario corregir un pozo desviado a una
penetración de pozo vertical equivalente.• En la mayoría de los casos, una corrección de la
perforación del pozo desviado es todo lo que es necesario.
• Sin embargo, se deben considerar correcciones adicionales para el buzamiento profundo bajo ciertas circunstancias.– Buzamientos abruptos– Pozos sumamente desviados
Buzamiento
Determinación de la zona productiva
Factores decorrección
Desviación delpozo
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Buzamiento• Terminología (Tearpock y Bischke)
– (MLT) Espesor del registro medido• El espesor entre dos puntos específicos de profundidad en un registro
sin tomar en cuenta la desviación del pozo o buzamiento– (TVDT) Espesor de profundidad vertical verdadero
• El espesor del registro medido en un pozo desviado entre dos puntos de profundidad específicos corregidos tomando en cuenta la desviación del pozo.
– (TVT) Espesor vertical verdadero• El espesor entre dos puntos de profundidad específicos en un registro
medidos en una dirección vertical– Igual al espesor visto en un pozo vertical– En un pozo desviado, el espesor del registro medido tomando en
cuenta tanto la desviación del pozo como el buzamiento– (TST) Espesor estratigráfico verdadero
• El espesor de un intervalo dado, medido perpendicularmente a la parte superior e inferior del intervalo– Se puede calcular multiplicando TVT por el COSENO del
buzamiento
Determinación de la zona productiva
Factores decorrección
Desviación delpozo
Buzamiento
78
Correcciones para pozos desviados
• Corrección del buzamiento– Corrección buzamiento hacia arriba– Corrección buzamiento hacia abajo– Corrección con contactos de fluido
Determinación de la zona productiva
Factores decorrección
Desviación delpozo
Buzamiento
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BuzamientoEspesor medido
Well #1 Well #2Drilled Updip Drilled Vertical
127' Well #3Drilled Downdip
150'
475'
Top of Reservoir50'100' 127' 150'150'200'250' 475' 300'350'400'450'500'
Base of Reservoir
El espesor en un registro entre la parte superior e inferior del yacimiento sin las correcciones para el ángulo del agujero del pozo o el ángulo del buzamiento de profundidad.
Determinación de la zona productiva
Factores decorrección
Desviación delpozo
Buzamiento
80
BuzamientoEspesor de profundidad vertical verdadero (TVDT)
El espesor medido en un registro entre la parte superior e inferior del yacimiento corregido para el ángulo del agujero del pozo.
Well #1 Well #2Drilled Updip Drilled Vertical
Well #3 82' Drilled Downdip
150'
365'
Top of Reservoir50' 82'100' 150'150'200'250' 365' 300'350'400'450' Base of Reservoir500'
Determinación de la zona productiva
Factores decorrección
Desviación delpozo
Buzamiento
81
BuzamientoEspesor vertical verdadero (TVT)
El mismo espesor entre la parte superior e inferior del yacimiento como se puede observar en un pozo vertical.
Well #1 Well #2Drilled Updip Drilled Vertical
Well #3 150' Drilled Downdip
150'
150'
Top of Reservoir50'100' 150' 150' 150' 150' Base of Reservoir200'250'300'350'400'450'500'
Recordar: Nuestro punto de referencia es la intersección entre la perforación del pozo en la parte superior del yacimiento. Debemos igualar la geometría de la perforación a un pozo vertical pasando por el punto de referencia.
Determinación de la zona productiva
Factores decorrección
Desviación delpozo
Buzamiento
82
BuzamientoPozo desviado con un contacto de fluido
En un pozo con un contacto de fluido, nuestro punto de referencia es donde la perforación del pozo se intersecta el contacto de fluido.
Well #2Well #3 Drilled Vertical
Drilled Downdip
150' 100' 79'Oil/Water ContactIs the Point of Reference
Si aplicamos la corrección del espesor vertical verdadero de este punto de referencia, entonces estamos corrigiendo como un pozo vertical que pasa por el punto de referencia en el contacto de fluido. El espesor vertical verdadero de este cálculo es incorrecto y subestimaría el espesor actual del petróleo.
Determinación de la zona productiva
Factores decorrección
Desviación delpozo
Buzamiento
83
BuzamientoPozo desviado con un contacto de fluido (continuación)
El cálculo correcto utiliza el ángulo de la perforación del pozo solamente para mantener la relación apropiada entre la parte superior del yacimiento y el contacto.
Well #2Well #3 Drilled Vertical
Drilled Downdip
150' 100' 79'Oil/Water ContactIs the Point of Reference
Para obtener el verdadero espesor vertical de la parte superior a la base del yacimiento, debemos corregir el espesor de tanto la perforación del pozo como del buzamiento, para pasar un pozo vertical equivalente por la parte superior e inferior del yacimiento.
El espesor remanente entre el contacto de fluido y la base de un pozo vertical equivalente es la diferencia entre el espesor vertical verdadero y el espesor de la profundidad vertical verdadero (TVDT) del petróleo.
Determinación de la zona productiva
Factores decorrección
Desviación delpozo
Buzamiento
84
Buzamiento• Pozos perforados direccionalmente
– Problemas comunes• No hay conocimientos prácticos del
proceso• No se aplica corrección al buzamiento• Uso de corrección cuando no se requiere• Las correcciones de los buzamientos
arriba/abajo están intercambiadas• Correcciones en contactos de fluidos mal
aplicadas
Determinación de la zona productiva
Factores decorrección
Desviación delpozo
Buzamiento
86
• Pasos claves– Identificar fallas y puntos altos
• Características estructurales importantes para atrapar hidrocarburos
– Mapa de tiempo del horizonte del interés• Producir un mapa de tiempo para un evento en
un registro sísmico que se conecta directamente al horizonte (superficie) de interés o, si esto no es posible, por lo menos es “similar” al horizonte de interés.
– Convertir mapa de tiempo a mapa de profundidad• Requiere conocimiento (generalmente impreciso)
de velocidad al mapa del horizonte• Una de las mayores dificultades potenciales en la
interpretación de datos sísmicos
Estructura sísmicaMapeo
Volumétrico
DeterminaciónEstructural
EstructuraSísmica
87
Estructura controlada subterránea• Identificar fallas y puntos altos• Identificar la parte superior de la
porosidad
EstructuraControlada
Subterránea
Punto de correlación
Parte superior de laporosidad
MapeoVolumétrico
DeterminaciónEstructural
EstructuraSísmica
88
Errores basados en la geociencia
• Típicamente asociados con:– La selección de la parte superior e
inferior de la zona productiva operante
89
Seleccionando la parte superior e inferior de la zona productiva operante• Error en el mapeo, utilizando el marcador o
parte superior de la formación en vez de la parte superior de la zona productiva operante
¡Se deben aceptar los requisitos de la zona productiva operante!
Valor límite de porosidad y saturación de agua
Pruebas de flujo disponibles
90
Seleccionando la parte superior e inferior de la zona productiva operante
• Potencial de error en la determinación del “limite interior del agua” como resultado de escoger incorrectamente la base de la zona productiva operante.
92
Mapeo de las arenas netas
Limites superiorese inferiores
Límites superiores e inferiores• No exceder el control del pozoMapeo
Volumétrico
93
Contornos de lazona no-productiva
• Contorno de la zona no-productiva a media distancia entre el último pozo con zona o arena productiva y primer pozo con zona o arena no-productiva
ZeroPay
Contours
• El contorno de la zona no-productiva basado en proyecciones de la tasa de aguado establecida de arena neta
Projection of Sand Thinning
MapeoVolumétrico
Mapeo de las arenas netas
Limites superiorese inferiores
94
Contornos de lazona no-productiva
• La arena neta termina gradualmente en la intersección de un límite estratigráfico
• Recuerde utilizar la corrección “wedge”
ZeroPay
Contours
MapeoVolumétrico
Mapeo de las arenas netas
Limites superiorese inferiores
96
Reservas probadas
Definicionesde reservas • El párrafo (a) del reglamento S-X, Regla 4-10 de la
SEC define las reservas probadas como:– El área de un yacimiento considerado
probado incluye:• La porción delineada por perforaciones y
definida por los contactos de gas-petróleo y/o petróleo-agua, si los hay
• A falta de información de los fluidos de contactos, la ocurrencia de hidrocarburos más baja conocida controla el límite inferior probado del yacimiento
98
Reservas probadas• Amplitudes sísmicas
– El uso de datos sísmicos de alta calidad y bien calibrados, puede mejorar la descripción del yacimiento para ejecutar análisis volumétricos, incluyendo los contactos de fluidos. Sin embargo, los datos sísmicos no son un indicador de la continuidad de producción y, consecuentemente, no pueden ser el único indicador de reservas probadas adicionales más allá del hidrocarburo más bajo conocido establecido por una penetración de pozo.
Definicionesde reservas
99
Límites superiores e inferiores• Amplitud sísmica
Límite de amplitud buzamiento descendente
MapeoVolumétrico
Mapeo de las arenas netas
Limites superiorese inferiores
100
EVALUACIÓN DE LA FORMACIÓN – DATOS MDT
• MDT– Contactos de fluido
• Organización por zonas verticales– Continuidad del yacimiento
Fuentes dedatos
Determinación de la zona productiva
Registros con cable
LWD
Núcleos/testigosde pared
convencionales
Evaluación deFormaciones y
Pruebas
101
Selección incorrecta del límite del buzamiento descendente en yacimientos estratificados verticalmente
• La suposición de comunicación vertical sin el apoyo adecuado de datos de presión puede llevar a la sobreestimación de volúmenes en sitio.
102
EVALUACIÓN DE LA FORMACIÓN – DATOS MDT
MDTPRESSURE VS DEPTH
11,800
11,900
12,000
12,100
12,200
12,300
12,400
12,500
12,600
12,700
12,800
3,000 3,500 4,000 4,500 5,000 5,500 6,000
MDT Pressure - psi
DEP
TH -T
VD
ss -
ft
Pressure Pts Top of 'D' Top of 'C' Top of 'B2' Top of 'B1' Top of 'A ' Top of 'YC' Original Reservoir Pressure
D Sand
C Sand
B1 Sand
B2 Sand
A Sand
C sand appears to be divided into C1 and C2 sands.
Evaluación deFormaciones y
Pruebas
Fuentes dedatos
Determinación de la zona productiva
Registros con cable
LWD
Núcleos/testigosde pared
convencionales
103
Errores basados en la geociencia
• Típicamente asociados con:– La asignación de límites de
buzamientos descendentes en yacimientos estratificados
105
Mapeo de isópacas• Los componentes de mapas de isópacas de la
zona productiva neta– La profundidad de la estructura en la parte
superior de la arena neta del yacimiento operante
– La profundidad de la estructura en la parte inferior de la arena neta del yacimiento operante
– Mapa de isópacas de la arena neta total– Contactos de fluidos– Límite interior de los fluidos– Zona de máximo llenado (“fill-up”)
Mapeo deisópacas
MapeoVolumétrico
Mapeo deisópacas
106
Zona de acuñamiento• Tipos de zona de acuñamiento
Gas
Petróleo
Intersecciones de fallas
Gasóleo y Agua
Zona deacuñamiento
Mapas de isópacasde la zonaproductiva
MapeoVolumétrico
Mapeo deisópacas
Mapeo deisópacas
107
Mapas de isópacas de lazona productiva netaMétodo de Wharton
• La intersección del contacto petróleo-agua en el mapa estructural de la parte superior de la arena se convierte en la línea límite “cero” en el mapa de isópacas de petróleo neto.
MapeoVolumétrico
Mapeo deisópacas
Mapeo deisópacas
Mapas de isópacasde la zonaproductiva
108
Mapas de isópacas de la zona productiva neta
Método de Wharton• La intersección del contacto petróleo – agua en el
mapa estructural de arena base se convierte en el límite interior de agua
• Dos áreas principales de isópacas de petróleo neto – Zona de llenado máximo – Zona de acuñamiento
MapeoVolumétrico
Mapeo deisópacas
Mapeo deisópacas
Mapas de isópacasde la zonaproductiva
109
Zona de acuñamiento• El error “neto-a-bruto” del 100%
para la distribución vertical de arena neta/zona productiva neta
MapeoVolumétrico
Mapeo deisópacas
Mapeo deisópacas
Mapas de isópacasde la zonaproductiva
Zona deacuñamiento
110
Los pasos de un análisis volumétrico estándar
Desviación delpozo
Buzamiento
Métodos decálculo
Factores decorrección
Prueba de Producción DST
Evaluación deLa formación
Núcleos/testigos de pared
convencionales
Registros con cable (LWD)
Fuentes dedatos
Mapeovolumétrico
Determinación dezona productiva
Los pasosdel proceso
VOLÚMENESEN SITIO
Determinaciónestructural
Zona deacuñamiento
Mapas de isópacas
de la zona productiva
Mapeo deIsópacas
Mapeo deisópacas
Contornos dela zona no-productiva
Límites inferioresy
superiores
Mapeo de laarena neta
Estructuracontrolada
subterránea
Estructurasísmica
Análisis digitaldel registro
Análisis de lahoja de cálculos
del registro
Parámetros delanálisis del
registro