MODELO DINÁMICOEn esta fase del estudio integrado de yacimientos se definen las

propiedades de los fluidos y su distribución inicial en el yacimiento. Cuantifica volúmenes de hidrocarburos en sitio. Específicamente este modelo encierra el análisis de propiedades físico-químicas de los fluidos, la determinación de las propiedades P.V.T, el análisis de las permeabilidades relativas, de las presiones capilares, la determinación de los contactos iníciales de fluidos.

OBJETIVO El propósito fundamental de un Modelo Dinámico es representar la

interacción de la roca y los fluidos del yacimiento y reproducir las características o condiciones de presión, producción e inyección del yacimiento, además, permite el desarrollo de metodologías para comprender de una manera integral el desplazamiento de los fluidos en el sistema poroso. Con la finalidad de estimar volúmenes de fluidos en sitio y reservas recuperables, analizar el comportamiento de presión, producción e inyección, y predecir el comportamiento futuro del yacimiento; todo esto en sinergia con el Modelaje Estático.

METODOLOGÍA PARA LA ELABORACIÓN DEL MODELO DINAMICOLa elaboración del Modelo Dinámico se inicia durante el desarrollo de

la Fase II y la Fase III de un Estudio Integrado. La Fase II, corresponde a la caracterización física y energética del yacimiento, fundamentándose en la aplicación de ingeniería convencional de yacimientos, la cual permitirá realizar el análisis de los datos históricos de producción y presión del yacimiento, análisis de fluidos y de núcleos disponibles, para la generación de los siguientes modelos: presiones, termodinámico e Interacción Roca–Fluido, entre otros. Así como también, involucra un estudio de factibilidad, el cual permitirá al equipo multidisciplinario, luego de un análisis técnico y financiero, iniciar la realización del Modelaje Numérico del Yacimiento.

La Fase III involucra la etapa de Simulación Numérica del Yacimientos, la cual se realiza mediante la construcción de un Modelo Numérico a partir de la integración de los Modelos Estáticos e ingeniería convencional de yacimientos, realizados durante la fase de Caracterización (Fase II).

Para un ciclo o estudio específico, la generación del Modelo Dinámico, se inicia con la recolección y análisis de los datos referentes al medio poroso

(yacimiento), continua con la construcción del modelo de simulación numérica cotejado y culmina con la evaluación de escenarios que involucran el esquema de recuperación base y esquemas de explotación que determinan la potencialidad de producción del yacimiento. Posteriormente los resultados de las evaluaciones son entregados a la Gerencia de Planificación o la Gerencia responsable de elaborar el Modelo de Negocios.

ETAPAS PARA ELABORAR UN PLAN DE MODELADO DINAMICO

Comprende las siguientes etapas:1. Análisis del comportamiento histórico del yacimiento: que incluye

recuperación primaria, secundaria, terciaria y mejorada. Debe contemplarse el análisis de comportamiento de presión a nivel de pozo y yacimiento.

Análisis del comportamiento de la producción de fluido: comprende:

Tasa de acumulación de producción RPG Corte de agua. Características de los fluidos producidos Análisis del comportamiento de la inyección de los fluidos:

presión de inyección, volúmenes inyectados, tipos de arreglos, entre otros.

Variación de la información. Identificación de la zona agotadas del yacimiento, areal y

verticalmente. Revisión y elaboración de las historias actualizadas de los

pozos. Evaluación del comportamiento de producción a nivel del pozo:

curva e IP, análisis nodal, métodos de producción, optimización de los métodos, limitaciones de presión, entre otros.

2. Propiedades termodinámicas del petróleo-gas y agua: debe incluir información de prueba de laboratorio, validación de dicha información, identificación del tipo de crudo, elaboración de diagrama de fases y utilización de correlaciones.

3. Interacción roca-fluido: información de porosidad, permeabilidad y saturación, pruebas especiales (permeabilidad relativa, presión capilar, mojabilidad e interpretación de la curvas de la permeabilidad relativa), imbibición y drenaje, utilización de correlaciones.

4. Aplicación de balances de materiales: forma general de la ecuación de balance de materiales, depletacion cuando la presión de yacimientos esta por encima del punto de burbujeo, la presión de yacimiento cuando esta por debajo del punto de burbujeo, identificación de los mecanismo de producción existentes en el yacimiento, si existe capas de gas (tamaño de la capa), si existe empuje por agua (hay que conocer el tamaño del acuífero), calculo de influjo, compactación, determinación del poes.

5. Aplicación de técnicas de interpretación de presiones para pozos verticales y horizontales:

Ecuación de flujo y ecuación de difusividad. Efecto de llene y efecto de daño. Análisis de las pruebas de presión. Registros RFT y MDT. Calculo de permeabilidad de factor de daño. Presión estática. Análisis de presiones de yacimientos fracturados.

6. Calculo volumétrico: debe calcularse: Contacto de fluidos Mapas de espesor neto, porosidad y volumen poroso. Calculo volumétrico de poes. Calculo de factor de recobro.

7. Análisis de la curva de declinación para el cálculo de reservas. Declinación exponencial, hiperbólica y armónica. Gráficos tasa vs. Tiempo – tasa vs. Acumulado. Gráficos de corte de agua vs. Acumulada. Limite económico

8. Recuperación secundaria por inyección de agua: Teoría del desplazamiento imbibisible o flujo fraccionar Razón de movilidad. Heterogeneidad del yacimiento. Eficiencia de recobro areal y vertical Patrones de flujo de inyección Tasa de inyección Predicción

9. Evaluación económica del proyecto: Costos Gasto de operación Valor presente neto (BPN)

Tasa interna de retorno Tiempo de pago. Riesgo e incertidumbre. Plan de explotación.

10.Plan de explotación: Recompletaciones. Perforación inter-espacial. Pozos horizontales. Pozos multilaterales. Pozos inclinados. Inyección de agua. Inyección de gas. Recuperación térmica. Inyección de vapor continua y alterna (combustión in situ) Agua caliente. Desplazamiento miscible o recuperación mejorada.

MODELO DE INTERACCIÓN ROCA-FLUIDOPara la elaboración del modelo de interacción roca--fluido, se requiere

de la siguiente información:Modelo de Datos: Análisis especiales de núcleos de permeabilidad relativa, presión capilar y humectabilidad.Modelo Estructural: Interpretación del modelo Estructural.Modelo Estratigráfico: Interpretación del modelo Estratigráfico. La generación de un modelo de interacción roca--fluido asociado al tipo de roca presente en un yacimiento, según el radio de garganta de poro.

Metodología para la elaboración del modelo interacción roca-fluido.Un modelo de tipos de rocas es de gran importancia dentro de la

utilidad del modelo de interacción roca–fluido, ya que se pueden representar las heterogeneidades presentes en los yacimientos. El modelo no es más que una discretización de los principales tipos de rocas presentes en el yacimiento y caracterizados a través del modelo petrofísico.

La cantidad de tipos de rocas a utilizar en el modelo de interacción depende de las hetorogeneidades del yacimiento y de la cantidad de información de análisis especiales disponibles. Esto a fin de discretizar y representar los cambios que se originan en los diferentes tipos de rocas. En el caso contrario cuando se disponga de información limitada, se recomienda utilizar un modelo simplificado.

Los tipos de rocas que se definan en el modelo de interacción roca–fluido deben presentar rangos de valores de porosidad, permeabilidad y radio de garganta de poros, al igual que los tipos de rocas del modelo petrofísico del yacimiento.

Posteriormente, se recomienda realizar gráficos de proporción de los tipos de rocas presentes en los análisis de presión capilar, mojabilidad y permeabilidad relativa. Esto permitirá identificar que tipo de rocas presenta mayor cantidad de análisis. Esta información servirá de insumo para la planificación de próximos análisis de núcleos a ejecutar para la posterior actualización del modelo de interacción roca–fluido que se está construyendo.Caracterización de la Mojabilidad: La caracterización de la mojabilidad de un yacimiento es un parámetro importante a establecer en el modelo de interacción roca–fluido, pues esta propiedad define la forma que adoptan las curvas de distribución de fluidos en el medio poroso, así como las movilidades de los diferentes fluidos en función de la saturación del sistema. Aunque la mojabilidad no es parámetro que se introduzca en forma directa en los cálculos de ingeniería de reservorios, la misma debe ser reflejada a través de las características de las curvas de presión capilar y permeabilidad relativa que constituyan el modelo de interacción roca–fluido que desee generarse.Generar Modelo de Curvas de Presión Capilar: Una vez corroborado la validez de las curvas de presión capilar Agua–Petróleo y Gas–Petróleo reportadas del laboratorio se procede a ajustar y suavizar la dispersión natural de las medidas de laboratorio.Generar Modelo de Permeabilidad Relativa: Una vez corroborado la validez de las curvas de Permeabilidad relativas Agua–Petróleo y Gas–Petróleo, los datos medidos en el laboratorio deben ser refinados usando el método de Stile (función Corey) con la finalidad de suavizar la dispersión natural y el comportamiento anómalo que originan las mediciones experimentales.

El proceso de refinación evita problemas de inestabilidad numérica que causan los datos de las mediciones originales (no suavizados), ya que permite validar la data experimental a ser utilizada en los simuladores de yacimiento. Así pues, con la refinación se generan curvas ajustadas a funciones matemáticas.Análisis de Riesgo e Incertidumbres: Una vez generado el modelo de interacción roca–fluido, se debe realizar un análisis de riesgo e incertidumbre que considere a todas las variables. Estas variables deben ser presentadas

en forma de matriz y mostrar las desviaciones estándar o rangos de aplicación de las mismas. Esta información le permitirá al ingeniero tomar decisiones al momento de realizar algún ajuste al modelo de interacción roca–fluido.Generar Archivos para Simulación Numérica: En esta etapa debe suministrarse en formato compatible con el simulador numérico de yacimiento, los archivos contentivos de las curvas de presión capilar y permeabilidad relativa, así como la data de puntos extremos (end points).Realizar Plan de Captura de Información: Se deben planificar y definir cantidades de análisis a realizar en función de la necesidad existente en los modelos construidos o que se requieren construir. Todos los análisis que se planifiquen deben ser representativos de las condiciones imperantes en el yacimiento. Igualmente deben fijarse las especificaciones técnicas a considerar en los análisis a ejecutar.Elaborar Informe: Esta etapa constituye la parte final de la construcción del modelo de interacción roca – fluido en el escenario de disponer de análisis de laboratorio. Aquí deben establecerse recomendaciones importantes a fin de fortalecer las debilidades que pudiesen estar presentes en el modelo construido.

ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN E INYECCIÓNPara elaborar el análisis del comportamiento de Producción e

Inyección se requiere la siguiente información: Modelo de Datos: Fichas e historias de pozos que contengan información operacional de los pozos, historia de los intervalos abiertos a producción, información PVT, registros, núcleos, tipos de completación de los pozos, trabajos de rehabilitación y propósito de los trabajos realizados con sus respectivos resultados. Históricos de producción e inyección de los yacimientos y registros de producción.Modelo Estructural: Interpretación del modelo estructural del yacimiento. Modelo Estratigráfico: Interpretación del modelo estratigráfico del yacimiento.Modelo Petrofísico: Resultados de la interpretación petrofísica, contactos de fluidos, etc.Modelo Termodinámico y Análisis del Comportamiento de Presión: Análisis de las propiedades de los fluidos y comportamiento de presión del yacimiento.

Metodología1.- Identificar los pozos a ser analizados según la caracterización definida en los yacimientos, y siguiendo criterios de agrupamiento basados en las características del área a analizar de acuerdo al alcance del proyecto,2.- Verificar consistencia de la base de datos de producción e inyección con el modelo geológico. Revisar la interpretación geológica del yacimiento. De existir cambios, se debe realizar la asignación de fluidos producidos/inyectados a la nueva interpretación estática y se debe corregir la base de datos obtenida del modelo de datos.3.- Elaborar gráficos del comportamiento de producción/inyección y eventos de Pozos.4.- Analizar el comportamiento de cada pozo para establecer su comportamiento dinámico y así lograr explicar/justificar cualquier tendencia anormal en relación a los pozos vecinos. El análisis del comportamiento dinámico de cada pozo se puede evaluar en tres Categorías (Análisis del comportamiento de producción e inyección, Análisis del movimiento de fluidos en el medio poroso y Análisis del comportamiento de presión) de manera integrada y dependerá de la información disponible.5.- La integración e interpretación de los resultados obtenidos del análisis del comportamiento de la producción e inyección de los yacimientos debe inducir o identificar lo siguiente:- Potencial de producción alcanzable (pozo/yacimiento).- Niveles de agotamiento.- Posición actual de los frentes de fluidos.- Identificación y validación de contactos de fluidos.- Áreas no drenadas.- Visualización de oportunidades.6.- Evaluar la Incertidumbre de los datos (calidad, cantidad, tecnologías de recolección, entre otros), y analiza el riesgo asociado.7.- En el análisis del comportamiento de producción e inyección se generan los siguientes productos:- Validación de los históricos de producción e inyección por unidad de flujo, pozo y yacimiento.- Cronología de eventos efectuados en los pozos productores e inyectores.- Mapas de avance fluidos en el medio poroso.- Identificación de contactos de fluidos actuales.- Tipos de declinación de producción.- Potenciales de producción.- Base de datos de producción e inyección validada y actualizada.

- Análisis de riesgo e incertidumbre.

ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN DE UN YACIMIENTOPara el análisis de comportamiento de presión de un yacimiento, se

requiere la siguiente información proveniente de los siguientes modelos:Modelo de Datos Pruebas de presión recopiladas y validadas (estáticas, dinámicas, restauración, declinación, disipación de presión pruebas de formación). Registro de desviaciones de los pozos.Análisis del Comportamiento de Producción/Inyección: Historias de pozos.Modelo Estructural y Estratigráfico: Interpretación de los modelos estructurales y estratigráficos.Modelo Petrofísico: Espesor petrolífero y porosidad del yacimiento.Modelo Termodinámico Líquido – Vapor: propiedades de los fluidos.Modelo Convencional: Datum del yacimiento.

Procedimiento para la Elaboración del Análisis de Presión1.- Clasificar y re–agrupar por pozo/yacimiento las pruebas de presión, revisando la historia del pozo, considerando los topes obtenidos en el modelo estratigráfico y el patrón de fallas del modelo estructural. Definir si el pozo pertenece al yacimiento y corregir base de datos, en el caso de ser necesario.2.- Determinar el gradiente del yacimiento (petróleo/gas) basado en la ley de la conservación de la masa utilizando la densidad del petróleo a condiciones del yacimiento. Otro procedimiento para calcular el gradiente de fluido en el yacimiento es a través de registros de pruebas de formación.3.- Para determinar el gradiente del fluido en el pozo, se procede a verticalizar las profundidades medidas registradas durante la prueba de presión estática.4.- Graficar presión vs. Profundidad verticalizada de cada una de las presiones estáticas en el pozo. La existencia de más de una tendencia lineal indica la presencia de más de un fluido. 5.- Para cada prueba estática, determinar la presión al tope (Pt) de la formación o de las perforaciones a partir de la presión medida (Pm) en la última parada con el del gradiente del fluido presente entre la profundidad medida (corregida) y el tope de la formación o de las perforaciones (Pt). 6.- Calcular la presión al Datum (Pdatum) para cada una de las pruebas.

7.- Graficar la presión al datum en función del tiempo y producción acumulada e identificar la existencia de pozos o grupos de pozos y niveles estratigráficos con variabilidad en las medidas registradas.9.- Corregir base de datos del proyecto proveniente del Modelo de Datos.10.- Seleccionar el sistema de interpretación de acuerdo al modelo de yacimiento.11.- Recopilar la información necesaria para realizar la interpretación de la prueba de presión.12.- introducir todos los datos en el sistema seleccionado para la interpretación.13.- Identificar los tipos de regímenes de flujos presentes en el yacimiento de acuerdo a las características de la roca yacimiento.14.- Realizar la interpretación de los resultados.15.- Verificar si es necesario realizar nuevas interpretaciones de las pruebas de presión en pozos claves (cercanos a fallas, contactos agua–petróleo, barreras de permeabilidad, otros), que aporten información al estudio de caracterización del yacimiento.16.- Los datos de presión a un período de tiempo limitado durante la vida productiva de un yacimiento, son graficados en un mapa base y se elaboran para las siguientes aplicaciones:– Determinar zonas de drenaje preferencial.– Evaluar la eficiencia del mantenimiento de presión en un proyecto de recuperación mejorada de hidrocarburo.– Identificar niveles de comunicación entre bloques de un yacimiento.17.- Evaluar la Incertidumbre de los datos (calidad, cantidad, tecnologías deRecolección, entre otros), y analiza el riesgo asociado.18.- Documentar los resultados del análisis y validación de la información de presión.

ANÁLISIS TERMODINÁMICOSLa construcción de un modelo termodinámico tiene como finalidad la

reproducción del comportamiento de las propiedades de los fluidos a condiciones de yacimiento y/o superficie a través de una ecuación de estado, con el propósito de ser utilizado en simulación de numérica de yacimiento, predicciones y diagnósticos a través de análisis nodales, medidores de flujo multifásico y balance de materiales.

Para la generación del modelo termodinámico se requiere la siguiente información:

Modelo de Datos: Información PVT validado desde el punto de vista matemático.Análisis del Comportamiento de Producción/Inyección: Suministrará los datos históricos de producción y pruebas de pozos validados.Modelo Estructural: Suministrará la interpretación del modelo estructural del yacimiento.Modelo Estratigráfico: Suministrará la interpretación del modelo estratigráfico del yacimiento.

La generación del modelo termodinámico inicia una vez que la información PVT es validada y posterior a ello se debe hacer un análisis previo, cuyos resultados deben ser utilizados para definir si la información disponible es suficiente como para hacer una caracterización termodinámica de los fluidos. En caso de no disponer información PVT que describan el comportamiento termodinámico de hidrocarburos tipo gas condensado o líquidos se deben emplear correlaciones para el cálculo de sus propiedades, siempre y cuando se considere la incertidumbre de las expresiones matemáticas. La correlación a seleccionar dependerá de las características termodinámicas de los hidrocarburos que contenga cada yacimiento y dada la diversidad de las mismas, no serán descritas por no formar parte de los objetivos del presente estudio.Análisis del Comportamiento Areal y Vertical de los Fluidos: La caracterización de los fluidos en función de la composición, presión de saturación, relación gas petróleo inicial, gravedad API, peso molecular, etc., nos permite validar los compartimientos identificados en la interpretación de los modelos estructurales y estratigráficos. La técnica consiste en realizar gráficos de profundidad (TVDss) en función de alguna de las variables antes mencionadas y se podrán observar tendencias o comportamientos definidos por yacimientos o áreas.Ajuste de la Ecuación de Estado: El principal objetivo de utilizar una ecuación de estado es reproducir el comportamiento de las propiedades de los fluidos a cualquier condición de presión y temperatura. Para la elaboración del modelo termodinámico líquido –vapor es empleado un simulador de comportamiento de fases, para lo cual se deben seleccionar muestras de fluidos a diferentes profundidades que representen areal y verticalmente la columna de fluidos del yacimiento.Reproducción de Datos Experimentales: Consiste en establecer el cotejo entre los parámetros experimentales y los estimados a través de la ecuación de estado para cada muestra de fluido. En el caso de yacimientos con

hidrocarburos con poca variación composicional vertical/areal solo es necesario verificar el ajuste de los datos experimentales globales de cada PVT.Exportación de los Resultados al Simulador de Yacimientos: El modelo termodinámico líquido – vapor obtenido del ajuste de la ecuación de estado, es exportado por el ingeniero de yacimientos de manera directa al simulador de yacimientos para dar inicio al modelado numérico.

MODELO DE POZOSPara desarrollar el modelo de pozo, se requiere disponer de los datos

de los modelos que se mencionan a continuación:Modelo Petrofísico: Este modelo debe suministrar los espesores promedios de las arenas netas petrolíferas y permeabilidad absoluta (en caso de no disponer de información de pruebas de presión) de la sección del yacimiento atravesada por el pozo.Modelo Termodinámico Líquido – Vapor: Este modelo debe suministrar los resultados provenientes de la caracterización termodinámica de los fluidos (ecuación de estado o datos PVT) con su debido soporte.Modelo de Datos: Suministrará los diagramas de completación de los pozos existentes en el yacimiento.Modelo de Presión: Es el responsable de aportar el histórico de presión del yacimiento referenciadas al datum. En el caso de que existan registros de pruebas de presión representativas, se debe suministrar los valores del daño y permeabilidad efectiva.Modelo de Interacción Roca – Fluido: Suministrará la información de permeabilidad relativa de los diferentes desplazamientos existentes en el yacimiento, en el caso que no se disponga de permeabilidades efectivas.

METODOLOGIARecopilación de Información: En esta primera fase se recopila la información validada de los sub--modelos que conforman el modelo de yacimientos y las medidas de presión de fondo fluyente (Pwf) de los pozos en el área bajo estudio.Determinación de la Pérdida de Presión en la Completación de los Pozos: La completación representa la interfase entre el yacimiento y el pozo, y a través de ella el fluido experimenta una pérdida de presión la cual dependerá del tipo de completación existente.

Pérdida de Presión en Completación a Hoyo Desnudo: La caída de presión en este tipo de completación es cero, debido a que la comunicación entre el yacimiento y el pozo es directa.Pérdida de Presión en Completación con Cañoneo Convencional y Empaque con Grava: Para evaluar la perdida de presión a través de la completación con cañoneo convencional y/o empaque con grava.Construcción de la Curva de Influjo IPR (Oferta): Es de primordial importancia conocer la condición termodinámica del hidrocarburo contenido en los yacimientos, de acuerdo al punto de saturación, para la construcción de la curva de la oferta.Construcción de la Curva de Demanda: La presión de fondo fluyente (Pwf) es registrada en los pozos del campo a través de equipos especiales (sondas electrónicas) por requerimiento de los ingenieros de optimización, para medir los gradientes dinámicos de los pozos y cotejar la correlación de flujos multifásico en la tubería vertical, y de esta manera optimar el comportamiento de flujo de fluido en el pozo. Por lo tanto, el ingeniero de optimización de producción debe suministrar la correlación de gradiente para flujo multifásico en tuberías verticales (VFP) que aplique en el campo.Productos del Modelo de Pozos: El Modelo de pozos le suministrará como producto al personal de yacimientos, la siguiente información:-El índice de productividad de los pozos propuestos en los planes de explotación.-Tasas máximas o potencial del pozo, considerando daño igual cero (0)-Curvas de gradientes de flujo multifásico, VFP-Tasas óptimas de producción, para predecir el comportamiento de producción de cada pozo mediante análisis convencional o simulación numérica.

MODELO CONVENCIONALPara desarrollar el modelo convencional, se requiere disponer de los

resultados obtenidos de los siguientes modelos:Modelo Petrofísico: Este modelo debe suministrar los espesores promedios de las arenas netas petrolíferas y permeabilidad absoluta (en caso de no disponer de información de pruebas de presión) de la sección del yacimiento atravesada por el pozo.Modelo de Pozo: Suministrará los índices de productividad de las arenas y potencial de producción de los pozos.

Modelo Termodinámico Líquido – Vapor: Este modelo debe suministrar los resultados provenientes de la caracterización termodinámica de los fluidos (ecuación de estado o datos PVT) con su debido soporte.Análisis del Comportamiento de Presión: Es el responsable de aportar el histórico de presión del yacimiento referenciadas al datum. En el caso de que existan registros de pruebas de presión representativas, se debe suministrar los valores de permeabilidad efectiva.Análisis del Comportamiento de Producción e Inyección: Históricos de producción e inyección por pozo y yacimiento.Modelo de Interacción Roca – Fluido: Suministrará la información de permeabilidad relativa de los diferentes desplazamientos existentes en el yacimiento, en el caso que no se disponga de permeabilidades efectivas.Modelo Estático: Suministrará la información de geometría del yacimiento y estimaciones de volúmenes de hidrocarburos en sitio (POES y GOES).

Metodología A continuación se describen las actividades:Identificación de los Contactos de Fluidos: Para cada una de las regiones, bloques o yacimientos, verificar que se hayan identificado los contactos originales en el modelo estático:

- De no haberse identificado, revisar indicios de los mismos a partir de datos de producción (alta producción de agua y/o gas). En caso de no existir indicios de contactos, se tomarán los límites de bloque, región o yacimiento, determinados en el modelo estático.

- Identificado los contactos durante la elaboración del modelo estático, análisis de presión y a partir de datos de producción.

- A partir del análisis del comportamiento de presión original, identificar los gradientes característicos del agua, gas y petróleo. Elaborar los gráficos de presión en función de profundidad y comparar los gradientes de yacimientos con los obtenidos a partir de los análisis de PVT y análisis físico – químicos del agua de formación.

- Del análisis de presión definir la profundidad de los contactos iniciales de fluidos a través de la intersección de los gradientes.

Validación de los Contactos de Fluidos: Comprobar si existe un valor de presión de burbujeo determinado a partir de análisis PVT.

- Verificar que la presión original del yacimiento a nivel del contacto gas–petróleo sea igual a la presión de burbujeo a esa profundidad. En caso de presentarse diferencia, verificar cada uno de los contactos obtenidos mediante balance de materiales y/o simulación numérica.

- Comparar los contactos obtenidos en los pasos anteriores, con los resultados del modelo petrofísico y efectuar los ajustes en caso de ser necesario.

- Verificar la consistencia de los contactos de los fluidos definidos en los pasos anteriores, con el histórico de producción y presión del yacimiento.

- Verificar la consistencia del contacto agua – petróleo o gas – agua con los resultados obtenidos el modelo petrofísico.

Elaboración del Gráfico de Agotamiento: Elaborar el gráfico de agotamiento para petróleo P/Pi vs. Np/N y para gas P/Z vs. Gp/G.

Basado en la información disponible, verificar si es factible definir las tendencias. En caso afirmativo comparar contra curvas de agotamiento tipo para cada mecanismo de producción. En caso contrario, se recomienda la adquisición de información adicional.

- Identificar los mecanismos de producción asociados al yacimiento y realizar su validación mediante balance de materiales.

- Verificar si existen yacimientos vecinos con similares características. De ser así, sumir los mismos mecanismos de producción actuantes. En caso contrario, se asume como mecanismos actuantes la expansión de la roca y los fluidos y empuje por gas en solución.

Balance de Materiales Convencional: Es un método dinámico, basado en la ley de la conservación de la masa, es decir, que cada volumen poroso de un yacimiento permanece constante, o cambia con la presión del yacimiento de una manera pronosticable; cuando de dicho yacimiento se produce petróleo, gas y/o agua. En general y en su forma más simple, el balance de materiales establece que el volumen inicial de fluidos en el yacimiento es igual al volumen de fluido remanente en dicho yacimiento más el volumen de fluidos producido, medidos a iguales condiciones de presión y temperatura.

El Método de Balance de Materiales debe usarse para evaluar la cantidad de fluidos presentes en el yacimiento a cualquier tiempo durante el agotamiento. De un modo especial, se usa para estimar la cantidad de hidrocarburos inicialmente en el yacimiento y predecir el comportamiento futuro y recuperación total de los mismos.Yacimientos Subsaturados o Saturados (Sin Capa de Gas Inicial): Para el caso de yacimientos subsaturados o saturados a la presión de saturación(Sin capa de gas inicial), se gráfica, asumiendo que la intrusión de agua (We), es cero, F vs. (Eo + Ef,w), dado que el valor de m es igual a cero.

Mediante regresión lineal se determina la ecuación de la recta que, partiendo desde el origen, permita obtener el mejor ajuste. Se calcula la

pendiente de la recta la cual representa el valor del POES. Este valor debe ser comparado con el obtenido del modelo estático y las diferencias deben ser explicadas.

Después del periodo del comportamiento lineal podría ocurrir que los puntos se separen de esta tendencia y muestren un ascenso bien definido. Este comportamiento estaría indicando la existencia de una entrada de energía adicional al yacimiento que pudiera interpretarse como el avance o entrada de un acuífero o la entrada de petróleo proveniente de otro yacimiento. En caso de observarse una disminución de la tendencia, este podría interpretarse como una salida de fluidos hacia otro yacimiento. Ambas desviaciones podrían ser producto de la inconsistencia en los datos PVT, producción de fluidos, comportamiento de presión, etc. En estos casos debe revisarse la historia de producción y el comportamiento de presión de los pozos y del yacimiento a fin de encontrar la debida explicación.Identificación de los Mecanismos de Empuje Predominantes: Una vez determinado el valor del POES (N) y tamaño de la capa de gas (m), se incluye en la hoja de cálculo, definida para realizar el balance de materiales, la intrusión de agua (We), así como los índices de empuje. La valoración de estos índices permitirá establecer los mecanismos con mayor efecto sobre el comportamiento de producción durante la vida productiva del yacimiento.Declinación de Producción: Las curvas de declinación de producción representan un método dinámico para la estimación de las reservas recuperables de un yacimiento y su característica dinámica proviene del hecho de que utiliza la historia de producción de los fluidos, por pozo o por yacimiento.

La aplicación del método parte de que existe suficiente historia de producción como para establecer una tendencia de comportamiento y, entonces, la predicción del yacimiento se hace a partir de la extrapolación de dicha tendencia.Balance de Materiales: Una vez obtenido la estimación de los volúmenes originales de hidrocarburos en sitio a través de la técnica de balance de materiales, se debe visualizar los escenarios posibles de explotación con el objetivo de calcular las reservas de petróleo y gas del yacimiento. Comparar las estimaciones de reservas, con los obtenidos a través de curvas de declinación de producción, método volumétrico, etc. Si los resultados son similares se toman las de balance de materiales para realizar las evaluaciones económicas del proyecto y en caso contrario, es preciso identificar cual de los métodos utilizados para estimar reservas muestra mayor fortaleza.

Posteriormente se compara las reservas recuperables estimadas con el método previamente seleccionado del paso anterior, con las oficiales y se elabora una justificación técnica integrada sobre las diferencias que logren definirse (si es el caso).Productos: Los productos que se generan en el modelo convencional de yacimientos son los siguientes:

- Distribución inicial y actual de los fluidos del yacimiento.- Estimación de volúmenes de hidrocarburos iniciales (POES, GOES,

COES, GCOES)- Determinación de los mecanismos de empujes o producción.- Cuantificación e identificación de la declinación energética y de

producción del yacimiento.- Cálculos de las reservas recuperables y remanentes en el yacimiento.- Cálculo de los factores de recobro.- Plan de desarrollo del yacimiento (si el alcance del estudio integrado

no incluye simulación numérica de yacimientos).Documentación: Los resultados de todo el proceso, mencionado en ese manual, deben ser documentados y al final del análisis convencional del yacimiento elaborar un informe que debe ser aprobado por el Gerente de Estudios Integrados de Yacimientos.

ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD DE SIMULACIÓN NUMÉRICAPara realizar el análisis de factibilidad técnica de simulación numérica

de yacimiento, se requiere información técnica relacionada con el diagnóstico de la incertidumbre de los modelos estático y dinámico, así como la plataforma tecnológica.

A continuación se describen las actividades:1 Evaluar la complejidad del yacimiento basado en los elementos que conforman el modelo integrado, con el propósito de definir el alcance y los objetivos de la simulación numérica.2 Desarrollar una matriz que permita ponderar el impacto de los productos básicos, en la certidumbre total del modelo integrado de yacimiento, teniendo presente el alcance original del estudio integrado. Los productos básicos homologados son:

- Modelo estático (determinístico o estocástico)- Modelo estructural.- Modelo estratigráfico.- Modelo sedimentológico.

- Modelo petrofísico- Modelo Dinámico- Análisis de datos de yacimiento.- Validación de contactos originales.- Análisis de presiones.- Análisis de producción / inyección.- Mecanismos de producción.- Validación de POES/GOES.- Estimación de reservas, factor de recobro.- Plan de explotación actual (de existir).

Para la construcción de la matriz se ejecutarán los siguientes pasos:1. Como punto inicial considerar una matriz donde el modelo estático y dinámico tendrán la misma ponderación. La matriz se constituirá en base a los productos definidos para los modelos estático y dinámico, asignando a cada uno de ellos un peso que refleje su influencia sobre el modelo integrado.2. Asignar los pesos resultantes (porcentuales) a cada uno de los productos básicos del estudio al final de los modelos estático y dinámico. Para ello se debe tomar en consideración la evaluación de riesgo e incertidumbre de cada uno de los modelos.3. Verificar si los valores de volúmenes de hidrocarburos en sitio, factor de recobro, reservas remanentes y expectativas de crecimiento, obtenidos durante la caracterización del yacimiento, justifican la ejecución de un modelo de simulación. En caso negativo, documentar los resultados del análisis de factibilidad de simulación, elaborar plan de desarrollo y pasar al modelo de negocio, tomando en consideración los resultados del análisis convencional de yacimientos. 4. Verificar si el nivel de confianza es suficiente tomando en consideración los resultados de la matriz de evaluación.5. Establecer el plan de mejora de certidumbre tomando como referencia la matriz de certidumbre. Verificar si un plan de captura de información adicional a corto plazo contribuirá a incrementar la certidumbre del modelo integrado. 6. Definir el alcance final y objetivos del estudio, elaborar cronograma de actividades, determinar los recursos materiales y fuerza–hombre necesarios para la simulación.7. Estimar los costos, identificar los beneficios y cuantificar el valor agregado de la simulación.

8. Documentar en un informe el análisis realizado, puntualizando las razones técnicas–económicas por la cuales se debe realizar ó no una simulación del yacimiento, el cual es aprobado por el gerente de estudios Integrados de yacimientos.

MODELO DE SIMULACIÓNPara elaborar el Modelo de Simulación se requiere la siguiente información:Modelo Estático (mallado fino): Todos los productos generados en los procesos y modelos anteriores deben ser compatibles con los softwares de simulación disponibles a nivel corporativo. Para disponer del modelo Estático se debe tener:- Modelo Estructural- Modelo Estratigráfico- Modelo Sedimentológico- Modelo Petrofísico- Modelo GeoestadísticoModelo Dinámico:- Fichas de pozos- Desviaciones de pozos- Historias de pozos- Caracterización de fluidos- Caracterización de la roca fluidos- Historias validadas de producción/ inyección- Modelo y análisis de presiones por pozos y por regiones (identificando compartimientos y tendencias).- Análisis convencional de yacimientos de movimientos de contactos y frente de fluidos, en caso de que aplique.- Análisis convencional de los proyectos existentes de recuperación secundaria y/o mejorada en caso de que aplique- Balance de materiales- Factibilidad de simulaciónIntegración de Datos DinámicosA continuación se describen las actividades:

- Cargar los datos recurrentes: ubicación, trayectoria, historia de completación, historia de mangas (cambios de zona), trabajos de estimulación (fracturamiento, acidificación) y/o métodos de producción, volúmenes producidos e inyectados, medidas de presión (dinámicas y estáticas) de los pozos, hitos de hundimiento, datos de temperatura, registros especiales, entre otros. Estos datos fueron

revisados y validados en el modelo convencional, modelo de producción y análisis de presiones.

IMPORTANCIA

Con el modelo dinámico se puede incrementar las reservas de hidrocarburos, medir el porcentaje de éxito de las campañas de perforación y reparación de pozos; maximizar el recobro final de las reservas y el potencial de producción, minimizando la declinación de producción, evaluar diferentes esquemas de recuperación: número y arreglo de pozos inyectores, tasas de inyección y producción, cuyas variables deben ser evaluadas desde el punto de vista económico, considerando el nivel de riesgo e incertidumbre, para determinar la factibilidad y rentabilidad de cada escenario.

EJEMPLO DE LA APLICACIÓN DEL MODELO DINÁMICO

Evaluación del modelo dinámico del yacimiento ACE-9, Arena R0, Campo Acema Casma, Distrito San ToméEvaluación del Modelo Dinámico del Yacimiento ACE-9, Arena R0, del Campo Acema Casma, perteneciente al Distrito San Tomé, mediante análisis convencional de yacimientos, con el objetivo de establecer un esquema de explotación económico y rentable que permitiera la extracción de las reservas remanentes de hidrocarburos. El estudio se inició con la recopilación de toda la información del yacimiento que incluye: Mapa isópaco-estructural, pozos perforados y completados, historia de producción y presión, análisis PVT de laboratorio, registros eléctricos de pozos, pruebas BHP-BHT. Posteriormente se desarrolló el modelo dinámico, donde se analizó el comportamiento de presión-producción del yacimiento y se determinaron las propiedades físicas de rocas y fluidos, con el fin de obtener el POES y GOES por el método volumétrico, establecer los mecanismos de producción predominantes y calcular las reservas totales y remanentes de hidrocarburos a través de balance de materiales (MBAL) y curvas de declinación de producción (OFM). De este estudio se obtuvieron los siguientes resultados: A) El yacimiento se encontraba inicialmente subsaturado a una presión de 5.134 lpc, con una gravedad API de 27°, un Rsi de 860 PCN/BN y un Boi de 1,41 BY/BN. B) La evaluación petrofísica y la historia de producción indicaron que las mejores zonas de almacenamiento y flujo se encuentran hacia la parte Sur-Oeste del yacimiento. C) El petróleo original en sitio obtenido volumétricamente fue de 31,06 MMBN, mientras

que por balance de materiales se obtuvo un POES de 30,14 MMBN. D) La producción acumulada de petróleo, agua y gas es de 9,38 MMBN, 1,63 MMBN y 11,82 MMMPCN respectivamente, resultando el empuje hidráulico el mecanismo principal de producción. E) Las reservas remanentes de petróleo estimadas por balance de materiales y por las curvas de declinación de producción son de 1,3 MMBN y 1,4 MMBN. F) Desde el punto de vista económico se propone drenar las reservas remanentes a través de los pozos 33AC-119 y 128 con un valor presente neto (VPN) de 4,4 MM$ (9.480 MMBs) lo cual hace rentable al proyecto.

FLUOGRAMA

REPÙBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN SUPERIOR

I. U. P. “SANTIAGO MARIÑO”

EXTENSION MARACAIBO

MODELO MODELO DINÁMICO DINÁMICO

INTEGRANTE:

BRITO, DEYECER

C.I. 21.097.726

MARACAIBO, JUNIO DE 2012

REFERENCIA

Thorsen, B.; “Modelo de Presión Capilar y Permeabilidad Relativa para el Campo Furrial”. PVDSA – Estudios Integrados Furrial. (Noviembre 2001). Informe Técnico Interno.

Craft, B. y Hawkins, M. Ingeniería Aplicada a Yacimientos Petrolíferos. Editorial TECNOS, Madrid.

PO--EI--07--011 Procedimiento Operativo, Simulación de Yacimientos. PDVSA.

CIED. Seguimiento a yacimientos. PDVSA

Figueroa, José, Tesis: Evaluación del modelo dinámico del yacimiento ACE-9, Arena R0, Campo Acema Casma, Distrito San Tomé