modelo estÁtico del yacimiento eoceno c...
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
MODELO ESTÁTICO DEL YACIMIENTO EOCENO C-3 INFERIOR LRF0016
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Autor: Ing. Farah Diva Faiz Rivas Tutor: Prof. Américo Perozo
Maracaibo, junio de 2009
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APROBACIÓN
Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado MODELO ESTÁTICO DEL YACIMIENTO EOCENO C-3 INFERIOR LRF0016 que FARAH DIVA FAIZ RIVAS, C.I.: 15.286.662 presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Artículo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de
MAGÍTER SCIENTIARUM EN INGENIERA DE PETRÓLEO
Coordinador del Jurado Américo Perozo C.I. 2.880.248
Eduardo Ríos Carmelo Urdaneta
C.I. 2.865.274 C.I. 2.883.988
Directora de la División de Postgrado Gisela Páez
Maracaibo, junio de 2009
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Faiz Rivas, Farah Diva. Modelo Estático del Yacimiento Eoceno C-3 Inferior LRF0016. (2009) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 94 p. Tutor: Msc Américo Perozo.
RESUMEN
Los yacimientos altamente heterogéneos y maduros son hoy en día un reto para la industria petrolera, especialmente cuando el espacio entre pozos es amplio y existen pocas garantías de una extrapolación confiable de las propiedades petrofisicas y de litofacies para el cálculo de reservas. Por tal sentido, el uso de la geoestadística es importante en la construcción de un modelo estático para un yacimiento en particular. Las características generales del yacimiento C-3 Inferior LRF0016 fueron analizadas y un estudio fue hecho para generar un confiable modelo estático y calcular de esta manera las reservas del yacimiento.Varias inconsistencias fueron encontradas en el estudio previo del área, donde la unidad C-3 Inferior fue tratada en conjunto con la C-3 Superior como un mismo yacimiento cuando en realidad eran dos yacimientos con contactos agua-petróleo diferentes y niveles de presión distintos. Un nuevo modelo estático y dinámico convencional fue creado para caracterizar el yacimiento y determinar sus reservas. Sin embargo, la caracterización se enfocó en la unidad C-3 Inferior por ser este el yacimiento con mayor drenaje y mejor propiedades de roca. En este nuevo modelo, los resultados convencionales fueron comparados con los resultados obtenidos en el modelo geoestadístico mostrando ambos, tendencias similares. Después del estudio, el yacimiento presentó una presión actual significativamente mas baja a la del punto de burbujeo, baja conectividad lateral y vertical de la arena de interés y alta heterogeneidad. Adicionalmente, las reservas fueron determinadas a través de los modelos volumétricos, balance de materiales, curva de declinación y simulación numérica mostrando un petróleo original en sitio de 75 millones de barriles y solo 5 millones de barriles de reservas remanentes. Palabras Claves: Modelo estático, Modelo Dinámico, Análisis de Presión; Modelo Estructural, Modelo Estratigráfico, Modelo Petrofísico, Modelo de Fluidos, Geoestadística, Cálculo de Reserva. E-mail del autor: [email protected], [email protected].
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Faiz Rivas, Farah Diva. Static Model of the Reservoir Eocene Lower C-3 LRF0016. (2009) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 94 p. Tutor: Msc Américo Perozo.
ABSTRACT
The highly heterogeneous brown fields are nowadays a challenge to oil industry. Specially when the space between wells is wide, there is low warranty of a reliable extrapolation of their pethrophysics and lithofacies properties for the reserves calculation. For that reason the use of geostatistic is important in the construction of a static model for a specific reservoir. General characteristics were analyzed for the reservoir Lower C-3 LRF0016 and a study was made in order to generate a reliable static model and reserves calculation. Several inconsistencies were found in the previous study where the lower C-3 was treated with upper C-3 as the same reservoir when in fact are two reservoirs with different oil-water contacts and pressure levels were presented. A new static and a conventional dynamic model was created in order to characterize the reservoir and determine reserves. However, this characterization was focussed in the lower C-3 because it is the reservoir with more depletion and better rock properties. In this new model the conventional results were compared to the results of the geostatistic model being both similar. After the study, the reservoir presented a current pressure significantly lower than bubble point, low lateral and vertical connection of pay zone and high heterogeneity. Additionally, the reserves was determined through volumetric, material balance, curve declination and numerical simulation showing a stock tank original oil in place around 75 million of barrels and only 5 million of barrels of remaining reserves. Key word: Static Model, Dynamic Model, Pressure Analysis; Structural Model, Stratigrafic Model, Petrophysic Model, Fluids Model, Geostatistic, Reserves Calculation. Autor´s e-mail: [email protected], [email protected].
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AGRADECIMIENTOS A la ilustre Universidad del Zulia.
A Petróleos de Venezuela.
A mi familia por apoyarme en todas mis metas emprendidas.
A mi tutor académico Américo Perozo por estar siempre presto a compartir sus
conocimientos y brindar una mano amiga.
A mis amigos por darme ánimos cuando los he necesitado.
A todos
Muchas Gracias
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TABLA DE CONTENIDO
Página
RESUMEN ...................................................................................................................................... 3 ABSTRACT ..................................................................................................................................... 4 AGRADECIMIENTOS ..................................................................................................................... 5 TABLA DE CONTENIDO ................................................................................................................ 6 LISTA DE FIGURAS ....................................................................................................................... 8 LISTA DE TABLAS ........................................................................................................................ 10 INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................... 11 CAPÍTULO I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ...................................................................... 12
1.1. Planteamiento y Formulación del Problema ..................................................... 12 1.2. Justificación y Delimitación de la Investigación ................................................. 13
1.2.1. Justificación Económica ............................................................................. 13 1.2.2. Contribución con la Teoría y/o Práctica ..................................................... 13 1.2.3. Delimitación de la Investigación: ................................................................ 13
1.3. Objetivo General de la Investigación ................................................................. 14 1.4. Objetivos específicos de la investigación .......................................................... 14 1.5. Antecedentes de la Investigación. ..................................................................... 14 1.6. Metodología a utilizar ........................................................................................ 15 1.7. Viabilidad de la investigación ............................................................................ 16 1.8. Resultados esperados de la investigación y estrategias de difusión o implementación. ....................................................................................................... 16
II MARCO TEÓRICO ................................................................................................... 18 2.1. Caracterización de los modelo de yacimiento ................................................... 18
2.1.1. Modelo Estático ......................................................................................... 18 2.1.2. Modelo ámico ........................................................................................... 19
2.2. Reservas. .......................................................................................................... 19 2.3. Geoestadística ................................................................................................... 21 2.4. Media ................................................................................................................. 22 2.5. Moda .................................................................................................................. 22 2.6. ............................................................................................................................ 22 2.7. Varianza ............................................................................................................ 22 2.8. Desviación estándar .......................................................................................... 23 2.9. Coeficiente de asimetría .................................................................................... 23 2.10. Mapa base, sección cruzada y vista en perspectiva ....................................... 23 2.11. Histogramas .................................................................................................... 23 2.12. Frecuencia acumulativa ................................................................................... 23 2.13. Variograma ...................................................................................................... 24
2.13.1. Variogramas experimentales ................................................................... 24 2.13.1.1. Parámetros del semivariograma ................................................................... 24
2.13.2. Variogramas teóricos. .............................................................................. 26 2.14. Estimación geoestadística: el krigeado ........................................................... 27 2.15. Simulación basada en objetos ......................................................................... 28 2.16. Simulación Secuencial Gaussiana .................................................................. 29
III METODOLOGÍA ...................................................................................................... 30 3.1 Flujograma de trabajo ......................................................................................... 30 3.2. Recopilación de la información técnica. ............................................................ 30 3.3. Revisión y análisis de los modelos existentes. .................................................. 31 3.4. Caracterización de C-3 Inferior LRF0016 .......................................................... 31
3.4.1 Modelo Estructural ...................................................................................... 31
7
Página
3.4.2. Modelo Estratigráfico. ................................................................................ 32 3.4.3. Modelo Sedimentológico. ........................................................................... 34 3.4.4. Modelo Petrofísico. .................................................................................... 34 3.4.5. Análisis de las Propiedades de Fluidos (PVT y correlaciones) .................. 37 3.4.6. Presión ....................................................................................................... 39 3.4.7. Modelo de Producción ............................................................................... 41 3.4.8. Mecanismo de Producción: ........................................................................ 41 3.4.9. Reservas .................................................................................................... 42
3.5. Construcción del modelo Estático ..................................................................... 46 3.5.1. Carga de Data ............................................................................................ 46 3.5.2. Creación de las Superficies ....................................................................... 46 3.5.3. Fallas y modelajes de pilares ..................................................................... 47 3.5.4. Modelaje de propiedades ........................................................................... 49 3.5.5. Cálculo Volumétrico ................................................................................... 52 3.5.6. Cálculo de reservas a través de la simulación numérica ........................... 53
IV ANÁLISIS Y RESULTADOS .................................................................................... 56 4.1. Análisis del Modelo Estático anterior ................................................................. 56
4.1.1. Presencia de más de un contacto agua- petróleo ..................................... 56 4.1.2. Correcciones de topes de subunidades ..................................................... 57
4.2 Caracterización del yacimiento ........................................................................... 58 4.2.1. Modelo Estructural ..................................................................................... 58 4.2.2. Modelo Estratigráfico ................................................................................. 64 4.2.3. Modelo Sedimentológico ............................................................................ 69 4.2.4. Modelo Petrofísicos ................................................................................... 74 4.2.5. Modelo de Fluido ....................................................................................... 78 4.2.6. Modelo de Presión ..................................................................................... 81 4.2.7. Presión del yacimiento C-3 Inf LRF0016 ................................................... 82 4.2.8. Modelo de Producción ............................................................................... 84
4.3. Estimación de Reservas .................................................................................... 86 4.3.1. Declinación de Producción ........................................................................ 86 4.3.2. Balance de Materiales ............................................................................... 87 4.3.3. Método Volumétrico ................................................................................... 88 4.3.4. Simulación Numérica ................................................................................. 88
CONCLUSIONES .......................................................................................................................... 90 RECOMENDACIONES ................................................................................................................. 92 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .............................................................................................. 93
CAPÍTULO
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LISTA DE FIGURAS Figura Página
1. Ubicación del Yacimiento C-3 Inferior LRF0016 ....................................................................... 12 2. Elementos de un Variograma. ................................................................................................... 25 3. Tipos de Variogramas Teóricos ................................................................................................ 26 4. Flujograma de Trabajo. ............................................................................................................. 30 5. Mapa Índicede Las Secciones .................................................................................................. 32 6. Mapa Índice de Correlaciones Estratigráficas ........................................................................... 33 7. Ubicación de los pozos con Núcleo. ......................................................................................... 35 8. Cross Plot de Swirr vs. Vshale .................................................................................................. 37 9. Profundidad al Datum para C-3 Inf en Petrel ............................................................................ 41 10. Gráfico de Satter y Thakur ...................................................................................................... 42 11. Cálculo del Poes usando Mapas Red. .................................................................................... 43 12. Volumen Inicial del Acuífero .................................................................................................... 44 13. Producción de Petróleo Normalizado Vs Tiempo .................................................................... 45 14. Creación de Superficie. Subunidad C-3-2. .............................................................................. 47 15. Proceso de Modelaje de Fallas. .............................................................................................. 48 16. Creación del Esqueleto. .......................................................................................................... 48 17. Zonas, y Contacto Agua-Petróleo. ......................................................................................... 49 18. Propiedades de Control Geométrico ....................................................................................... 50 19. Escalamiento de Los Registros ............................................................................................... 50 21. Validación de la Dirección de Sedimentación. ........................................................................ 51 22. Curvas de Presión Capilar por Facies ..................................................................................... 52 23. Formulas del Cálculo de Volumen .......................................................................................... 53 24. Sección Estructural Mostrando Distintos Contactos Agua-Petróleo....................................... 56 25. Correcciones de Topes Estratigráficos ................................................................................... 57 26. Mapa Índice de Secciones Estratigráficas .............................................................................. 58 27. Mapa Estructural del Yacimiento C-3 Inferior LRF0016. ......................................................... 60 28. Sección Estructural #1. .......................................................................................................... 61 29. Sección Estructural #2. .......................................................................................................... 62 30. Sección Estructural #3. .......................................................................................................... 63 31. Modelo Estructural Final. ......................................................................................................... 63 32. Registro Tipo (Pozo Lrf0016). Subunidad de C-3. .................................................................. 64 33. Mapa Índice de Secciones. ..................................................................................................... 65 34. Sección Estratigráfica #1. ........................................................................................................ 65 35. Sección Estratigráfica #2. ........................................................................................................ 66 36. Sección Estratigráfica #3. ....................................................................................................... 67 37. Sección Estratigráfica #4. ........................................................................................................ 68 38. Sección Estratigráfica #5 ......................................................................................................... 69 39. Proporción Original de las Facies Por Subunidad. .................................................................. 70 40. Mapa de Litofacies de la Subunidad C-3-3. ............................................................................ 71 41. Mapa de Litofacies de la Subunidad C-3-2. ............................................................................ 72 42. Mapa de Litofacies de la Subunidad C-3-1. ............................................................................ 73 43. Mapa de Litofacies de la Subunidad C-3-1a. .......................................................................... 74 44. Isopropiedades de C-3-3. ........................................................................................................ 75 45. Isopropiedades de C-3-2. ........................................................................................................ 76 46. Isopropiedades de C-3-1. ........................................................................................................ 77 47. Isopropiedades de C-3-1a. ...................................................................................................... 78 48a. Propiedades del Petróleo vs. Presión en Lpca. .................................................................... 79 48b. Propiedades del Petróleo Por Diferencial de Rs ................................................................... 79 49. Propiedades del Gas vs. Presión en Lpca. ............................................................................. 80
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Figura Página 50. Propiedades del Agua Vs. Presión en Lpca. ........................................................................... 80 51. Presión de Yacimiento. ........................................................................................................... 81 52. Presión Diferencial Vertical. .................................................................................................... 82 53. Presión de C-3 Inferior. ........................................................................................................... 83 54. Gráfico de Presión Vs. Producción Acumulada de Petróleo. .................................................. 83 55. Rgp Comportamiento de RGP Vs. Tiempo (Pozo LRF0026). ................................................. 84 56. Valores de RFT del Pozo LRF0137 ........................................................................................ 84 57. Comportamiento de Producción. ............................................................................................. 85 58. Mecanismo de Producción. ..................................................................................................... 86 59. Estimación del POES desde el Método de Declinación de Producción. ................................. 87 60. Determinación del POES Usando el Método de Balance de Materiales. ................................ 87 61. Resultados del Cálculo de Reservas luego de la Simulación Numérica. ................................ 89
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LISTA DE TABLAS
Tabla Página 1. Estado Inicial del Yacimiento. .................................................................................................. 19 2. Parámetros para la Evaluación Petrofísica. ............................................................................. 35 3. Modelo Petrofísico para la Evaluación de Formación .............................................................. 36 4. Correlaciones PVT para el Análisis de las Propiedades de Fluidos ........................................ 39 5. Profundidad Datum .................................................................................................................. 40 6. Método de Escalamiento de los Registros. .............................................................................. 49 7. Resultados de la Estimación de las Reservas. ........................................................................ 86 8. Resultados de la Estimación del POES. .................................................................................. 87
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INTRODUCCIÓN
Los yacimientos maduros y altamente heterogéneos presentan hoy en día para la
industria petrolera uno de los mayores retos en lo que respecta a la caracterización de
yacimientos, aun mas, cuando el espaciamiento entre pozos es muy amplio y no
garantiza una confiable extrapolación de las propiedades petrofísicas y litofacies. Por tal
motivo la aplicación de la geoestadística juega un papel imprescindible en la elaboración
de un modelo estático para un yacimiento específico.
La aplicación de la geoestadística ha permitido ajustar las propiedades petrofísicas de
los lentes arenosos y a los ingenieros, generar mapas de litofacies y calcular reservas
con mayor certidumbre que de la forma convencional.
Es por ello la importancia de aplicar esta metodología en los yacimientos con gran
complejidad estratigráfica y sedimentológica que presentan poca cantidad de pozos para
asegurar de esta manera a la empresa, un valor más certero de unos de sus activos mas
apreciados como lo son la reservas.
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CAPITULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1. Planteamiento y Formulación del Problema
El yacimiento LRF0016 se localiza en el Lago de Maracaibo (Venezuela),
específicamente en el área Sur Central del Bloque VI perteneciente a la Unidad de
Explotación Lagocinco (PDVSA).
Figura 1. Ubicación del yacimiento C-3 Inferior LRF0016
El yacimiento se encuentra a nivel de las arenas del Eoceno C-3 de la columna
estratigráfica de la cuenca del lago de Maracaibo (Formación Misoa).
En el yacimiento se encuentran actualmente 10 pozos activos, 6 inactivos y 9
abandonados y no posee ningún proyecto de recuperación secundaria recuperándose
de esta manera solamente las reservas primarias.
En los últimos tres años, algunas pruebas de presión han mostrado una declinación
significativa en la presión del yacimiento por debajo del punto de burbuja al igual que un
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marcado aumento en el corte de agua. Sin embargo, existen pozos que han mostrado
mantenimiento de presión y niveles de corte de agua bajos a pesar de encontrarse a 300
metros de distancia y al mismo nivel estructural de aquellos con características
energéticas y productivas opuestas. Adicionalmente se determino la presencia de dos
contactos agua petróleo a distintos niveles lo que indica que en realidad existen dos
yacimientos en vez de uno.
Este descubrimiento demuestra que el modelo estático actual presenta varios errores
y por tal motivo es necesario elaborar uno nuevo más cercano a la realidad. Sin
embargo, debido a la alta heterogeneidad y lenticularidad del área, un modelo
estocástico es requerido para la extrapolación de la data correspondiente a los pozos del
yacimiento.
1.2. Justificación y Delimitación de la Investigación 1.2.1. Justificación Económica Es necesario un modelo mas detallado para así sincerar las reservas de petróleo
existentes en los yacimientos para futuros compromisos económicos en los próximos
planes de negocios de la compañía.
1.2.2. Contribución con la Teoría y/o Práctica Este tipo de proyecto, sobre todo para un yacimiento heterogéneo, es una
oportunidad para conocer con más detalle el yacimiento y obtener más experiencia en
los métodos de geoestadistica para futuros proyectos en yacimientos similares y
vecinos.
1.2.3. Delimitación de la Investigación: El proyecto será efectuado durante un periodo de 6 meses comprendidos desde
Noviembre de 2008 hasta Mayo de 2009.
El proyecto se realizará en las instalaciones de PDVSA Occidente.
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1.3. Objetivo General de la Investigación
Construir un modelo estático del yacimiento LRF0016 a nivel de C-3 Inferior de la
formación Misoa en la Cuenca del Lago de Maracaibo.
1.4. Objetivos específicos de la investigación - Construir el modelo sedimentológico de forma convencional a gran escala.
- Analizar presiones, fluido y producción del área.
- Construir el modelo geológico 3D
- Crear el escalamiento de las propiedades petrofísicas y las litofacies a través del
modelo de la celda más cercana.
- Desarrollar modelos de variogramas 3D de facies y propiedad por horizontes a
través de (los) modelos Exponencial, Gaussiano, Circular o Esférico
- Efectuar la distribución de facies y propiedades físicas de la roca por medio de la
Simulación Gaussiana Secuencial para las facies y la Simulación de Indicador
Secuencial para las propiedades petrofísicas.
- Analizar los modelos estratigráficos, petrofisico y sedimentológico.
- Comparar los resultados obtenidos de forma convencional con los obtenidos a través
del modelo estocástico.
- Calcular reservas por el modelo volumétrico a partir del modelo estocástico.
- Calcular reservas a través de la inicialización de la de simulación numérica.
- Comparar las reservas obtenidas a partir del método volumétrico con las obtenidas a
partir de la simulación numérica.
1.5. Antecedentes de la Investigación. Los siguientes trabajos de Investigación tendrán un aporte desde el punto de vista
metodológico para la realización del modelo estocástico:
Caers J., Avseth, P. y Mukerji, T. Geostatistical Integration Of Rock Physics, Seismic
Amplitudes, And Geologic Models In North Sea Turbidite Systems, The Leading Edge,
Vo. 20, N° 3 – 308, 312
Holtz, M. (1998). Reservoir characterization methodology to identify reserve growth
potential. In: Proceedings of the SPE International Petroleum Conference and exhibition
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of Mexico, 1998 Mar 3-5; Villahermosa, Mexico; 3-5 March 1998. Austin, Texas.
Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers.
IRT, (2001). Integrated reservoir study of block V and VI, Lake Maracaibo. Lakewood,
Colorado, USA: International Reservoir Technologies, Inc.
Laprea, M. (1986). Simulación Numérica de Yacimientos Descripción Validación y
Aplicaciones de Modelos en Diferencias Finitas. UDO: Puerto la Cruz.
Meszaros, G., Chakma, A., Jha, K. e Islam, M. (1992). Scale Model Studies and
Simulation of Inert Gas Injection With Horizontal Wells. Society of Petroleum Engineers,
SPE 20529.
Mukerji, T., Avseth, P., Mavko, G., y González, E. (2000). Statistical Rock Physics:
Combining Rock Physics, Information Theory And Geostatistics To Reduce Uncertainty
In Seismic Reservoir Characterization, The leading edge, Vo 20, N° 3, 312 - 319.
Zhu, J., Hu, S. y Zhang, R. (2004). Mature oil field potential study in Southern East
Asian countries. In: Proceedings of the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and
Exhibition; 2004 Oct 18-20; Perth, Australia. Richardson, TX: Society of Petroleum
Engineers.
1.6. Metodología a utilizar Para llevar a cabo los objetivos formulados en este proyecto, se seguirán una serie de
acciones y procedimientos de forma sistemática las cuales se describen a continuación:
Fase I: Recopilación de los datos y recolección de material bibliográfico:
La información proveniente de los pozos del área y la obtenida en los estudios previos
será recolectada con el fin de sustentar el trabajo de investigación. Igualmente el
material bibliográfico relacionado con el tema será recopilado para la obtención de las
bases teóricas.
FASE II: Revisión y edición del modelo estático convencional del área:
• Una revisión detallada se realizará al modelo estático existente en el área lo cual
permitirá observar las áreas con incongruencias que ameriten la respectiva edición.
• Determinación de los límites del yacimiento y la arquitectura del mismo.
• Elaboración de un nuevo modelo estático convencional a gran escala.
• Selección del software a utilizar para la construcción del modelo estático y
estocástico del yacimiento.
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Fase III: Construcción del modelo geológico del yacimiento, importación de las curvas
correspondientes a la evaluación petrofísica del área y asignación de las facies
sedimentológicas a cada pozo.
Fase IV: Elaboración del modelo estocástico:
- Selección del modelo de simulación geoestadística.
- Modelaje del variograma horizontal y vertical.
- Escalamiento de las propiedades petrofísicas y de litofacies.
Fase V: Análisis del modelo estratigráfico, petrofísico y sedimentológico del
yacimiento en estudio, comparación de los modelos obtenidos convencionalmente y
estocásticamente, cálculo y comparación de las reservas a través del método
volumétrico y simulación numérica con el equilibrio de fluidos.
Fase VI: Emisión de Conclusiones, Recomendaciones y Presentación del trabajo
definitivo.
1.7. Viabilidad de la investigación Este proyecto cuenta con data suficiente proveniente de pozos, ya que el yacimiento
es atravesado por un total de 25 pozos en un área de 782 ACRES con un interespaciado
de 300 mts en su mayoría. Así mismo, se dispone de material bibliográfico y experiencia
nacional e internacional. Adicionalmente, se cuenta con software especializado en
elaboración de modelos estocásticos y simuladores numéricos. Igualmente un personal
con amplia experiencia en caracterización de yacimientos y manejo de los programas
especializados se encuentran disponibles para brindar apoyo durante el proceso de la
elaboración del proyecto.
1.8. Resultados esperados de la investigación y estrategias de difusión o implementación.
Al finalizar el proyecto de investigación, se espera obtener un modelo estático con
mayor nivel de detalle que permita a la empresa encargada de la explotación del
yacimiento en estudio, una mejor gerencia del mismo al contar con un modelo más
confiable y con unas reservas sinceradas.
Para su difusión, el presente trabajo será presentado física y oralmente al postgrado
de ingeniería de La Universidad del Zulia y a la gerencia de Estudios integrados de
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PDVSA. Igualmente este trabajo podrá ser presentado a otras entidades como
intercambio de conocimientos y experiencias en congresos y/o seminarios.
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CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. Caracterización de los modelo de yacimiento Con el fin de hacer una caracterización completa de un yacimiento, dos modelos
deben ser efectuados y analizados. Estos modelos son, el Estático y el Dinámico.
2.1.1. Modelo Estático Este es el primer paso en la caracterización de un yacimiento y tiene un impacto
directo en la recuperación de hidrocarburos (Holtz Mark, 1998). Este está conformado
por los modelos estructural, estratigráfico, sedimentológico, petrofísico y de fluidos.
El modelo estructural permite el análisis de la geometría del yacimiento y depende de
los tipos de deformaciones que afectaron la roca antes y después de la migración de
fluidos hacia la roca yacimiento. Estas deformaciones son observadas usando
correlaciones y sísmica.
En el modelo estratigráfico, la continuidad de la roca es analizada a través de
correlaciones. Adicionalmente, el tope y base de las unidades y subunidades son
determinadas con la ayuda del análisis de núcleos y el modelo sedimentológico.
En el modelo sedimentológico, el ambiente sedimentario predominante y las unidades
sedimentarias determinadas. También, los mapas de facies son elaborados.
En el modelo petrofísico el objetivo principal es elaborar un mapa de isopropiedades
que ayudarán a hacer un análisis global. Las propiedades evaluadas en este modelo
son: porosidad, permeabilidad, volumen de arcilla, saturación irreducible de agua y
saturación agua movible. Para evaluar estas propiedades, varios parámetros
petrofísicos tienen que ser estudiados como lo son las constantes a, m, n.
Las propiedades de los fluidos que están presentes en el medio poroso son
analizadas en el modelo de fluidos usando un reporte PVT. El PVT es un grupo de
pruebas hechas a una muestra extraída de un pozo en particular para analizar el efecto
de la temperatura y la presión en fluidos y la relación con sus volúmenes.
Existe también otra forma de determinar las propiedades de los fluidos, esta es
estimándolas con la ayuda de correlaciones y generando un PVT sintético.
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2.1.2. Modelo Dinámico En este modelo, la producción, inyección y comportamiento de presión son
analizados, el balance de materiales es elaborado, el mecanismo de producción y el
estado inicial del yacimiento es determinado.
En algunos casos la simulación numérica es hecha para obtener una vista detallada
de los yacimientos especialmente cuando se desea predecir el futuro de este.
Dependiendo de la presión inicial del yacimiento y la presión del punto de burbujeo
determinado en el modelo estático, el estado inicial del yacimiento puede ser conocido.
Los tipos de estados iniciales de yacimientos son mostrados en la tabla 1.
Tabla 1. Estado Inicial del Yacimiento.
Tipo de Yacimiento Condiciones
Subsaturado Pi > Pb
Saturado Pi < Pb a Tyac.
Condensación Retrograda Entre Punto Critico y el punto
Cricondentérmico
Gas Cualquier presión pero con una T >
Temperatura Cricondentérmica.
El análisis de producción y presión son hechos para el análisis de los cambios en la
distribución de fluidos y energía durante la vida productiva del yacimiento. Esto ayudara
a identificar áreas de mayor producción (sweet spots) y conexiones hidráulicas
verticales y laterales en el campo, en lo que respecta a presión.
La presión y producción son usadas en una relación con la presión inicial y el POES
respectivamente para determinar de manera cualitativa el mecanismo de producción del
yacimiento, empleando el grafico de Thakur y Setter.
2.2. Reservas. En yacimientos maduros es muy común que luego de una larga vida productiva del
yacimiento, sus reservas remanentes muestren valores negativos, esto es debido a la
subestimación de las reservas originales o subestimación del factor de recuperación.
Igualmente puede deberse a una sobrestimación de la producción acumulada aunque
20
esta variable podría ser una de las mas confiable si en dicho yacimiento de miden
periódicamente la producción por pozo. Por tal motivo es muy importante el recálculo
continuo de las reservas en este tipo de yacimiento para poder de esta manera entender
el comportamiento del yacimiento (Jiucheng Zhu, 2004).
Existen cuatro (4) formas de estimar reservas. Estas son: método volumétrico
estático, balance de materiales, análisis de curva de declinación y simulación numérica.
En el caso del método volumétrico estático, este puede ser determinístico o
probabilístico (G. Tjetland, 2007).
Método volumétrico estático: consiste en determinar el volumen de petróleo en la roca
porosa saturada. La ecuación usada para determinar las reservas originales es:
( )i
i
O
W
BShA
N−××××
=17758 φ
(2.1)
Donde:
N: petróleo Original in Situ (BN)
A: Área, acres.
h: Espesor de arena neta petrolífera (pie).
φ: Porosidad. (Fracción)
Swi: Saturación de agua inicial, (fracción).
Boi: Factor volumétrico inicial de petróleo, BY/BN
Método de Balance de Materiales: está basado en el principio de conservación de
energía y es un balance de volumen de los fluidos confinados en la roca porosa.
Esto puede ser expresado con la siguiente ecuación:
Volumen Producido = Expansión de fluidos + Influjo de Agua + Fluidos Inyectados
(2.2)
( )[ ] ( ) ( )[ ]
( ) ( )( ) ii
c
ci
i
iI
giwiwew
fwwo
g
gogioowgo
BGBWBWS
PCSCNBm
BB
mNBBRsRsBBNWpBBRsRpBNp
+++−
Δ++
+⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡−⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛+−+−=+−+
11
1 (2.3)
Adicionalmente a la determinación del POES, el balance es utilizado para analizar y
predecir el comportamiento del yacimiento (Farouq Ali, 1970) y determinar la presencia
de capa de gas y/o la existencia de influjos de agua en el sistema (Charles Smith, 1999).
Método de declinación de producción: es un método dinámico usado para estimar las
reservas recuperables en el yacimiento. Este método utiliza el histórico de producción
del yacimiento.
21
Modelo de Simulación: es similar al balance de materiales. Sin embargo, la diferencia
importante entre ellos es que el balance de materiales considera el yacimiento como un
bloque simple y la simulación considera el yacimiento con un conjunto de bloques
interconectados (Farouq Ali, 1979).
2.3. Geoestadística La Geoestadística se define como la aplicación de la Teoría de Funciones Aleatorias
al reconocimiento y estimación de fenómenos naturales (Journel y Huijbregts, 1978), o
simplemente, el estudio de las variables numéricas distribuidas en el espacio (Chauvet,
1994), siendo una herramienta útil en el estudio de estas variables (Zhang, 1992). Su
punto de partida es suponer una intuición topo-probabilista (Matheron, 1970).
En otras palabras, la geoestadística es una ciencia que aplica los conceptos
estadísticos a las ciencias de la tierra.
Esta ciencia es la encargada de generar valores en zonas donde no se tienen datos
por medio de interpolaciones que pueden ser realizadas por diferentes métodos cuya
utilización dependerá del comportamiento de la distribución de la propiedad estudiada en
todo el volumen del yacimiento.
Todo trabajo geoestadístico tiene que llevarse a cabo en tres etapas:
1) Análisis exploratorio de los datos.
En esta fase se estudian los datos muestrales sin tener en cuenta su distribución
geográfica. Sería una etapa de aplicación de la estadística. Se comprueba la
consistencia de los datos, eliminándose aquellos que sean erróneos, y se identifican las
distribuciones de las cuales provienen.
2) Análisis estructural.
Se estudia la continuidad espacial de la variable. En esta etapa se calcula el
variograma experimental, o cualquier otra función que explique la variabilidad espacial,
se ajusta al mismo un variograma teórico y se analiza e interpreta dicho ajuste al modelo
paramétrico seleccionado.
3) Predicciones.
Estimaciones de la variable en los puntos no muestrales, considerando la estructura
de correlación espacial seleccionada e integrando la información obtenida de forma
directa, en los puntos muestrales, así como la conseguida indirectamente en forma de
22
tendencias conocidas u observadas. También se pueden realizar simulaciones, teniendo
en cuenta los patrones de continuidad espacial elegidos.
2.4. Media Es la media aritmética de la distribución, dado por la fórmula:
2.5. Moda Es el valor más frecuente de la distribución.
2.6. Mediana Es el valor para el cual la mitad de los datos son menores y la otra mitad están por
encima de este valor.
La mediana es también llamada percentil 50, además se pueden dividir en cuatro
partes, cuartiles, donde Q1 = percentil 25, Q2 = Mediana y Q3 = percentil 75. Si los
datos se dividen en 10, tenemos los deciles.
2.7. Varianza Describe la variabilidad de la distribución. Es la medida de la desviación o dispersión
de la distribución y se calcula por:
La razón principal por la que se toma la división entre n-1 en la estimación de la
varianza, es porque proporciona un mejor estimado; si dividimos por n-1 nos referimos a
la varianza muestral S2 como un estimador insesgado de la varianza poblacional σ 2.
Esto significa que si un experimento fuera repetido muchas veces se podría esperar que
el promedio de los valores así obtenidos para S2 igualaría a σ 2. Por otra parte si
dividimos entre n los valores obtenidos para S2 serían como promedio demasiado
pequeño.
23
2.8. Desviación estándar Describe la tendencia o dispersión de la distribución. Es la medida de desviación
alrededor de la media. Se calcula por:
σ =
2.9. Coeficiente de asimetría Describe la simetría de la distribución relativa a la distribución normal. Se calcula por:
En la distribución normal la asimetría tiene valor cero, un valor negativo indica una
cola a la izquierda y un valor positivo indica una cola a la derecha.
2.10. Mapa base, sección cruzada y vista en perspectiva Son usados para visualizar la relación espacial en 2 y 3 dimensiones. Permiten
encontrar errores en la información.
2.11. Histogramas Son usados para ver las características descriptivas de la distribución. Es un gráfico
de barras donde en las abscisas aparecen los límites de las clases y en las ordenadas
las frecuencias correspondientes a cada clase.
2.12. Frecuencia acumulativa Usado para identificar el tipo de distribución muestral y ayuda a determinar si están
presentes poblaciones mixtas. Es un gráfico de límite de clase contra frecuencia
acumulada.
En el caso de gráficos estadísticos es útil usar los gráficos de frecuencia absoluta,
relativa, acumulativa y el diagrama de dispersión, como se presenta en muchos
sistemas.
Todos estos elementos permiten decidir sobre las condiciones de estacionaridad
vistas anteriormente. Muchos autores sólo toman como elementos fundamentales de
estadística básica que: la media y la mediana tomen valores próximos; el coeficiente de
24
variación sea inferior a 1; la distribución de los datos esté próxima a la curva normal y no
existan valores extremos que afecten el desarrollo del análisis estructural.
2.13. Variograma Los variogramas son gráficos encargados de dar una estimación de la heterogeneidad
que puede tener una variable en una dirección determinada. Hay dos tipos de
variogramas, el experimental y el teórico, el primero se calcula de los datos obtenidos en
el campo y el segundo es una curva que se ajusta al experimental.
2.13.1. Variogramas experimentales Se denominan variogramas experimentales aquellos que son obtenidos por
estimación a partir de los datos de una muestra. El estimador más común se basa en el
método de los momentos, que puede escribirse como sigue:
donde: Np(h) es el número de pares a la distancia h.
h es el incremento.
Z(xi) son los valores experimentales.
xi localizaciones donde son medidos los valores z(xi).
En general el procedimiento consiste en cambiar el h entre dato y dato y medir como
afecta esto el cálculo del variograma. Como se puede observar, la ecuación tiene una
forma similar a las de varianza, por lo que se puede decir que mientras más cambie este
valor con un cambio de h, más heterogéneo será el sistema estudiado. En la figura 2 se
muestra un ejemplo de los parámetros de la ecuación para dos h determinado.
2.13.1.1. Parámetros del semivariograma Los parámetros del semivariograma caracterizan tres elementos importantes en la
variabilidad de un atributo que son: la discontinuidad en el origen (existencia de efecto
de pepita), el valor máximo de variabilidad (meseta), y el área de influencia de la
correlación (alcance).
a) El Efecto Pepita (Nugget): El semivariograma por definición es nulo en el origen,
pero en la práctica las funciones obtenidas pueden presentar discontinuidad en el origen,
25
a esta discontinuidad se le llama efecto de pepita, (en inglés Nugget effect). Puede ser
obtenido trazando una línea recta entre los primeros puntos del semivariograma
empírico y extender ésta hasta que se intercepte con el eje Y. Si esta intersección ocurre
por debajo de cero, el valor asumido por este efecto es cero, pues valores negativos de
σ (0) no tienen significado y no es común. El efecto pepita se representa como Co.
b) La Meseta (Sill): Es el valor de σ (h) para el cual con el aumento de h su valor
permanece constante, se representa como (CT = C + Co) y se denomina meseta. Puede
obtenerse trazando una línea paralela a la abscisa y que se ajuste a los puntos de mayor
valor del semivariograma y su valor se lee en la intersección de esta línea con la
ordenada.
c) El Alcance (Range): La distancia h para la cual las variables Z(x) y Z(x+h) son
independientes, se denomina alcance y se representa por (a), es decir, las distancias
para la cual los valores de la variable dejan de estar correlacionados, o lo que es lo
mismo, la distancia para la cual el semivariograma alcanza su meseta.
El alcance siempre tiene valor positivo y puede ser obtenido a partir de la intersección
de las líneas descritas en los puntos anteriores, ese punto leído en la abscisa es una
fracción del propio alcance, fracción que se detallará posteriormente en la explicación de
los modelos teóricos.
Figura. 2. Elementos de un Variograma.
Los variogramas son realizados en varias direcciones para definir adecuadamente el
comportamiento de la propiedad estudiada en toda la extensión del yacimiento, en caso
de que se esté estudiando en un plano horizontal. Dependiendo de los resultados se
utilizará un método geoestadístico u otro.
26
2.13.2. Variogramas teóricos. Una vez que se ha obtenido el variograma experimental y se ha estudiado su
comportamiento, el paso siguiente es encontrar algún modelo paramétrico que ajuste
adecuadamente los datos muestrales, esto es realizado por medio de variogramas
teóricos. A continuación se muestras los diferentes modelos de variogramas teóricos.
Figura. 3. Tipos de Variogramas teóricos
a) Modelo Esférico: Este modelo es probablemente el más utilizado, es una expresión
polinomial simple, en su forma representada en la figura 3, se puede observar un
crecimiento casi lineal y después a cierta distancia finita del origen se alcanza una
estabilización, la meseta. La tangente en el origen encuentra a la meseta en el punto de
abscisa (2/3)a, donde a representa el valor del alcance.
γ (h) = C [ (3/2)(h/a) - ½(h/a)3 ] h ≤ a
C h > a
b) Modelo Exponencial: Este modelo a diferencia del esférico crece inicialmente más
rápido y después se estabiliza de forma asintótica (figura 3). Como la meseta no se
alcanza a una distancia finita, se usa con fines prácticos el "alcance efectivo" o "alcance
práctico" a´, valor que se obtiene en el punto de abscisa para el cual el modelo obtiene el
95% de la meseta, con un valor a´=3a, donde a es el parámetro de escala. La tangente
en el origen encuentra a la meseta en el punto a=(1/3)a´.
γ (h) = C [1 - Exp(-|h|/a)] |h| > 0
27
c) Modelo Gaussiano: Este es un modelo extremadamente continuo (figura 3),
inicialmente presenta un comportamiento parabólico en el origen, después al igual que
en el modelo Exponencial se alcanza la meseta de forma asintótica. El alcance práctico
tiene un valor de a´=1.73a, que es el valor de la abscisa donde se alcanza el 95% de la
meseta.
γ (h)= C [ 1 - Exp(-|h|2/a2)] |h| > 0
Existen otros modelos como el potencial el cual no tiene meseta pero no es muy
utilizado.
2.14. Estimación geoestadística: el krigeado En cualquier trabajo geoestadístico, el principal objetivo del mismo es la
caracterización de la variable investigada en todos los puntos no muestrales,
partiéndose de la información suministrada por los puntos muestrales. Por ello, no basta
con efectuar una descripción del conjunto de datos formado por los puntos muestrales;
ni es suficiente la realización de un análisis estructural de los datos, describiéndose la
correlación espacial de los valores muestrales mediante el variograma u otra función.
Todo esto constituye una fuente valiosa de información para llegar a la etapa principal de
la investigación geoestadística: la estimación.
Mediante los métodos de estimación geoestadística, conocidos como krigeado o
krigeaje, se puede responder a las dos cuestiones planteadas, ya que contempla todas
esas posibilidades. Sin embargo, en ocasiones, ciertos métodos de estimación
tradicionales generan unos resultados muy semejantes a los del krigeado, sobre todo
cuando los datos son abundantes.
Las principales características que hacen del krigeado un método de estimación muy
superior a los tradicionales, como el inverso ponderado de la distancia, la triangulación,
el poligonal, etc., son:
• Mediante el krigeado se puede lograr una estimación con un valor mayor o menor
que la de los datos muestrales. Con los otros métodos, los valores estimados se limitan
al intervalo definido por los datos muestrales.
• El krigeado considera tanto la distancia como la geometría de la localización de las
muestras para el cálculo de los pesos que se aplicarán a cada dato muestral.
• Mediante el krigeado se minimiza la varianza del error esperado (diferencia entre el
valor real y el estimado). Como el valor real en un punto no muestral es desconocido, el
28
krigeado emplea un modelo conceptual con una función aleatoria asociada a los valores
reales.
La idea fundamental del krigeado es consecuencia de los conceptos relacionados con
la dependencia espacial, tratados en el apartado anterior: los lugares que disten menos
entre sí tendrán unos valores de los atributos más semejantes que los correspondientes
a los puntos o bloques que estén más separados. En la naturaleza, esto suele cumplirse
y, además, las variables naturales generalmente se distribuyen de una forma continua.
2.15. Simulación basada en objetos Este tipo de simulación crea modelos de yacimientos basada en objetos, es decir,
grupos de cuerpos, que tienen significado genético, y es muy usada para reproducir
heterogeneidades a gran escala en yacimientos de petróleo, frecuentemente estos
cuerpos no están distribuidos de manera uniforme en el dominio de estudio.
El objetivo de esta técnica es reproducir la geometría de cuerpos de manera que
estos coincidan con las interpretaciones geológicas; cada cuerpo se considera como un
objeto con una geometría dada y la mayoría se disponen en orden aleatorio para llenar
las unidades geológicas.
Para su empleo es necesario seleccionar una forma básica para cada facies
depositacional que describa su geometría, especificar las proporciones de las formas en
el modelo final y seleccionar una distribución para los parámetros que describen las
formas. Algunos algoritmos tienen reglas que se describen como los geocuerpos están
depuestos de manera relativa unos con otros. Se debe llenar el fondo del modelo con
alguna de las litofacies (como la lutita), se selecciona aleatoriamente un punto de partida
en el modelo y una forma de litofacies para luego dibujarla con un tamaño, anisotropía y
orientación adecuada.
La simulación basada en objetos es una técnica de actual interés en la industria
petrolera, debido a que la propuesta para modelar es particularmente satisfactoria para
los geólogos, motivado a que los objetos creados están basados en las estadísticas de
las relaciones de formas y facies que han sido medidas.
29
2.16. Simulación Secuencial Gaussiana La Simulación Secuencial Gaussiana (Sequential Gaussian Simulation SGS) es un
algoritmo estadístico ampliamente utilizado en geoestadística para reproducir la
distribución espacial y la incertidumbre de las variables de diferentes fuentes, cuando los
datos presentan una distribución normal.
Para realizar este tipo de simulación es necesario, determinar si la Función de
Distribución de Probabilidad multivariada de la función aleatoria a simular es Gaussiana,
y en caso de que no sea, transformarla para que resulte una distribución normal, esto es
porque la mayoría de los fenómenos de las ciencias de la tierra no presentan
histogramas simétricos, mucho menos gaussianos. Luego se realiza el proceso de
simulación, donde, se estiman los parámetros de la función de densidad de probabilidad
para cada localización del grupo de datos y luego, aleatoriamente, se genera un valor a
partir de su distribución.
El resultado de una simulación es una versión ruidosa de un proceso de estimación, el
cual reproduce la estadística de los datos conocidos, dando un aspecto realístico del
modelo, pero proporcionando un bajo comportamiento de predicción, sin embargo, si se
diseñan múltiples secuencias de simulación, es posible dibujar mapas probabilísticos
más confiables.
30
CAPITULO III
METODOLOGÍA 3.1 Flujograma de trabajo Las diferentes etapas que constituyen la metodología seguida en el estudio están
descritas en este capitulo. La figura 4 ilustra los diferentes pasos, los cuales fueron
realizados integralmente en dicho estudio.
Inicio
Recolección de estudios previos
Recolección de datos de pozos
Búsqueda de bibliografía
Revisión y validación de data
Actualización de la historia de producción
Revisión de los modelos previos
Nuevo Modelo Estático
Modelo Dinámico Convencional
Estructural
Estratigráfico
Sedimentológico
Petrofísico
Fluido
Presión
Producción
Reserves
Inicio
Recolección de estudios previos
Recolección de datos de pozos
Búsqueda de bibliografía
Revisión y validación de data
Actualización de la historia de producción
Revisión de los modelos previos
Nuevo Modelo Estático
Modelo Dinámico Convencional
Estructural
Estratigráfico
Sedimentológico
Petrofísico
Fluido
Presión
Producción
Reservas
Inicio
Recolección de estudios previos
Recolección de datos de pozos
Búsqueda de bibliografía
Revisión y validación de data
Actualización de la historia de producción
Revisión de los modelos previos
Nuevo Modelo Estático
Modelo Dinámico Convencional
Estructural
Estratigráfico
Sedimentológico
Petrofísico
Fluido
Presión
Producción
Reserves
Inicio
Recolección de estudios previos
Recolección de datos de pozos
Búsqueda de bibliografía
Revisión y validación de data
Actualización de la historia de producción
Revisión de los modelos previos
Nuevo Modelo Estático
Modelo Dinámico Convencional
Estructural
Estratigráfico
Sedimentológico
Petrofísico
Fluido
Presión
Producción
Reservas
Figura 4. Flujograma de trabajo.
3.2. Recopilación de la información técnica. Inicialmente, el material bibliográfico fue investigado con el objetivo de encontrar
información acerca de la metodología que un ingeniero debe llevar a cabo al momento
de hacer un modelo estático, especialmente cuando éste está basado en la
geoestadística.
Cuatro estudios anteriores, que fueron realizados en el área, han sido encontrados y
recolectados. Adicionalmente, una base de datos fue creada para uso interno y éste
incluye toda la data que está relacionada con la producción, presión registro, núcleos,
etc. Esta data proviene de las carpetas de pozos y de bases de datos corporativos como
lo son CENTINELA, OFM, SISUB, DIMS, SIOP, Finder, etc.
31
Toda la información proveniente de registro fue revisada y aquellos que provienen de
pozos que fueron perforados después del estudio previo fueron validados.
3.3. Revisión y análisis de los modelos existentes. Inicialmente, el modelo estático del yacimiento C-3 LRF0016, con el que trabaja la
unidad de explotación fue evaluado integrando correlaciones estratigráficas y
estructurales, sísmica 3-D, mapas estructurales, contactos agua- petróleo, registro
eléctricos e información de núcleos.
En un estudio efectuado por la consultora IRP en 2001 se subdividió la unidad C-3 en
7 subunidades de flujos. Éstas son:
C-3 Superior: C-3-7, C-3-6, C-3-5 y C-3-4.
C-3 Inferior: C-3-3, C-3-2 y C-3-1.
Estas unidades han sido explotadas como un solo yacimiento. Sin embargo, varias
inconsistencias, las cuales son explicadas en el capitulo IV, fueron encontradas durante
el análisis del modelo estático. Éstas demuestran que en el yacimiento C-3 LRF0016
existen en realidad más de un yacimiento. Por tal razón, el estudio no pudo ser
efectuado basándose en el modelo estático anterior y uno nuevo debe ser creado.
Debido a que las unidades de flujo de C-3 Inferior son las que muestran mejor
continuidad lateral y presiones depletadas, el nuevo modelo estático se enfocará en
estas unidades de flujos mientras que las unidades superiores serán estudiadas en el
futuro.
3.4. Caracterización de C-3 Inferior LRF0016 Esta sección discute cómo los diferentes modelos (estáticos y dinámicos) del
yacimiento C-3 Inferior fueron realizados.
3.4.1 Modelo Estructural Con el objetivo de determinar la arquitectura del yacimiento C-3 Inferior LRF0016, se
crearon 3 secciones estructurales. Éstas fueron hechas perpendicularmente a la
estructura, en dirección Noreste- Suroeste (figura 5) con el propósito de demostrar la
existencia de fallas visibles a través de correlaciones estructurales. También, la sísmica
fue usada para chequear posibles fallas que no fueran capaces de ser observadas a
través de las correlaciones estructurales.
32
Los pozos que integraron las tres secciones son mostrados a continuación:
Sección #1: Esta sección fue creada en dirección NE-SO a través de los pozos
LRF0146, LRF0039, LRF26ST, LRF0016 y LRF16GR.
Sección #2: Esta sección incluye los pozos LRF0042, LRF0137, LRF0031, VLE502 y
VLE1508.
Sección #3: La sección fue hecha a través de los pozos LRF0037, LRF0037ST,
LRF0030, LRF0035, LRF0094A y LRF0161DV.
Sección_1_NE-SWSección_3_NE-SW
Sección_2_NE-SW
Sección_1_NE-SWSección_3_NE-SW
Sección_2_NE-SW
Figura 5. Mapa Índice de las secciones
La dirección de estas secciones fue basada en los resultados del modelo estructural
previo para confirmar la existencia de las dos fallas principales y el contacto agua
petróleo. Estas secciones fueron analizadas en la sísmica 3D para integrar los
resultados provenientes de las secciones estructurales y las secciones sísmicas.
Adicionalmente a las fallas principales, dos fallas internas presentes en el modelo
estático anterior, fueron analizadas para determinar el carácter sellante y las
dimensiones de las mismas.
Por otra parte, el área del yacimiento y el mapa estructural fueron calculados y
creado usando la aplicación Openwork y Sigemap.
3.4.2. Modelo Estratigráfico. El modelo estratigráfico fue evaluado integrando las correlaciones estratigráficas y
estructurales, la sísmica 3D, el contacto agua-petróleo presiones y la información de
núcleos.
33
En esta etapa, el análisis estratigráfico está compuesto por tres (3) procesos
principales.
El primer proceso fue la identificación de las subunidades en el núcleo con el registro
Gamma Ray. Después de ello, estos topes fueron extendidos al resto de los pozos
tomando en cuenta los marcadores dominantes los cuales son los topes de C-4 (arenas
limpias y de alto espesor) y C-2 (lentes lutíticos). Esta correlación fue efectuada
respetando la metodología del espejo. En este segundo proceso, el contacto agua-
petróleo fue revisado para modificar los topes de las unidades de flujo para eliminar
inconsistencias entre la interpretación estratigráfica y la distribución de fluidos
observadas en los registros eléctricos. El tope de C-3-3 fue aquel con mayor ajuste
porque en la mayoría de los pozos la unidad C-3-4 está saturada con agua.
En relación con la integración de los datos de presión en los pozos, éstos no pudieron
ser utilizados ya que en su mayoría fueron tomados en un período en el que el pozo
presentaba una producción en común de los yacimientos.
Finalmente, el tercer proceso fue la elaboración de las secciones estratigráficas.
Cinco (5) secciones fueron construidas y analizadas (figura 6). Este trabajo fue realizado
usando los módulos StratWorks Correlation y Cross Sections de OpenWorks.
Los pozos usados en las correlaciones son mostrados a continuación:
Las secciones número 1, 2 y 3 fueron creadas con la misma dirección y pozos de las
secciones 1, 2 y 3 del modelo estructural. Esta dirección fue seleccionada con el
propósito de respetar la dirección de sedimentación determinada en el estudio anterior.
Sección #4: La sección muestra los pozos LRF0042, LRF0137, LRF0031, VLE502 y
VLE1508.
Sección_4_NE-SW
Sección_5_NE-SW
Sección_1_NE-SW
Sección_2_NE-SWSección_3_NE-SW
Sección_4_NE-SW
Sección_5_NE-SW
Sección_1_NE-SW
Sección_2_NE-SWSección_3_NE-SW
Figura 6. Mapa Índice de correlaciones estratigráficas
34
Sección #5: La sección fue hecha a través de los pozos LRF0037, LRF0037ST,
LRF0030, LRF0035, LRF0094A y LRF0161DV.
Las dos (2) secciones (4 y 5) fueron creadas en una dirección perpendicular a la
dirección de sedimentación para observar la continuidad lateral.
3.4.3. Modelo Sedimentológico. Una vez las cuatro correlaciones estratigráficas fueron elaboradas, una descripción
de facies detallada de los pozos incluidos en las secciones fue realizada. Estas
descripciones fueron efectuadas tomando en cuenta la descripción de facies del núcleo
correspondiente al pozo VLE1254 que está localizado cerca del área de interés.
Después de esta etapa, los mapas de electrofacies por unidad fueron creados. Para
estos mapas, la dirección de depositación, la cual fue determinada en el estudio anterior
fue respetada. Adicionalmente, registros de pozos cercanos a los de interés fueron
incluidos en el mapa de facies para poder tener una mejor tendencia de sedimentación.
Este mapa fue utilizado para validar los resultados finales de los mapas generados a
través de variogramas (geostadistica) antes de iniciar la simulación. Este proceso será
explicado más adelante.
3.4.4. Modelo Petrofísico. Para el Modelo Petrofisico, la determinación de los parámetros petrofisicos de la
formación era necesaria. Por esta razón, se utilizaron los resultados de los análisis
especiales a partir de 2 núcleos. Estos núcleos corresponden a los pozos LRF0086 y
VLE1254 que se encuentran cerca de la zona del estudio (figura 7).
Los parámetros que se han determinado son: la densidad de matriz, exponente de
saturación (n), y factor de cementación (m), capacidad de intercambio catiónico por
unidad de volumen poroso (qv) y la resistividad del agua. Los primeros cuatro
parámetros se tomaron en el estudio pasado y la resistividad del agua se determinó a
partir de los análisis físico-químicos del agua de formación (tabla 2).
35
Tabla 2. Parámetros para la evaluación petrofísica.
Un total de 10 análisis físico-químicos fueron utilizados de un total de 17 de estos
cinco análisis, los diagramas Stiff fueron graficados en busca de un patrón
representativo de yacimiento y la resistividad general de agua de formación.
Wells with core
Figura 7. Ubicación de los pozos con núcleo.
Una vez que se determinaron los parámetros, modelos específicos fueron
seleccionados para la evaluación petrofísica. Estos son los mismos modelos utilizados
en el estudio realizado en 2001.
Para el volumen de arcilla, el registro de Rayos Gamma se ha utilizado por no
disponer de análisis de difracción de rayos X.
36
En el caso de la porosidad, la densidad de registro se ha utilizado porque era el
registro que ha sido corrido más que la densidad neutrón y/o el sónico.
Para la saturación de agua, el valor de la resistividad total (Rt) se ajustó en cada
pozo hasta que el valor de la saturación de agua fuera similar al corte de agua mostrado
en la primera prueba de producción. Además, la saturación de agua irreducible se
calculó utilizando una ecuación generada a partir de un Cross Plot de Swirr (figura 8)
tomado de núcleo y el valor de Vsh del pozo donde el núcleo fue cortado.
Por último, la permeabilidad se determinó con la ecuación de Timur, ya que ha sido la
ecuación que da resultados más precisos en esta área.
Tabla 3. Modelo petrofísico para la evaluación de formación
Property Model Equation Nomenclature Cutoff
Volume of Shale Steiber 2
SHI: Shales Index cl: clean sandRmax: maximun resistivity that was read in the area.b: parameter that depend on the rock (1-2).
0.35
Porosity Lineal
Ø: Total Porosity Vsh: Volume of Shales ma: matrixb: logs reding f: formation
10%
Water Saturation Archi
a: Tortuosity Coefficient m: Cementation Factorn: Saturation exponentRw: water resistivityRt: Total resistivity
0,48 as connate
and Swirr for initia
conditions
Swirr Empiric 0.904414(Vsh+0.001919) Vsh: Volume of Shales
Permeability Timur Ø: total porosity Swirr: Irreducible water saturation
clsh
cl
GRGRGRGR
Ish−−
=
( )IshIshIshVsh 2+=
)1( shTotale V−= φφ
fma
bmaD ρρ
ρρφ
−−
=
RtaRwSw m
n
φ=
24.4 /*8581 SwirrK φ=
0,48
Volumen de Arcilla
Porosidad
Saturación de Agua
Permeabilidad
Empírico
Ish: Índice de Arcilla cl: Arena Limpia Rmax: Resistividad Máxima que fue leída en el área. b: parámetro que depende de la roca (1-2)
Porosidad Total Volumen de Arcillas Matriz Lectura de registro Resistividad Total
Coeficiente de Tortuosidad Factor de Cementación Exponente de Saturación Resistividad del Agua Resistividad Total
Volumen de Arcillas
Porosidad Total Saturación de Agua Irreducible
0,48 como connata y Swirpara condicionesiniciales
Property Model Equation Nomenclature Cutoff
Volume of Shale Steiber 2
SHI: Shales Index cl: clean sandRmax: maximun resistivity that was read in the area.b: parameter that depend on the rock (1-2).
0.35
Porosity Lineal
Ø: Total Porosity Vsh: Volume of Shales ma: matrixb: logs reding f: formation
10%
Water Saturation Archi
a: Tortuosity Coefficient m: Cementation Factorn: Saturation exponentRw: water resistivityRt: Total resistivity
0,48 as connate
and Swirr for initia
conditions
Swirr Empiric 0.904414(Vsh+0.001919) Vsh: Volume of Shales
Permeability Timur Ø: total porosity Swirr: Irreducible water saturation
clsh
cl
GRGRGRGR
Ish−−
=
( )IshIshIshVsh 2+=
)1( shTotale V−= φφ
fma
bmaD ρρ
ρρφ
−−
=
RtaRwSw m
n
φ=
24.4 /*8581 SwirrK φ=
0,48
Volumen de Arcilla
Porosidad
Saturación de Agua
Permeabilidad
Empírico
Ish: Índice de Arcilla cl: Arena Limpia Rmax: Resistividad Máxima que fue leída en el área. b: parámetro que depende de la roca (1-2)
Porosidad Total Volumen de Arcillas Matriz Lectura de registro Resistividad Total
Coeficiente de Tortuosidad Factor de Cementación Exponente de Saturación Resistividad del Agua Resistividad Total
Volumen de Arcillas
Porosidad Total Saturación de Agua Irreducible
0,48 como connata y Swirpara condicionesiniciales
Después de calcular las propiedades petrofísicas para cada pozo, la arena neta
petrolífera por subunidad fue determinada. El valor de corte del volumen de arcilla,
saturación de agua irreducible y porosidad usados para determinar el espesor de arena
neta petrolífera es mostrado en la tabla 3. Luego, el sumario petrofisico fue generado y
varios mapas fueron creados en OFM (OilField Manager) con el propósito de calcular el
POES volumétrico por celda. Este mapa red fue ajustado tomando en consideración las
tendencias determinadas en los mapas de facies para obtener la mejor aproximación de
cada subunidad.
37
y = 0,844990x + 0,003023R20,954770 =
0,0000
0,0500
0,1000
0,1500
0,2000
0,2500
0,3000
0,3500
0,4000
0,4500
0,5000
0,0000 0,0500 0,1000 0,1500 0,2000 0,2500 0,3000 0,3500 0,4000 0,4500
Vsh
Swirr
Figura 8. Cross plot de Swirr vs. Vshale
3.4.5. Análisis de las Propiedades de Fluidos (PVT y correlaciones) Una muestra de fondo fue tomada del pozo LRF0016 el cual fue el primer pozo
perforado en el área. A pesar que esta muestra corresponde a la subunidad C-3-7, (C-
3 Superior), éste fue chequeado y validado a través de cuatro (4) métodos debido a no
existir alguna muestra procedente de C-3 Inferior. Los métodos utilizados para validar la
data de PVT son explicados a continuación.
* Método de Densidad: Este consiste en comparar la densidad del fluido a la presión
de burbujeo proveniente de la prueba de liberación diferencial con la densidad obtenida
a través de cálculos matemáticos. Si ambas densidades son iguales o en su defecto el
porcentaje de diferencia es menor a 10%, entonces el análisis de PVT puede tomarse
como valido.
* Función Y: La función Y la cual es representada por la ecuación N° 3.1 es graficada
versus presión. Si la muestra presenta baja cantidad de componentes no hidrocarburos y
las medidas de laboratorio son hechas con precisión, la gráfica debería mostrar una
línea recta para que el análisis de PVT sea clasificado como análisis valido.
( )( )( )1/* −
−=
b
b
VVPPP
Y (3.1)
Donde:
Pb: Presión de Burbujeo
P: Presión a un volumen especifico
V/Vb: Volumen relativo de líquido
38
* Balance de Materiales: Este método consiste en comparar la relación de gas en
solución de la prueba de liberación diferencial con el calculado del balance de
materiales. Si ambos valores son iguales o difieren en un porcentaje, menor a 10%
entonces puede aceptarse como válido el análisis PVT.
* Prueba del Diferencial: Cuando un análisis PVT es valido la ecuación diferencial N°
3.2 debe cumplirse (Burcik Emil, 1979).
PR
BP
B sdg
od
∂∂
<∂∂
(3.2)
Donde:
Bod: Factor Volumétrico del Petróleo (BY/BN)
P: Presión (lpca)
Bg: Factor Volumétrico del Gas (BY/PCN)
Rsd: Relación de Gas en solución (PCN/BN)
Esta muestra paso los cuatro métodos de validación. Sin embargo, en ésta se
observa una presión de burbujeo al rededor de 1100 lpc el cual es un valor muy bajo
para un crudo de 31ª API de la cuenca del Lago de Maracaibo. Adicionalmente, la
relación gas petróleo (Rsi) mostrada en los gráficos de producción del área, muestra que
la presión de burbujeo es mayor a la obtenida en el análisis PVT.
Por tal razón, esta muestra no fue tomada como una muestra representativa y por tal
motivo las propiedades de los fluidos del yacimiento C-3 Inferior LRF0016 fueron
determinadas utilizando la ayuda de las correlaciones PVT (PVT sintético).
El software Kappa y la sección de PVT del programa Petrel fueron utilizados para
determinar las propiedades de los fluidos y verificar el valor de presión de burbujeo. En
el caso del Bo y µo, estos fueron determinados para diferentes valores de Rs.
Adicionalmente, una tabla con Rs vs. Profundidad fue creada para la futura simulación.
Con la relación gas-petróleo inicial de 400 PC/BN (tomada del RGP inicial de
producción), 4300 lpca de presión inicial, una temperatura de yacimiento de 225 °F,
32°API y 0,87 de gravedad específica, las propiedades sintéticas de los fluidos fueron
determinados. Las correlaciones que más se ajustaron al tipo de crudo, especialmente la
proveniente del Lago de Maracaibo y la presión de burbujeo determinada en el gráfico P
vs. Np son mostrados en la tabla 4.
39
Tabla 4. Correlaciones PVT para el análisis de las propiedades de fluidos
PROPIEDADES CORRELACIÓN FLUIDOPb StandingRs StandingBo StandingCo Vasquez y Beggsµo Beggs y RobinsonZ Beggs y Brillµg Lee et al.cg DranchukBg Internal
Rsw KatzBw Gouldcw Dodson y Standingµw Van-Wingen+Frick
PETROLEO
GAS
AGUA
3.4.6. Presión Para el análisis del comportamiento de presión del yacimiento, todas las pruebas de
presión tomadas en el fondo del pozo fueron recopiladas y tabuladas. Un total de 41
pruebas estáticas, 5 de restauración de presión y 3 registros RFT fueron tomados
durante la vida productiva del yacimiento. Esta data fue encontrada en la base de datos
corporativa de la empresa (DOCUMENT) y en las carpetas de pozos.
Luego, la data de presión fue depurada y validada siguiendo los siguientes criterios:
• La fecha de calibración de la herramienta no debe ser mayor de 6 meses antes de
la prueba. Adicionalmente, la prueba debe haber sido tomada utilizando una herramienta
cuyo número de trabajos realizados con ella no excedan los 20.
• El tiempo de lectura debe ser mayor o igual a 5 minutos.
• La presión del cabezal del pozo debe ser baja.
• Las pruebas donde el pozo se encontraba en producción conjunta deben ser
rechazadas.
• El pozo debe tener mínimo 2 días cerrado antes de iniciar la prueba en el caso de
las estáticas.
• El gradiente de fluido debe estar entre 0,26 y 0,38 lpc/pie, rango que corresponde
al petróleo del yacimiento.
Luego de la validación y depuración de las presiones, un total de 21 estáticas y 20
puntos de RFT fueron seleccionados para el análisis de presión del yacimiento.
Una vez los valores fueron seleccionados, se procedió a calcular la presión referida a
la profundidad DATUM.
La ecuación aplicada en el cálculo de dicha presión es la siguiente:
40
( )( )mtpwmtp DDGPP −+= * (3.3)
( )( )tpdatumwtpdatum DDGPP −+= * (3.4)
Donde:
Ptp: Presión al tope de las perforaciones
Pm: Presión a la profundidad medida
PDATUM: Presión al plano de referencia
Gw: Gradiente del pozo
Dtp: Profundidad al tope de las perforaciones
Dm: Profundidad de la medición
DDATUM: Profundidad del plano de referencia
(DATUM)
Una profundidad DATUM aproximada fue calculada tomando en cuenta el promedio
entre el tope y la base del pozo localizado en la parte mas alta de la estructura y el pozo
ubicado en la parte mas baja respectivamente. Estos dos pozos fueron el LRF-0026 y el
VLE-0502.
Inicialmente el DATUM para la arena C-3 era 12060 pie, sin embargo, como fue
explicado anteriormente, debida a la presencia de dos contactos agua-petróleo en la
misma columna y a las diferentes presiones encontradas, la arena C-3 fue dividida en
arenas Superior e Inferior. Por tal sentido, 2 planos de referencia fueron calculados
(tabla 5). Estos DATUMs fueron usados para graficar las presiones con respecto al
tiempo y a la producción acumulada.
Tabla 5. Profundidad DATUM
POZO C-3 C-3 -Inf C-3 Sup
Tope LRF0026 11620 11930 11620Base VLE0502 12500 12500 12270
12060 12215 11945Profundidad Datum
Es importante mencionar que esa profundidad referencial fue una preliminar ya que la
real para C-3 Inferior fue determinada desactivando gradualmente celdas de volumen de
petróleo en el modelo estático construido en Petrel hasta obtener un 50% del volumen
de petróleo (figura 9).
De esta última manera se obtuvo una profundidad de –12215 pie como profundidad
DATUM para C-3 Inferior.
La presión de burbujeo, como fue mencionado anteriormente, fue generado
graficando la presión al DATUM versus la presión acumulada, luego dos líneas rectas
son trazadas mostrando las dos tendencias predominantes en la misma curva (dos
tangentes, una al comienzo y otra al final del periodo de producción). La presión que
41
corresponde al punto de intersección de ambas tangentes corresponderá a la presión de
burbujeo.
DATUM DEPTH = -12215ft
WOC = -12452ft
Datum Depth
49.5%49.5%
50.5%50.5%
PROFUNDIDAD DATUM
DATUM DEPTH = -12215ft
WOC = -12452ft
Datum Depth
49.5%49.5%
50.5%50.5%
PROFUNDIDAD DATUM
Figura 9. Profundidad al DATUM para C-3 inf en Petrel
Por otra parte el grafico de presión versus acumulado de petróleo sirvió para
determinar las curvas de declinación de presión presentes en el yacimiento para
determinar presencia de barreras en el área.
3.4.7. Modelo de Producción La producción fue analizada separadamente por subunidades. Sin embargo, debido a
que la mayoría de los pozos presentan producción conjunta, una redistribución de
producción mensual de petróleo, gas y agua fueron determinadas. Para dicho ejercicio,
los valores de permeabilidad y espesor cañoneado fueron usados mientras que el resto
de las variables de la ecuación de Darcy fueron supuestas constantes. La permeabilidad
y el espesor cañoneado fueron obtenidos a través de la evaluación petrofísica y la
historia de producción respectivamente. Luego de obtener la redistribución de
producción, la tasa de producción mensual fue graficada versus tiempo para cada
subunidad y el análisis de ellos fue efectuado.
3.4.8. Mecanismo de Producción: Para conocer el principal mecanismo de producción, el gráfico de Satter y Thakur fue
usado (1994). En este gráfico, la relación entre la presión a un tiempo específico y la
presión inicial del yacimiento es graficado con respecto a la relación entre la producción
42
acumulada de petróleo con el volumen de POES. La curva resultante fue comparada con
las curvas tipo de cada mecanismo de producción (figura 10).
Curvas tipo de Mecanismo de Producción
Expansión roca-fluído
Gas en Solución
Capa de Gas
Empuje Hidráulico
Seg. Gravitacional
Curvas tipo de Mecanismo de Producción
Expansión roca-fluído
Gas en Solución
Capa de Gas
Empuje Hidráulico
Seg. Gravitacional
Figura 10. Gráfico de Satter y Thakur 3.4.9. Reservas * Método Volumétrico La estimación del Petróleo Original en Sitio utilizando el método volumétrico, fue
hecha con data proveniente de los sumarios petrofísicos (porosidad, espesor de arena
neta petrolífera) y del PVT sintético (factor volumétrico del petróleo).
Inicialmente, este cálculo fue efectuado usando la aplicación Oil Field Management
(OFM) la cual es una aplicación de la compañía Schlumberger. La aplicación crea un
mapa red para cada propiedad y el cálculo de POES para cada subunidad, se realizan
con la ecuación del método volumétrico. En este caso el área es incluida en el mapa red
base y por tal motivo no se muestra la variable en la ecuación (figura 11). La constante
1.91704, la cual es usada en esta fórmula, es diferente a la que acostumbradamente se
utiliza (7758) esto se debe a que OFM trabaja con unidades de superficie en metros
cuadrados y no en acres. Adicionalmente, la saturación inicial de agua fue supuesta
como la irreducible ya que los primeros pozos en mostrar producción en el yacimiento,
43
no presentaron ningún corte de agua. Sin embargo, esto no es completamente cierto, ya
que existe una zona de transición cercana al contacto agua petróleo donde existe una
saturación de agua movible.
ANP Grid MapPorosidad Grid Map
Saturación Inicial de Agua
POES
ANP Grid MapPorosidad Grid Map
Saturación Inicial de Agua
POES
Mapa de Red de ANP Mapa de Red de Porosidad
Mapa de Red de Saturación inicial de Agua
ANP Grid MapPorosidad Grid Map
Saturación Inicial de Agua
POES
ANP Grid MapPorosidad Grid Map
Saturación Inicial de Agua
POES
Mapa de Red de ANP Mapa de Red de Porosidad
Mapa de Red de Saturación inicial de Agua
Figura 11. Cálculo del POES usando mapas red. * Método de Balance de Materiales El balance de material fue efectuado a pesar de ser éste un cálculo que se incluye en
el modelo dinámico. Sin embargo, éste fue efectuado con la finalidad de comparar los
valores obtenidos a través de varios métodos y poder contar con un valor más certero de
reservas originales. El método utilizado fue el de Havlena y Odeh en el cual una grafica
de F/Eo versus We/Eo es realizada. La siguiente ecuación fue la utilizada en el balance
de materiales:
( )[ ] ( ) ( )[ ]
( ) ( )( ) ii
c
ci
i
iI
giwiwew
fwwo
g
gogioowgo
BGBWBWS
PCSCNBm
BB
mNBBRsRsBBNWpBBRsRpBNp
+++−
Δ++
+⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡−⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛+−+−=+−+
11
1 (3.5)
( )( ) pgspoP WBRRBNF +−+= (3.6)
( ) ( ) gssioioo BRRBBE −+−= (3.7)
( ) pS
cSCBmE
wc
fwcwoiwf Δ⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−
++=
11, (3.8)
( ) wewfo BWEENF ++= , (3.9)
o
e
o EWN
EF
+= (3.10)
44
Las suposiciones que fueron tomadas en cuenta durante el cálculo fueron las
siguientes:
• No existe capa de gas inicial.
• El efecto de Efw es despreciable. Esto fue asumido de esta manera porque la
energía del acuífero no es significativamente fuerte como para hacer un considerable
efecto en la energía del yacimiento.
• La única variable que se modificó en cada subunidad fue la producción acumulada
mientras que la presión y las propiedades de fluidos fueron las mismas en cada
subunidad.
Luego, el influjo del agua fue determinado aplicando la definición de compresibilidad
del acuífero para que de esta manera asegurar que la energía del acuífero es baja. Para
ello, un valor de 26 millones de barriles fue asumido. Este valor corresponde al volumen
poroso del yacimiento debajo del contacto agua-petróleo (figura 12). La ecuación 3.11
fue usada para el cálculo de la influencia de agua.
( ) PWccW ifwe Δ+= (3.11)
Figura 12. Volumen Inicial del Acuífero * Método de Declinación de Producción Al igual que el balance de materiales, el método de declinación de producción es un
método utilizado durante el modelo dinámico, sin embargo también fue incluido con el fin
de disminuir la incertidumbre en lo que respecta al cálculo de reservas.
45
Para ello fue utilizado los valores de producción obtenidos una vez que la
redistribución de producción fue finalizada. Sin embargo, como en distintas
oportunidades el número de pozos activos variaba, se decidió efectuar una
normalización de la producción en función del número de pozos activos en el momento.
Adicionalmente, se seleccionó un periodo de estabilidad mecánica en el área para
disminuir el factor de error. Dicho periodo corresponde al que va desde 1992 hasta 1998.
El tipo de curva de declinación fue la exponencial porque al hacer un grafico log-
normal entre producción y tiempo, una línea recta es la resultante (figura 13), es decir
que el porcentaje de declinación es constante.
Producción vs Tiempo
100,00
1000,00
10000,00
100000,00
1000000,00
11/06/1968 02/12/1973 25/05/1979 14/11/1984 07/05/1990 28/10/1995 19/04/2001 10/10/2006 01/04/2012
Tiempo
Prod
ucci
ón
Período Estable
Figura 13. Producción de petróleo normalizado vs Tiempo
La ecuación que fue utilizada es mostrada a continuación:
( )t
qqa i /ln= (3.12)
atieqq −= (3.13)
aqq
N ip
−= (3.14)
qqq
d i −= (3.15)
Donde:
a: constante del porcentaje de
declinación
qi: tasa de petróleo a t=0 (bl/día)
t: tiempo (días)
q: tasa de producción de petróleo a t=n
Np: Producción de petróleo acumulado
d: Tasa efectiva de declinación.
46
Las reservas recuperables son la producción acumulada de petróleo cuando la tasa
de petróleo sea igual a cero o muy cercano a este.
Las ecuaciones utilizadas para el cálculo de las reservas se muestran a continuación.
FrcuperablesservasPOES /Re_Re= (3.16)
Finalmente, las reservas recuperables y las remanentes fueron calculadas con las
ecuaciones 3.17 y 3.18. En el caso del factor de recobro, este fue calculado
adicionalmente, usando la ecuación de Arps para un mecanismo de producción de Gas
en Solución. La presión de abandono fue supuesta como el 10% de la presión inicial.
FactorerySOOIPservescuperable _covRe*Re_Re = (3.17)
Npservescuperableservesmanent −= Re_ReRe_Re (3.18)
[ ]1741.0
3722.00979.01611,0
) ***1(815,41 ⎥⎦⎤
⎢⎣⎡
⎥⎦⎤
⎢⎣⎡
⎥⎦⎤
⎢⎣⎡ −
=a
bw
obob
wP
PSkB
SRF μφ (3.19)
Luego cada uno de los valores resultantes de POES fue comparado y analizados.
Dichos resultados y su respectivo análisis se muestran en el próximo capítulo (capítulo
IV).
3.5. Construcción del modelo Estático La construcción del modelo estático para el yacimiento C-3 Inferior LRF0016 fue
efectuada usando la aplicación conocida como Petrel de la compañía Schlumberger.
Las etapas de este proceso de mencionan a continuación:
3.5.1. Carga de Data • La data general del cada pozo (coordenadas, profundidad de la mesa rotaria y
data de desviación fue importada. Adicionalmente, la data de registros (original y
sintético) fue incluida. Luego los registros discontinuos de facies fueron elaborados para
cada pozo.
• Los topes de las subunidades de cada pozo en profundidad medida y profundidad
vertical verdadera fueron importados mientras que los la profundidad vertical verdadera
bajo el nivel del mar fue calculada usando el valor de la mesa rotaria.
3.5.2. Creación de las Superficies • Para mostrar las superficies de los distintos cuatro horizontes, 5 superficies fueron
importadas a Petrel. Estas superficies fueron las de C-3-3, C-3-2, C-3-1, C-3-1a y C-4
47
como la base de C-3-1a. Las superficies fueron creadas partiendo de mapas red
importadas desde Sigemap (figura 14).
Grid Data
Surface of C-3-2Superficie de C-3-2
Grid Data
Surface of C-3-2Superficie de C-3-2
Figura 14. Creación de Superficie. Subunidad C-3-2.
3.5.3. Fallas y modelajes de pilares • Dos polígonos fueron creados (uno para el tope de C-3-3 y otro para la base de
C-3-1a, el cual es el tope de C-4. Esto fue realizado basado en la data sísmica (figura
15).
• Los pilares fueron creados especificando las tendencias de las celdas y los limites
del modelo (figura 15). Las fallas principales (Norte y Sur) y un límite de roca fueron
tomados como limites del sistema. También algunas tendencias de celdas fueron
asumidas para poder controlar mejor el futuro esqueleto del modelo.
48
Figura 15. Proceso de modelaje de fallas.
• El esquema fue construido (figura 16).
Figura 16. Creación del esqueleto. • Se crearon los horizontes una vez se encuentre el armazón del sistema listo.
• Las zonas, los lentes y el contacto agua-petróleo fueron definidos (figura 17).
49
Figura 17. Zonas, y Contacto Agua-Petróleo. 3.5.4. Modelaje de propiedades • Luego de elaborar los horizontes, algunas propiedades geométricas fueron
creadas para evaluar la calidad del modelo (figura 18). Estas propiedades fueron las
siguientes: Angulo de celdas, Celdas fueras de fronteras, Celdas debajo del contacto y
volumen bruto de celda.
• Los registros de pozos fueron escalados y varios métodos geoestadísticos fueron
usados dependiendo del tipo de propiedad (figura 19). La tabla 6 muestra los métodos
seleccionados.
Tabla 6. Método de Escalamiento de los registros.
VARIABLE MÉTODO DE PROMEDIO TIPO DE REGISTRO MÉTODO
FACIES MAYOR LÍNEAS CELDAS VECINASPOROSIDAD ARITMÈTICO LÍNEAS CELDAS VECINAS
PERMEABILDAD ARITMÈTICO LÍNEAS CELDAS VECINAS
50
Figura 18. Propiedades de control geométrico
Figura 19. Escalamiento de los registros
51
• Para hacer el modelaje petrofisico y de litofacies, algunas indicaciones espaciales
fijas fueron especificadas (figura 21) tomando en consideración el mapa de electrofacies.
Sin embargo, antes de hacer esto, un mapa de variograma fue elaborado y comparado
con el mapa convencional de facies para validar la dirección de sedimentación (figura
20).
Dirección Mayor: -226
Dirección Menor: 44°
Ancho de franja: 200 mt
Radio de alcance: 2000 mt
Espesor: 20 pie
Angulo de tolerancia: 50°
Lapso de tolerancia: 50° N° de lapsos: 8
Figura 20. Restricciones Espaciales
CanalesBarras
Llanuras Marisma
CanalesBarras
Llanuras Marisma
Figura 21. Validación de la dirección de sedimentación. (Comparación de los mapas de facies y variogramas).
• Luego, una función tipo, que mejor se adaptaba a los variogramas empíricos, fue
seleccionada para cada propiedad. La simulación Secuencial Gaussiana fue
seleccionada para la porosidad y la permeabilidad mientras que la simulación del
indicador secuencial fue el escogido para las propiedades de facies ya que la forma no
es conocida.
52
• Una transformación normal de la curva de distribución de los datos fue realizada
con una media de 0 y una desviación estándar de 1 para todas las propiedades. Esto es
debido a que petrel trabaja con distribuciones normales cuando hace la simulación. Sin
embargo luego de transformar las distribuciones en una normal, el programa vuelve a
transformar la data a su distribución original luego de hacer la simulación.
Otras condiciones fijas fueron usadas en el modelaje de facies. Para los canales y la
barras, la data de porosidad de entrada y de salida debía ser mayor a 0,05 para
asegurar que los valores obtenidos en estas facies fueran diferentes a cero. En el caso
de las llanuras de inundación y las marismas, solo una condición de salida mayor o igual
a cero fue tomada en cuenta para evitar valores negativos de porosidad. Sin embargo,
para la permeabilidad la condición de salida igual o mayor a cero fue utilizada en todas
las facies.
Un total de 10 corridas de facies, fueron hechas con el propósito de comparar los
resultados obtenidos en cada una de ellas y verificar que no existan valores fuera de los
límites normales. Luego, corridas para la porosidad, permeabilidad, neto/bruto y
saturación de agua irreducible fueron creadas.
Capillary Pressure
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Sw
Pcow
Flooding Land and March
Bars
Tidal Channels
(Psia)
(%)
Pcow
(psi
a)
Llanura de inundación y Marismas
Barras
Canales
Capillary Pressure
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Sw
Pcow
Flooding Land and March
Bars
Tidal Channels
(Psia)
(%)
Pcow
(psi
a)
Capillary Pressure
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Sw
Pcow
Flooding Land and March
Bars
Tidal Channels
(Psia)
(%)
Pcow
(psi
a)
Llanura de inundación y Marismas
Barras
Canales
Figura 22. Curvas de Presión capilar por facies
La saturación de agua irreducible fue determinada también tomando en cuenta los
resultados de las curvas de presión capilar de los análisis de núcleos (Figura 22).
3.5.5. Cálculo Volumétrico
53
Finalmente, 10 cálculos volumétricos fueron hechos para obtener el valor de POES y
así comparar dicho valor con los obtenidos a través de la ecuación del método
volumétrico con OFM, el balance de materiales y la declinación de producción. Las
ecuaciones empleadas son las mostradas en la figura 23.
Figura 23. Fórmulas del cálculo de volumen 3.5.6. Cálculo de reservas a través de la simulación numérica
Para efectuar el cálculo de reservas utilizando un simulador numérico, el ECLIPSE100
de la compañía Schlumberger fue empleado.
Inicialmente se efectuó la migración de la información cargada y generada en Petrel
desde el mismo petrel, el cual tiene una conexión automática con el simulador.
Luego, se procedió a verificar los keyworks que serían empleados para la simulación.
Estos son mostrados a continuación dentro de las secciones a las que pertenecen.
Keyworks utilizados en la simulación.
Los keyworks utilizados para el cálculo de las reservas a través de la simulación
númerica, fueron los básicos de Eclipse100. Estos se muestran dentro de las secciones
a las que pertenecen.
Sección RUNSPEC: Controla todo lo relacionado a la información general del modelo.
TITLE: titulo del modelo. 3D Red LRF0016.
DIMEMSE: numero de bloques en las 3 dimensiones (X, Y y Z): 96 26 94.
OIL/WATER/GAS/VAPOIL/DISGAS: presenta las fases activas: WATER, OIL, GAS.
FIELD/METRIC/LAB : unidades usadas: field.
54
START: la fecha del inicio de la simulación: 1 SEP 1968.
WELLDIMS: dimensiones del pozo y grupos de pozos: 40 96 1* 40.
Sección RED: controla la geometría del red y las propiedades de roca.
DX: las dimensiones de celdas en dirección X .
DY: las dimensiones de celdas en dirección Y.
DZ: las dimensiones de celdas en dirección Z.
TOPS: profundidad de los topes.
PORO: la porosidad de cada bloque.
PERMX: la permeabilidad en la dirección X.
PERMY: la permeabilidad en la dirección Y.
PERMY: la permeabilidad en la dirección Z.
Sección PROPS: controla las presiones y saturaciones del sistema.
SWOF: permeabilidad relativa del petróleo en agua y presión capilar.
PVTW: factor volumétrico de formación, compresibilidad y viscosidad del agua en
función de la presión.
PVDO: factor volumétrico de formación, compresibilidad y viscosidad del petróleo en
función de la presión.
ROCK: compresibilidad de la roca.
DENSITY: densidades de los fluidos almacenados.
Sección REGIONS: divide el red computacional en regiones. Para ello se especifico
un total de 4 regiones las cuales representan las 4 subunidades del yacimiento C-3
Inferior LRF0016.
SATNUM: saturaciones por cada bloque red de cada región.
Sección SOLUTION: contiene data que define es estado inicial del yacimiento o
yacimientos (presión, saturación, ...).
SWAT: valor inicial de saturación de agua en cada bloque red.
PRVD: presión en función de la profundidad.
55
Sección SUMMARY: específica el número de variable que serán incluidos en el
archivo resumen después de cada paso del tiempo de simulación.
FOPR: tasa de petróleo producido.
FWPR: tasa de agua producida.
Sección SCHEDULE: especifica las operaciones a ser simuladas. En esta sección se
incluyen las restricciones durante el cotejo histórico. Sin embargo, en el caso del cálculo
de reserva, no existen restricciones ya que no existe producción ni inyección.
WELSPECS: introduce la información general de los pozos.
COMPDAT : define conexiones entre pozos y bloques red.
WCONPROD: controla la data de producción de los pozos.
WCONINJ: controla la data de inyección de pozos.
Luego de varios intentos de corridas del simulador y de eliminar los errores y
advertencias mostradas por el programa, se obtuvieron las reservas de cada una de las
regiones.
56
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS Y RESULTADOS
4.1. Análisis del Modelo Estático anterior Varios puntos de atención fueron encontrados durante la revisión del modelo estático
previo. Estos son explicados a continuación:
4.1.1. Presencia de más de un contacto agua- petróleo Los registros eléctricos en la mayoría de los pozos del yacimiento presentan unidades
saturadas con hidrocarburos pero en la misma columna, algunas subunidades
superiores de la arena C-3, se encuentran 100% saturadas de agua.
En la figura 24, puede observarse la presencia de dos contactos agua-petróleo, uno
en el pozo VLE0502 a -12452 pie (C-3 Inferior) y el otro en el pozo LRF0016 a -11860
pie (C-3 Superior). La presencia de dos contactos agua-petróleo confirma la existencia
de dos yacimientos hidráulicamente desconectados en base a los principios de
movimiento de fluido debido a diferencias de densidad.
Figura 24. Sección estructural mostrando distintos contactos Agua-Petróleo.
57
4.1.2. Correcciones de topes de subunidades
Luego de analizar la información del núcleo, y utilizar la técnica llamada “Registro
Imagen o Espejo”, varios topes estratigráficos fueron modificados para mantener el
mismo criterio. Un ejemplo de esto es ilustrado en la figura 25 donde algunos lentes
(Indicados con un círculo) no corresponden a algunas subunidades de un pozo con
respecto a otro localizado a menos de 300 metros.
Figura 25. Correcciones de topes estratigráficos
Todos estos cambios son soportados con las presiones de yacimientos, ya que como
será mostrado, las presiones de C-3 Superior difieren con las del yacimiento C-3
Inferior.
58
Debido a todos los cambios efectuados en el modelo estático previo y a la presencia
de dos contactos agua-petróleos, un nuevo modelo estático fue necesario para luego
generar un nuevo modelo dinámico acorde con la realidad del yacimiento.
4.2 Caracterización del yacimiento 4.2.1. Modelo Estructural La Estructura del yacimiento es un “half graben” con un área de 987 acres, y una
orientación de Suroeste-Noreste y un buzamiento entre 4 y 6 grados hacia el Sureste
(figura 27).
El yacimiento C-3 LRF0016 Inferior está limitado en el norte por una falla normal en
dirección NO-SE, buzando hacia el Noreste con un salto de 500 pie.
Hacia el Sur, el yacimiento está limitado por otra falla normal, la cual es paralela a la
anteriormente mencionada con la misma dirección y el mismo salto.
Hacia el Este, el yacimiento esta limitado por un contacto Agua-petróleo. Este es
mostrado en el registro eléctrico del pozo VLE0502 (localizado en la parte mas baja de la
estructura).
Finalmente, una intersección de dos fallas representa el límite oeste del yacimiento.
Esta intersección es observada solamente a través de las secciones sísmicas.
Las correlaciones que ayudaron a determinar los limites del yacimientos son descritos
individualmente (figura 26).
Sección_1_NE-SWSección_3_NE-SW
Sección_2_NE-SW
Sección_1_NE-SWSección_3_NE-SW
Sección_2_NE-SW
Figura 26. Mapa Índice de Secciones Estratigráficas
59
Sección #1. La sección estructural muestra el buzamiento general de la estructura al Sureste y el
buzamiento de la falla hacia el Noreste (figura 28). Esta falla normal corta los pozos
LRF0146 y LRF0039, al nivel de la subunidad C-2 omitiendo una sección fallando parte
del tope de C-3 superior (subunidades C-3-7 y C-3-6). Adicionalmente, el pozo
LRF0026ST presenta una sección fallada a nivel de las arenas B-Inferior.
Sección #2 La sección ilustra dos fallas que limitan el yacimiento C-3 LRF0016 a nivel de C-1.
Estas generaron una pérdida de sección que incluye parte del tope de C-3 (subunidad C-
3-7).
60
Figura 27. Mapa Estructural del yacimiento C-3 Inferior LRF0016.
61
Figura 28. Sección Estructural #1.
En los pozos localizados en la parte sureste del área (VLE0502 y VLE1508), puede
observarse como la falla presenta un buzamiento hacia el noreste y un salto
aproximadamente de 500 pie. Adicionalmente, puede demostrarse el carácter sellante
de la falla debido a las diferentes saturaciones presentes a nivel de C-4. El pozo
VLE0502 presenta la unidad C-4 100% saturada de agua mientras que el pozo VLE1508
presenta esta unidad saturada de hidrocarburo.
En relación al pozo VLE0502, este muestra un contacto agua-petróleo a -12452 pie.
Este contacto no se muestra en pozos nuevos y por tal razón no es posible determinar a
través de registros eléctricos el avance actual del contacto.
62
Figura 29. Sección Estructural #2.
Sección #3 En esta sección, puede observarse la falla normal que limita el yacimiento al norte
(figura 30). Esta falla corta los pozos LRF0037, LRF0037ST y LRF0080, los cuales están
localizados en la parte noreste del área. Adicionalmente, a través de la misma sección
se puede visualizar como el pozo LRF0037 se encuentra fuera del bloque de interés
debido a la falla mientras que la falla corta a los pozos LRF0037ST y LRF0030 a nivel de
la arena C-2 y C-1 respectivamente. En esta sección el pozo LRF0037 es el único pozo
con la unidad C-3 completa.
63
Figura 30. Sección Estructural #3.
Figura 31. Modelo Estructural Final.
64
Finalmente, la figura 31 ilustra el resultado final del modelo estructural del yacimiento
C-3 Inf LFR0016 donde se muestran las cuatro subunidades, el contacto agua-petróleo y
las fallas principales.
4.2.2. Modelo Estratigráfico De acuerdo con el estudio previo en el área (IRT 2001) “la unidad C-3 esta compuesta
predominantemente de arenas de grano creciente separadas por superficies de
inundación bien definidas o lentes de arcillas. Los lentes presentan mayor espesor que
aquellos en C-2, pero son más delgadas en comparación con los encontrados a nivel de
C-4, C-5, y C-6/7. En general, estas arenas tienden a decrecer en espesor y en cantidad
a medida que nos encontramos en las unidades más jóvenes. La unidad C-3 está
subdividida en 7 unidades de flujo (figura 32).
Figura 32. Registro Tipo (pozo LRF0016). Subunidad de C-3. En resumen, la unidad es altamente heterogénea y muchas subunidades muestran
cambios laterales graduales o abruptos. En otras palabras, existe muy poca continuidad
lateral de las arenas.
La descripción de las correlaciones está presente a continuación (figura 33).
65
Sección_4_NE-SW
Sección_5_NE-SW
Sección_1_NE-SW
Sección_2_NE-SWSección_3_NE-SW
Sección_4_NE-SW
Sección_5_NE-SW
Sección_1_NE-SW
Sección_2_NE-SWSección_3_NE-SW
Figura 33. Mapa Índice de Secciones. Sección #1 Puede observarse en la figura 34 que la subunidad C-3-1 presenta hacia el tope
buena continuidad de la arena en esta dirección mientras que la subunidad C-3-1a no
presenta ninguna continuidad lateral.
Figura 34. Sección Estratigráfica #1.
66
En el caso de C-3-2 y C-3-3, ellos presentan continuidad parcial de arena porque,
existe un cambio de facies en el pozo LRF0016 y entre los pozos LRF0039 y
LRF0026ST en C-3-2 y C-3-3 respectivamente. Sección #2 Esta sección (figura 35) muestra como los lentes con altos espesores en todas las
subunidades están parcialmente conectadas. Sin embargo, la mayoría de los lentes
observados en esta sección son delgados e independientes uno del otro, indicando así
la existencia de poca conexión vertical entre lentes.
Figura 35. Sección Estratigráfica #2. Sección #3 La sección 3, la cual es mostrada en la figura 36, muestra una clara continuidad de la
subunidad C-3-2 mientras que C-3-3 presenta fuertes variaciones laterales. En el caso
de C-3-1 existe una baja continuidad tal y como lo muestra también la subunidad C-3-1a.
67
Figura 36. Sección Estratigráfica #3.
Sección #4 En esta correlación (figura 37) la continuidad lateral se hace más notoria en
comparación con las secciones anteriores. Las subunidades C-3-3, C-3-1 y C-3-1a no
muestran continuidad y C-3-2 presenta una conexión entre pozos parcial.
Adicionalmente, el pozo LRF0141 aparece, en casi todas las subunidades,
independiente del resto de los pozos.
68
Figura 37. Sección Estratigráfica #4. Sección #5 Puede apreciarse como en la sección #4, las subunidades C-3-3, C-3-1 y C-3-1a no
presentan extensión lateral pero C-3-2 presenta una continuidad parcial en los lentes
con mayor espesor (figura 38). Adicionalmente, el pozo LRF0130, esta localizado en un
punto especifico donde hay un total cambio de facies.
En otras palabras, no existe continuidad lateral en la mayoría de las subunidades en
una dirección perpendicular a la de sedimentación pero si existe una continuidad parcial
en dirección de la sedimentación.
69
Figura 38. Sección Estratigráfica #5 4.2.3. Modelo Sedimentológico Los depósitos analizados en el núcleo del pozo VLE1254 a nivel de C-3, constituyen
un complejo transicional clástico entre sistema de plano deltáico bajo y margen
submarino que es controlado por mareas en dirección NE-SO. Estos forman estuarios
que son cuerpos de agua marino marginales semiencerrados en el cual la salinidad es
diluida por descargas fluviales (Fairbridge, 1968), que presenta canales estuarinos de un
plano deltáico distal que presenta una sucesión monótona de cuerpos de arena con
granos con buen tamaño y una buena clasificación creciente. Los depósitos de lulitas arenosas separan los canales y las lutitas como resultado de
descargas fluctuantes durante periodos de recurrentes inundaciones de baja a
moderada energía.
Estos son paleoambientes que van desde los canales y barras hasta las llanuras de
inundación y marismas.
70
En general, como será observado en la figura 39, la subunidad con la mas alta
probabilidad de canales es la subunidad C-3-2 mientras que C-3-1a es la subunidad
con la mas alta proporción de llanuras de inundación y marismas.
C-3-3
C-3-2
C-3-1
C-3-1a
Figura 39. Proporción original de las facies por subunidad.
Los cuerpos arenosos presentan variables espesores y restricción en la continuidad
lateral, mostrando variaciones laterales de facies que prevalecen en el área. La media
de espesor por subunidad es 65 pie mientras que los depósitos de una simple unidad
están en el orden de 30 pie de espesor.
71
Figura 40. Mapa de Litofacies de la Subunidad C-3-3.
La subunidad con mayor extensión lateral de canales es la C-3-2 (Figura 41).
72
Figura 41. Mapa de Litofacies de la Subunidad C-3-2. La subunidad C-3-1 como la C-3-3, presenta baja continuidad de canales pero más
que la C-3-1a, la cual es la subunidad con la mayor cantidad de llanuras de inundación y
marismas (figura 42 y figura 43).
73
Figura 42. Mapa de Litofacies de la Subunidad C-3-1.
74
Figura 43. Mapa de Litofacies de la Subunidad C-3-1a. 4.2.4. Modelo Petrofísicos Las subunidades del yacimiento C-3 Inf LRF0016 presentan un rango
significantemente amplio de valores de porosidad y permeabilidad, los cuales son signos
de una alta heterogeneidad vertical y lateral.
Los mapas de porosidad, permeabilidad y volumen de arcilla para cada subunidad
son mostrados en las figuras 44, 45, 46 y 47, y presentan la misma tendencia reflejado
en los mapas de facies convencionales. En las figuras que serán mostradas a
continuación, el track izquierdo presenta las propiedades de la subunidad incluyendo
75
todas las facies y el track derecho muestra el filtro de la subunidad tomando en cuenta
solamente las facies prospectivas, es decir, canales y barras.
En líneas generales, la porosidad del yacimiento varia desde 0 a 26% y la
permeabilidad tiene un alto rango de valores, los cuales van desde cero (en el caso de
las llanuras de inundación) hasta 1 Darcy (en el caso de los canales). Las subunidades
con el más alto valor de Vshale son la C-3-1a y C-3-3 mientras que C-3-2 y C-3-1 son
las subunidades más porosas. Adicionalmente, la subunidad con los mayores valores de
permeabilidad es la C-3-1.
Figura 44. Isopropiedades de C-3-3.
La subunidad C-3-3 presenta las mejores propiedades alrededor del pozo LRF0030,
en la parte sur del área y el LRF0144 en el sureste. Sin embargo, cerca al VLE0502 y en
la parte oeste del yacimiento, el volumen de arcilla incrementa y la calidad de las
areniscas disminuye.
76
La porosidad en los canales de mareas es entre 5% y 25% con un promedio de 15%
mientras que la permeabilidad varía desde casi cero hasta 1 Darcy con un promedio de
80 mD. En el caso del Vshale, predominan valores menores a 40%.
La subunidad con la mejor porosidad y el menor volumen de arcilla es C-3-2. Esta
presenta porosidades entre 5% y 25% y un promedio de 18%. Adicionalmente presenta
un porcentaje de volumen de arcilla de 30. La porosidad más alta obtenida luego de la
simulación se encuentra al rededor del pozo VLE0502. La permeabilidad es menor que
la mostrada en la subunidad C-3-3 y presenta valores desde cero hasta 500 mD.
La subunidad C-3-1 presenta canales con porosidades entre 5% y 22% mientras que
las barras muestran valores bajos (7% aproximadamente). Las porosidades más altas
son las encontradas alrededor del pozo LRF0128A y LRF0063 al norte del área y la más
baja es encontrada cerca al pozo LRF0112. En relación al Volumen de arcillas, C-3-1
tiene mayor volumen de arcillas que C-3-2. El Vshale varía desde 15% hasta 60%
teniendo como valor promedio un 30% de volumen de arcilla. Sin embargo, esta
subunidad presenta la mayor permeabilidad en comparación con el resto del yacimiento.
Figura 45. Isopropiedades de C-3-2.
77
El valor de permeabilidad es entre casi cero y 1 Darcy pero el promedio de
permeabilidad presente en la subunidad es de 100mD.
Figura 46. Isopropiedades de C-3-1.
La subunidad mas profunda (C-3-1a) es la que muestra peor calidad de roca. El
promedio de porosidad es cercano a 12%. La parte oeste del área es la más pobre
petrofisicamente mientras que el área central es la que presenta mejor prospectividad
pero todavía pobre en comparación con las características petrofisicas del resto de las
subunidades.
78
Figura 47. Isopropiedades de C-3-1a. 4.2.5. Modelo de Fluido El tipo de petróleo que se encuentra acumulado en el yacimiento C-3 Inf LRF0016 es
un crudo mediano/liviano con 31°API.
Inicialmente un análisis de una muestra PVT proveniente del pozo LRF0016 fue
evaluado para determinar su validez. Esta muestra, a pesar de haber cumplido con
todos los requisitos necesarios para que pueda ser calificado como valido, los resultados
no concuerdan con las propiedades que son esperadas en un crudo con 31ºAPI
almacenado en la cuenca del lago de Maracaibo. Adicionalmente, el comportamiento de
producción indica una presión de burbujeo distinta a la obtenida en PVT del pozo
mencionado. Por todo esto se creo un PVT sintético basado en los valores de
producción y presión explicados en el capitulo III a través de correlaciones. Los gráficos
de las propiedades de petróleo, gas y agua son mostrados en las Figuras 48a, 48b, 49 y
50 respectivamente.
79
Bo
1,05
1,1
1,15
1,2
1,25
1,3
0 1000 2000 3000 4000 5000
Rs
050
100150200250300350400450
0 1000 2000 3000 4000 5000
Viscosity
00,20,40,60,8
11,21,41,61,8
2
0 1000 2000 3000 4000 5000
Density
0,720,730,740,750,760,770,780,79
0,80,81
0 1000 2000 3000 4000 5000
Viscosida
Densidad
Figura 48a. Propiedades del petróleo vs. Presión en lpca.
Figura 48b. Propiedades del petróleo por diferencial de Rs
80
(cf/scf) (cp)
(gr/cc)
Viscosidad
Densidad
(cf/scf) (cp)
(gr/cc)
Viscosidad
Densidad
Figura 49. Propiedades del gas vs Presión en lpca.
(cf/scf) (cp)
(gr/cc)(psi-1)
Viscosidad
Densidad
(cf/scf) (cp)
(gr/cc)(psi-1)
Viscosidad
Densidad
Figura 50. Propiedades del agua vs. Presión en lpca.
81
4.2.6. Modelo de Presión El yacimiento LRF0016 presenta altos diferenciales de presión durante toda su vida
productiva haciendo imposible la observación de una única tendencia de presión (figura
51). Estos diferenciales indican la deficiencia en la conexión hidráulica en toda el área
confirmando lo observado en los modelos estratigráfico y sedimentológico.
Adicionalmente, esto confirma que las arenas de C-3 son, en realidad, dos diferentes
yacimientos, los cuales habían sido demostrados por medio de la existencia de los dos
contactos agua-petróleo.
El diferencial de presión ilustrado en la figura 52 muestra la heterogeneidad vertical
que existe en la unidad C-3. Esto puede ser visto claramente en los resultados del
registro de presión RFT donde, en el mismo pozo, la presión varia significativamente de
un lente a otro.
PRESIÓN VS TIEMPO
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
08/03/71 28/08/76 18/02/82 11/08/87 31/01/93 24/07/98 14/01/04 06/07/09
TIEMPO
PRES
IÓN
(lpc
)
C-3 Inferior C-3 Superior
PRESIÓN VS TIEMPO
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
08/03/71 28/08/76 18/02/82 11/08/87 31/01/93 24/07/98 14/01/04 06/07/09
TIEMPO
PRES
IÓN
(lpc
)
C-3 Inferior
PRESIÓN VS TIEMPO
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
08/03/71 28/08/76 18/02/82 11/08/87 31/01/93 24/07/98 14/01/04 06/07/09
TIEMPO
PRES
IÓN
(lpc
)
C-3 Inferior C-3 Superior
Figura 51. Presión de Yacimiento.
82
Debido al mencionado diferencial de presión mostrado entre C-3 Superior y C-3
Inferior, estas deben ser analizadas por separado.
PRESIONES RFT POR SUBUNIDAD
11650
11700
11750
11800
11850
11900
11950
12000
12050
12100
12150
0 1000 2000 3000 4000 5000
TIEMPO
PRES
IÓN
(lpc)
C-3-2
C-3-3
C-3-4
C-3-7
Figura 52. Presión diferencial Vertical.
4.2.7. Presión del yacimiento C-3 Inf LRF0016 Para el análisis de presión en la unidad C-3 Inf, un plano de referencia a -12215 pie
fue utilizado.
Como puede ser observado en la siguiente grafica (figura 53), la presión inicial del
yacimiento es 4300 Lpca. Por tal razón, puede decirse que el yacimiento es subsaturado
ya que la presión de burbuja es de 1900 Lpca.
Durante la vida del yacimiento, la presión ha estado declinando de forma paulatina
hasta 1990 cuando el yacimiento alcanza su punto de saturación (1900 Lpca). Luego de
esto, la pendiente de la curva de declinación cambia. Sin embargo, la presión continúo
declinando, pero esta vez con menor pendiente hasta 21/01/05 cuando se toma la ultima
prueba de presión hasta los momentos en el yacimiento. Esta prueba, tomada en el pozo
LRF0094A, arrojó un valor de presión de 1100 lpc.
83
PRESIÓN VS TIEMPO
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
08/03/71 06/10/80 07/05/90 06/12/99 06/07/09
TIEMPO
PRES
IÓN
@ 1
2000
ftLRF0016LRF0024LRF0030LRF0031LRF0094ALRF0112LRF0137LRF0016GR
Figura 53. Presión de C-3 Inferior. La presión de burbujeo fue determinada a través del gráfico Presión vs Acumulado de
Petróleo (figura 54) ya que el único PVT con que se contaba correspondía a las
subunidades superiores de C-3 y mostró valores que no concuerdan con los esperados
en un crudo de 31ºAPI de la cuenca del lago de Maracaibo tal y como se explico en la
sección del Modelo de Fluidos.
PRES
SUR
E (p
sia)
PR
ES
IÓN
(L
PC
)
( Bls)
Figura 54. Gráfico de Presión vs. Producción Acumulada de Petróleo.
84
La gráfica ilustra como la presión de burbujeo es alcanzada en 1990 con un
acumulado de petróleo de 10 millones de barriles. Este es el tiempo cuando el RGP del
yacimiento disminuye un poco antes de iniciar la liberación masiva de gas (figura 55).
G
OR
(cf/s
tb)
Comportamiento del RGP
RG
P
Tiempo
GO
R (c
f/stb
)
Comportamiento del RGP
RG
PG
OR
(cf/s
tb)
Comportamiento del RGP
RG
P
Tiempo
Figura 55. RGP Comportamiento de RGP vs. Tiempo (pozo LRF0026).
Por otra parte, en relación a la heterogeneidad presente en el yacimiento, esta es
considerablemente alta en dirección vertical. Esto puede observarse en los resultados
del RFT corrido en el pozo LRF0137, específicamente en la subunidad C-3-3 donde la
presión del lente superior de dicha subunidad es aproximadamente 1500 lpca mayor que
la del resto de los lentes inferiores de C-3 (figura 56).
psia
psiapsia
psiapsia
Figura 56. Valores de RFT del pozo LRF0137
4.2.8. Modelo de Producción La producción de petróleo, agua y gas después del proceso de redistribución es
ilustrada en la figura 57. Puede observarse el comportamiento de producción del
yacimiento, el cual corresponde a un típico yacimiento donde predomina el mecanismo
de Gas en Solución. Adicionalmente, la producción de agua demuestra que el acuífero
85
presenta una baja energía mientras que la producción del gas demuestra la presencia
de gas libre debido a estar actualmente el yacimiento depletado energéticamente.
El gráfico Satter y Thakur (figura 58) muestra que el principal mecanismo de
producción corresponde al Gas en Solución y como segundo mecanismo, pero con
menor predominancia es el empuje hidráulico. Este último se observa en la segunda
mitad de la curva que es cuando el yacimiento ha disminuido significativamente su
presión llegando a ser esta menor que la del acuífero y por tanto este es activado. Sin
embargo la presión continua declinando debido a que la energía del acuífero no es lo
suficiente fuerte.
Oil Production
020406080
100120140160180
01/0
1/19
68
01/0
2/19
69
01/0
3/19
70
01/0
4/19
71
01/0
5/19
72
01/0
6/19
73
01/0
7/19
74
01/0
8/19
75
01/0
9/19
76
01/1
0/19
77
01/1
1/19
78
01/1
2/19
79
01/0
1/19
81
01/0
2/19
82
01/0
3/19
83
01/0
4/19
84
01/0
5/19
85
01/0
6/19
86
01/0
7/19
87
01/0
8/19
88
01/0
9/19
89
01/1
0/19
90
01/1
1/19
91
01/1
2/19
92
01/0
1/19
94
01/0
2/19
95
01/0
3/19
96
01/0
4/19
97
01/0
5/19
98
01/0
6/19
99
01/0
7/20
00
01/0
8/20
01
01/0
9/20
02
01/1
0/20
03
01/1
1/20
04
01/1
2/20
05
01/0
1/20
07
Time
Qo
0
5
10
15
20
25
Np
Qo (SBL/D) Np (STB)
0102030405060708090
100
01/0
1/19
68
01/0
2/19
69
01/0
3/19
70
01/0
4/19
71
01/0
5/19
72
01/0
6/19
73
01/0
7/19
74
01/0
8/19
75
01/0
9/19
76
01/1
0/19
77
01/1
1/19
78
01/1
2/19
79
01/0
1/19
81
01/0
2/19
82
01/0
3/19
83
01/0
4/19
84
01/0
5/19
85
01/0
6/19
86
01/0
7/19
87
01/0
8/19
88
01/0
9/19
89
01/1
0/19
90
01/1
1/19
91
01/1
2/19
92
01/0
1/19
94
01/0
2/19
95
01/0
3/19
96
01/0
4/19
97
01/0
5/19
98
01/0
6/19
99
01/0
7/20
00
01/0
8/20
01
01/0
9/20
02
01/1
0/20
03
01/1
1/20
04
01/1
2/20
05
01/0
1/20
07
Time
Qw
0
1
2
3
4
5
6
7
Wp
Qw (SBL/D) Wp (STB)
Gas Production
0500
100015002000250030003500400045005000
01/0
1/19
68
01/0
2/19
69
01/0
3/19
70
01/0
4/19
71
01/0
5/19
72
01/0
6/19
73
01/0
7/19
74
01/0
8/19
75
01/0
9/19
76
01/1
0/19
77
01/1
1/19
78
01/1
2/19
79
01/0
1/19
81
01/0
2/19
82
01/0
3/19
83
01/0
4/19
84
01/0
5/19
85
01/0
6/19
86
01/0
7/19
87
01/0
8/19
88
01/0
9/19
89
01/1
0/19
90
01/1
1/19
91
01/1
2/19
92
01/0
1/19
94
01/0
2/19
95
01/0
3/19
96
01/0
4/19
97
01/0
5/19
98
01/0
6/19
99
01/0
7/20
00
01/0
8/20
01
01/0
9/20
02
01/1
0/20
03
01/1
1/20
04
01/1
2/20
05
01/0
1/20
07
Time
GO
R
0
100
200
300
400
500
600
Gp
GOR (MCF/STB) Gp(MMCF)
Figura 57. Comportamiento de Producción.
86
Expansión roca-fluído
Gas en Solución
Capa de Gas
Empuje Hidráulico
Seg. Gravitacional
Curvas tipo de Mecanismo de Producción
Expansión roca-fluído
Gas en Solución
Capa de Gas
Empuje Hidráulico
Seg. Gravitacional
Expansión roca-fluído
Gas en Solución
Capa de Gas
Empuje Hidráulico
Seg. Gravitacional
Curvas tipo de Mecanismo de Producción
Figura 58. Mecanismo de Producción.
4.3. Estimación de Reservas Los resultados de las estimaciones de las reservas por el método volumétrico, de
declinación de producción, balance de materiales y simulación numérica son mostrados
en la tabla 7.
Tabla 7. Resultados de la Estimación de las Reservas.
BALANCE DE MATERIALES
DECLINACION DE PRODUCCIÓN
VOLUMETRICO (OFM)
VOLUMETRICO (PETREL)
SIMULACIÒN NUMERICA
POES (MMBN) 80,1 80,2 79,5 81 75FR 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35RES. REC. (MMBN) 28,035 28,07 27,825 28,35 26,25Np (MMBN) 21 21 21 21 21RES. REM. (MMBN) 7,035 7,07 6,825 7,35 5,25
4.3.1. Declinación de Producción La figura 59 ilustra la curva de declinación para el periodo estable donde el cálculo fue
efectuado. Puede verse (debido al comportamiento de la curva) que el tipo de
declinación en el yacimiento es una exponencial.
87
Figura 59. Estimación del POES desde el método de declinación de producción.
Tabla 8. Resultados de la estimación del POES.
a= 0,0003Nrec= 28083333,3 BNFr= 0,35N= 80238095,2 BN
4.3.2. Balance de Materiales El resultado del cálculo a través del balance de materiales se presenta en la figura 60.
Puede verse que hay una influencia de influjo de agua pero es baja en comparación con
el efecto de expansión del gas en solución. El POES obtenido es 80 millones de barriles.
y = 41,76x + 80113006,05R2 = 1,00
0,00
50000000,00
100000000,00
150000000,00
200000000,00
250000000,00
300000000,00
350000000,00
400000000,00
450000000,00
500000000,00
0 1000000 2000000 3000000 4000000 5000000 6000000 7000000 8000000 9000000 10000000
We/Eo
F/Eo
Figura 60. Determinación del POES usando el Método de Balance de Materiales.
88
4.3.3. Método Volumétrico El método volumétrico realizado en OFM fue llevado a cabo para comparar este valor
con los otros métodos y con el volumétrico generado con la ayuda de Petrel y la
inicialización de la simulación numérica.
El método volumétrico por petrel presenta reservas 2,5% más altas que las del
Balance de Materiales y/o Curva de Declinación. Sin embargo, el resultado final que será
utilizado para la migración de la data a Eclipse será el obtenido en Petrel ya que los
métodos Balance de Materiales y Curva de Declinación de Producción presentan mayor
incertidumbre.
4.3.4. Simulación Numérica Los resultados del cálculo de reservas a través de la simulación numérica se muestran
en la figura 61. Puede observarse que el valor de reservas obtenido (75 MMBN) es
menor a los resultados generados con los otros métodos, esto es debido a que en la
simulación numérica se toma en cuenta la zona de transición cercana al contacto agua
petróleo mientras que en los cálculos estáticos esto no es factible. Sin embargo en lo
que respecta al balance de materiales, se esperaban valores similares por ser ambos
métodos dinámicos pero también debe tomarse en consideración que la simulación
numérica es un cálculo mucho más detallado ya que genera balance de materiales por
celda y no como lo hace el método de balance de materiales que asume una única celda
a mayor escala.
89
Figura 61. Resultados del cálculo de reservas luego de la simulación numérica.
90
CONCLUSIONES
• El yacimiento C-3 LRF0016 actual es en realidad dos yacimientos, el C-3 Inferior
LRF0016 y el C-3 superior LRF0016. Esto fue demostrado por medio de la presencia de
dos contactos agua petróleo los cuales fueron observando en los pozos VLE0502
(Contacto superior) y LRF0016 (contacto inferior).
• Un nuevo modelo estático y dinámico fue desarrollado debido a las
inconsistencias encontradas en el modelo estático previo.
• El yacimiento C-3 Inferior LFR0016 es una media fosa tectónica con un área de
987 Acres. Adicionalmente, el yacimiento esta limitado hacia el norte y el sur por una
falla normal, hacia el este por un contacto agua petróleo y hacia el oeste por la
intersección de dos fallas.
• La unidad C-3 Superior esta compuesta por las subunidades C-3-7, C-3-6, C-3-
5 y C-3-4 mientras que la unidad C-3 Inferior esta compuesta por las subunidades C-3-3,
C-3-2, C-3-1 y C-3-1a.
• El yacimiento presenta alta heterogeneidad con baja conectividad lateral debido a
cambios de facies en dirección Noreste-Sureste (perpendicular a la dirección de
sedimentación).
• La unidad C-3 está compuesta predominantemente de arenas grano creciente de
cuarzo separadas por superficies de inundación bien definidas o lentes de lutitas.
• La subunidad con mayor continuidad y conexión hidráulica lateral y vertical es C-
3-2 mientras que C-3-1a es aquella con la menor continuidad entre lentes.
• La subunidad con mayor cantidad de canales es C-3-2 mientras que C-3-1a es la
subunidad con mayor cantidad de llanuras de inundación y marismas.
• La porosidad promedio en el yacimiento C-3 Inferior LRF0016 es 18%, la
permeabilidad en los canales y barra es mayor a 20 MDarcy y el Vshale esta entre 20 y
45%.
• Las subunidades C-3-2 y C-3-1 son aquellos con las mejores propiedades
petrofisicas. La subunidad C-3-2 presenta valores de porosidad y volumen de arcilla en
canales alrededor de 18% y 20% respectivamente con casi cero a 500mD. La subunidad
C-3-1 presenta canales con porosidad entre 5% y 22%, Vsh igual a 30% y
permeabilidades mayores a 100 mD.
91
• El yacimiento C-3 Inferior LRF0016 tiene una presión inicial de 4300 lpca con una
presión de burbujeo de 1900 lpca, demostrando así que el yacimiento se encontraba
inicialmente subsaturado.
• La presión actual del yacimiento se encuentra cercana a los 1100lpca indicando
de esta manera la alta madurez energética del yacimiento.
• Existen altos diferenciales de presión entre los valores observados en C-3-2 y C-
3-1 con los mostrados en C-3-1 demostrando la falta de conectividad hidráulica entre
subunidades.
• De acuerdo con las medidas de producción y las pruebas efectuadas al fluido, el
yacimiento presenta un crudo de 31ºAPI con un Rsi de 400 CF/STB.
• De acuerdo con el gráfico de Satter y Thakur, el mecanismo de producción
predominante en el yacimiento es el Gas en solución y en segundo lugar el empuje
hidráulico.
• El POES del yacimiento C-3 Inferior LRF0016 es de 75 MMBN según resultados
obtenidos en la simulación numérica y con un factor de recobro de 35%, las reservas
recuperables serían 26 millones quedando de esta manera unas reservas remanentes
de 5,25 MMBN.
92
RECOMENDACIONES
• Continuar con la simulación del yacimiento, esta vez incluyendo las subunidades
de C-3 Superior como regiones sin conexión con las de C-3 Inferior.
• Abrir a producción las zonas que corresponden a C-3 Superior que presentan
mayores presiones y cerrar las zonas correspondientes a C-3 Inferior donde exista alto
corte de agua.
• Explotar por separado las subunidades superiores de las inferiores y en aquellos
pozos en los cuales se encuentre una producción conjunta correr continuamente
registros de producción para determinar los aportes por subunidad.
• Debido a las pocas reservas presentes en el yacimiento no se recomienda iniciar
algún proyecto de recuperación secundaria ya que este requeriría una alta inversión
para las reservas que pudieran extraerse a pesar del aumento del factor de recobro que
está ligado a la recuperación secundaria.
• Desincorporar la planta de inyección de agua PIA-6 o mudarla a otra área donde
pudiera generar ganancial a la corporación.
93
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