Ingenieria

Incertidumbre en estimación de reservas en un campo carbonatado maduro naturalmente fracturado ubicado en américa latina


La Planificación del desarrollo del campo ha sido tradicionalmente un proceso secuencial. Por lo general, el modelo de reservas de los ingenieros da respuesta al BHT del yacimiento, ingenieros de producción modelan con la perforación del pozo, modelan las facilidades quetienen la superficie y sus instalaciones desde la cabeza del pozo hasta el tanque. Por muchas razones, y las nombradas anteriormente los resultados del proyecto a menudo se desvían del plan- proyecto que se anhela.
Hay que tener en cuenta ciertos criterios sobre el desarrollo que debe ser tomada a pesar de las incertidumbres sobre las reservas de hidrocarburos. La heterogeneidad de lainformación y la complejidad de los hidrocarburos actuales requieren un enfoque iterativo para identificar lo mejor para el yacimiento. Para tener éxito, este enfoque requiere de riesgos y a sus ves de tratar de eliminar en un porcentaje mayor a 10% de la incertidumbre. La planificación óptima de desarrollo del campo puede implicar la identificación de oportunidades para aumentar la producción de lasreservas, pozos y equipos de superficie, con un mínimo de esfuerzo.
En los primeros tiempos de un reservorio, los datos del pozo son en gran medida inciertos. Para realizar los cálculos del yacimiento depende del conocimiento que se tenga sobre la data de la matriz, su porosidad fracturada, la permeabilidad de la fractura, permeabilidad de la matriz, y especialmente su interacción. Es importantedeterminar la geometría de la fractura, el espaciamiento de las fracturas, la superficie de fractura, la distribución espacial de los poros para crear la permeabilidad del yacimiento real y / o anisotropía de la permeabilidad. La presión del fluido disminuye con el tiempo, cambiando así los valores de la misma. Por lo tanto, los cálculos iniciales no se aplican a lo largo de la vida del reservorio yalgunos parámetros deben ser recalculados en varios intervalos durante la vida del reservorio.
Los análisis de los yacimientos carbonatados naturalmente fracturados son a menudo el más complejo, no sólo en términos de variaciones laterales y verticales en los volúmenes calculados, sino también en las tasas de producción y los factores de recuperación que dependen de la intensidad de fracturalocalizada y su orientación.
El propósito de este estudio fue la cuantificación de las incertidumbres en la estimación de los volúmenes del petróleo original en sitio (POES)de un reservorio de carbonato maduro. Y el manejo y empleo de herramientas conocidas, usadas frecuentemente en la industria petrolera, como el simulador de Monte Carlo y el método de Balance de materiales, manejados encombinación para una mejor toma dedecisiones en cuanto a la inversión para el desarrollo del campo.
La predicción de este casoprevé sólo una recuperación de un 19% de POES, o un 9% adicional de la recuperación actual. Basado en los 40 años de predicciones , con un 72,6 a 98 MMBN de reservas de petróleo, generando así un gasto adicional de capital (CAPEX) de 450 a 600 MM $ para el agua o lasinstalaciones de inyección de gas para 10 a 14pozos, lo que lleva a un factor de recuperación de un 40,9 a 46,6 (POES).

En la evaluación de las aplicaciones de la estimación de reservas en un campo carbonatado maduro, se toma como ejemplo para aplicación un “Embalse de C”; es un depósito de crudo sub-saturado en América Latina. Geológicamente, se trata de un carbonato de madurez en costa afueracompuesto de piedra caliza y dolomita fracturada.. La presión del depósito inicial era 6.600 psi, y la presión del punto de burbuja se estimó en 5.000 psi. Cuatro productores y dos inyectores de agua fueron perforados durante la vida temprana del campo.Embalse C ha estado produciendo durante unos 45 años.
Descripción del yacimiento: La descripción del comportamiento del yacimiento durante su...