1 1. INFORMACIÓN GENERAL DEL PROYECTO:
Título: Caracterización Petrofísica de Reservorios Non-Archie con Alta Saturación de Agua Inicial y su Potencial Desarrollo en Proyectos EOR.
Investigador Principal: John Baquero Patiño
Datos de contacto investigador principal:
Dirección: Calle 3 N° 8 a 10 St. Bárbara. E-mail: jjbaquerop@unal.edu.co Teléfonos: 311 476 50 10 – 2 336 134 Fax:
Ciudad: Bogotá Departamento: Cundinamarca
Nombre del Grupo de Investigación: Reconocido: SI ( ) NO ( ) Clasificación: ( )
Línea de investigación: Geología del Petróleo. Correo electrónico grupo de investigación:
El proyecto se desarrollará en alianza con el grupo: Reconocido: SI ( ) NO ( )
Clasificación: ( )
Correo electrónico del grupo de investigación:
Nombre de todos los investigadores que participan en el proyecto: 1. John Baquero Patiño
2. Larry Prentt Villareal 3. Luis Castillo López
Si el grupo de investigación con el cual se realizó la alianza para el desarrollo de este proyecto pertenece a otra institución, debe diligenciarse la siguiente información: Nombre de la Institución: Universidad Nacional de Colombia
Tipo de Entidad:
Universidad Pública: x Universidad Privada: Entidad o Instituto Público: ONG:
Centro de Investigación Privado: Centro de Desarrollo Tecnológico Centro Empresarial o Gremio: Empresa:
Lugar de Ejecución del Proyecto: Duración del Proyecto (en meses): Tipo de Proyecto:
Investigación Básica: Investigación Aplicada: x Desarrollo Tecnológico o Experimental:
Descriptores / Palabras claves: Propuesta de pares:
Nombres completos, direcciones electrónicas, teléfono /fax e instituciones de hasta 5 investigadores expertos en el tema de su propuesta y que estén en capacidad de evaluar proyectos en esta temática y que no pertenezcan a las entidades proponentes (esto no significa compromiso de envío del proyecto a estos pares):
1. Camilo Jiménez Quintero 2. Larry Pentt Villareal 3. Maged Fam
2. RESUMEN DEL PROYECTO:
Durante varios años, un amplio sector de la industria de E&P se apartó del termino recuperación mejorada de petróleo. Sin embargo, en ese lapso, los éxitos registrados con el método de inyección de vapor y dióxido de carbono continuaron. La disminución de la producción en los campos en proceso de maduración en la Cuenca de los Llanos Orientales ha despertado mi interés en el desarrollo de nuevos modelamientos, caracterizaciones de alto detalle e implementación de nuevas técnicas de recuperación asistida para aceites pesados y extrapesados, principal característica del petróleo presente en gran parte de Colombia.
Para pronosticar el desempeño del modelo petrofísico es indispensable contar con un modelo dinámico que represente consistentemente las propiedades del yacimiento y de los fluidos presentes, además que sea capaz de reproducir el comportamiento productivo del yacimiento antes de la aplicación de cualquier tipo método de recuperación mejorada.
3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO:
En nuestro país, los crudos pesados son y serán de gran importancia, pues representarán cerca del 70% de la producción y gran parte de las reservas nacionales. Lo que vuelve urgente y necesario el desarrollo e implementación de métodos y tecnologías para asegurar el abasto energético en el país, aprovechando al máximo los recursos disponibles, de manera redituable y en armonía con el medio ambiente. En los últimos años se ha avanzado en las tecnologías de extracción de hidrocarburos lo cual abre nuevas posibilidades para aumentar el factor de recuperación. Los hidrocarburos pesados debido a sus características tienen un bajo factor de recuperación cuando se extraen por medio de métodos convencionales. Los métodos para extraer hidrocarburos pesados requieren de la aplicación de técnicas específicas que resuelvan los retos de producción para este tipo de crudos. Retos para Producir Aceite Pesado y Extrapesado.
Retos para Producir Aceite Pesado y Extrapesado.
Bajos factores de recuperación Alta viscosidad del aceite Baja movilidad
Difícil de extraer
Difícil toma de información Difícil de transportar
Infraestructura especial de procesamiento Difícil de comercializar
Mayor precio.
número de pozos inyectores y productores, los volúmenes de fluidos, los perfiles de producción; la simulación permite establecer un plan de desarrollo y el programa de explotación o de revitalización optimo, reduciendo así los riesgos en la ejecución del proyecto.
Objetivo general de la investigación
Desarrollar un modelo petrofísico de alto detalle en yacimientos con alto contenido de arcilla y agua inicial (agua libre e irreducible) en campos susceptibles de implementación de tecnologías EOR para aceites pesados y extrapesados en la Cuenca de los Llanos Orientales.
Objetivos específicos de la investigación
Identificar la distribución espacial y geometrías de las petrofacies presentes en el reservorio.
Definir parámetros petrofísicos tales como: resistividad del agua de formación (R), densidad de la matriz de formación (ρma), coeficiente de tortuosidad (a),
exponente de cementación (m) y exponente de saturación (n).
Caracterizar tipo de ambiente sedimentario identificando tipos de rocas, rangos de porosidad, permeabilidad, curva de presión capilar, permeabilidades relativas, entre otras.
Definir parámetros de corte para cada propiedad petrofísica determinada
Describir y caracterizar la distribución de distintos parámetros de reservorio para la zonación de unidades de flujo
Establecer un modelo petrofísico integrado
Definir propiedades petrofísicas que tienen mayor relevancia en la implementación de tecnologías EOR. La eficacia en el diseño de este tipo de proyectos depende de un modelamiento robusto de las características del reservorio.
Metodología Propuesta
Para el desarrollo del proyecto se tendrán en cuenta las siguientes etapas basado en el modelo propuesto por G.W Gunter 1997 “Overview of an Integrated Model to
Develop Petrophysical Based reservoir Descriptions.”1,2, las cuales incluyen trabajo
Etapa 1.
Recopilación de información: Trabajos de geología regional (artículos, tesis), bibliografía sobre estudios de comportamiento de reservorios con características similares a la situación planteada (modelos de diferentes autores), revisión de métodos EOR aplicados en la actualidad y compilación de la información existente en la zona de estudio (sísmica, registros de pozo, informes, núcleos de perforación) que se considere necesaria y pertinente para el óptimo desarrollo del trabajo investigativo.
Evaluación de información primaria: Definir el marco geológico regional mediante la elaboración de correlaciones pozo a pozo, sismogramas sintéticos e interpretación sísmica de los horizontes relevantes para el desarrollo del proyecto.
Descripción de núcleos para determinar ambientes de formación (facies): Estos datos serán usados para definir litofacies basados en litología, textura (tamaño y selección de granos) y estructuras sedimentarias. Los datos de pozo y la sísmica interpretada se incorporaran en este paso construyendo así un mapa de isópacos y/o atributos sísmicos para identificar el sistema de depósito. Esto proveerá un modelo geológico tridimensional del reservorio. Análisis de petrofacies: Con la ecuación de Winland se identificaran unidades de roca con propiedades petrofísicas similares mediante la interpretación de graficas que relacionen porosidad (%) vs permeabilidad (mD) con isolíneas de garganta de poro (µ), el cual resulta en un total de 13 tipos de roca petrofísicos como una medida estándar para cualquier tipo de roca (Gunter et al., 1997).
Análisis PVT: Necesario para el modelo de flujo, la simulación de reservorio y evaluar el método de recobro mejorado.
Etapa 2.
En este punto se determinaran las unidades de flujo mediante gráficas modificadas de Lorenz, las cuales deberán cuantificar las características de la zona de interés 3.
Calculo de propiedades petrofísicas: Se agruparan las variables calculadas en las anteriores fases y arroja los datos de horizontes productores que determinan el comportamiento del yacimiento.
Elaboración y análisis de graficas porosidad vs densidad, impedancia acústica vs cizalla, impedancia acústica vs relación de poisson y sónico compresional vs VPVS. Con estas podremos mapear y calibrar las propiedades petrofísicas y geomecánicas de la roca.
Etapa 3.
Se construirá un modelo de reservorio con el fin de testear la descripción petrofísica desarrollada en las etapas 1 y 2 mediante un procesamiento geoestadistico junto con modelos de simulación convencionales de flujo evaluando el método de recobro que se ajuste a las características del yacimiento 4.
de las zonas con potencial de optimización en procesos de producción 5.
Generación del informe final.
a. Bibliografía:
1. Gunter, G., Pinch, J.J., Finneran, J.M., Bryant, W.T., 1997a, Overview of an Integrated Process Model to Develop Petrophysical Based Reservoir Descriptions: Society of Petroleum Engineers .
2. Gunter, G., Finneran, Hartman, D,J., Miller, J, D., 1997b, Early determination of reservoir flow units using an integrated Petrophysical Method, Society of Petroleum Engineers.
3. Ebanks, W., Scheihing, M., Atkinson, C., Flow Units for Reservoir Characterization: ARCO Oil and Gas Companie, Texas U.S.A.
4. Chopra, A.K., Stein, M,H., Ader, J.C., 1987, Development of Reservoir Descriptions to Aid in Design of EOR Projects: Society of Petroleum Engineers. 5. Sheng, J., Enhanced Oil Recovery Field Case studies, Department of Petroleum
