Alternativas de producción mediante la simulación matemática de los yacimientos U y T del campo Yuca

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(1)ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL ESCUELA DE INGENIERÍA. ALTERNATIVAS DE PRODUCCIÓN MEDIANTE LA SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE LOS YACIMIENTOS “U” Y “T” DEL CAMPO YUCA. PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS. GONZALO MAURICIO CERÓN LÓPEZ chalo_mauricio@hotmail.com MARIO OSWALDO CHANGO GUTIÉRREZ mochg5@hotmail.com. DIRECTOR: ING. JORGE VELÁSQUEZ jvelasquez@petroproduccion.ec. Quito, Julio 2009.

(2) DECLARACIÓN. Nosotros, Gonzalo Mauricio Cerón López, Mario Oswaldo Chango Gutiérrez, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.. GONZALO MAURICIO CERÓN LÓPEZ. MARIO OSWALDO CHANGO GUTIÉRREZ. II.

(3) CERTIFICACIÓN. Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Gonzalo Mauricio Cerón López y Mario Oswaldo Chango Gutiérrez, bajo mi supervisión.. Ing. Jorge Velásquez DIRECTOR DE PROYECTO. III.

(4) AGRADECIMIENTOS. Colocar el agradecimiento a las personas o instituciones que hayan colaborado en el trabajo. No puede sobrepasar de una hoja.. IV.

(5) DEDICATORIA. Aquí incluir un mensaje de dedicación, el cual no puede sobrepasar de una página.. V.

(6) DEDICATORIA. Aquí incluir un mensaje de dedicación, el cual no puede sobrepasar de una página.. VI.

(7) TABLA DE CONTENIDO DECLARACIÓN .............................................................................................................. II CERTIFICACIÓN ........................................................................................................... III RESUMEN ................................................................................................................... XV PRESENTACIÓN ....................................................................................................... XVII CAPÍTULO 1: ................................................................................................................. 1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO YUCA .............................................................................. 1 1.1 ANTECEDENTES................................................................................................. 1 1.2 UBICACIÓN .......................................................................................................... 1 1.3 GEOLOGÍA ........................................................................................................... 3 1.3.1 ESTRUCTURAL............................................................................................. 3 1.3.2 LITOLOGÍA .................................................................................................... 3 1.4 CARACTERIZACIÓN DE RESERVORIOS .......................................................... 5 1.4.1 PROPIEDADES DE LA ROCA....................................................................... 5 1.4.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ............................................................... 6 1.5 HISTÓRICO DEL CAMPO YUCA ......................................................................... 7 1.5.1 PRUEBAS INICIALES .................................................................................... 7 1.5.2 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS. .............................................. 7 1.5.3 PRODUCCIÓN ACTUAL ............................................................................... 7 1.5.4 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN ..................................................................... 9 1.6 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS .................................................................... 9 1.7 EVALUACIÓN PETROFÍSICA ............................................................................ 12 1.7.1 CALCULO DEL VOLUMEN DE ARCILLA .................................................... 12 1.7.2 CÁLCULO DE POROSIDAD ........................................................................ 15 1.7.3 CÁLCULO DE SATURACIÓN DE AGUA .................................................... 16 CAPÍTULO 2 ................................................................................................................. 21 TEORÍA DE LA SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE YACIMIENTOS Y DESCRIPCIÓN DE LOS SIMULADORES PETREL Y ECLIPSE.................................................................. 21 2.1 ANTECEDENTES............................................................................................... 21 2.2 MODELO ESTÁTICO ......................................................................................... 22 2.3 DESCRIPCIÓN DEL SOFTWARE PETREL ....................................................... 22 2.3.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 22 2.3.2 MODELO GEOLÓGICO ............................................................................... 22 2.4 MODELO DE SIMULACIÓN MATEMÁTICA....................................................... 27 VII.

(8) 2.4.1 FUNDAMENTOS DEL MODELO DE SIMULACIÓN MATEMÁTICA .......... 27 2.4.2 ETAPAS DE LA SIMULACIÓN MATEMÁTICA ............................................ 32 2.4.3 TIPOS DE SIMULADORES ........................................................................ 34 2.5 ESTRUCTURA DEL SIMULADOR BLACK OIL (ECLIPSE 100). ...................... 35 2.5.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 35 2.5.2 COMO TRABAJA ECLIPSE .......................................................................... 35 CAPÍTULO 3 ................................................................................................................. 42 CONSTRUCCIÓN DE LOS MODELOS ESTÁTICO Y DINÁMICO ............................... 42 3.1 MODELO ESTÁTICO ......................................................................................... 42 3.1.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 42 3.1.2 RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN .................................................... 42 3.1.3 CONSTRUCCIÓN DEL MODELO ESTRUCTURAL .................................... 45 3.1.4 CONSTRUCCIÓN DE LA MALLA GEOLÓGICA. ........................................ 48 3.1.5 CONSTRUCCIÓN DEL MODELO DE FACIES............................................. 51 3.1.6 CONSTRUCCIÓN DEL MODELO PETROFÍSICO. ..................................... 68 3.1.7 DEFINICIÓN DE LA MALLA DE SIMULACIÓN DEL CAMPO YUCA ........... 79 3.1.8 CÁLCULO DEL POES (PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO) ....................... 85 3.2 MODELO DINÁMICO ............................... ¡ERROR! MARCADOR NO DEFINIDO. 3.2.1 RECOLECCIÓN DE LA INFORMACIÓN ...................................................... 86 3.2.2 INICIALIZACIÓN DEL MODELO DINÁMICO ................................................ 88 3.2.3 AJUSTE A HISTORÍA ................................................................................. 112 CAPITULO 4 ............................................................................................................... 154 PREDICCIONES ......................................................................................................... 154 4.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................... 154 4.1.1 LÍMITES PARA LOS POZOS ...................................................................... 157 4.2 CASO BASE ...................................................................................................... 158 4.3 CASO BASE + DOS POZOS PERFORADOS ................................................... 161 CAPÍTULO 5 ............................................................................................................... 167 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 167 5.1 CONCLUSIONES ............................................................................................. 167 5.2 RECOMENDACIONES ..................................................................................... 170 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................ 172 ANEXOS ..................................................................................................................... 174 VIII.

(9) LISTADO DE TABLAS CAPITULO 1 TABLA 1.1: RESULTADO DE PRUEBAS DE PRODUCCIÓN, POZO YUCA-01. ......... 1 TABLA 1.2: RESULTADOS DE ANÁLISIS CONVENCIONALES. .................................. 6 TABLA 1.3: RESULTADOS DE ANÁLISIS PVT. ............................................................. 7 TABLA 1.4: REPORTE DE PRODUCCIÓN .................................................................... 8 TABLA 1.5: ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS ......................................................... 10 TABLA 1.5: VALORES DE SALINIDAD ........................................................................ 17 TABLA 1.6: RESULTADO DEL ANÁLISIS PETROFÍSICO DE LA ZONA DE PAGO. .. 18 CAPITULO 3 TABLA 3.1: INFORMACIÓN DISPONIBLE PARA LA CONSTRUCCIÓN DEL MODELO ESTÁTICO ............................................................................................................. 42 TABLA 3.2: DIVISIÓN VERTICAL DE CELDAS. .......................................................... 49 TABLA 3.3: DISTRIBUCIÓN DE LA MALLA. ................................................................ 51 TABLA 3.4: LITOTIPOS PARA EL MODELO DE FACIES. ........................................... 53 TABLA 3.5: PARÁMETROS A DIFERENTES ÁNGULOS. ........................................... 63 TABLA 3.6: DIMENSIONES DE LA MALLA GRUESA DE SIMULACIÓN..................... 79 TABLA 3.7: CUT OFF UTILIZADOS PARA EL CÁLCULO DE POES .......................... 85 TABLA 3.8: CALCULO DEL POES. .............................................................................. 85 TABLA 3.9: INFORMACIÓN PVT.................................................................................. 86 TABLA 3.10: INFORMACIÓN NÚCLEOS. .................................................................... 86 TABLA 3.11: INFORMACIÓN PRUEBAS DE PRESIÓN. ............................................. 87 TABLA 3.12: INFORMACIÓN EVENTOS Y PRODUCCIÓN ......................................... 88 TABLA 3.13: DISTRIBUCIÓN VERTICAL ..................................................................... 88 TABLA 3.14: REGIONES DE EQUILIBRIO................................................................... 89 TABLA 3.15: PRESIONES INICIALES A UN DATUM................................................... 92 TABLA 3.16: PRESIONES INICIALES A UN DATUM................................................... 94 TABLA 3.17: VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO. ........................................................... 100 TABLA 3.18: PROPIEDADES PVT DEL GAS. ............................................................ 102 TABLA 3.19: PERMEABILIDAD RELATIVAS – POZO YUCA 17 - UI Y TI. ................ 105 TABLA 3.20: TABLA DE PRESIÓN CAPILAR. ........................................................... 107 TABLA 3.21: CARGADA DE EVENTOS DE PRODUCCIÓN. ..................................... 111 TABLA 3.22: PRODUCCIÓN DEL CAMPO YUCA. .................................................... 112 TABLA 3.23: PROPIEDADES DE LOS ACUÍFEROS DEL MODELO DINÁMICOCAMPO YUCA ..................................................................................................... 119 TABLA 3.24 PUNTOS DE CONEXIONES DE LOS ACUÍFEROS DEL MODELO DINÁMICO-CAMPO YUCA .................................................................................. 119 TABLA 3.25 CONTACTO AGUA-PETRÓLEO PARA LAS UNIDADES HIDRÁULICAS. ............................................................................................................................. 124 TABLA 3.26: POES - CAMPO YUCA .......................................................................... 131 TABLA 3.27: RESUMEN CALIDAD DEL AJUSTE HISTÓRICO - POZO YUCA02 ..... 138 IX.

(10) TABLA 3.28: RESUMEN CALIDAD DEL AJUSTE HISTÓRICO - POZO YUCA-09. ... 143 TABLA 3.29: RESUMEN CALIDAD DEL AJUSTE HISTÓRICO - POZO YUCA -08. .. 148 TABLA 3.30: RESUMEN CALIDAD DEL AJUSTE HISTÓRICO - POZO YUCA14. .... 153 CAPITULO 4 TABLA 4.1: LÍMITES EN LAS PREDICCIONES. ........................................................ 158 TABLA 4.2: COORDENADAS POZOS PROPUESTOS.............................................. 161. X.

(11) LISTADO DE FIGURAS CAPITULO 1. FIGURA 1.1: UBICACIÓN DEL CAMPO YUCA .............................................................. 2 FIGURA 1.2: COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA DEL CAMPO AUCA. . 4 FIGURA 1.3: PRODUCCIÓN ACUMULADA HASTA JUNIO DEL 2009. ........................ 8 FIGURA 1.4: HISTORIAL DE PRODUCCIÓN CAMPO YUCA ....................................... 9 FIGURA 1.5: UBICACIÓN DE POZOS CAMPO YUCA. ............................................... 11 FIGURA 1.6: CUADRO DE DIÁLOGO PARA INGRESAR INDICADORES DE ARCILLA. ............................................................................................................................... 13 FIGURA 1.7: PLOT CÁLCULO DEL VOLUMEN DE ARCILLA. ................................... 14 FIGURA 1.8: CUADRO DE DIÁLOGO PARA POROSIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA. ............................................................................................................................... 16 FIGURA 1.9: PLOT DE RESULTADOS DE LAS PROPIEDADES PETROFÍSICAS. ... 19 FIGURA 1.10: PLOT DE RESULTADOS DE LAS PROPIEDADES PETROFÍSICAS. . 20 CAPITULO 2 FIGURA 2.1: FLUJO DENTRO DE UNA CELDA. ......................................................... 29 CAPITULO 3 FIGURA 3.1: VISUALIZACIÓN DE TOPES Y BASES FORMACIONALES DE LOS POZOS DEL CAMPO YUCA. ................................................................................ 44 FIGURA 3.2: LÍNEAS QUE VAN A GENERAR LAS SUPERFICIES.(DER) U INFERIOR Y (IZQ) T INFERIOR. ............................................................................................. 44 FIGURA 3.3: FALLA PRINCIPAL CAMPO YUCA ......................................................... 45 FIGURA 3.4: CREACIÓN DE UN POLÍGONO. ............................................................. 46 FIGURA 3.5: SUPERFICIE UNIDAD U INFERIOR. ...................................................... 47 FIGURA 3.6: SUPERFICIE UNIDAD T INFERIOR. ...................................................... 47 FIGURA 3.7: HORIZONTES UNIDAD U INFERIOR. .................................................... 48 FIGURA 3.8: MALLA GEOLÓGICA DEL CAMPO YUCA.............................................. 49 FIGURA 3.9: CORTE PARA VISUALIZACIÓN DE ZONAS. ......................................... 50 FIGURA 3.10: ZONAS GENERADAS EN 3D. .............................................................. 50 FIGURA 3.11: CORRELACIONES ARENA UI Y TI CAMPO YUCA. ............................ 54 FIGURA 3.12: REGISTRO DE TIPO DE ROCAS PARA LA ARENA U INFERIOR CORRELACIÓN C. ................................................................................................ 55 FIGURA 3.13: REGISTRO DE TIPO DE ROCAS PARA LA ARENA TI CORRELACIÓN B............................................................................................................................. 56 FIGURA 3.14: COMPARACIÓN ENTRE INTERVALOS PERFORADOS Y EL REGISTRO DE FACIES UNIDAD UI. .................................................................... 57 FIGURA 3.15: COMPARACIÓN ENTRE INTERVALOS PERFORADOS Y REGISTRO DE FACIES UNIDAD TI. ........................................................................................ 58 XI.

(12) FIG. 3.16: REGISTRO DE FACIES ESCALADO UNIDAD UI. ...................................... 60 FIGURA 3.17: REGISTRO DE FACIES ESCALADO UNIDAD TI. ................................ 61 FIGURA 3.18: VARIOGRAMAS A DIFERENTES ÁNGULOS. ...................................... 63 FIGURA 3.19: DIRECCIÓN DE ANISOTROPÍA PARA ARENA UI A DIFERENTES ÁNGULOS. ............................................................................................................ 65 FIGURA 3.20: DIRECCIÓN DE ANISOTROPÍA PARA ARENA TI A DIFERENTES ÁNGULOS. ............................................................................................................ 66 FIGURA 3.21: DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE FACIES PARA LA ARENA UI. ............ 67 FIGURA 3.22: DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE FACIES PARA LA ARENA TI. ............ 68 FIGURA 3.23: ESCALAMIENTO DEL MODELO DE POROSIDAD. ............................. 69 FIGURA 3.24: ESCALAMIENTO DEL MODELO DE SATURACIÓN DE AGUA. .......... 70 FIGURA 3.25: ANÁLISIS ESTADÍSTICO DE LA POROSIDAD EFECTIVA CON RESPECTO A LOS LITOTIPOS 0 Y 1 DE LA UNIDAD UI. ................................... 71 FIGURA 3.26: ANÁLISIS ESTADÍSTICO DE LA POROSIDAD EFECTIVA CON RESPECTO A LOS LITOTIPOS 0 Y 1 DE LA UNIDAD TI. .................................... 72 FIGURA 3.27: ANÁLISIS ESTADÍSTICO DE LA SATURACIÓN DE AGUA CON RESPECTO A CADA LITOTIPO PARA LA UNIDAD U INFERIOR. ...................... 73 FIGURA 3.28: ANÁLISIS ESTADÍSTICO DE LA SATURACIÓN DE AGUA CON RESPECTO A CADA LITOTIPO PARA LA UNIDAD T INFERIOR. ....................... 74 FIGURA 3.29: DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE LA POROSIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA PARA UINF. ............................................................................................... 75 FIGURA 3.30: DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE LA POROSIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA PARA T INFERIOR. ................................................................................... 76 FIGURA 3.31: GRAFICA K VS PHIE UNIDAD T INFERIOR. ....................................... 77 FIGURA. 3.32: DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE LA PERMEABILIDAD U INFERIOR (ARRIBA) Y T INFERIOR (ABAJO). ....................................................................... 78 FIGURA 3.33: DISTRIBUCIÓN NET TO GROSS MALLA FINA Y MALLA GRUESA. .. 80 FIGURA 3.34: ESCALAMIENTO DE LA FACIE. (ARRIBA) MODELO ALTA RESOLUCIÓN, (ABAJO) MODELO ESCALADO DEL CAMPO YUCA. ................ 81 FIGURA 3.35: ESCALAMIENTO DE LA POROSIDAD.(ARRIBA) MODELO ALTA RESOLUCIÓN, (ABAJO) MODELO ESCALADO DEL CAMPO YUCA. ................ 82 FIGURA 3.36: ESCALAMIENTO DE LA SATURACIÓN DE AGUA. (ARRIBA) MODELO ALTA RESOLUCIÓN, (ABAJO) MODELO ESCALADO DEL CAMPO YUCA. ...... 83 FIGURA 3.37: ESCALAMIENTO DE LA PERMEABILIDAD. (ARRIBA) MODELO ALTA RESOLUCIÓN, (ABAJO) MODELO ESCALADO DEL CAMPO YUCA. ................ 84 FIGURA 3.38: REGIONES DE EQUILIBRIO. ............................................................... 90 FIGURA 3.39: PRESIONES HISTÓRICAS DE PRUEBAS ESTÁTICAS PARA LA UNIDAD UI ............................................................................................................. 91 FIGURA 3.40: PRESIONES HISTÓRICAS DE PRUEBAS ESTÁTICAS PARA LA UNIDAD TI. ............................................................................................................ 92 FIGURA 3.41: CONTACTO AGUA-PETRÓLEO –REGISTRO ELÉCTRICO YUCA 03-UI ............................................................................................................................... 93 FIGURA 3.42: CONTACTO AGUA-PETRÓLEO –REGISTRO ELÉCTRICO YUCA 03-TI ............................................................................................................................... 94 FIGURA 3.43: CORRECCIÓN DEL FACTOR VOLUMÉTRICO-UI ............................... 97 FIGURA 3.44: CORRECCIÓN DEL FACTOR VOLUMÉTRICO-TI ............................... 98 XII.

(13) FIGURA 3.46: CORRECCIÓN DE LA RELACIÓN DE SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PETRÓLEO –TI. .................................................................................................... 99 FIGURA 3.47: VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO-UI ..................................................... 101 FIGURA 3.48: VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO-TI ...................................................... 101 FIGURA 3.49: FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS-UI.............................................. 103 FIGURA 3.50: FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS-TI .............................................. 103 FIGURA 3.51: VISCOSIDAD DEL GAS-UI ................................................................. 104 FIGURA 3.52: VISCOSIDAD DEL GAS-TI .................................................................. 104 FIGURA 3.53: PERMEABILIDADES RELATIVAS VS SATURACIÓN - POZO YUCA 17 - UI Y TI ................................................................................................................ 106 FIGURA 3.54: PRESIÓN CAPILAR VS SATURACIÓN - POZO YUCA 17 - UI .......... 107 FIGURA 3.55: PRESIÓN CAPILAR VS SATURACIÓN (NORMALIZADA)- POZO AUCA 13 - TI .................................................................................................................. 108 FIGURA 3.56: ZONA DE TRANSICIÓN ARENA U INFERIOR. .................................. 109 FIGURA 3.57: ZONA DE TRANSICIÓN ARENA T INFERIOR. .................................. 110 FIGURA 3.58: UNIDADES HIDRÁULICAS UI Y TI ..................................................... 113 FIGURA 3.59: SATURACIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA (INICIAL) AL NIVEL DE LA UNIDAD U INFERIOR (IZQ) Y T INFERIOR (DER). ............................................ 114 FIGURA 3.60: TASA LIQUIDA DEL MODELO AJUSTADA A LA TASA LIQUIDA HISTÓRICA.......................................................................................................... 115 FIGURA 3.61: PUNTOS DE CONEXIÓN DEL ACUÍFERO ANALÍTICO PARA U INFERIOR (SUP) Y T INFERIOR (INF). ............................................................. 116 FIGURA 3.62: AJUSTE DE PRESIÓN DE LA UNIDAD U INFERIOR. ....................... 117 FIGURA 3.63: AJUSTE DE PRESIÓN DE LA UNIDAD T INFERIOR. ........................ 118 FIGURA 3.64 COMPORTAMIENTO DE LAS TRANSMISIBILIDADES EN LOS BLOQUES. ........................................................................................................... 121 FIGURA 3.65: DISTRIBUCIÓN PERMEABILIDAD-POROSIDAD .............................. 123 FIGURA 3.66: CAP – REGIONES DE EQUILIBRIO – UNIDAD U INFERIOR ............ 126 FIGURA 3.67: CAP – REGIONES DE EQUILIBRIO – UNIDAD T INFERIOR ............ 128 FIGURA 3.68: CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA AGUA PETRÓLEO- U INFERIOR ............................................................................................................ 129 FIGURA 3.69: CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA AGUA PETRÓLEO- T INFERIOR ............................................................................................................ 129 FIGURA 3.70: AJUSTE GLOBAL DE LA PRODUCCIÓN PETRÓLEO/AGUA- CAMPO YUCA ................................................................................................................... 130 FIGURA 3.71: FACTOR DE RECOBRO GLOBAL Y POR UNIDADES – MODELO DINÁMICO ........................................................................................................... 132 FIGURA 3.72: UBICACIÓN DE LOS POZOS – MODELO DINÁMICO ....................... 133 FIGURA 3.73: HISTÓRICO DE LAS COMPLETACIONES “OFICIALES” – POZO YUCA-02 .............................................................................................................. 134 FIGURA 3.74: HISTÓRICO DE LAS PRODUCCIONES – POZO YUCA-02. .............. 135 FIGURA 3.75: AJUSTE HISTÓRICO DE LAS PRODUCCIONES ACUMULADAS – POZO YUCA-02. .................................................................................................. 136 FIGURA 3.76: AJUSTE HISTÓRICO TASA / PRODUCCIÓN ACUMULADA DE AGUA / BHP – POZO YUCA-02. ...................................................................................... 137. XIII.

(14) FIGURA 3.77: HISTÓRICO DE LAS COMPLETACIONES “OFICIALES” – POZO YUCA-09 .............................................................................................................. 139 FIGURA 3.78: HISTÓRICO DE LAS PRODUCCIONES – POZO YUCA-09 ............... 140 FIGURA 3.79: AJUSTE HISTÓRICO DE LAS PRODUCCIONES ACUMULADAS – POZO YUCA 09 ................................................................................................... 141 FIGURA 3.80: AJUSTE HISTÓRICO TASA / PRODUCCIÓN ACUMULADA DE AGUA / BHP – POZO YUCA 09. ....................................................................................... 142 FIGURA 3.81: HISTÓRICO DE LAS COMPLETACIONES “OFICIALES” – POZO YUCA-08 .............................................................................................................. 144 FIGURA 3.82: HISTÓRICO DE LAS PRODUCCIONES – POZO YUCA 08 ............... 145 FIGURA 3.83: AJUSTE HISTÓRICO DE LAS PRODUCCIONES ACUMULADAS – POZO YUCA 08 ................................................................................................... 146 FIGURA 3.84: AJUSTE HISTÓRICO TASA / PRODUCCIÓN ACUMULADA DE AGUA / BHP – POZO YUCA -08. ..................................................................................... 147 FIGURA 3.85: HISTÓRICO DE LAS COMPLETACIONES “OFICIALES” – POZO YUCA-14. ............................................................................................................. 149 FIGURA 3.86: HISTÓRICO DE LAS PRODUCCIONES – POZO YUCA 14. .............. 150 FIGURA 3.87: AJUSTE HISTÓRICO DE LAS PRODUCCIONES ACUMULADAS – POZO YUCA 14. .................................................................................................. 151 FIGURA 3.88: AJUSTE HISTÓRICO TASA / PRODUCCIÓN ACUMULADA DE AGUA / BHP – POZO YUCA -14. ..................................................................................... 152 CAPITULO 4 FIGURA 4.1: SINTONIZACIÓN DE POZOS ............................................................... 154 FIGURA 4.2: SINTONIZACIÓN TASA DE PETRÓLEO DEL POZO YUCA-07. .......... 156 FIGURA 4.3: SINTONIZACIÓN TASA DE PETRÓLEO CAMPO YUCA. .................... 157 FIGURA 4.4: TASAS DE PETRÓLEO / AGUA HISTÓRICAS/FUTURAS - PRESIONES PROMEDIAS -CASO_BASE. ............................................................................... 159 FIGURA 4.5: PRODUCCIÓN ACUMULADA PETRÓLEO / AGUA HISTÓRICAS/FUTURAS -CASO_BASE. ............................................................ 160 FIGURA 4.6: POZOS PROPUESTOS PARA LA UI MEDIANTE ANÁLISIS DEL MODELO GEOLÓGICO Y DE SATURACIONES - EL POZO A (ARRIBA) Y EL POZO B (ABAJO) ................................................................................................ 162 FIGURA 4.7 PRODUCCIONES ACUMULADAS DE PETRÓLEO / AGUA (HISTÓRICAS / FUTURAS) - CASO: “CASO_BASE+POZOS_PERFORADOS” VS "CASO_BASE" ..................................................................................................... 164 FIGURA 4.8: TASAS DE PETRÓLEO / AGUA (HISTÓRICAS / FUTURAS) .............. 166 “CASO_BASE+POZOS_PERFORADOS” VS "CASO_BASE"................................... 166. XIV.

(15) RESUMEN El proyecto de titulación denominado “ALTERNATIVAS DE PRODUCCIÓN MEDIANTE LA SIMULACIÓN MATEMÁTICA PARA LOS YACIMIENTOS U Y T DEL CAMPO YUCA”. se lo dividió en cinco capítulos que sintetizan el análisis realizado para. determinar las diferentes alternativas de producción para el campo Yuca.. El capitulo uno contiene una breve descripción y ubicación del campo Yuca, se recopilo información geológica generalizada tanto estructural como geológica, la caracterización de los yacimientos se la realizó considerando las propiedades de las rocas obtenidas de los análisis convencionales de núcleos y las propiedades de fluidos obtenidos de los análisis PVT , se presenta una breve reseña histórica del campo de pruebas iniciales, historial de workover, producción acumulada e historial de producción así también se presenta el estadol de los pozos dentro del campo y por último se evaluó los registros de cada pozo para obtener los parámetros petrofísicos.. El capitulo dos muestra el marco teórico de la simulación matemática de yacimientos y una breve descripción de los programas petrel y el simulador eclipse .. El capitulo tres inicia con la construcción del modelo estático, para esto se recopiló toda la información disponible y se procedió a la construcción del modelo de facies y petrofísico (porosidad, saturación de agua, permeabilidad y net to gross), además se realizó el cálculo de POES. La construcción del modelo dinámico comienza con la importación del modelo geoestadistico generado en Petrel, los diferentes eventos de producción y demás propiedades de los fluidos. En la etapa de inicialización se muetran todas las propiedades y eventos iniciales del campo, la segunda etapa es el ajuste a historia de las presiones (campo/región/pozo) y de las tasas de producción de los fluidos (campo/pozo), también se muestra en resumen la calidad del ajuste de las curvas históricas con las curvas generadas por el programa.. XV.

(16) El capitulo cuatro es la tercera etapa de la simulación que son las predicciones, as que van a determinar las alternativas de producción que el campo puede tener en el futuro, se crearon dos escenarios de producción que son caso base y pozos perforados. El primero es una proyección de la producción y el segundo con la inclusión de 2 pozos nuevos.. Para finalizar el capitulo cinco se presenta las conclusiones y recomendaciones del proyecto desarrollado.. XVI.

(17) PRESENTACIÓN El campo Yuca constituye uno de los más importantes campos dentro del sector petrolero ecuatoriano, por su aporte representativo de producción. El objetivo principal de PETROPRODUCCIÓN es mantener el nivel de producción mediante la implementación de planes de desarrollo a corto y largo plazo con presupuestos técnicamente factibles, los mismos que deben estar comprometidos con la protección ambiental.. Por lo que el presente proyecto se enfoca en realizar la simulación matemática del campo Yuca con la finalidad de determinar la mejor alternativa de producción. La construcción del. modelo de simulación se realizó mediante. la aplicación de. programas computacionales (Petrel y Eclipse) los mismos que ayudaron en la confirmación de reservas, estimación del comportamiento a futuro del campo y en el escogimiento de la mejor opción técnico-económico para su desarrollo y explotación.. La identificación y recuperación de hidrocarburos requiere de un modelo geológico, preciso y de alta resolución, de la estructura del yacimiento. Petrel cuenta con la habilidad de unificar su data geológica con herramientas de geofísica e ingeniería de yacimientos o simulación, permitiendo un estudio integrado que provee una descripción estática del yacimiento.. Eclipse integra información como características físicas, comportamiento de flujo, reacciones ante cambios de presiones, temperaturas y profundidades, permitiendo un análisis. integrado. que. provee. una. descripción. dinámica. del. yacimiento.. XVII.

(18) CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO YUCA 1.1 ANTECEDENTES El Campo Yuca fue descubierto en Noviembre de 1970 por la compañía Texaco con la perforación del pozo exploratorio Yuca-01 hasta una profundidad de 10423 pies. A este pozo se lo completó el 6 de Diciembre de 1970. Los resultados de las pruebas iniciales del pozo se muestran en la Tabla 1.1.. Tabla 1.1: Resultado de pruebas de producción, Pozo Yuca-01. ARENA. BPPD. °API. BSW %. U. 184. 21.4. 0.3. T. 520. 29.7. 2. HOLLÍN SUPERIOR. 220. 23.6. 50. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito Elaborado por: Los Autores. 1.2 UBICACIÓN. El campo Yuca está ubicado en la Provincia de Orellana, limita con el rio Napo en el sector de Primavera, se halla localizado entre los campos Culebra-Yulebra y Primavera, en el centro-oeste de la Cuenca Oriente, como se muestra en la Figura 1.1, enmarcándose dentro de las coordenadas UTM:. 9954000 9944000. 297000 W 297000 W. 9954000 9944000. 307000 E 307000 E. 1.

(19) Figura 1.1: Ubicación del Campo Yuca. .  . .   . . .    . . YUCA           .    .         .    .  .   .   . . Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito. 2.

(20) 1.3 GEOLOGÍA 1.3.1 ESTRUCTURAL La estructura del campo está constituida por un anticlinal fallado, asimétrico y de relieve bajo y buzamientos suaves, con orientación noroeste-suroeste y tiene un cierre vertical de 110 pies.. Los espesores netos saturados promedio para las arenas U principal y T principal son 29 y 19 pies respectivamente.. El pozo YUCA-03 estaría formando parte de una pequeña estructura desplazada de la principal y separada por una falla.. La falla del flanco occidental que limita y aparentemente controla el campo y la dinámica de los fluidos, no ha sido probada por sísmica 2D.. Los cierres estructurales del campo están en relación a los diferentes niveles productivos; para U inferior el cierre estructural esta a -8746 pies referida a un LIP que se lo determinó a partir del pozo Yuca 13, con un cierre vertical de 110 pies. El cierre estructural para la arena T inferior esta a -9051 pies referida a un LIP que se lo determino a partir del pozo Yuca 5, con un cierre vertical de 120 pies.. 1.3.2 LITOLOGÍA. En el campo Yuca los yacimientos productivos son las areniscas de U, T de la formación Napo y Hollín Superior de la Formación Hollín. A continuación se describen las características de los yacimientos Napo U y Napo T sobre los cuales se realizara este estudio. En la Figura 1.2 se muestra la columna estratigráfica generalizada del campo Auca.. 3.

(21) Figura 1.2: Columna estratigráfica generalizada del Campo Auca. C A M PO A U C A C O LU M N A ESTR A TIG R AFIC A M IEM BR O. L ITO L OG IA. D ESC R IP C IO N. CRETACICO. MESOZOICO. ED A D. PE T RO PR O D UCC IO N. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito. 4.

(22) 1.3.2.1 Formación Napo 1.3.2.1.1 Yacimiento U Principal. Se trata de una arenisca cuarzosa translucida, friable, grano fino a medio, subredondeada a redondeada, subangular, regular a buena selección ligeramente calcárea, de matriz arcillosa, regular porosidad visible con manchas de hidrocarburo con fluorescencia natural débil amarillenta. 1.3.2.1.2 Yacimiento T Principal. Es una arenisca cuarzosa transparente, grano medio a fino, subredondeada, porosidad regular, cemento ligeramente calcáreo, saturada de hidrocarburos con fluorescencia amarilla blanquecina, corte rápido, residuo café oscuro.. 1.4 CARACTERIZACIÓN DE RESERVORIOS. 1.4.1 PROPIEDADES DE LA ROCA Permiten definir la capacidad de almacenamiento de la roca reservorio, y como se relacionan con el comportamiento de los fluidos durante la producción. Para obtener las propiedades de la roca del reservorio se consideran los datos obtenidos en los análisis convencionales y de laboratorio de núcleos, evaluaciones petrofísicas y análisis especiales de núcleos, los cuales están relacionados con datos del sistema roca-fluido. 1.4.1.1 Análisis de Núcleos Los núcleos son muestras geológicas tomadas durante la perforación del pozo, de los cuales mediante un análisis de laboratorio, se determinan parámetros geológicos y petrofísicos de la roca.. 5.

(23) Los análisis convencionales de núcleos disponibles para el campo Yuca son: para la arena “U” del pozo Yuca-02 y para la arena “T” de los pozos Yuca-02 y Yuca-13. También se tiene un análisis de núcleos especiales. para la arena “U inferior”. proveniente del pozo Yuca-17.. Tabla 1.2: Resultados de análisis convencionales. POZO. FECHA. ZONA. INTERVALO (FT). MUESTRA #. POROSIDAD (%). PERMEABILIDAD (md). DEN. GRANO (g/cc). YUCA_02. JUL_1979. U+T. 9539-10014. 23. 13.90. 691.57. 2.58. YUCA_02. ABR_2007. T. 9767-9795. 13. 10.87. 36.44. 2.676. YUCA_13. SEPT_2005. T INF. 9792-9821. 14. 12.14. 362.61. 2.7. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito Elaborado por: Los Autores.. 1.4.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS Las propiedades de los fluidos indican las características y el comportamiento de los mismos dentro del yacimiento, estos se encuentran a determinadas condiciones de Presión y Temperatura. 1.4.2.1 Pruebas PVT Los estudios PVT son pruebas de laboratorio, que se realizan a los fluidos durante la vida productiva del yacimiento, simulando las condiciones de presión y temperatura del mismo. El Campo Yuca tiene datos de análisis PVT para el yacimiento “U” en el pozo Yuca-07 y para el yacimiento “T” en el pozo Yuca-01.. 6.

(24) Tabla 1.3: Resultados de análisis PVT.. Pi (PSI). Pb (PSI). Uo (Cp). GOR (PC/BBL). Boi (By/Bn). °API. U. 3796. 830. 6.67. 124. 1.136. 18.4. T. 4100. 743. 1.36. 197. 1.145. 24.25. YACIMIENTO. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito Elaborado por: Los Autores. 1.5 HISTÓRICO DEL CAMPO YUCA. 1.5.1 PRUEBAS INICIALES Las pruebas iniciales contienen datos de la producción de agua y petróleo del pozo en sus inicios, intervalos perforados y otros parámetros de importancia. Las pruebas de producción correspondientes a este campo se las observa en el Anexo 1.1. 1.5.2 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS. Los trabajos de reacondicionamientos de pozos más frecuentes fueron: el cambio de Bombas Electro Sumergibles, cementaciones para el control de avance de agua, punzonamientos y repunzonamientos a las zonas de interés, estimulaciones con HCl, pesca de equipos desplazados, cambios de completación por comunicación tubingcasing y tratamientos antiescala en tubería. Un resumen de dichos trabajos se muestra en el Anexo 1.2. 1.5.3 PRODUCCIÓN ACTUAL El campo produce de las arenas U, T y Hollín. Al 30 de Junio del 2009 la producción total diaria del campo es de 4925 BLS, mientras la producción total acumulada de petróleo del campo es de 47 MMBLS.. 7.

(25) Ell reporte de producción de la Tabla 1.4 correspondiente al mes de Junio del 2009 nos indica el estado actual del campo, además la producción acumulada por arena productora.. Tabla 1.4: Reporte de producción PRODUCCIÓN ACUMULADA ARENA. PETRÓLEO (MMbls). AGUA (MMbls). GAS (MMPC). U. 23.45. 22.92. 2940.6. T. 17.27. 11.28. 2249.9. U+T. 5.73. 2.1. 618.7. HOLLÍN. 0.55. 0.78. 26.9. TOTAL. 47. 37.09. 5.83. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito Petroproducción Elaborado por: Los Autores. En la Figura 1.3 se tienen la producción acumulada de las arenas, enas, en el cual se observa que la mayor aportación del el campo ha provenido de la Arena “U” con el 50%, seguido de la Arena “T” con el 37 %, una producción compartida de las arenas “U+T” del 12% y una producción del 1% de la producción acumulada total para la arena Hollín.. Figura 1.3: Producción acumulada hasta junio del 2009.. PRODUCCION ACUMULADA DEL CAMPO U+T HOLLIN 12% 1% U 50% T 37%. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito Petroproducción Elaborado por: Los Autores. 8.

(26) 1.5.4 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN. En la siguiente figura se observa la producción del campo en toda la historia. Claramente se puede observar el incremento paulatino de agua y la disminución de la producción de petróleo.. Figura 1.4: Historial de producción campo Yuca. 20000 16000. FIELDNAME: YUCA Oil Rate (Cal. Day) ( bbl/d ) Water Rate (Cal. Day) ( bbl/d ) Liquid Rate (Cal. Day) ( bbl/d ). 12000 8000 4000 0 1980 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 Date 75. 50000 Axis 1 Water Cut ( % ) FIELDNAME: YUCA. 60 45. 40000. Axis 2 FIELDNAME: YUCA Cumulative Oil Production ( Mbbl ) Cumulative Water Production ( Mbbl ). 30000. 30. 20000. 15. 10000. 0. 0 1980 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 Date. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito. 1.6 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS. Al 30 de Junio del 2009 se encuentran perforados 24 pozos de los cuales: 15 pozos son productores (6 producen de la Arena “U”, 6 de la Arena “T” y 3 de Hollín) todos producen mediante Bombeo Electrosumergible, 2 pozos secos (Yuca-06 y Yuca-10), 2 pozos abandonados por problemas mecánicos (Yuca -01 y Yuca-02) los mismos que fueron sustituidos por los pozos (Yuca -1B y Yuca-2B) , dos reinyectores (Yuca-5 y. 9.

(27) Yuca-06) y 7 pozos direccionales (Yuca-19D, Yuca-20D, Yuca-21D, Yuca-22D, Yuca23D, Yuca-24D y Yuca-25D) ver Tabla 1.5.. Tabla 1.5: Estado actual de los pozos POZOS YUCA-1B YUCA-2B YUCA-20D YUCA-25D YUCA-07 YUCA-17 YUCA-21D YUCA-24D YUCA-04 YUCA-08 YUCA-12 YUCA-14 YUCA-22D YUCA-13 YUCA-16 POZOS YUCA-01 YUCA-02 YUCA-03 YUCA-09 YUCA-10 YUCA-15 YUCA-19D POZO YUCA-05 YUCA-06. POZOS PRODUCTORES ARENA MÉTODO Ui S Ui S Ui S Ui S U S U S Ti S Ti S T S T S T S T S Hi S Hs S Hs S POZOS CERRADOS ARENA PROBLEMA T PESCADO U PESCADO Ui BAJO APORTE Y ALTO CORTE DE AGUA U BAJO APORTE Y ALTO CORTE DE AGUA POZO SECO U INUNDADO Ui RESTAURACIÓN DE PRESIÓN POZO REINYECTORES ARENA TIYUYACU TIYUYACU. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito Elaborado por: Los Autores. La ubicación de los pozos en el campo se observa en la Figura 1.5. 10.

(28) En el Anexo 1.3 se muestra la producción del mes de junio del 2009 para cada pozo.. Figura 1.5: Ubicación de pozos Campo Yuca.. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito.. 11.

(29) 1.7 EVALUACIÓN PETROFÍSICA. La evaluación petrofísica se la realizó con la información de los registros eléctricos tomados en cada pozo utilizando el programa IP (Interactive Petrophysics). Este programa nos permite cuantificar. parámetros petrofísicos, tales como: volumen de. arcilla, porosidad, saturación de agua, espesor neto y litología. La evaluación. se la realizó para los pozos que contenían curvas de registros. necesarias que nos permitan realizar una evaluación adecuada. Las formaciones de interés en el análisis son las arenas U superior e inferior y T superior e inferior.. 1.7.1 CALCULO DEL VOLUMEN DE ARCILLA. El volumen de arcilla es un indicador que nos ayuda a determinar si una arena es limpia o no. Además nos da un estimado de la cantidad de arcilla presente en una formación. El cálculo de volumen de arcilla se lo realiza mediante las curvas GR y Neutron-Density, dependiendo de las herramientas con las que se cuente en los diferentes perfiles de los pozos.. .        .    . (1.1). En la Figura 1.6 se muestra la ventana del programa IP donde se escoge los indicadores a utilizarse en el análisis, estos pueden ser indicador simple (Se utiliza Gamma Ray) y el indicador doble que está compuesto por: densidad (RHOB) y neutrónico (NPHI).. 12.

(30) Figura 1.6: Cuadro de diálogo para ingresar indicadores de arcilla.. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito.. Para este cálculo se toma la lectura del GR de la base de la lutita para obtener el GRclay y la lectura del valor mínimo de GR en cada zona de interés y así obtener el GRclean. Con estos datos el programa determina el volumen de arcilla. Para el caso del Neutrón- Density, se ubica una zona de lutita y se identifican las tendencias de las curvas para de esta manera determinar el volumen de arcilla. (Figura 1.7).. Cuando se utilizan estas dos herramientas para calcular el volumen de arcilla, el programa determina con un promedio de los resultados y así obtener el valor final del volumen de arcilla caso contrario se utiliza el valor de la herramienta utilizada.. Es importante indicar que en zonas arcillosas se utilizó el indicador de GR ya que en este tipo de litología el indicador Neutrón-Density se ve afectado por la presencia de cavernas.. 13.

(31) Figura 1.7: Plot cálculo del volumen de arcilla.. VCLND. RHOB NPHI GR VCLGR. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito.. 14.

(32) 1.7.2 CÁLCULO DE POROSIDAD 1.7.2.1 Porosidad. Es el volumen de los poros por cada unidad volumétrica de formación; es la fracción del volumen total de una muestra que es ocupada por poros o huecos.1 1.7.2.2 Porosidad Efectiva. Volumen total de los espacios porosos, interconectados de manera que permiten el paso de fluidos a través de ellos.2 1.7.2.3 Porosidad (Registro de densidad)  .    . (1.2). Donde ФD es porosidad por densidad, ρma densidad de la matriz (2.65 gr/cc); ρb lectura del registro; ρf densidad del fluido (1 gr/cc). 1.7.2.4 Porosidad Registro Neutrónico.. El valor de porosidad se toma directamente de la lectura del registro neutrónico. Para obtener el valor de porosidad total es mediante la siguiente fórmula:   .   . (1.3). La porosidad efectiva se la calcula mediante la siguiente ecuación:    1 ! "# $. 1 2. (1.4). Schlumberger. Principios / Aplicaciones de la interpretación de registros. 2002. Glosario de la industria Hidrocarburífera. Petroecuador. 2001. 15.

(33) La Figura 1.8 muestra los parámetros escogidos para la evaluación. Donde se debe establecer las herramientas a utilizarse. Las herramientas de porosidad: Densidad (RHOB) y Neutrónico (NPHI); Herramientas de resistividad profunda (RESD) y somera (RESM).. Figura 1.8: Cuadro de diálogo para porosidad y saturación de agua.. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito.. 1.7.3 CÁLCULO DE SATURACIÓN DE AGUA. La saturación de agua Sw, es la fracción de volumen poroso ocupado por agua. Para determinar la saturación de agua se utilizó el método de Indonesia que por experiencia es el que más se ajusta a los parámetros petrofísicos obtenidos de núcleos.. 16.

(34) Para determinar el valor de saturación es necesario conocer los datos de temperatura en función de la profundidad. Además los valores de salinidad y resistividad de la costra de lodo (Rmf).. Los valores de salinidad fueron tomados de pruebas iniciales y de los historiales de producción de cada pozo y promediados de acuerdo a cada arena, además comparados con datos del Departamento de Yacimientos.. Tabla 1.5: Valores de Salinidad ARENA. SALINIDAD ( PPM NaCl) DESDE. HASTA. U. 47000. 50000. T. 35000. 40000. H SUPERIOR. 3000. 4000. H INFERIOR. 500. 2400. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito Elaborado por: Los Autores.. Los valores de Rmf se los toma de los registros y son necesarios para calcular la resistividad del agua a una determinada temperatura de formación. Para eso se utiliza la siguiente fórmula:  ).++. &  &' ( ).++ . (1.5). Donde R1 y R2 son resistividades en ohm T1 y T2 son temperaturas en °F.. Para realizar la interpretación petrofísica se tomaron los parámetros a=1, m=2 y n=2.. 17.

(35) Los cut off utilizados para la evaluación petrofísica son: porosidad mayor o igual a 8%, saturación de agua menor o igual a 50% y volumen de arcilla menor o igual a 50%. De esta manera se determina las zonas de pago.. En la siguiente tabla se presenta los valores promedios de porosidad, saturación de agua y volumen de arcilla de las arenas U y T obtenidos de la evaluación.. En el Anexo 1.4. Se muestra los resultados de la evaluación petrofísica por pozo.. En la Tabla 1.6 se muestra en promedio los resultados de la evaluación petrofísica, es importante indicar que se promediaron los resultados >2 ft de la zona de pago.. Tabla 1.6: Resultado del análisis petrofísico de la zona de pago. ZONA. PROMEDIO (%). Net Pay Phi. Sw. Vcl. U superior. 8.44. 17.66. 36,03. 34.26. U inferior. 28.75. 17.26. 17.65. 14.9. T superior. 5.73. 13.74. 37.73. 33.34. T inferior. 19.33. 14.05. 24.4. 16.69. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito Elaborado por: Los Autores. La Figura 1.9 muestra los resultados de la evaluación petrofísica del pozo Yuca-13 en la arena U. La arena U superior tiene valores de porosidad altos y un gran contenido de arcilla, además las zonas de pago son pequeñas, mientras que en la unidad U inferior se observa una arena de buena calidad con valores bajos de saturación de agua y de contenido de arcilla. En la Figura 1.10 se observa los resultados del pozo Yuca-08 en la arena T. La unidad T superior es de mala calidad con alto contenido de arcilla y muy poca porosidad. La unidad T inferior muestra una arena de un espesor considerable y con valores bajos de saturación de agua, además una buena porosidad.. 18.

(36) Figura 1.9: Plot de resultados de las propiedades petrofísicas.. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito Elaborado por: Los Autores. 19.

(37) Figura 1.10: Plot de resultados de las propiedades petrofísicas.. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito Elaborado por: Los Autores. 20.

(38) CAPÍTULO 2 TEORÍA DE LA SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE YACIMIENTOS Y DESCRIPCIÓN DE LOS SIMULADORES PETREL Y ECLIPSE. 2.1 ANTECEDENTES. Los simuladores datan de los años 1930, los cuales eran modelos físicos, representados en una caja de arena con paredes de vidrio en la cual se observaba la dinámica de los fluidos.. La simulación de yacimientos empezó en los años 1960, usando modelos computacionales, para la determinación de comportamientos futuros de los yacimientos y campos petroleros; los cálculos pertinentes a la ingeniería de yacimientos están basados en procedimientos analíticos como el balance de materiales y teorías de desplazamiento.. En la actualidad con la llegada de computadoras más rápidas y eficientes, se pueden manejar muchos más bloques y modelar una geología más compleja, logrando así poder simular el yacimiento con resultados más cercanos a la realidad y utilizarlos para comparar sus soluciones con datos históricos de producción, a fin de desarrollar predicciones y escenarios de producción.. Para el presente proyecto se va a realizar la simulación matemática mediante la utilización de los programas Petrel y Eclipse. Los cuales permiten realizar el modelo estático y dinámico respectivamente.. 21.

(39) 2.2 MODELO ESTÁTICO. El modelo estático nos permite definir la geometría de un yacimiento y describir parámetros petrofísicos para comprender de manera física y geológica la acumulación de hidrocarburo en el yacimiento. Para ello se utilizó el programa Petrel.. 2.3 DESCRIPCIÓN DEL SOFTWARE PETREL. 2.3.1 INTRODUCCIÓN. Petrel es un software de la compañía Schlumberger, desarrollado por geo-cientistas en 1996 y comercializada en 1998, en cada nueva versión de este software ofrece nuevas funcionalidades las que permiten interpretar datos símicos, correlacionar pozos, modelar la estructura geológica del yacimiento (3D), visualizar los resultados, calcular volúmenes, generar mapas y diseñar estrategias de explotación para maximizar la producción del reservorio de forma precisa y eficaz. 2.3.2 MODELO GEOLÓGICO. El modelo geológico está compuesto por un modelamiento estructural, geológico y petrofísico.. Petrel ofrece una serie completa de herramientas de geología, incluyendo picado de marcadores, correlación de pozos, y mapeo con poderosas herramientas de caracterización y modelado de yacimientos en 3D.. La identificación y recuperación de hidrocarburos requiere de un modelo geológico, preciso y de alta resolución, de la estructura y estratigrafía del yacimiento. Petrel 22.

(40) cuenta con la habilidad de unificar su data geológica con herramientas de geofísica e ingeniería de yacimientos o simulación, permitiendo un estudio integrado que provee una precisa descripción estática del yacimiento. 2.3.2.1 Modelo Estructural. El modelo estructural permite establecer características y determinar las estructuras de un yacimiento, además consiste de dos elementos primarios que son las fallas y superficies. Un modelo debe estar ajustado a la geometría de las fallas, marcadores y horizontes. MODELAMIENTO DE FALLAS. Este proceso tiene como propósito construir fallas usando una variedad de datos. El modelo de fallas puede ser generado en base a polígonos, líneas de interpretación sísmica, mapas estructurales, entre otros. La desviación, profundidad y espesor de las fallas son definidas por el proceso Key pillar, el cual crea la estructura en 3D. Definiéndose key pillar como una línea vertical, lineal o curva constituida por 2, 3 o 5 puntos.. PILLAR GRIDDING. Este proceso consiste en la generación espacial de la estructura, además de la generación de la malla.. Para la creación del modelo geológico se debe generar horizontes, zonas y capas. Esto se lo hace mediante la utilización de los Procesos: Make horizonts, Make zones y Make layering del software Petrel.. 23.

(41) HORIZONTES.. El proceso para la creación de horizontes consiste en insertar las superficies, presentes en la base de datos, en la grilla 3D. Este proceso contiene técnicas de edición en la grilla 3D.. ZONAS. Horizontes adicionales son insertados en la grilla 3D apilándolos hacia el tope o base de una unidad en base a los horizontes ya creados.. CAPAS. El paso final es el de crear capas de escalamiento fino, que son necesarias para el modelamiento de propiedades petrofísicas. Estas capas definen el tope y la base de las celdas de la grilla 3D. ESCALAMIENTO. El escalamiento de registros de pozos se realiza para distribuir los valores de propiedades para cada celda en la geometría de la grilla 3D. El proceso Scal up nos va a permitir escalar facies, porosidad, saturación de agua y todas las propiedades que se requieran para la creación de un modelo. 2.3.2.3 Modelamiento de Facies. Se basa en la generación y distribución de litotipos. Las facies son de gran importancia ya que se correlacionan con las propiedades petrofísicas.. Varios métodos pueden ser usados para generar un modelo de facies en Petrel de los cuales los más usados son el determinístico y el estocástico. El método determinístico 24.

(42) es usado cuando gran cantidad de información es disponible. Este método da un solo resultado estimado. El método estocástico es usualmente utilizado en condiciones donde escasa información es presente. Este método produce un resultado posible y puede ser usado para generar múltiples realizaciones probables. 2.3.2.4 Modelo Petrofísico. Mediante integración de datos de núcleos, perfiles, geología y producción se va a generar el modelo petrofísico. Para eso se aplica el proceso de upscaling well logs para generar datos bidimensionales de pozos individuales y finalmente generar modelos tridimensionales de yacimientos. En base a un análisis petrofísico y comparación con datos de núcleos, geología y producción se va a generar este modelo. Antes de realizar el modelamiento el usuario debe realizar un análisis detallado de la data; determinando tendencias, correlaciones entre propiedades y definiendo variogramas. 2.3.2.5 Geoestadística. La caracterización de yacimientos mediante métodos geoestadísticos comprende el uso de la teoría de probabilidades aplicada a descripción de la continuidad de las variables geológicas en el espacio.. El modelamiento geoestadístico se realiza con el objetivo de proporcionar la más cercana representación de la heterogeneidad geológica dentro de las principales unidades de un yacimiento. VARIOGRAMAS. Un variograma describe la variación entre pares de puntos como función de la distancia entre ellos. Los variogramas son generados mediante la búsqueda de pares de datos con similar distancia de separación. Un variograma es también una herramienta para distribuir la variación global en una variación espacial determinada. Mientras más cercanos son los puntos de medición uno con otro, menor será la variación. La 25.

(43) expresión de varigrama para una distancia de lag h se define como la media. de la. diferencia al cuadrado de valores de una propiedad separados aproximadamente por h. 89. 1 12zx5 $ ! zy5 $7 γh. $  /0 :;'. 2.1$. γ(h)= variograma experimental. h= incremento, distancia promedio entre pozos z(xi)= valores experimentales xi= locaciones donde son medidos los valores experimentales El lag define un rango de distancia dado por una distancia mínima y máxima. El numero de pares de datos dentro de un lag da el valor N en la formula. La varianza en un lag es la variación media de todos los datos que son separados por este lag.. 2.3.2.6 Advance Gridding and Upscaling. Este modulo provee varias técnicas de re-escalado que. convierte a los modelos. geológicos de alta resolución en modelos de simulación de menor resolución. Otra opción de re-escalado de tensores permite la determinación de permeabilidad efectiva para cada celda de un modelo de simulación. Además se incluye el refinamiento local (LGR) dentro de las técnicas de creación de grids con lo cual se resuelve problemas relacionados con conificación, pozos horizontales, pozos poco espaciados y multilaterales.. 26.

(44) 2.4 MODELO DE SIMULACIÓN MATEMÁTICA.. 2.4.1 FUNDAMENTOS DEL MODELO DE SIMULACIÓN MATEMÁTICA. Un modelo numérico de simulación es el que, mediante métodos numéricos (solución de ecuaciones diferenciales parciales), suministra información de gran utilidad a la hora de caracterizar al yacimiento, con una serie de bloques interconectados considerando sus heterogeneidades y flujos a través de ellos. El cual permitirá al ingeniero planificar y evaluar futuras opciones de producción para el campo.. Estas ecuaciones diferenciales parciales resultan de las combinaciones de ecuaciones como la de flujo (ecuación de Darcy), de continuidad (conservación de la masa) y de estado (relación presión-volumen o presión-densidad para los fluidos). 2.4.1.1 Ley de Darcy. La ley de Darcy enuncia que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al gradiente de presión, e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido.3. Se expresa con las siguientes ecuaciones:. v=. k ∂P ⋅ µ ∂s. (2.2). La velocidad v es igual a la relación entre el caudal volumétrico de flujo y la sección transversal total.. 3. CRAFT,B y HAWKINS,M. Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos. Edit. Tecnos. 1977. Cap 4. Pg 328.. 27.

(45) q=. AK ∂P ⋅ µ ∂s. (2.3). Donde:. v= velocidad de un fluido, cm/seg. q= caudal de flujo, cm3/seg. K= permeabilidad, md A= area de la sección de flujo, cm2 µ=viscosidad, cp ∂P = gradiente de la presión. ∂s. 2.4.1.2 Ecuaciones de Continuidad.. La ecuación de continuidad se puede derivar considerando el flujo de un fluido dentro y fuera de una celda de malla de un reservorio. En la figura se muestra el flujo dentro de la celda en la dirección x (JX), la dirección de flujo fuera de la celda en la dirección x + ∆x, (JX + ∆X). De esta manera se debe cumplir la conservación de la masa:. Masa que entra a la celda – Masa que sale de la celda = Masa acumulada en la celda Siendo ∆x,∆y y ∆z las dimensiones de la celda.. 28.

(46) Figura 2.1: Flujo dentro de una celda.. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción-Quito. Partiendo de este concepto se va a obtener las ecuaciones de conservación de la masa para cada componente.. Para el Petróleo: ∂  v xo K x K ro ∂φo  ∂  K y K ro ∂φo  ∂  K z K ro ∂φo  ∂  φS   +   +   + qo =  o  (2.4)  Bo ∂x  ∂x  ∂y  µ o Bo ∂y  ∂z  µ o Bo ∂z  ∂t  Bo . Para el agua:. ∂  K x K rw ∂φw  ∂  K y K rw ∂φw  ∂  K z K rw ∂φw  ∂  φS    +   +   + qw =  w  (2.5) ∂x  µ w Bw ∂x  ∂y  µ w Bw ∂y  ∂z  µ w Bw ∂z  ∂t  Bw . Para el gas:. ∂  K x K rg ∂φg  ∂  K y K rg ∂φg  ∂  K z K rg ∂φg  ∂  K x K ro Rs ∂φo  + + + +  ∂x  µ g Bg ∂x  ∂y  µ g Bg ∂y  ∂z  µ g Bg ∂z  ∂x  µo Bo ∂x  ∂  K y K ro Rs ∂φo  ∂  K z K ro Rs ∂φo  ∂  φS φS    +   + qg =  g + Rs o  ∂y  µo Bo ∂y  ∂z  µo Bo ∂z  ∂t  Bg Bo . (2.6). 29.

(47) Donde: qw = Caudal de Agua qo = Caudal de Petróleo qg = Caudal de Gas Rs = Relación de solubilidad del gas Bo = Factor volumétrico del petróleo Bg = Factor volumétrico del gas Bw = Factor volumétrico del agua. µ o = Viscosidad del petróleo µ w = Viscosidad del agua µ g = Viscosidad del gas Kro = Permeabilidad relativa del petróleo Krw = Permeabilidad relativa del agua Krg = Permeabilidad relativa del gas Kx = Permeabilidad efectiva en el eje X Ky = Permeabilidad efectiva en el eje Y Kz = Permeabilidad efectiva en el eje Z. φ = Porosidad efectiva So = Saturación de petróleo Sw = Saturación de agua Sg = Saturación de gas. ∂ = Derivada parcial con respecto al eje X ∂x 2.4.1.3 Ecuación de Estado. Para la fase de petróleo, a condiciones de yacimiento tenemos: =>  ?=> @8 A. &" =B @8 EGF> 5.615. 2.7$. 30.

(48) I> . 1 J=> 1 JL> ! => JK L> JK. 2.8$. Para la fase de agua: =N @8 =N  ? E LN IN . 2.9$. 1 J=N 1 JLN ! =N JK LN JK. 2.10$. Para la fase de gas: =B  Q IB . =B @8 R 5.615 LB. 2.11$. 1 J=B 1 JLB ! =B JK LB JK. 2.12$. La compresibilidad de la formación se define como: I . 1 J  JK. 2.13$. 2.4.1.4 Ecuaciones Auxiliares de Análisis de Flujo Multifásico de cada fase. Pcwo = Po − Pw = Pcwo(Sw). Ec. (2.14). Pcgo = Pg − Po = Pcgo(Sg ) = Pcgo(So + Sw). Ec. (2.15). So + Sw + Sg = 1. Ec. (2.16). 31.

(49) Donde:. Pcwo = Presión capilar zona de transición agua petróleo Pcgo = Presión capilar zona de transición gas petróleo Po = Presión capilar del petróleo Pw = Presión capilar del agua Pg = Presión capilar del gas So = Saturación de Petróleo Sg = Saturación de gas Sw = Saturación de agua 2.4.2 ETAPAS DE LA SIMULACIÓN MATEMÁTICA. Un simulador realiza cálculos a tiempo cero y cálculos en el transcurso del tiempo. Por tal motivo, se pueden distinguir tres etapas: la inicialización, el ajuste histórico y las predicciones. 2.4.2.1 Inicialización. El modelo de flujo es considerado inicializado cuando este posee la data necesaria para el cálculo de fluidos en sitio. El reservorio debe ser caracterizado en un formato que pueda ser usado en el simulador. Esto incluye la selección de la malla y la distribución de las propiedades del reservorio en ella. Todas las correcciones de los datos del fluido deben ser realizados en el proceso de inicialización 4 .. Al seleccionar un tipo de modelo también se va a adoptar el simulador que mejor se acople al yacimiento (composicional, térmico, blackoil).. 4. FANCHI,J. Principles of Applied Reservoir Simulation.Tercera Edición. Cap. 17. Pag. 327.. 32.

(50) 2.4.2.2 Ajuste Histórico. Una vez definido el objetivo del estudio, se puede continuar en tres fases: ajuste histórico, calibración y predicción. El ajuste histórico consiste en cotejar ciertas propiedades (geológicas o de fluidos), a un modelo para simular el comportamiento histórico del mismo y compararlos con la data histórica real5.. La preparación y adquisición de la data es necesaria ya que posibilita la selección del tipo de modelo que se necesitara para el estudio. Este modelo puede ser: conceptual, de una zona o modelo de todo el campo.. Además, el problema del ajuste histórico es resuelto buscando varios parámetros razonables del reservorio que minimicen la diferencia entre el desempeño del modelo y el comportamiento histórico del campo. Los problemas principales que se presentan son: datos del campo limitados o poco fiables, errores de interpretación, y efectos numéricos. 2.4.2.3 Predicciones. El primer paso en la predicción es la calibración del modelo. En la calibración es necesario asegurar la continuidad en el caudal del pozo cuando el modelo cambia del control de caudal al control de presión durante el ajuste histórico y la etapa de predicción de un estudio, respectivamente.. El siguiente paso consiste en preparar el caso base de predicción, que es un pronóstico que asume las condiciones de funcionamiento de la aplicación. Además, establece una base a la cual se puede comparar los cambios en el desempeño del campo resultado de los cambios en las condiciones de operación existentes.. 5. SPE. Methodological Approach for Reservoir Simulation. 2002. Paper 23616.. 33.

(51) Una vez completado con el ajuste exitoso del comportamiento se puede garantizar que el modelo es capaz de predecir el desempeño futuro del yacimiento. Con lo cual se determinará la mejor opción técnico-económica para maximizar la explotación del yacimiento. 2.4.3 TIPOS DE SIMULADORES. Depende de la naturaleza de los fluidos originales y de los procesos de producción o recobro predominantes en el reservorio. Los tipos de simuladores básicos son: BlackOil, Composicional, Termal. 2.4.3.1 Simulador Black-Oil. Modelo isotérmico para yacimientos que contienen petróleo de baja volatilidad, gas (seco y húmedo) y agua inmiscible, estudia a los hidrocarburos como componentes de masas donde sólo permiten al gas para disolverse en el petróleo y agua, con una solubilidad del gas dependiente de la presión, y que no permiten variaciones de las composiciones de gas o petróleo en función de la presión o el tiempo. Estos modelos pueden ser usados para modelar los distintos mecanismos del yacimiento, incluyendo empuje por gas, capa de gas, inyección de agua e inyección de gas inmiscible. 2.4.3.2 Composicional. Considerado como una generalización del modelo Black Oil. Modelo composicional e isotérmico, las fases de hidrocarburos están representados por N componentes, el mismo que involucra en su configuración la aplicación de una ecuación de estado que toma en cuenta los cambios en su composición por el comportamiento de las fases de los fluidos o por la variación de presión por debajo del punto de burbuja o el punto de rocío. El número de componentes N de hidrocarburos está relacionado con los resultados del estudio del yacimiento y limitado por el tiempo computacional que se requiere para la simulación. Se aplican para depleción de yacimientos de gas condensado, y en proyectos de inyección cíclica de CO2.. 34.

(52) 2.4.3.3 Modelo Térmico. Usado cuando la temperatura varía en el yacimiento. Este modelo se utiliza para procesos de recuperación secundaria como inyección de vapor en el cual su objetivo es reducir la viscosidad del petróleo pesado o un proceso de combustión in situ, donde parte del petróleo es quemada para ayudar a expulsar el petróleo del sistema. Sus componentes usuales son: el agua (ya sea en líquido o vapor) e hidrocarburos volátiles y. pesados.. Comúnmente. aplicados. a. estudios. de. yacimientos. fracturados. naturalmente.. Para el presente proyecto se va a utilizar el simulador black oil.. 2.5 ESTRUCTURA DEL SIMULADOR BLACK OIL (ECLIPSE 100).. 2.5.1 INTRODUCCIÓN. Eclipse 100 es un simulador de la empresa Schlumberger completamente implícito, tres fases, tres dimensiones, su propósito general es simular petróleo negro con la opción de condensado de gas.. Eclipse 100 puede ser usado para simular 1,2 o 3 sistemas de fases. Las opciones de dos fases (petróleo/agua, petróleo/gas, gas/agua) son resueltas como un sistema de dos componentes ahorrando capacidad de almacenamiento del computador. 2.5.2 COMO TRABAJA ECLIPSE. Los datos con información completa. del modelo, descripción del reservorio y los. fluidos, propiedades de la roca, condiciones iniciales, pozos, caudales de flujo y facilidades de superficie son ingresados. Estos datos son archivos de texto que contienen palabras claves y comentarios.. 35.

(53) Eclipse lee sección por sección los archivos de datos entrantes y procesa cada sección a su vez que esta ha sido leída. Antes de proceder a la siguiente sección los datos son consistentemente revisados.. El programa está diseñado para utilizar un archivo de texto ASCII especificado como *.DATA, en donde toda la información del modelo es identificada. Este archivo de datos se subdivide en las secciones: RUNSPEC, GRID, EDIT, PROPS, REGIONS, SOLUTION, SUMMARY Y SCHEDULE. Dentro de esta sección el usuario puede utilizar palabras claves “keywords” para identificar los datos de entrada y especificar condiciones. 2.5.2.1 Sección RUNSPEC. La sección RUNSPEC tiene dos propósitos principales. El primero memoria cuanto sea necesaria. es. asignar. para varios componentes de la secuencia de. simulación dentro del área de memoria principal. Estos componentes incluyen pozos, datos tabulares, malla de simulación. El segundo es especificar las características básicas del modelo, fecha de inicio y solicitar opciones de simulación. 2.5.2.2 Sección GRID. El propósito principal de la sección GRID es proveer a eclipse la información necesaria para el cálculo de volumen poroso de celdas y transmisibilidad en todas las direcciones. Esta información será utilizada para calcular el flujo de cada fase de una celda a otra y de timestep a timestep.. ECLIPSE debe suministrar datos suficientes para calcular cantidades por cada celda. Las dimensiones de cada celda en X,Y,Z deben ser suministradas.. 36.

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