Evaluación y Clasificación Reservas de Hidrocarburos

Presentación del tema: "Evaluación y Clasificación Reservas de Hidrocarburos"— Transcripción de la presentación:

1 Evaluación y Clasificación Reservas de Hidrocarburos
Mendoza, Argentina Septiembre 18-19, 2006 Ryder Scott Company LP Herman G. Acuña – Senior VP Internacional Guale Ramirez – Managing VP Internacional

2 Agenda

3 Mapeo estructural

4 Estructura Sísmica Pasos claves Identificar fallas y puntos altos
Mapeo Volumétrico Pasos claves Identificar fallas y puntos altos Características estructurales importantes para atrapar hidrocarburos Mapa en tiempo del horizonte de interés Producir un mapa en tiempo para un reflector sísmico que se correlacione directamente al horizonte (tope) de interés o, si esto no es posible, por lo menos es “similar” al horizonte de interés. Convertir mapa de tiempo a mapa de profundidad Requiere conocimiento (generalmente impreciso) de velocidad al mapa del horizonte Una de las mayores dificultades potenciales en la interpretación de datos sísmicos Determinación Estructural Estructura Sísmica NOTES:

5 Estructura Controlada por Información Subsuelo
Identificar fallas y puntos altos Identificar la parte superior de la porosidad Mapeo Volumétrico Determinación Estructural Estructura Sísmica Estructura Controlada Subterránea Punto de correlación sísmica NOTES: Parte superior de la porosidad

6 Errores Geológicos Típicamente asociados con:
La selección del tope y la base de la zona productiva operante

7 Seleccionando el Tope y la Base de la Zona Productiva
Error en el mapeo, utilizando el marcador sísmico o parte superior de la formación en vez del tope de la zona productiva operante ¡Se deben aplicar los requisitos de la zona productiva! Valor límite de porosidad y saturación de agua Pruebas de flujo disponibles

8 Seleccionando el Tope y la Base de la Zona Productiva
Potencial de errar en la determinación del “limite inferior del agua” como resultado de escoger incorrectamente la base de la zona productiva operante.

9 Mapa de Isópacas de la Arena Neta

10 Límites Superiores e Inferiores
No exceder el control del pozo Mapeo Volumétrico Mapeo de las arenas netas Limites superiores e inferiores NOTES:

11 Contornos de la zona no-productiva
Mapeo Volumétrico Contorno de la zona no-productiva a media distancia entre el último pozo arena productiva y el primer pozo sin arena neta. Mapeo de las arenas netas Projection of Sand Thinning Limites superiores e inferiores Zero Pay Contours El contorno de la zona no-productiva basado en la gradiente de perdida de arena neta si se ha establecido. NOTES:

12 Contornos de la zona no-productiva
Mapeo Volumétrico La arena neta termina gradualmente en la intersección de un límite estratigráfico Recuerde utilizar la corrección “cuña” Mapeo de las arenas netas Limites superiores e inferiores Zero Pay Contours NOTES:

13 Contactos de fluido

14 Reservas probadas Definiciones de reservas
El párrafo (a) del reglamento S-X, Regla 4-10 de la SEC define las reservas probadas como: El área de un yacimiento considerado probado incluye: La porción delineada por perforaciones y definida por los contactos de gas-petróleo y/o petróleo-agua, si los hay A falta de información de los fluidos de contactos, la ocurrencia de hidrocarburos más baja conocida controla el límite inferior probado del yacimiento NOTES:

15 Reservas probadas Contactos de fluidos
Contacto de registro Contacto del núcleo Satisface todas las definiciones para las reservas probadas Límite del yacimiento buzamiento abajo Típicamente ‘bueno hasta la base de la arena’ en el pozo estructural más bajo (LKG) Típicamente, se considera un método conservador para determinar reservas probadas Definiciones de reservas NOTES:

16 Reservas probadas Amplitudes sísmicas
El uso de datos sísmicos de alta calidad y bien calibrados, puede mejorar la descripción del yacimiento para ejecutar análisis volumétricos, incluyendo los contactos de fluidos. Sin embargo, los datos sísmicos no son un indicador de la continuidad de producción y, consecuentemente, no pueden ser el único indicador de reservas probadas adicionales más allá del hidrocarburo más bajo establecido por una penetración de pozo. Definiciones de reservas NOTES:

17 Límites Superiores e Inferiores
Mapeo Volumétrico Amplitud sísmica Mapeo de las arenas netas Limites superiores e inferiores Límite de amplitud buzamiento abajo NOTES:

18 Uso de MDT MDT Contactos de fluido Continuidad del yacimiento
Determinación de la zona productiva MDT Contactos de fluido Organización por zonas verticales Continuidad del yacimiento Fuentes de datos Registros con cable LWD Núcleos/testigos de pared convencionales Evaluación de Formaciones y Pruebas

19 Uso de MDT Determinación de la zona productiva
Fuentes de datos Registros con cable LWD Núcleos/testigos de pared convencionales Evaluación de Formaciones y Pruebas It is important that the SEC does not recognize MDT results as a basis for determining the Lowest Know limit of the Hydrocarbon.

20 Errores Geológicos Típicamente asociados con:
La asignación de límites de buzamientos abajo en yacimientos estratificados.

21 Selección incorrecta del límite del buzamiento abajo en yacimientos estratificados verticalmente
La suposición de comunicación vertical sin el apoyo adecuado de datos de presión puede llevar a la sobreestimación de volúmenes en sitio.

22 Isópacas de la Zona Productiva Neta

23 Mapeo de isópacas Los componentes de mapas de isópacas de la zona productiva neta La profundidad de la estructura en el tope de la arena neta del yacimiento La profundidad de la estructura en la base de la arena neta del yacimiento Mapa de isópacas de la arena neta total Contactos de fluidos Límite interior de los fluidos Zona de máximo llenado (“fill-up”) Mapeo Volumétrico Mapeo de isópacas Mapeo de isópacas NOTES:

24 Mapas de isópacas de la zona
Zona de acuñamiento Mapeo Volumétrico Gas Mapeo de isópacas Mapeo de isópacas Petróleo Mapas de isópacas de la zona productiva Zona de acuñamiento Gas y Petróleo NOTES: Intersecciones de fallas

25 Mapas de isópacas de la zona productiva neta
Método de Wharton La intersección del contacto petróleo-agua en el mapa estructural en el tope de la arena se convierte en la línea límite “cero” en el mapa de isópacas de petróleo neto. Mapeo Volumétrico Mapeo de isópacas Mapeo de isópacas Mapas de isópacas de la zona productiva NOTES:

26 Mapas de isópacas de la zona productiva neta
Método de Wharton La intersección del contacto petróleo – agua en el mapa estructural en la base de la arena se convierte en el límite interior de agua Dos áreas principales de isópacas de petróleo neto Zona de llenado máximo Zona de acuñamiento Mapeo Volumétrico Mapeo de isópacas Mapeo de isópacas Mapas de isópacas de la zona productiva NOTES:

27 Mapas de isópacas de la zona
Zona de acuñamiento El error de proyectar arena neta en el area de acuñamiento. Mapeo Volumétrico Mapeo de isópacas Mapeo de isópacas Mapas de isópacas de la zona productiva Zona de acuñamiento NOTES:

28 Mapas de isópacas de la zona
Zona de acuñamiento Mapeo Volumétrico Mapeo de isópacas Mapeo de isópacas Mapas de isópacas de la zona productiva Zona de acuñamiento NOTES: El error del 100% en “neto-a-bruto” resulta en la proyección de 10’ de zona productiva neta antes del límite interior de agua y reduce la zona de cuña en un 50%.

29 Mapas de isópacas de la zona
Zona de acuñamiento Caminar el pozo a través de la zona de acuñamiento para captar el cambio vertical en espesor de arena. Mapeo Volumétrico Caminó pozo buzamiento arriba desde un contacto de fluido buzamiento abajo. Determinar el intervalo bruto para obtener la zona productiva neta. Registrar puntos buzamiento arriba del contacto de fluido en la estructura. Repetir para cada pozo. Establecer el contorno de la zona de acuñamiento con los puntos registrados. Mapeo de isópacas Mapeo de isópacas Mapas de isópacas de la zona productiva Zona de acuñamiento NOTES:

30 Errores Geológicos Típicamente asociados con:
La selección de la parte superior y base de la zona productiva efectiva Error de “neto-a-bruto promedio” en zonas de acuñamiento

31 Creación de Mapas Isópacos
Error “Neto-a-Bruto Promedio” WOC Puede resultar en la sobre- o sub- estimación de volúmenes Método típico: Tabla NTG con Ganancia Estructural

32 Los pasos de un análisis volumétrico estándar
del proceso Determinación de zona productiva Mapeo volumétrico Fuentes de datos Métodos de cálculo Factores de corrección Determinación estructural Mapeo de la arena neta Mapeo de isópacas Registros con cable (LWD) Límites inferiores y superiores Análisis digital del registro Desviación del pozo Estructura sísmica Mapeo de Isópacas Núcleos/testigos de pared convencionales Análisis de la hoja de cálculos del registro Estructura controlada subterránea Contornos de la zona no- productiva Mapas de isópacas de la zona productiva Buzamiento NOTES: Parámetros del análisis del registro Evaluación de La formación Zona de acuñamiento Prueba de Producción DST VOLÚMENES EN SITIO

33 Preguntas? Intervalo Para Café Volvemos a las 11:00 a.m.