Metodología para la Interpretación, Optimización y Management de Proyectos de Inyección de Agua en Yacimientos Maduros de la Cuenca del Golfo San Jorge.

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1 Metodología para la Interpretación, Optimización y Management de Proyectos de Inyección de Agua en Yacimientos Maduros de la Cuenca del Golfo San Jorge Julio 2011, Buenos Aires, Argentina

2 Agenda Introducción Problemática Metodología Resultados Conclusiones

3 Introducción Ubicación Geográfica
í o S e n g u r C h i c Lago Musters Colhué Huapi PIEDRA CLAVADA KOLUEL KAIKE EL VALLE ANT.GRANDE C.DRAGÓN ANT.FUNES El Cordón El Tordillo Escalante Manantiales Behr M.Magallanes M.Espinosa C.León P.Truncado El Huemul Cerro Dragón Zorro Las Flores Escorial Ant.Grande Cañadon Grande Oriental Buenos Aires C.Minerales Pico Truncado Sarmiento Valle Hermoso C.Perdido Perito Moreno 100 km YAC.PETROLEO Caleta Olivia S A N J O R G E Comodoro G O L F O Rivadavia OCEANO ATLANTICO D s a d L.Perales L.Mesetas C.Vasco Las Heras 3 43 40 A R G E N T I N A H I L E B O L I V I A Is. MALVINAS OCEANO ATLANTICO PACIFICO La Cuenca del Golfo de San Jorge es una de las cuencas más productivas de Hidrocarburos de la Argentina se encuentra localizada en la provincia de Chubut y Santa Cruz al Sur de la Argentina. La misma se caracteriza por la presencia de multiples reservorios de origen fluvial y lacustre del Cretasico Inferior y Jurasico Superior, pertenecientes a las formaciones Comodoro Rivadavia y Mina del Carmen respectivamente. Ambas unidades están conformadas por areniscas clásticas, observándose un incremento de material piroclástico en la unidad inferior. La mayoría de los proyectos de recuperación secundaria se han implementado en la formación Comodoro Rivadavia.

4 Introducción Reservas y Producción
Datos certificación de Reservas 2009. 60% de la CGSJ son de PAE. La componente de PAE en WF, significativa. En el año 2010 la mitad de la producción total de petróleo de PAE dentro de CGSJ provino de proyectos de Inyección de Agua (WF)

5 Introducción Características CGSJ Complejidad Geológica
Propiedades de los Fluidos y Reservorios Complejidad Operativa Falta de Criterios comunes

6 Proceso Común de Evaluación de Proyectos de WF
Introducción Métodos Históricos de Análisis Antecedentes Analogías Balances de Materiales Curva Característica Pozo Tipo Correlaciones Estadísticas Proceso Común de Evaluación de Proyectos de WF

7 Introducción Objetivos del Proceso Común Proceso Común Simple y rápido
Toda la información Soporte Reservas Seguimiento Best Practices Todos los Yacimientos

8 Problemática Complejidad Geológica

9 Problematica Propiedades de Fluidos y Reservorios
Características Típicas de Reservorios Rango Ancho (m) 100 a 300 Espesor (m) 1 a 5 Sinuosidad Moderada Largo (m) 300 a 5,000 Porosidad (%) 12 a 25% Permeabilidad (mD) 10 a 1000 Sw inicial promedio (%) 40 a 50% Densidad del Petróleo (ºAPI) 18 a 27º Ejemplo Esquemático de la Distribución Espacial de Reservorios de un Yacimiento Tamaño Típico de los Proyectos de WF Rango Número de Pozos 40 a 300 Cantidad de Reservorios 20 a 100

10 Problemática Heterogeneidad de Reservorios 30 m
Mencionar Heterogeneidad Vertical y areal, explicar un poco la corona, 10

11 Problemática Complejidad Operativa Mas de 35 reservorios en producción
Hasta 15 mandriles por pozos inyector Título Arial 18 mayúscula, centrado – Texto: Arial 18 may y min. Interlineado 1,4 - Color azul R0 G73 B108, Color Gris: R:128 - G128 - B128 11

12 Metodología Workflow del Proceso Común de WF Modelo Geológico
Construcción Modelo (1) Información Básica Ajuste Histórico (2) Revisión Historia Primaria Simulación WF Optimización, Desarrollos Adicionales y Pronósticos (3) Rediseño WF y Desarrollos Adicionales Evaluación de Incrementos Selección Trabajos: Best Case Implementación y Post Appraisal (4) Implemen. y Monitoreo

13 Metodología Workflow del Proceso Común de WF 1 Construcción del Modelo
Structure and Fault Blocks Construcción del Modelo Modelo Estático: Estructural y Estratigráfico Propiedades Información Básica: Condiciones Originales (P&T) Propiedades Petrofísicas Propiedades de Fluidos Validación OOIP, basado en: Modelo Estático Energía Natural de Reservorios Net Sand Thickness (m) 3 Optimización, Desarrollos Adicionales y Pronósticos Generación Escenarios de Optimización y Desarrollo Pronósticos Análisis Económico Selección del Best Case (Maximizar NPV, reducción riesgos) Análisis FODA Plan de Acción ante Desvíos 2 Ajuste Histórico Selección de Parámetros PVT y Petrofísicos por Reservorio Selección del Método de Cálculo Construcción de Elementos de Flujo Ajuste Histórico (pozo-reservorio) Liquido Total Petróleo Análisis Eficiencias 4 Implementación del Proyecto Seleccionado Diseño Facilities Monitoreo Análisis de Desvíos Actualización del Modelo Estático/Dinámico Post Appraisal Lecciones Aprendidas Identificación de Oportunidades Forecast of Multiple Scenarios Cumulative Cash Flow (M$) Implementación y Aclarar: simulación analitica

14 Metodología Simulación Analítica
Construcción de Elementos de Flujo (EF) Se consideran elementos de flujo (EF) a los que computan el volumen poral entre un pozo inyector y el productor. El cálculo considera la producción mensual correspondiente a los volúmenes de agua inyectada asociada a cada EF a través de un Factor de Distribución de Agua (FDA). Luego de cada período (mes), el programa suma los resultados de la producción de cada EF del pozo productor y compara esta producción “simulada” con la histórica.

15 Metodología Simulación Analítica
Construcción de Elementos de Flujo (EF) Elementos de Flujo en un Reservorio: basado en mapas de espesor permeable y barreras de flujo (fallas). Cada elemento tendrá: VPi: Volumen Poral (Area Elemento x Hk x phi ) Sowf: Saturación de Petróleo al inicio del WF Sor: Saturación de Petróleo Residual FDA: Factor de Distribución del Agua M: Relación de Movilidades Ev: Eficiencia Volumétrica Inyector Productor VPi= Sowf, Sor= petróleo movil. Relación movilidades= eficiencia microscopica EV= total no considerada cuantitativamente en simulaciones analiticas VP1, Sowf1, Sor1, M1, FDA1

16 Metodología Simulación Analítica Simulación de la Historia
Simulación Líquido Cambio en los Factores de Distribución de Agua (FDA) Simulación de Petróleo (Introducción de Términos de Eficiencia) Producción Historia Petróleo Liquido Inyección Inicio WF Fecha de Evaluación Tiempo

17 (segun característica de fluidos y reservorios
Metodología Simulación Analítica Introducción de Eficiencias al Cálculo A = Volumen Poral Barrido B = Volumen Poral del Elemento Ev = Eficiencia Volumétrica de Barrido Ev = A / B Wid (VP) Npd (VP) (segun característica de fluidos y reservorios Teorica Simulada A B Inyector Productor Elemento de Flujo Desplazamiento Teórico t1 t2 Ev Expilcar lla curva e implicancias de la diferencia. Caso ideal sobre caso real, que permite evaluar la eficiencia total de los casos simulados. 17

18 Metodología Pros y Contras PROS:
Simpleza y Rapidez = Se cuenta con una metodología efectiva para la optimización de proyectos de WF a través de la visualización de las conexiones entre productores e inyectores en las diferentes configuraciones de reservorios y patterns que se presenten Generación de Distintos Escenarios CONTRAS: La metodología puede aplicarse en donde se cumplan en mayor medida las hipótesis de trabajo: Fluidos Incompresibles y procesos isobáricos Comportamiento homogéneo dentro de cada elemento de flujo Los efectos capilares y gravitatorios sean despreciables Título Arial 18 mayúscula, centrado – Texto: Arial 18 may y min. Interlineado 1,4 - Color azul R0 G73 B108, Color Gris: R:128 - G128 - B128 Caso Base (Extrapolación del modelo según las condiciones al momento de la evaluación) 18

19 Resultados Análisis de Resultados de Simulación
Recordar: SOLO ELEMENTOS de FLUJO, AREA BARRIDA Luego del ajuste pueden obtenerse distribuciones de saturaciones de agua por reservorio en aquellas zonas contactadas por el WF. 19

20 Resultados Análisis de Resultados de Simulación
Esta es la base para la detección de oportunidades de optimización y desarrollos. Zonas con altas saturaciones de petróleo: Aumento inyección, perf Infill? Zonas sin inyección: Perf infill de inyectores, conversiones? Zonas con bajas saturaciones de petróleo: Aislación en productores, cegado de mandriles? Título Arial 18 mayúscula, centrado – Texto: Arial 18 may y min. Interlineado 1,4 - Color azul R0 G73 B108, Color Gris: R:128 - G128 - B128 20

21 Alternativa 2:Redistribución + perforaciones en distanciamiento actual
Resultados Evaluación de Alternativas Evaluación de diferentes alternativas y generación de pronósticos asociados Alternativa 3:Redistribución + perforaciones en distanciamiento reducido Alternativa 2:Redistribución + perforaciones en distanciamiento actual Título Arial 18 mayúscula, centrado – Texto: Arial 18 may y min. Interlineado 1,4 - Color azul R0 G73 B108, Color Gris: R:128 - G128 - B128 Altertantiva 1: Redistribución de la inyección de agua con pozos actuales Caso Base (Extrapolación del modelo según las condiciones al momento de la evaluación) 21

22 Best Case – Escenario de Implementación
Resultados Generación del Best Case Selección de los mejores trabajos – Escenario Best Case (Implementación) Best Case – Escenario de Implementación Se evaluan cada caso individual/. Analisis economico( modelo economico_tasa corte empresa) Caso Base (Extrapolación del modelo según las condiciones al momento de la evaluación) Caso Base (Extrapolación del modelo según las condiciones al momento de la evaluación) Tiempo 22

23 Resultados Estudios Realizados
De 135 Proyectos de WF en CGSJ, 31 fueron estudiados con PCWF que representan el 45% de las Reservas de WF en CGSJ 23

24 Conclusiones Se ha generado una metodología para evaluar los proyectos de WF en forma consistente y repetible, que permite: Integrar y validar la información estática y dinámica Evaluar varias alternativas de desarrollo en corto tiempo Mejorar el Seguimiento de Proyectos Generar un Portafolio de Oportunidades para Desarrollos por WF Proveer el Soporte para la Estimación de Reservas

25 MUCHAS GRACIAS POR SU ATENCIÓN CONSULTAS?
Conclusiones MUCHAS GRACIAS POR SU ATENCIÓN CONSULTAS?