Rolando García
Maestría de Ingeniería (M.Eng) en Gerencia de Ingeniería de la Universidad de Alberta (UofA), Canadá, (1997).
Ingeniero de Petróleo de la UCV (1978).
Ha ocupado cargos de ingeniero de yacimientos, Ingeniero Jefe de Yacimientos, Ingeniero Mayor de Yacimientos para grupos de Nuevos Negocios, Supervisor de Ingeniería de Yacimientos y Producción y Gerente de Yacimientos en empresas como Meneven, EGEP consultores, Shell de Venezuela, OCN (subsidiaria de ExxonMobil), Repsol y Rosneft.
Abstracto
Los bloques principales en la que fue segmentada la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), Carabobo, Ayacucho, Junín y Boyacá), fueron sub divididos en bloques más pequeños, de unos 400-500 Km2, para facilitar y optimizar sus desarrollos. Sin embargo, la mayoría de ellos no han sido desarrollados; por lo tanto, para evaluarlos se sugiere seguir un plan de estudio con base en lo aprendido de las Asociaciones Estratégicas y las actuales Empresas Mixtas. Esta metodología para evaluar estos sub bloques que aún no están en producción en la FPO, considera que los sub bloques tienen poca información de subsuelo, por lo tanto se hace necesario seguir un sistema para utilizar la experiencia adquirida en los bloques desarrollados para que sirvan como guía y análogos.
Las áreas desarrolladas presentan en su mayoría una viscosidad in situ de alrededor de 2000 cps (@ 140 ° F), en las zonas más profundas, una porosidad cercana al 32% y una permeabilidad superior a los 10 Darcies. En promedio las arenas tienen de 30 a 160 pies, con profundidades que varían entre 1500 y 4000 pies, lo cual da como resultado cambios significativos en la presión, temperatura y propiedades del crudo de los yacimientos. La presión varía de 700 a 1600 psi y la viscosidad de 1,500 a 4,000 cps. Las variaciones de espesores, permeabilidades, presión, temperatura, relación de gas petróleo en solución y viscosidad afectan la productividad de los pozos y la recuperación final. Los cambios en las propiedades de las rocas y los fluidos dan como resultado recuperaciones finales estimadas del pozo que podrían variar de 0,03 a 8,6 millones de barriles de petróleo. En general la calidad de los yacimientos permite suficiente producción inicial en frío, para hacer estudios detallados de optimización de desarrollo y agotamiento de los yacimientos.
Para iniciar los estudios de los bloques no desarrollados, se puede aplicar un método simplificado de uso de bloques análogos productores, con base en correlaciones de propiedades de fluidos y una primera estimación del pronóstico de producción. El resultado proporciona una buena comprensión de cuales propiedades de fluidos y rocas tienen mayor influencia en la recuperación del crudo extrapesado, lo cual permitiría tener una visión inicial del orden de magnitud de productividad y número de pozos para estos sub bloques no desarrollados.
El primer paso del procedimiento de evaluación inicial es desarrollar un conjunto de propiedades PVT con base en regresiones para las condiciones del área de estudio. A medida que se disponga de más información, se pueden mejorar las regresiones para hacerlas más robustas. Con esas regresiones se hacen los pronósticos de producción utilizando las ecuaciones analíticas para pozos horizontales. Las ecuaciones se ajustan para que cotejen el comportamiento de los campos vecinos (algunos con más de diez años en producción). Luego se desarrollan pozos tipo para diferentes condiciones de yacimiento que se utilizarán para generar el pronóstico de producción del campo. Esta predicción analítica será la guía para los resultados de futuros trabajos de simulación. A partir del estudio analítico, se puede identificar los parámetros más críticos para la productividad en la FPO, que generalmente resultan ser, por experiencias en las áreas desarrolladas, la permeabilidad, el espesor del yacimiento y las variaciones de viscosidad del petróleo. Una vez establecido el comportamiento de producción de los pozos tipos, se puede preparar el plan de desarrollo del sub bloque adaptado a las condiciones y estrategias del negocio y al mercado.
El método de evaluación inicial no está destinado a servir como plan detallado de desarrollo y agotamiento, su objetivo es presentar una metodología sobre cómo complementar datos escasos y dispersos en los bloques no desarrollados de la FPO, para evaluar el orden de magnitud de las condiciones iniciales, las propiedades de los fluidos y el pronóstico del perfil de producción. Posteriormente, en la fase del desarrollo de los sub bloques se planificaría la perforación de pozos estratigráficos para la captura de nueva información y completar o confirmar la información existente. Esto puede conllevar a un levantamiento sísmico y una pre campaña de perforación de pozos horizontales para producción en frío, en las zonas con mayor información. Seguidamente, con estos nuevos datos se afinarán los pasos a seguir con estudios más detallados tanto estáticos como dinámicos, para una mejor predicción de planes de agotamiento y desarrollo de campo completo y productividad de pozos.
A continuación, se presenta un resumen del trabajo completo el cual fue publicado como “Using Analogs to Generate Production Forecast in Faja” para el World Heavy Oil Congress con el identificador WHOC11-141.
Introducción
El propósito de este artículo es describir un método simple como primera aproximación cuando hay pocos datos disponibles en el área de estudio; pero hay información de proyectos vecinos, es a partir de estos últimos los que servirán de base para el estudio inicial de yacimiento. Esta metodología, no está destinada para reemplazar estudios de simulación numérica, los cuales vendrán en una etapa posterior. El objetivo es presentar una guía sobre cómo complementar datos escasos y dispersos en los bloques no desarrollados de la FPO, para evaluar el orden de magnitud de las condiciones iniciales, las propiedades de los fluidos y obtener un primer pronóstico de producción.
El paso inicial es desarrollar el conjunto de propiedades PVT a partir de regresiones para las condiciones del área de estudio. Hay regresiones que se pueden utilizar con solo conocer la profundidad del yacimiento. A medida que se disponga de más información, se puede utilizar una regresión más robusta o un PVT de laboratorio. Luego, los pronósticos de producción se calculan utilizando ecuaciones analíticas para pozos horizontales. Las ecuaciones se ajustan para que cotejen el comportamiento de los pozos vecinos (algunos con más de diez años en producción). Luego se desarrollan pozos tipo para diferentes condiciones de yacimiento, que se utilizarán para generar el pronóstico de producción del campo. Esta predicción analítica será la guía para validar los resultados de futuros trabajos de simulación. A partir del estudio analítico, se pueden tomar las primeras decisiones, tales como redimensionar el proyecto, no seguir, adquirir más datos o continuar con los planes iniciales.
continuación, se presenta un breve resumen de las etapas a seguir.
Etapas
En el ejemplo anterior después del estimado inicial con pozos tipo se hizo un estudio de yacimiento con simulación numérica y se prepararon los pronósticos el cual validó el primer estimado analítico.
Conclusiones, Resultados y Recomendaciones
- En el área de la FPO, la composición del fluido es similar: el gas es principalmente metano y el petróleo es C7+. La gravedad del petróleo varía entre 7 y 9 ° API y el rango de gas en solución es de 60 a 140 pcn/bnp
- El grado de saturación varía con la profundidad. Los reservorios menos profundos están saturados y los más profundos están subsaturados
- A partir del análisis de fluidos se puede usar un conjunto de regresiones para permitir generar un PVT completo utilizando pocos datos. El procedimiento se valida con datos reales de laboratorio de los vecinos
- Con ocho pozos tipos sustentados en pozos horizontales vecinos se pueden generar pronósticos de producción analíticos
- Para los pronósticos analíticos se usaron pozos tipos tienen una sección horizontal de 4500 pies con un revestimiento ranurado de 7 pulgadas y 600 m. de espaciado. Las macollas de pozo son de tipo tenedor
- Los pozos tipo analíticos se pueden utilizar como primera aproximación para generar pronósticos
- Posteriormente, con más datos y modelos estáticos robustos se pueden utilizar modelos de simulación numérica dinámica para mejorar los escenarios de sensibilidad de desarrollo
- Esta nueva simulación deberá basarse en un modelo estático actualizado que incluya nueva sísmica 3D junto con registros de pozos, núcleos y muestras de fluidos de nuevos pozos
- Los nuevos datos adicionales de entrada se quieren para una mayor comprensión de los factores que afectan la productividad, tales como propiedades de fluidos (petróleo, agua y gas), presiones, temperaturas, propiedades de roca-fluidos (permeabilidades, presiones capilares, humectabilidad), variación de propiedades tanto lateral como verticalmente (espesores, facies), hidráulica de los pozos y límites del yacimiento
Referencias
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- Using Analogs to Generate Production Forecast in Faja WHOC11-141, Rolando A. Garcia Lugo, Repsol