Evaluación del Barrido con Polímero en el Bloque Grimbeek II, Manantiales Behr, Chubut Autores:...

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Contenido

1. Objetivos2. Ubicación Geográfica3. Resultado de Casos Óptimos4. Incertidumbres del Proyecto5. Modelo Estático6. Modelo de Simulación Numérica

• Descripción del Modelo • Cotejo Histórico• Predicción

• Escenarios Inyección de Polímeros.• Escenarios Inyección de Agua.

7. Análisis Económico Escenarios.8. Diseño Proyecto Piloto Inyección de Polímeros en Gbk-II

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Objetivos

• El objetivo del trabajo es:

1. Evaluar el proceso de inyección de polímeros en el campo Grimbeek II.

2. Mostrar los diferentes escenarios evaluados y la selección del Mejor Caso de Negocios.

3. Describir el Diseño del Proyecto Piloto.

4

4

El área de estudio se encuentra ubicada al sur de la República Argentina, Provincia de Chubut, Cuenca del Golfo San Jorge, Área de Reserva Manantiales Behr.

Gbk - II

Autor: Aurora Autor: Aurora CortézCortéz

50º S50º S

40º S40º S

75ºW 55ºW 45ºW65ºWAutor: Aurora Autor: Aurora CortézCortéz

50º S50º S

40º S40º S

75ºW 55ºW 45ºW65ºWAutor: Aurora Autor: Aurora CortézCortéz

50º S50º S

40º S40º S


50º S50º S

40º S40º S


50º S50º S

40º S40º S

50º S50º S

40º S40º S

75ºW 55ºW 45ºW65ºW75ºW 55ºW 45ºW65ºW

Manantiales Behr

S N

Tomado de Jalfin et al. 2001

AA`

A`

A

Ubicación Geográfica

5

Ubicación Geográfica

RESERVAS COMPROBADAS DESARROLLADAS

RESERVAS COMPROBADAS NO DESARROLLADAS

RESERVAS PROBABLES

RESERVAS POSIBLES

RECURSOS

POZOS PA 2010

Bloque Gbk-II

Campo Grimbeek

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Datos Básicos Grimbeek II

• Objetivo Principal: miembro inferior San Diego (Complejo II) de la formación Yac. El Trébol. Arenas de origen Fluvial. • Profundidad objetivo: (1020 m – 1100 m)• Contacto Agua-Petróleo: Capas A10-20-30-40-50-A56 WOC: 444 mbnm. Capas A60-65 WOC: 437 mbnm. Capas A70-71-75-80-85-100 WOC: 430• Cantidad de capas productivas promedio por pozo: 3-4• Espesor útil Promedio por capa: 3 m• Hu Promedio por pozo: 9 m• Porosidad: 28 %• Sw: 34,2%• Swcr: 25,7%• Permeabilidad: 1-4 Darcy. • Presión Original: 47 – 49 Kg/cm3 @ -400 mbnm• Temperatura: 61,5 °C• Densidad del Petróleo: 20 API• Presión de Burbuja: 37 Kg/cm2• Viscosidad en Cond. de fondo: 120 cp.• Rs: 11 m3/m3• Bo: 1.05 m3/m3• Pozos Perforados: 56 pozos• Pozos en Producción de Petróleo: 50 pozos

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Incertidumbres geológicas y petrofísicas:

• Modelo petrofísico en un ambiente de alta heterogeneidad vertical y baja salinidad.

• Proporción de arenas buena calidad y de mediana calidad.

• Permeabilidades absolutas.

• Impacto de la geología del campo en la eficiencia de barrido.

• G.O.R actual del campo.

Incertidumbres Operativas:

• Inyectividad del agua y el polímero.

• Tasa Optima de Inyección.

• Diseño Fit For Purpose de la Planta de Mezclado de Polímeros.

Incertidumbres del Proyecto

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MODELO ESTÁTICO

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Modelo Estático

Modelo Sedimentológico-Estratigráfico Modelo Petrofísico

Modelo GeoestadísticoModelo Estructural

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Modelo Estático

Características del Modelo:• Grilla 20 x 20 x 0.5 mts.• 2 Facies (Arenas-Arcillas)• 3 Tipos de Arena• Seis subgrillas a partir de los siete topes de complejos.• Dirección N-S.• Conforme a tope y base y número de capas constante y espesor variable.

Arena

Arcillas

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Continuidad de Arenas

Mapa estructural al Tope C-II

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Mapa STOOIP

(m)

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MODELO DINÁMICO

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Características Principales:

• Modelo geológico escalado exportado de Roxar RMS

• Modelo de simulación de 144x84x78

• Celdas de 50 metros en la dirección areal y 1 metro en z • End-point scaling para permeabilidad relativa.

• Función J para presión capilar y para calcular la saturación inicial de agua.

• Modelo del ajuste basado en 30% de rocas de buena calidad y 70% de rocas de mediana calidad.

• PVT inicial con Rs de 12.32 m3/m3, Pb 36 bars y viscosidad de 120 cp.

• Ajuste del corte de agua y presiones RFT.

• Las presiones dinámicas se cotejaron utilizando los índices de productividad.

Modelo de Simulación Numérica

15

Modelo de Simulación

Mapa de So a enero 2011

Distribución de Regiones

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RPR vs. DATE (AJUSTE)

RPR vs DATE (OBS)

RP

R (

BA

RS

A)

Ajuste de Historia del Campo

Conclusiones:• Mecanismo de producción primaria: expansión de

fluidos (convencional y efecto foamy).• Diferencias en el corte de agua provienen

principalmente de tres fuentes:• Agua de terminación• Agua proveniente de arenas de mala calidad o

arcillas.• Problemas mecánicos.

• Factor de recuperación muy bajo por primaria.

• Presión Promedio Actual: menor a 35 bar.• Pb: 37 kg/cm2• Ajuste razonable de presión RFT (diferencia

de menos de 5 bar).• Diferencias en el corte de agua no limitan la

aplicabilidad del modelo para modelar procesos de secundaria.

• Razón de movilidad alrededor de 40 indica que la inyección de polímeros puede ser atractiva.

FOPR vs DATE FWPR vs. DATE

FOPRH vs DATE FWPRH vs. DATE

RPR vs. DATE (AJUSTE)

RPR vs DATE (OBS)

RP

R (

BA

RS

A)

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Ajuste de Historia por Pozo

10% de los pozos tienen un alto corte de agua no atribuible al avance del acuífero.

Ajuste de Agua Pobre

Ajuste de Agua Mejorado

Modelo de pozos controlado por petróleo

Ajuste de Agua Bueno

WOPR vs DATE WLPR vs. DATE

WOPRH vs DATE WLPRH vs. DATE





m3 /

d

m3 /

d

m3 /

d

v

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Incertidumbres geológicas y petrofísicas:

• Posibilidad de comunicación con otras zonas.

• Cálculo de saturación de agua en un ambiente de alta heterogeneidad vertical y baja salinidad.

• Proporción de arenas de buena calidad y de mediana calidad.

• Permeabilidades absolutas.

Incertidumbres del Modelo

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Predicciones

• Caso Base• Producción en Primaria (PD)

• Casos de Secundaria y de Polímero:• 62 pozos nuevos en patrón.• 103 pozos nuevos en patrón.• 218 pozos nuevos en patrón.• 41 pozos nuevos en line drive

• Sensibilidades al caso de seleccionado:• Slug de Polímeros• Concentración del Polímero• Distribución de Calidad de Arena• Permeabilidades Absolutas

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REGION % RECUPERACION1 8.412 5.633 6.394 5.445 5.806 7.617 11.878 5.019 1.74

TOTAL 7.40

Caso Base

___ Caudal Total de Producción de Petróleo Caso Base (m3/día) ____ Corte de Agua Caso Base (m3/día)

___ Acumulada Total de Petróleo Caso Base (m3) ____ Acumulada Total de Agua Caso Base (m3)

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Comentarios de las Predicciones

• Datos de polímeros provenientes de los fabricantes.

• Pozos sometidos a polímeros muestran problemas de inyectividad con caudales de inyección alrededor de 60 m3/d con la concentración de polímero diseñada para dar una movilidad de 1.

• Inyectividad debe ser validada en una prueba de campo.

• Corridas diseñadas para por lo menos duplicar el factor de recuperación en primaria.

• Pozos colocados en la zona de mayor espesor útil.

• Se calculó un volumen poral contactado por los pozos y un POES asociado a ese volumen poral.

• Los resultados de recuperación, se presentan con el POES original y con el POES contactado.

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Área Contactada

Resumen de predicciones

Experiencia Internacional

0

10

20

30

40

50

60

0 10 20

Reco

very

Fac

tor

(%)

Pore Volume Injected

Recovery Factor for Viscous WaterfloodsSPE 113132

Viscous Flood Analogs

Grimbeek II Cases

Logarítmica (Viscous Flood Analogs)

CASO Petróleo (km3)% REC. (POES

TOTAL)%REC. (POES

CONTACTADO) Agua Iny (M m3)PV Inyectado (Contactado)

CASO BASE 1,02 7,4 11,09 - -218 POZOS S 2,64 18,96 28,68 42.520 3,03218 POZOS P 3,25 23,36 35,34 21.270 1,51103 POZOS S 2,41 17,3 26,2 28.860 2,05103 POZOS P 2,92 20,9 31,7 13.250 0,9462 POZOS S 1,82 13,11 19,82 18.960 1,3562 POZOS P 2,25 16,15 24,43 5.540 0,39

LINE DRIVE S 1,71 12,29 18,61 8.400 0,60LINE DRIVE P 1,65 11,86 17,96 3.040 0,22

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Sensibilidad al Tamaño del Slug de Polímeros

0%

11%

22%

33%

44%

%F

R

FOPT vs. DATE (SEC)FOPT vs. DATE (POL)

FOPT vs. DATE (POL_2018)

FOPT vs. DATE (POL_2019) FOPT vs. DATE (POL_2020) FOPT vs. DATE (POL_2021)

CASO %FR

Agua Iny

(M m3)PV Inyectado (Contactado)

CASO BASE 11,09 - - 103 POZOS S 26,20 28,86 2,05103 POZOS P 31,74 13,25 0,94POLIM 2021 31,63 14,61 1,04POLIM 2020 31,20 14,94 1,06POLIM 2019 30,65 15,29 1,09POLIM 2018 30,11 15,67 1,12

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Sensibilidad a la Concentración de Polímeros

Es posible mantener el FR del caso base de polímeros aún bajando la concentración del polímero.

0%

11%

22%

33%

44%

%F

R

FOPT vs. DATE (SEC)FOPT vs. DATE (POL)

FOPT vs. DATE (VISC_1/3)

FOPT vs. DATE (VISC_2/3) FOPT vs. DATE (VISC_1/2)

CASO %FR

Agua Iny

(M m3)PV Inyectado (Contactado)

CASO BASE 11,09 - - 103 POZOS S 26,20 28,86 2,05103 POZOS P 31,74 13,25 0,94

VISC_2/3 31,63 25,52 1,82VISC_1/2 31,20 26,18 1,86VISC_1/3 30,22 26,28 1,87

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Resumen de Casos y Sensibilidades

CASO (%) FRT

CONTACTADO

POLIM_103 31,70%POLIM_218 35,34%POLIM_62 24,43%

POLIM_Line_Drive 17,96%SEC_103 26,20%SEC_218 28,68%SEC_62 19,82%

SEC_Line_Drive 18,61%Slug 2018 30,11%Slug 2019 30,65%Slug 2020 31,20%Slug 2021 31,63%

Viscosidad 1/2 Inicial 31,20%Viscosidad 1/3 Inicial 31,22%Viscosidad 2/3 Inicial 31,63%

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Análisis Económico

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Comparación de Casos Secundaria y PolímerosProducción _ Inyección

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

ene-10 ene-12 ene-14 ene-16 ene-18 ene-20 ene-22 ene-24

Proc

cion

Agua

m3/

d

Producción Agua

Producción de Agua (Secundaria) Producción de Agua (Polimeros) SM3/DAY

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400


Prod

ucci

ón d

e Pe

tról

eo (m

3/d)

Producción de Petróleo

Tasa de Petróleo (Base) SM3/DAY Tasa de Petróleo(Secundaria) SM3/DAY

Tasa de Petróleo (Polimeros) SM3/DAY

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000


Inye

cció

n de

Agu

a (m

3/di

a)

Inyección de Agua y Polímeros

Inyección de Agua (Secundaria) SM3/DAY Inyección de Polimeros (Polimeros) SM3/DAY

Los requerimientos y producción de agua disminuyen en un 67% al utilizar polímeros en la mezcla.

28

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500


Acum

ulad

a de

Pet

róle

o (m

3)

Factor de Recobro

Secundaria Base Polimeros

Comparación de Casos Secundaria y Polímeros

Mapa de Distribución de So a enero 2011

0%

22%

27%

33%

38%

%F

R

16%

11%

5%

29

DISEÑO DEL PILOTO

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Características Principales del Proyecto Piloto

• El proyecto piloto estará configurado por un arreglo central confinado (5 spot normal) de 4 pozos inyectores en la zona de mejores propiedades petrofísicas del yacimiento a una distancia de 200 mts. entre inyectores y a 141 metros del pozo productor central.

• Adicionalmente cuatro arreglos periféricos (5 spot invertidos) permitiendo de esta manera la toma de decisiones tempranas al evaluar el comportamiento de producción (caudales, presión, corte de agua, etc.) del pozo productor central Gbk-643, así como la evaluación de los pozos en los arreglos periféricos que permitirán la extrapolación al caso de negocios.

• Para la evaluación del piloto se estima inyectar, 100 m3/d por pozo de agua durante 8 meses, transcurso de tiempo durante el cual se estima se producirá el rompimiento del frente de agua en el pozo productor central del arreglo y permitirá calibrar modelos.

• Posteriormente la inyección de 100 m3/d de polímeros inicialmente hasta su estabilización en 40 m3/d por un periodo de 2 años que permitirá la toma de decisión sobre la masificación.

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Objetivos del Piloto

• Avanzar en la maduración de la tecnología de polímeros en YPF, mejorando nuestra calidad predictiva en procesos EOR.

• Determinar la inyectividad de agua y polímeros.

• Evaluar los efectos de la geología del reservorio en el proceso, en particular la eficiencia de barrido.

• Ganar experiencia operativa.

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Prueba de Inyectividad: Objetivos

• Determinar la presión de fractura de la formación.

• Determinar el máximo caudal inicial de solución de polímero que se puede inyectar por debajo de esa presión y el caudal inicial alcanzable fracturando.

• Estimar el tamaño de la fractura asociada a cada etapa de inyección.

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Prueba de Inyectividad: Procedimiento

Ensayo Información Obtenida Tiempo Observaciones

Máximo 1 díaPaso de tiempo: máx 1 hora

Presión reservorio, kh y skin

1 díaPaso de tiempo estimado 2 hs.

2� Fall-off Viscosidad in-situ del polímero 1 día Lograr estabilización de la presión

Back Flow Degradación de polímero en el reservorio 6 hs.

Obtener Factor de Resistencia Residual 1 semanaInyección prolongada de agua

Evolución de la inyectividad

Presión fracturaSegún el aumento de presión serán los cambios en el caudal inyectado

Lograr estabilización de la presión4-5 hs.

Caudal máximo inicial de solución de polímero que se puede inyectar por debajo de Pfrac

Preparación para el fall-off

Se calcula Indice de Inyectividad antes y después de inyección de polímero.

Step-rate agua

Fall-off

Step-rate polímero

Mínimo 2 semanasInyección prolongada de polímero

Estimación factor de reducción de la permeabilidad

Según caudal admitido en el step-rate de polímero

Inyección prolongada de agua

4-5 hs.Caudal Máximo de Agua

Dimensiones de fractura

, kh y skinDimensiones de fractura

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Plan de Mitigación de Incertidumbres

• Extracción de corona en uno de los pozos nuevos. Análisis completo para calibrar modelos. Especial atención a aspectos a la caracterización (laminaciones, arcilla, saturación de agua). Curvas de presión capilar.

• Trazadores (en agua y en solución de polímero)

• Ensayos de presión

• Comunicación inyectores-productor

• Step-rate en inyectores al comienzo

• Fall-off en inyectores periódicamente

• Monitoreo de presiones dinámicas

• Perfiles de tránsito de fluido

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