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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA

FACULTAD DE INGENIERIA DE PETROLEO,

GAS NATURAL Y PETROQUIMICA

“MEJORA EN LA ESTIMACIÓN DEL FACTOR DE RECOBRO

DE LOS RESERVORIOS DE LA CUENCA TALARA-

OFFSHORE”

TESIS

PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE

INGENIERO DE PETROLEO Y GAS NATURAL

ELABORADO POR:

JOSEPH JEAN SINCHITULLO GOMEZ

PROMOCION: 2013-2

LIMA-PERU

2015

http://www.google.com.pe/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&docid=WeZ6BmixSVEDAM&tbnid=gZD0uXnMkZGcdM:&ved=0CAUQjRw&url=http://rrppuni.blogspot.com/&ei=0gL2U_-AJ4fJsQSLiYGIDQ&bvm=bv.73373277,d.cGU&psig=AFQjCNEzcLA8yWQ7J98SzquJnHfxK9J_Dw&ust=1408717849100724

i

DEDICATORIA

Este trabajo se lo dedico a mis padres

Primitivo y Roberta, a mis hermanos y

familiares, por ser mi soporte y fuente de

inspiración.

A mi querida Facultad de Ingeniería de

Petróleo y mi alma mater la UNI por

proveerme conocimientos.

ii

AGRADECIMIENTO

A Dios por darme una familia maravillosa.

A mis padres Primitivo y Roberta por su

constante apoyo.

A SAVIA PERU, especialmente al equipo

técnico del departamento de Ingeniería de

reservorios.

Al Ing. Javier Dextre, por su orientación en la

elaboración de la presente tesis.

A la IGI-UNI, y al Ing. Luis Colán, por su apoyo

para la elaboración de este trabajo.

iii

SUMARIO

El factor de recobro máximo (FRmáx) es el porcentaje máximo de volumen de

petróleo recuperable. Este factor influye en muchas decisiones para

implementar un plan de desarrollo, evaluar si el campo está siendo

eficientemente explotado y las inversiones económicas son minimizadas; sin

embargo, el grado de exactitud de la correcta estimación del factor de recobro

máximo es difícil de determinar debido a la alta cantidad de parámetros

relacionados al recobro de petróleo (propiedades petrofísicas, presión de

reservorio, propiedades de fluidos, etc.).

Una serie de métodos cuantitativos han sido desarrollados, en cierto modo

tienden a ser muy genéricos para permitir un análisis del potencial recobro. Las

publicaciones del factor de recobro para reservorios de gas en solución varían

considerablemente y son imprecisas, por lo que hasta ahora se viene usando

estas correlaciones empíricas para los reservorios de la cuenca Talara. Pero,

¿Cuánto es realmente el factor de recobro máximo? Si aplicamos la ecuación

de Muskat el resultado nos llevaría a un error ya que los exponentes de las

variables son adaptadas para reservorios análogos, en tal sentido, es necesario

adecuar esta correlación para saber cuánto de petróleo se ha recuperado y las

acciones que tenemos que tomar para llegar a obtener el factor de recobro

máximo teórico.

El objetivo de la tesis es determinar y cuantificar el FRmáx alcanzado en los

reservorios de gas en solución de la cuenca Talara-Offshore para predecir el

recobro máximo teórico y conocer cuáles son las variables que más afectan en

el cálculo de éste e incluir aquellos que no fueron considerados. La presente

investigación propone una metodología que mejora la estimación del recobro;

para lo cual, un modelo de simulación numérica conceptual fue construido,

considerando datos reales de coronas y análisis de laboratorio PVT.

Posteriormente, se realizó un análisis de sensibilidad para determinar cuáles

son las variables que tienen mayor impacto (gráfico tornado), donde la función

objetivo es el FRmáx.

iv

La metodología ha sido aplicada al reservorio Pariñas, Lote Z-2B de la cuenca

Talara ya que se cuenta con gran cantidad de historia de producción,

información de análisis de coronas y pruebas de laboratorio PVT. Los

resultados obtenidos han sido validados mediante datos históricos del factor de

recobro usado.

La metodología propuesta ayuda a tomar decisiones más rápidas con mucho

más soporte técnico para evaluar y optimizar las estrategias de explotación y

maximizar la rentabilidad de los proyectos, cuantificar el potencial recobro de

los volúmenes de petróleo, de esta forma estimar de una manera aproximada

las reservas remanentes y sirva como una herramienta de monitoreo para

asegurar las inversiones y las mejores prácticas operativas.

v

INDICE

DEDICATORIA………………………………………………………………………..…i

AGRADECIMIENTO………………………………………………………….………..ii

SUMARIO…………………………………………………………………….…………iii

INDICE…………………………………………………………………………………..v

LISTA DE TABLAS………………………………………………………...….………ix

LISTA DE GRÁFICOS………………………………………………………..……….xi

CAPITULO I.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA………………………………1

1.1 Antecedentes del problema………………………………………………..……..1

1.2 Justificación o relevancia del problema…………………………………..……..1

1.3 Objetivos……………………………………………………………………...…….2

1.2.1 Objetivos Generales………………………………………………….….2

1.2.2 Objetivos Específicos………………………………………….……..…2

1.4 Hipótesis………………………………………………………………….…………2

1.5 Identificación de variables………………………………………………..……….2

1.6 Operacionalización de variables…………………………………………………3

CAPÍTULO II.- MARCO TEÓRICO…………………………………………………..4

2.1 Antecedentes……………………………………………………………….………4

2.2 Bases teóricas……………………………………………………………...………5

2.2.1 Definición del factor de recobro………………………………………..5

2.2.2 Factores de recuperación………………………………………….……6

vi

2.2.3 El FR y los mecanismos de recuperación……………………….……6

2.2.4 Comportamiento de los yacimientos y diferentes tipos de

recuperación………………………………………………………….…..7

2.2.5 Reservorios por el mecanismo de impulsión de gas en solución…..8

2.2.6 Relación Gas Petróleo (GOR)………………………………………….9

2.2.7 Impacto del FR en el desarrollo de reservas…………………..……11

2.2.8 Mejorar el factor de recobro…………………………………………..12

2.2.8.1 Fracturamiento hidráulico…………………………………..…12

2.2.8.2 Acidificación………………………………………………..…..13

2.2.9 Factores de recobro en el Perú………………………………….……13

CAPITULO III.- METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN………………....…..14

3.1 Tipo de investigación…………………………………………………………….14

3.2 Población y muestra ……………………………………………………...……..14

3.3 Instrumentos de recolección de datos…………………………………..……..14

CAPÍTULO IV.- DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PROPUESTA……....15

4.1 Flujo de trabajo……………………………………………………………..…….16

4.2 Análisis del fluido de reservorio (Análisis PVT)……………………………….17

4.2.1 Importancia del análisis PVT de fluidos del reservorio…………….17

4.2.2 Tipos de ensayo PVT……………………………………………….…18

4.2.3 Ajuste de los resultados PVT……………………………………...….19

4.2.4 Condiciones del reservorio para la toma de muestra de fluido…...19

4.2.5 Análisis de datos reales de campo de la formación Pariñas……...19

vii

4.2.6 Procedimiento para el ajuste de parámetros PVT por

correlaciones…………………………………………………….…….20

4.3 Análisis Petrofísico (Análisis de coronas)…………………………………..…26

4.3.1 Propiedades petrofísicas convencionales……………………..…….26

4.3.2 Análisis petrofísico básico………………………………………..……27

4.3.3 Análisis petrofísico especiales…………………………………..……28

4.3.4 Análisis petrofísico de datos reales de la formación Pariñas…...…28

4.4 Modelo conceptual de simulación numérica……………………………..……34

4.4.1 Construcción del modelo conceptual……………………………...…34

4.4.2 Modelo de fluidos…………………………………………………...….36

4.4.3 Modelo Roca-Fluido…………………………………………………....36

4.4.4 Modelo Sedimentario…………………………………………………..37

4.4.5 Resultado de las corridas en el simulador…………………………..37

4.5 Análisis de sensibilidad…………………………………………………..……...39

4.5.1 Etapas para el análisis de sensibilidad………………………………40

4.5.1. A ETAPA1: Parametrización de variables………………..…...……40

4.5.1. B ETAPA2: Definición de la función objetivo….…………………..42

4.5.1. C ETAPA3: Inicialización de las corridas……….………………....43

4.6 Interpretación del análisis de sensibilidad……………………………………..46

CAPÍTULO V.- CASO DE ESTUDIO Y APLICACIÓN……………………………53

5.1 Caso de Estudio: Formación Pariñas…………………………………….…….53

5.2 Caso de Aplicación: Formación Rio Bravo…………………………….………57

viii

CAPÍTULO VI.- ANÁLISIS Y RESULTADOS……………………………..………59

CAPÍTULO VII.- EVALUACIÓN ECONÓMICA………………………….………...63

CAPÍTULO VIII.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES…..…………..…65

8.1 Conclusiones………………………………………………………………….…..65

8.2 Recomendaciones…………………………………………………………….….67

CAPÍTULO IX.- BIBLIOGRAFÍA……………………………………………….……68

CAPÍTULO X.- ANEXOS……………………………………………………...……..70

ix

LISTA DE TABLAS

TABLA 2.1 Factores de recuperación de petróleo esperados………………..….11

TABLA 4.1 Resultados de laboratorio del experimento PVT tomados en la

formación Pariñas en el pozo U-13…………………………………………………20

TABLA 4.2 Parámetros de fluidos a la presión de burbuja para un datum de

6000ft…………………………………………………………………………………..21

TABLA 4.3 Parámetros de fluidos iniciales……………………………………...…22

TABLA 4.4 Factores de ajuste de los parámetros PVT por correlaciones……. 23

TABLA 4.5 Resultados de parámetros básicos de los fluidos a la presión de

burbuja…………………………………………………………………………………23

TABLA 4.6 Parámetros de fluidos PVT a diferentes presiones……………........24

TABLA 4.7 Resumen de diferentes calidades de roca, los end points para

cualquier valor de porosidad………………………………………………………...32

TABLA 4.8 Resumen de los parámetros de entrada al simulador………………38

TABLA 4.9 Variables parametrizadas para el análisis de sensibilidad…………41

TABLA 4.10 Resumen de las variables de mayor impacto para la estimación del

FR, considerando un tipo de experimento PVT y compresibilidad de la

formación……………………………………………………………………………....48

TABLA 4.11 FRmáx para diferentes valores de compresibilidad de la roca,

considerando un experimento PVT igual al 100%Pi……………………………...49


considerando un experimento PVT igual al 79.51%Pi……………………………50


considerando un experimento PVT igual al 60%Pi……………………………….51

x

TABLA 5.1 Información general del Bloque ZZ……………………………………55

TABLA 5.2 FR real y FRmáx de los bloques de la formación Pariñas………….57

TABLA 7.1 Resumen del análisis económico del Bloque ZZ…….………………64

xi

LISTA DE GRÁFICOS

GRÁFICO 2.1 Historia del % de presión del reservorio vs % factor de recobro

según el mecanismo de impulsión……………………………………………….......7

GRÁFICO 2.1 Yacimientos con empuje por gas en solución a) condiciones

iniciales, b) en producción…………………………………………………………….9

GRÁFICO 4.1 Flujo de trabajo planteado………………………………………….16

GRÁFICO 4.2 Curvas de ajuste del factor volumétrico (Bo) y viscosidad del

petróleo (µo)…………………………………………………………………………...21

GRÁFICO 4.3 Curva de ajuste de la solubilidad del gas en el petróleo (Rs).....22

GRÁFICO 4.4 Factor volumétrico de formación y viscosidad del petróleo

ajustado………………………………………………………………………………..25

GRÁFICO 4.5 Solubilidad del gas en el petróleo ajustado………………………25

GRÁFICO 4.6 Ley K-PHI de la formación Pariñas………………………………..28

GRÁFICO 4.7 Sorw vs RQI………………………………………………………….29

GRÁFICO 4.8 Krgcl vs RQI………………………………………………………….30

GRÁFICO 4.9 Swc vs RQI…………………………………………………………..30

GRÁFICO 4.10 Krw vs RQI………………………………………………………….31

GRÁFICO 4.11 Curvas de permeabilidad relativa del Agua y Petróleo en el

sistema Agua-Petróleo…………………………………………………………….....33

GRÁFICO 4.12 Curvas de permeabilidad relativa del Gas y Líquido en el

sistema Gas-Líquido………………………………………………………………….33

GRÁFICO 4.13 Modelo conceptual de simulación numérica en 3D…………….35

GRÁFICO 4.14 Rs y Bo vs Presión, validados en el simulador…………………36

xii

GRÁFICO 4.15 µo y µg vs Presión, validados en el simulador…………………..36

GRÁFICO 4.16 Krw y Krow vs Sw, validados en el simulador…………………..37

GRÁFICO 4.17 Krg y Krog vs Sw, validados en el simulador…………………...37

GRÁFICO 4.18 Cumulative Oil SC, Oil Rate SC vs Time………………………..38

GRÁFICO 4.19 Resultados parciales del análisis de sensibilidad………………43

GRÁFICO 4.20 Comportamiento de la función objetivo en el tiempo…………..44

GRÁFICO 4.21 Tornado plot de los parámetros que más impacto tienen para el

cálculo del factor de recobro………………………………………………………...45

GRÁFICO 4.22 Entire Field Oil Recovery Factor vs Time…….…………………45

GRÁFICO 4.23 Curvas de permeabilidad relativa en el sistema Agua-Petróleo

para diferentes RQI…………………………………………………………………..46

GRÁFICO 4.24 Curvas de permeabilidad relativa en el sistema Gas-Líquido

para diferentes RQI…………………………………………………………………..47

GRÁFICO 4.25 FRmáx vs RQI, considerando diferentes valores de

compresibilidad de la roca, para un experimento PVT igual al 100%Pi………..49


compresibilidad de la roca, para un experimento PVT igual al 80%Pi………….50


compresibilidad de la roca, para un experimento PVT igual al 60%Pi………….51

GRÁFICO 4.28 FRmáx vs RQI, para cualquier valor de presión de burbuja,

considerando la compresibilidad de la roca constante………………………...…52

GRÁFICO 5.1 Mapa estructural del Bloque ZZ……………………...………..…. 53

GRÁFICO 5.2 Historia de producción del Bloque ZZ……………………………..54

GRÁFICO 5.3 Historia de presiones del Bloque ZZ………………………………54

xiii

GRÁFICO 5.4 FRmáx vs RQI……………………………………………………….55

GRÁFICO 5.5 Mapa estructural en el tope de la formación Pariñas………..…. 56

GRÁFICO 5.5 FRmáx vs RQI para un PB=0.9Pi psi……………………..………5

1

CAPITULO I.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1 Antecedentes del problema

Debido a la complejidad de la cuenca Talara y teniendo en cuenta que tiene

más de 150 años de vida productiva, aún no se conoce el factor de recobro

máximo alcanzado en los diferentes reservorios , por lo cual si aplicamos la

ecuación de Muskat el resultado nos llevaría a un error ya que los exponentes

de las variables son adaptadas para cierto tipo de reservorio, en tal sentido es

necesario hacer los cálculos de estos para saber cuánto de petróleo se ha

recuperado, o desarrollar una nueva metodología que nos ayude a estimar el

factor de recobro de una manera integral (Propiedades de fluidos, petrofísicas y

geomecánicas) y no meramente matemático, además de ello que más debemos

hacer para llegar a obtener el factor de recobro máximo teórico.

1.2 Justificación o relevancia del problema

¿Cuánto es el factor de recobro alcanzado en los campos maduros como la

cuenca Talara Offshore según las etapas de su vida productiva?

En los últimos años la producción de petróleo en el país ha decaído

enormemente debido a que la mayoría de los campos productores son maduros

y marginales, también por la demora excesiva de la aprobación de los estudios

de impacto ambiental para la exploración y explotación de zonas potenciales.

Estos problemas están haciendo que el Perú se convierta en un país

prácticamente en importador de petróleo, ocasionando un gran gasto para las

familias peruanas y del estado. Como los temas relacionados a los permisos

ambientales tardan hasta 4 años en trámites para las licencias ambientales por

lo que debemos enfocarnos en producir eficientemente los campos maduros

como la cuenca Talara, para ello es necesario conocer el factor de recobro

obtenido hasta la fecha así como también determinar el recobro máximo teórico

aplicando las tecnologías vigentes para un adecuado gerenciamiento del

reservorio y de esta manera optimizar la producción de petróleo, ya que al

conocer el recobro máximo en la etapa inicial podemos aplicar eficientemente

2

los mecanismos de recuperación secundaria y estimar mejor las reservar

(Primarias y secundarias).

1.3 Objetivos

1.3.1 Objetivos Generales

Determinar y cuantificar el factor de recobro alcanzado en los

reservorios de la cuenca Talara Offshore en las diferentes etapas

de producción para predecir el recobro máximo esperado en los

próximos 10 años.

1.3.2 Objetivos específicos

Encontrar los reservorios con mayores factores de recobro.

Conocer las mejores prácticas operativas y de gerenciamiento de

reservorios que hayan alcanzado mayores factores de recobro.

Obtener correlaciones para campos vecinos.

Obtener Tendencias máximas esperadas de acuerdo a las etapas

de producción.

Tomar el factor de recobro como indicador para inversiones

futuras.

1.4 Hipótesis

La evaluación de las propiedades de fluido (Presión de Burbuja),

petrofísicas (Rock Quality Index) del reservorio nos permitirá estimar el

factor de recobro de los reservorios de gas en solución de la cuenca

Talara Offshore.

1.5 Identificación de Variables

Variable Dependiente : Factor de Recobro

Variable Independiente: Propiedades del Reservorio

3

1.6 Operacionalización de variables

Factor de recobro:

Mecanismo de impulsión

Mantenimiento de presión

Comportamiento productivo del reservorio

Rentabilidad económica

Reservas

EUR

Propiedades del reservorio:

Propiedades de Fluidos

Propiedades Petrofísicas

Propiedades Geomecánicas

4

CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO

2.1 Antecedentes del problema

La actual producción de petróleo en el Perú está basada en el desarrollo de

campos maduros que tienen un alto grado de complejidad geológica y

características del reservorio (porosidad, permeabilidad), por lo tanto operar

estos campos es un desafío para la ingeniería. Esto es particularmente cierto en

los campos localizados en la costa norte del Perú (Cuenca Talara) donde la

baja productividad de los reservorios reduce la atracción de los inversionistas

para desarrollar proyectos [1]:

La cuenca Talara es la más antigua cuenca productiva en América del Sur con

más de 100 años de producción continua, y más del 451% de la producción de

petróleo del país proviene de esos lotes localizados en dicha cuenca.

La situación de la industria petrolera en el Perú ha ido cambiando

considerablemente en los últimos 20 años. El Perú empezó siendo un país

exportador de petróleo hasta convertirse en estos días en importador de

petróleo, resultando un gran déficit energético para el país ya que solo

producimos alrededor de 65 MBPD y el consumo es más de 200 MBPD.

El factor de recobro(FR) es un indicador importante para conocer cuánto de

petróleo aún queda en los reservorios y así estimar las reservas remanentes,

dado que nuestro país está registrando indicadores negativos en el sector

hidrocarburos, hay que tener en cuenta que casi todos los lotes petroleros del

país son campos maduros o depletados , y que el precio del petróleo supera los

1002 dólares el barril lo que hace que los proyectos de recuperación mejorada

sean posible y factibles, y por ende ayudan incrementar el factor de recobro.

Pero, ¿cuánto es realmente el factor de recobro alcanzado por los diferentes

mecanismos de recuperación? ¿Ya llegamos a un punto máximo de factor de

1 Según La Estadística Petrolera 2014 -Perupetro

2 Este análisis se efectuó a inicios del año 2014, pero los precios a durante el primer trimestre del 2015 han caído hasta

llegar un mínimo de 45 dólares el barril, a estos precios todos los proyectos de recuperación mejorada son casi inviables.

5

recobro por el mecanismo de impulsión primaria y es necesaria una

recuperación secundaria y terciaria?

Si existen esas metodologías cuales son, como se han comportado en los

diferentes yacimientos, debido a que cada reservorio es único ¿Es correcta la

aplicación de las regalías para todo un lote donde incluyen reservorios con alto

potencial productivo respecto a los otros reservorios con bajo potencial?

El FR máximo teórico posible tiene que ser calculado para un profundo análisis

y pronósticos de la cuenca Talara, tomando en cuenta la historia de producción,

la heterogeneidad de los reservorios, la complejidad geológica, el mecanismo

de impulsión predominante en el reservorio, los tipos de pozos y completación,

propiedades de fluidos, distribución de fluidos, etc.

2.2 Bases teóricas.

FACTOR DE RECOBRO

2.2.1 Definición: Cantidad recuperable de hidrocarburos existente en el lugar,

normalmente expresada como un porcentaje. El factor de recuperación es una

función del mecanismo de desplazamiento. Un objetivo importante de la

recuperación de petróleo mejorada es incrementar el factor de recuperación [3]:

El factor de recuperación (FR) que como ya se dijo está en función del tiempo

que tiene un reservorio en explotación ya que los cambios de volumen de

petróleo original in situ (OOIP) varían constantemente debido a las

incertidumbres geológicas y los cambios tecnológicos, se expresa

matemáticamente como:

FR a la fecha de cálculo (%) = (producción acumulada de petróleo o gas a esa

fecha)/ (volumen original del petróleo o gas en el yacimiento)………….......Eq. 1

Factor de recobro final esperado (FRF): Se calcula al término de la vida del

yacimiento, el cual se obtiene de la siguiente manera:

6

FRF(%)=(producción acumulada final esperada de petróleo o gas)/(volumen

original de petróleo o gas en el yacimiento)………………………………..…..Eq. 2

Para esta investigación es necesaria la definición del factor de recobro máximo.

FRmáx es el porcentaje máximo de volumen recuperable de petróleo,

considerando un límite de presión del reservorio menor al 10% de la presión

inicial del reservorio.

FRmáx (%) = Oil Cum Max/OOIP……………………………………………..Eq. 3

Donde:

Oil Cum Max (MSTB): Volumen acumulado de petróleo @ Presión del

reservorio < 10% de la presión inicial.

OOIP (MSTB): Original Oil In Place.

2.2.2 FACTORES DE RECUPERACION:

Pueden distinguirse dos tipos de factores de recuperación:

Uno es gobernado por razones económicas que podrán a su vez estar

asociadas a condiciones de regulaciones ambientales y geológicas.

El otro tipo se refiere a la factibilidad técnica de recuperar volúmenes de

hidrocarburos del yacimiento y depende básicamente de elementos

físicos del sistema roca reservorio.

2.2.3 El FR y los mecanismos de recuperación:

Mecanismos de producción [4]: Los mecanismos de producción se refieren a

las fuerzas naturales del yacimiento que hacen que los fluidos se muevan hacia

los pozos y sean productivos, de los cuales se distinguen 5 tipos de

mecanismos de producción:

Empuje por gas en solución y expansión de los fluidos,

Empuje por capa de gas

7

Empuje con agua

Empuje por drenaje gravitacional

Empuje combinado

GRÁFICO 2.1 Historia del % de presión del reservorio VS % factor de recobro

según el mecanismo de impulsión.

Fuente: Paris de Ferrer, M (página 48)

2.2.4 Comportamiento de los yacimientos y diferentes tipos de

recuperación:

Una de las funciones principales de la ingeniería de reservorios es predecir el

comportamiento futuro de los yacimientos y estudiar los diferentes métodos de

recuperación primaria, secundaria y terciaria. A tal efecto se utilizan parámetros

que representan su historia de producción, los cuales pueden clasificarse en

esenciales o fundamentales, como presión, relación de gas-petróleo y la

producción acumulada, en secundarios como la tasa de producción, el índice de

productividad y el recobro final [5].

8

Muskat [6] define la recuperación primaria como el periodo de producción que

comienza con el descubrimiento del yacimiento y continúa hasta que las fuentes

de energía natural para expulsar el petróleo no mantienen tasas de producción

que resulten económicas.

La recuperación primaria puede incluir los métodos de mantenimiento de

presión los cuales según Muskat, consisten en inyectar fluidos en el reservorio

durante la historia de producción primaria. El principal efecto del mantenimiento

de presión es disminuir la declinación de la presión del reservorio y, por lo tanto

conservar su energía y aumentar la recuperación del petróleo. Usualmente los

fluidos inyectados son agua y gas.

Muskat define la recuperación secundaria como la inyección de fluidos después

que el yacimiento ha alcanzado completamente el agotamiento de su energía

original para expulsar los fluidos contenidos en él. Debido a la caída de presión

en la recuperación primaria se necesita re-presurizar o aumentar la presión del

yacimiento. Los fluidos inyectados más usados son el agua y gas de formación,

otros son la inyección enriquecida de gases, nitrógeno, dióxido de carbono,

vapor de agua, surfactantes, entre otros.

Recuperación terciaria. La mayoría de los yacimientos de petróleo comercial

han sido sometidos a procesos de recobros primarios y secundarios pero muy

pocos a terciarios. Los fluidos inyectados en esta etapa incluyen CO2, gases

enriquecidos, polímeros y soluciones de surfactantes, etc.

2.2.5 Reservorios por el mecanismo de impulsión de gas en solución.

El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura en los

yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la

presión disminuye debido a la extracción de los fluidos, el gas se desprende, se

expande, y desplaza el petróleo hacia los pozos productores, tal como se

muestra en el Gráfico 2.2.

9

GRÁFICO 2.2 Yacimientos con empuje por gas en solución: a) condiciones

iniciales, b) en producción.

Fuente: Paris de Ferrer, M (página 70)

Para este tipo de reservorios la presión de burbuja es el punto más importante

para obtener las mayores cantidades de recuperación de petróleo, de las cuales

según la presión de reservorio las podemos clasificar en:

Sub saturado: Presión del reservorio> Punto de burbuja del petróleo

Saturado: Presión del reservorio< Punto de burbuja del petróleo.

Al avanzar la producción la presión cae y el gas disuelto se libera, por lo que la

relación de gas petróleo irá incrementando hasta que la energía del reservorio

se disipe y no se pueda movilizar más petróleo.

Este tipo de reservorios se caracteriza por que la presión del reservorio

disminuye rápidamente y de forma continua, ya que no existen otros fluidos

como el agua (acuíferos) que reemplacen el gas y el petróleo producido, por lo

que se requiere de mecanismos externos de producción como sistemas Gas

Lift, Unidades de Bombeos mecánicas para su óptima recuperación.

2.2.6 Relación gas petróleo (GOR): Es la relación de volumen de gas que sale

de la solución entre el volumen de petróleo a condiciones standard.

10

Rápido aumento del GOR de todos los pozos independientemente de su

posición estructural.

Al reducirse la presión del reservorio por debajo de la presión del punto

de burbuja, el gas se libera de la solución en todo el reservorio.

Una vez que la saturación de gas excede la saturación critica del gas, el

gas liberado comienza a fluir hacia el pozo y se incrementa el GOR.

El gas también iniciará un movimiento vertical debido a las fuerzas

gravitacionales, que puede resultar en la formación de una capa de gas

secundaria.

La recuperación de petróleo por este mecanismo suele ser el método de

recuperación menos eficiente por la gran movilidad que tiene el gas, por lo que

grandes cantidades de petróleo permanecen en el reservorio.

Arps [7] desarrolló una ecuación para calcular la eficiencia de la recuperación

para reservorios que se encuentran con una presión igual a la presión del punto

de burbuja y declinan hasta la presión de abandono:

FR=41.815(

)0.1611

0.0979Sw0.3722

0.1741

…….…………Eq. 4

Donde:

FR = Factor de recobro, porcentaje.

Φ =Porosidad, Fracción.

Sw = Saturación de agua connata, fracción.

Bob = Factor volumétrico de formación al punto de burbuja, bl/STB.

K =Permeabilidad promedio de la formación, Darcys.

µ = Viscosidad del petróleo al punto de burbuja, Cp.

Pb =Presión al punto de burbuja, psig.

Pa =Presión de abandono, psig.

11

En la Tabla 2.1 se resumen los factores de recuperación de petróleo esperados

según la etapa de recuperación [8]

TABLA 2.1 Factores de recuperación de petróleo esperados.

Factores de recuperación de petróleo esperados

Recuperación primaria Hasta (%OOIP)

Expansión de roca y fluidos 5

Gas en solución 20

Capa de gas 30

Drenaje gravitacional 40

Impulsión por agua 60

Recuperación secundaria

Re-inyección de gas 70

Inyección de agua 70

Recuperación terciaria

Térmica (vapor, combustión, agua caliente) 80

Miscible(CO2, N2, gases de combustión) 80

Química (Polímeros, surfactantes) 80

Fuente: Global Oil Reserves-2012 recovery factors leave Vast Target for EOR

Technologies”

2.2.7 IMPACTO DEL FR EN EL DESARROLLO DE RESERVAS:

Desarrollo de reservas:

Reactivación de pozos abandonados.

Workovers

Perforación de pozos

Inyección de agua

Inyección de gas

12

El tiempo ideal para gerenciar un campo es desde el descubrimiento, sin

embargo nunca es tarde para empezar un proceso integral de gerenciamiento

de reservorio en campos marginales y maduros, y el punto óptimo para la

inyección de fluidos tiene que ser cuando la presión del reservorio sea igual o

mayor a la presión de burbuja, es ahí cuando se obtendrá máximos factores de

recobro primario.

2.2.8 MEJORAR EL FACTOR DE RECOBRO:

El uso de técnicas convencionales ha llevado a subestimar o sobrestimar el

factor de recobro y las reservas en muchos reservorios alrededor del mundo.

No todos los reservorios son iguales, entonces deberíamos clasificar los

reservorios de acuerdo a su geología, sistema poroso, almacenamiento de

reservorio y matriz/fractura interacción.

Cada reservorio debería ser considerado como un proyecto de investigación,

como tal este tiene que ser estudiado cuidadosamente para estimar factores de

recobro por lo que las empresas han orientado sus esfuerzos a maximizar el

recobro en campos maduros.

2.2.8.1 Fracturamiento hidráulico: Es un tratamiento de estimulación que

consiste en crear un canal conductivo en la formación, con el fin de obtener un

mayor índice de productividad del pozo. Este canal conductivo se obtiene

induciendo una fractura por medio de una presión hidráulica ejercida por un

fluido fracturante, para facilitar el flujo de aceite y gas desde el yacimiento hasta

la cara de pozo.

a) Incremento de productividad: En los pozos con baja productividad la

opción de fracturarlos mejora considerablemente el factor de recobro de

los mismos, ya que permite crear un área de flujo mucho mayor,

especialmente en los pozos con las siguientes características:

Yacimientos con baja permeabilidad

Zonas dañadas

Conectar fracturas naturales

13

Incrementar áreas de drenaje

b) Corrección del daño a la formación: la generación de fracturas que

vayan más allá de la zona invadida por el daño permite conectar la pared

del pozo con la zona inalterada y de esta forma contrarrestar el efecto

negativo del daño sobre la producción de hidrocarburos. Cuanto más

severo sea el daño a la formación, mayor es la restricción al flujo y el

tratamiento de fracturamiento a realizarse en el pozo resulta más

significativo que para un pozo afectado por daño en sus formaciones

productoras.

2.2.8.2 Acidificación: Se usa en yacimientos de areniscas y carbonatos con el

objetivo de remover el daño de la formación. En formaciones donde el

contenido de cuarzo es de aproximadamente el 95%, es posible estimular la

formación por disolución de cuarzo. De acuerdo al tratamiento que se quiera

aplicar, existe tres tipos de acidificación: el lavado ácido, que tiene como

propósito remover los depósitos de las paredes del pozo o para abrir los

intervalos perforados obturados, generalmente tapados con incrustaciones. Otro

tipo de acidificación, es la estimulación matricial, que no es más que la

inyección de un ácido a la formación a una presión menor a la presión de

fractura en forma radial. Finalmente, la fractura ácida, que consiste en inyectar

ácido a una presión lo suficientemente alta para producir una fractura hidráulica

dentro de la formación.

2.2.9 FACTORES DE RECOBRO EN EL PERÚ:

Según el Ministerio de Energía y Minas (MEM) En lo referente a nuestro país el

factor de recuperación para los campos del Noroeste está en el rango de 10 a

20%, para la selva Norte de entre 18% a 30% y para la selva central y sur entre

75% a 85% [2].Pero el MEM no precisa como se han llegado a obtener esos

valores teóricos, si he han utilizados correlaciones de otros campos utilizando

parámetros específicos por cada cuenca, por lo que la presente investigación

buscará establecer correlaciones para calcular el factor de recobro de los

reservorios de la cuenca Talara.

14

CAPITULO III.- METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN

3.1 Tipo de investigación

El presente trabajo de investigación será del tipo descriptivo (análisis es

interpretación de los factores que influyen directamente en el factor de recobro

durante la vida productiva de un reservorio), también la investigación no es del

tipo experimental, pero será aplicado a otros reservorios de la cuenca Talara-

Offshore. Es un trabajo a nivel computacional proponiendo mejoras para

estimar adecuadamente el factor de recobro máximo.

3.2 Población y muestra

Debido a que la cuenca talara es muy grande y una de las más explotadas de

nuestro país, existe amplia información como datos de producción, análisis de

fluidos PVT, coronas, etc. Por lo que el presente trabajo de investigación se

llevará acabo analizando los reservorios del lote Z-2B (Offshore), tomando

como muestra principalmente de los reservorios Pariñas, Rio Bravo y Basal

Salina.

Para el análisis de sensibilidad, se trabaja a nivel computacional, con datos de

ingreso simulados en el CMG3 que reflejan el comportamiento productivo de

una reservorio de gas en solución, a partir de ellos se encontraran los

parámetros más sensibles para la estimación del factor de recobro máximo.

3.3 Instrumentos de recolección de datos

Para la recolección de datos se aplicará la técnica de investigación de campo,

analizando la forma de obtención de datos de los ingenieros reservoristas,

análisis de los datos reales del lote Z-2B. Además de ello se revisará la

bibliografía existente así como también la evaluación de los papers y trabajos

específicamente relacionados a la estimación del factor de recobro en

reservorios de gas en solución.

3 Es un software comercial de Computer Modelling Group - Versión 2011

15

CAPÍTULO IV.- DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PROPUESTA

La ecuación 4 desarrollada por Arps es obtenida por correlaciones empíricas, y

la relación de los factores no necesariamente son los que tienen mayor impacto

en la estimación del factor de recobro. Razón por la cual el presente trabajo de

investigación propone la siguiente metodología para calcular el factor de

recobro de una forma integral, considerando las propiedades de fluidos, las

propiedades petrofísicas y geomecánicas del reservorio.

La metodología consiste en validar el análisis PVT existente en la formación

Pariñas, el cual se ajustará mediante correlaciones empíricas ampliamente

usadas en la industria petrolera para cualquier punto de referencia, además de

ello las muestras de coronas se efectuará un análisis petrofísico para luego

construir un modelo conceptual de simulación numérica para crear un escenario

muy cercano a la realidad de la formación Pariñas. Un análisis de sensibilidad

será necesario para conocer cuáles son los parámetros que más impacto tienen

en el cálculo del factor de recobro, y con los parámetros más sensibles se hará

un nuevo análisis de sensibilidad para obtener una relación entre las tres

propiedades del reservorio mencionadas para encontrar el factor de recobro

máximo teórico posible. Los resultados obtenidos se podrán comparar con las

técnicas tradicionalmente utilizadas como las curvas de declinación, la relación

simple entre el acumulado y el OOIP y la ecuación de Arps.

Se ha escogido el reservorio Pariñas debido a que existe data real de campo

para hacer un mejor estudio en comparación con otros reservorios donde la

información es escaza o incompleta.

El flujo de trabajo mostrado en el Gráfico 4.1 nos guiará paso a paso el

desarrollo de la metodología propuesta; pero para ello se han realizado algunas

asunciones o simplificaciones ya que un modelo de simulación numérica tiene

más datos de entrada como un modelo estático, pozos, etc. Por ello se

trabajará con un modelo conceptual de simulación numérica.

16

GRÁFICO 4.1 Flujo de trabajo planteado

Fuente: Elaboración propia.

17

4.2 ANÁLISIS DEL FLUIDO DE RESERVORIO (ANÁLISIS PVT)

Los resultados de los análisis de fluidos PVT son muy importantes para poder

caracterizar los fluidos que componen el reservorio, debido a que una

descripción adecuada de las propiedades físicas del petróleo son esenciales en

las ciencias aplicadas y teóricas, especialmente en la solución de los problemas

de ingeniería de reservorios; por lo tanto la obtención de la información PVT es

la parte más importante de cualquier proyecto petrolero. Las propiedades físicas

primarias de los fluidos de interés en los estudios de ingeniería de reservorios

son:

Gravedad del fluido

Gravedad específica del gas en solución

Solubilidad del gas

Presión de burbuja

Factor del volumen de formación del petróleo

Densidad del petróleo

Viscosidad del crudo

Los datos de la mayoría de estas propiedades de fluido son usualmente

determinados por experimentos de laboratorio con muestras del fluido de

reservorio. En la ausencia de la medida experimental de las propiedades de

fluido del petróleo, es necesario para la ingeniería de reservorios determinar las

propiedades mediante las correlaciones empíricas, pero estas se deben hacer

con un buen criterio técnico para evitar errores.

4.2.1 Importancia del análisis PVT de fluidos del reservorio.

Caracterizar el fluido del reservorio.

Balance de materiales.

Simulación numérica (Evaluación de la eficiencia de producción,

evaluación de proyectos de inyección de agua y gas)

18

Por ejemplo si se descubre un reservorio con petróleo muy pesado de 10

grados API, este no se podrá extraer fácilmente comparado con un petróleo

liviano de 36 grados API, las facilidades de producción cambian, el sistema de

levantamiento es diferente, y más aun considerando que un petróleo pesado es

más costoso producirlo en comparación de uno liviano; es por ello que el

estudio PVT es muy importante para saber qué tipo de fluido contiene el

reservorio, para de esa manera tomar mejores decisiones para su adecuada

explotación.

La información de datos PVT debería tomarse cuidadosamente, porque al

obtener información PVT de buena calidad, tendremos reflejados resultados de

buena calidad. La información de entrada es el parámetro más importante de

cualquier proyecto, ya que de esta depende que tan confiables serán los

resultados obtenidos.

4.2.2 Tipos de ensayos PVT

Liberación Flash (Constant Composition Expansion- CCE)

Estudio realizado a condiciones de masa constante para determinar el punto

de burbuja y los volúmenes relativos (compresibilidad del petróleo por

encima del punto de burbuja).

Liberación Diferencial (Differential Liberation)

Estudio realizado a condiciones de volumen constante para simular el

comportamiento del fluido del reservorio durante la depletación debajo del

punto de burbuja.

Prueba del separador (Separator test)

Son expansiones flash a través de varias combinaciones de separador para

permitir la modificación de los datos PVT derivados del laboratorio con el fin

de armonizarlo con las condiciones del separador del campo.

19

4.2.3 Ajuste de los resultados PVT

La ecuación de estado o las correlaciones empíricas se ajustan gracias a los

diferentes ensayos PVT.

Ecuación de estado (Equation Of State - EOS)

Una ecuación de estado es una expresión analítica que está relacionada

con la presión, temperatura y volumen.

Es esencial para determinar el comportamiento volumétrico y de fase de

los fluidos del reservorio. En general la mayoría de las ecuaciones de

estado solo requieren propiedades críticas y el factor acéntrico de los

componentes individuales.

Los resultados del análisis PVT también pueden ser ajustados por correlaciones

empíricas, el cual tenemos múltiples factores que nos determinaran un mejor

ajuste o no.

4.2.4 Condiciones del Reservorio para la toma de fluidos.

El pozo debe encontrarse bajo condiciones de flujo estable antes de iniciar la

toma de muestras y deben estar bajo las siguientes recomendaciones:

Bajo BSW.

GOR estable.

WHP y caudales estables.

Caudal suficientemente alto para el levantamiento de los líquidos.

No muestrear cerca del GOC o OWC.

El pozo debe ser completado en un solo reservorio.

Y tomar las pruebas en la vida temprana del pozo.

4.2.5 Análisis de fluidos de datos reales de campo de la formación Pariñas

En la formación Pariñas del campo Lobitos del Lote Z-2B se tienen 5 estudios

de análisis PVT. Para lo cual estos resultados se han ajustado mediante

20

correlaciones para obtener los parámetros de fluidos importantes para el

estudio. La problemática radica en que no se cuenta con suficiente información

de fluidos, ya que no en todos los pozos se han tomado información de fluidos

debido a los altos costos que representan estas pruebas; la Tabla 4.1 muestra

la data real obtenida como resultado del análisis de fluidos en el laboratorio.

TABLA 4.1 Resultados del laboratorio del experimento PVT tomados en la

formación Pariñas en el pozo U-13.

Fuente: Savia Perú

4.2.6 Procedimiento para el ajuste de parámetros PVT por correlaciones

Diferenciar los bloques existentes en toda la formación.

Asignar un datum al bloque, para calcular la gradiente de presión y

temperatura.

Estimar las presiones iniciales y de temperatura por bloque.

Estimar la presión de burbuja, de acuerdo a los resultados PVT.

PRESION Bo VISCo VISCg Rs Bg Bg

psi Bls/STB cp cp SCF/STB Bls/SCF CF/SCF

- -

165 1.096 1.97 69.0 -

305 1.111 1.72 98.0 -

485 1.128 1.54 132.0 -

665 1.145 1.41 166.0 -

845 1.161 1.30 199.0 -

1,025 1.177 1.20 232.0 -

1,205 1.193 1.12 265.0 -

1,385 1.209 1.04 299.0 -

1,565 1.225 0.97 333.0 -

1,715 1.242 0.92 362.0 -

1,843 1.265 0.88 397.0

2,015 1.261 0.89 397.0

2,215 1.258 0.91 397.0

21

De curva de producción, obtenemos el GOR inicial promedio de cada

bloque que asumimos que es igual al Rsi.

TABLA 4.2 Parámetros de fluidos a la presión de burbuja para un datum de

6000 ft.

Datum T (°F) Pb (psi) API

Rsi

(SCF/STB)

Boi

(RB/STB) Pi (psi)

Bloque

ZZ 6000 132 2504.25 37 550 1.269 3150


Una vez obtenida la información en la Tabla 4.2, procedemos a usar las

correlaciones que se han ajustado para el cálculo de las propiedades PVT.

Para esto primero se hace el cálculo de un experimento PVT y las curvas que

proporcionan las correlaciones que se ajustan a las curvas que se tienen de los

experimentos. Para realizar este ajuste se hacen variar las constantes de

ajuste; estas constantes son usadas para ajustar las correlaciones que fueron

creadas con fluidos de otros campos a fluidos que estamos analizando.

GRÁFICO 4.2 Curvas de ajuste del factor volumétrico y viscosidad del petróleo


0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0

1.0

1.1

1.2

1.3

1.4

- 500 1,000 1,500 2,000 2,500

Vis

cosid

ad p

et (c

p)

Bo (

rb/s

b)

Presion (psi)

CURVAS DE AJUSTE DEL FACTOR VOLUMETRICO Y VISCOSIDAD DEL

PETROLEO

Bo (rb/sb) Bo Lab (rb/sb) Uo (cp) Uo Lab (cp)

22

GRÁFICO 4.3 Ajuste de la solubilidad del gas en el petróleo


Para el análisis de nuestro estudio, se consideraron los siguientes parámetros

de fluidos iniciales que se muestran en la Tabla 4.3

TABLA 4.3 Parámetros de fluidos iniciales

Datos

Temperatura del reservorio: 141 °F

Gravedad específica del gas

(aire=1): 0.670

Gravedad API del petróleo: 37 °API

Relación Gas-Petróleo inicial:

500

SCF/STB

Temperatura de separador: 30 °F

Presión de separador: 67 psia

Formación: Pariñas


0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

- 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000 4,500

RS

(S

CF

/sb)

Presion (psi)

CURVA DE AJUSTE DEL RS

RS (SCF/rb)

23

La Tabla 4.4 muestra los factores de corrección que se utilizaron para el ajuste

de los parámetros PVT por correlaciones, los cuales serán utilizados en el

bloque de estudio donde no existe información PVT.

TABLA 4.4 Factores de ajuste de los parámetros PVT por correlaciones

Factores de ajuste

C1 1.22 Pb

C2 1.01 Bo

C3 0.75 Bo

C4 0.59 Co

C5 3.50 visc o

C6 -0.38 visc o

C7 1.00 visc o


Con los factores de juste (Tabla 4.4) y considerando los datos de la Tabla 4.3

lograremos encontrar los parámetros de fluidos a la presión de burbuja (Tabla

4.5) y cuando la presión es menor a la presión de burbuja (Tabla 4.6).

TABLA 4.5 Resultados de parámetros básicos de fluidos a la presión de

burbuja.

Resultados

Gravedad específica del petróleo (agua=1) 0.840

Presión de burbuja 2465 psia

Bo a la presión de burbuja 1.194 RB/STB

Grav. esp. del gas c/separador a 100 psi(Aire=1): 0.660

Compresibilidad del petróleo subsaturado 7.582E-06 1/psi

Viscosidad del petróleo a la presión de burbuja 1.073 cp


24

Considerando todos los parámetros, obtenemos la siguiente tabla PVT para

poder cargarlo al simulador numérico.

TABLA 4.6 Parámetros de fluidos PVT a diferentes presiones.

P

(psia)

Rs

(SCF/STB)

Bo

(RB/STB)

Bg

(BLS/SCF)

Visc Oil

(cp)

Visc

Gas (cp)

15 1.0701 1.0301 0.1941 2.2747 0.0099

151 17.3022 1.0348 0.0256 2.1374 0.0102

287 37.5104 1.0407 0.0135 2.0002 0.0105

423 59.8579 1.0474 0.0091 1.8785 0.0108

559 83.7518 1.0546 0.0068 1.7724 0.0112

696 108.8779 1.0623 0.0054 1.6800 0.0115

832 135.0376 1.0705 0.0045 1.5990 0.0119

968 162.0928 1.0790 0.0038 1.5275 0.0122

1104 189.9410 1.0879 0.0033 1.4639 0.0126

1240 218.5031 1.0971 0.0029 1.4069 0.0129

1376 247.7159 1.1067 0.0026 1.3556 0.0133

1512 277.5273 1.1166 0.0023 1.3090 0.0136

1648 307.8942 1.1268 0.0021 1.2666 0.0140

1784 338.7795 1.1373 0.0019 1.2276 0.0144

1921 370.1516 1.1480 0.0018 1.1918 0.0148

2057 401.9827 1.1590 0.0016 1.1587 0.0152

2193 434.2485 1.1703 0.0015 1.1280 0.0155

2329 466.9274 1.1818 0.0014 1.0994 0.0159

2465 500 1.1936 0.0013 1.0727 0.0163


Luego de haber aplicado la metodología para poblar datos PVT donde no existe

un estudio PVT expuesta, podemos visualizar los parámetros más importantes

mediante los Gráficos 4.4 y 4.5.

25

GRÁFICO 4.4 Factor volumétrico de formación y viscosidad del petróleo

ajustado.


GRÁFICO 4.6 Solubilidad del gas en el petróleo ajustado.


0.000

0.500

1.000

1.500

2.000

2.500

1.0

1.1

1.2

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Bo (

rb/s

b)

Presion (psi)

CURVAS DEL FACTOR VOLUMETRICO Y VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO

Bo Visc. Oil

0

100

200

300

400

500

600

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

RS

(S

CF

/sb)

Presion (psi)

CURVA DE RS

Rs

26

4.3 ANÁLISIS PETROFÍSICO

La descripción de las características del reservorio es un paso importante en la

evaluación del reservorio. A través de la descripción de la heterogeneidad de

las propiedades petrofísicas del reservorio nos lleva a un diseño más preciso en

los modelos de simulación numérica y es efectivo para un mejor gerenciamiento

del reservorio. La heterogeneidad del reservorio es un factor predominante que

afecta el factor de recobro del petróleo.

La comprensión de complejas variaciones en la geometría de los poros dentro

de las diferentes litofacies es la clave para mejorar la descripción y explotación

del reservorio, es por ello que los datos de coronas proveen información sobre

diversos controles depositacionales y diagenéticos en la geometría de los

poros, las variaciones de los atributos geométricos de los poros, a su vez

definen distintas zonas (unidades hidráulicas) con similares características de

flujo de fluidos.

Una unidad petrofísica de flujo es definida como un intervalo de sedimento con

similares propiedades petrofísicas tales como porosidad, permeabilidad,

saturación de agua, radio de la garganta poral, capacidad de flujo y

almacenamiento, que son diferentes de los intervalos inmediatamente superior

e inferior.

Un modelo de reservorio exitoso requiere que el reservorio sea apropiadamente

caracterizado en términos de litología, porosidad, permeabilidad y saturación de

fluidos (Agua, petróleo y gas).

4.3.1 Propiedades petrofísicas convencionales

Son aquellas que se miden directa (Laboratorio) o indirectamente (Registros

eléctricos) y son:

Litología: Descripción de las características físicas de la roca, como el

tamaño de grano, composición y textura. Mediante el estudio de la

litología de los afloramientos geológicos locales y muestras de núcleos,

27

los geocientíficos pueden utilizar una combinación de medidas de

registro, tales como gamma natural, neutrón, densidad y resistencia, para

determinar la litología en el pozo y correlaciones para todo el reservorio.

Porosidad: El porcentaje de un determinado volumen de roca que es

espacio de los poros que puede contener fluidos. Esto se calcula

típicamente a partir de datos de un instrumento que mide la reacción de

la roca al bombardeo de neutrones o rayos gamma, pero también se

pueden derivar de los registros sónicos y de RMN.

Saturación de agua: La fracción del espacio de poros ocupado por el

agua. Esto se calcula típicamente a partir de datos de un instrumento

que mide la resistividad de la roca.

Permeabilidad: La cantidad de líquido que puede fluir a través de una

roca como una función del tiempo y la presión, relacionada con la forma

interconectada de los poros. La prueba de formación es hasta ahora la

única herramienta que puede medir directamente la permeabilidad de

una formación rocosa en un pozo. En caso de su ausencia, lo cual es

común en la mayoría de los casos, una estimación de la permeabilidad

se puede derivar de relaciones empíricas con otras mediciones tales

como la porosidad, resonancia magnética.

Los modelos de yacimientos se basan en sus propiedades medidas y

derivadas para estimar la cantidad de hidrocarburo presente en el

reservorio, la velocidad a la que hidrocarburo que puede ser producido a

la superficie de la Tierra a través de pozos y el flujo de fluidos en rocas.

4.3.2 Análisis petrofísico básico:

Después de haber obtenido los testigos de la formación, estos son analizados

en el laboratorio a través de diferentes métodos para poder obtener información

medida y real de las propiedades del reservorio, por lo que se pueden medir la

porosidad, la permeabilidad de la roca y la saturación irreductible del agua de

formación.

28

4.3.3 Análisis petrofísicos especiales.

Las pruebas petrofísicas especiales consisten en la medición de la presión

capilar en el sistema petróleo- mercurio y el sistema petróleo-agua, también se

podrá obtener las curvas de permeabilidad relativa en los diferentes sistemas

(Agua-Petróleo y Gas-Líquido). Para cualquier función RQI podremos obtener

una curva normalizada de las permeabilidades relativas.

4.3.4 Análisis petrofísico de datos reales de campo de la formación

Pariñas.

En la formación Pariñas del lote Z-2B, existen 5 pozos coreados, a los cuales se

le hicieron las pruebas básicas, y a tres de ellos pruebas especiales. En las

pruebas básicas los plugs tenían las mismas dimensiones verticales y

horizontales, y tomadas a diferentes profundidades. Con los valores de

porosidad y la permeabilidad obtenida se logra tener la siguiente ley K-PHI.

GRÁFICO 4.6. Ley K-PHI de la formación Pariñas


Del Gráfico 4.6 podemos obtener la ecuación 5, que relaciona la porosidad y la

permeabilidad, el cual será muy importante para relacionarlo con el RQI

1.00

10.00

0.07 0.09 0.11 0.13 0.15

K (mD)

PHI(%)

Ley KPHI

29

K=4303.9*(φ^3.1895)……………………………..…Eq.5

Ahora en lo posible debemos reducir la cantidad de variables para poder

controlarlo fácilmente, por ello al reducir las variables como la porosidad y la

permeabilidad en función de un solo termino que sería el índice de calidad de

la roca (RQI), además de ello se ha encontrado que el RQI está estrechamente

relacionado con los end points de las curvas de permeabilidad relativa, con el

objetivo de encontrar un relación entre ellas, para de esta manera tener todos

los parámetros en función de un índice que es medido directamente.

GRÁFICO 4.7 Sorw vs RQI para el sistema Agua-Petróleo


De la línea de tendencia obtenemos la ecuación 6.

Sor=0.4113-0.036*LN(RQI) ……………………………………………….Eq. 6

0.31

0.33

0.35

0.37

0.39

0.41

0.43

3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0

Sorw

RQI

30

GRÁFICO 4.8 Krgcl vs RQI para el sistema Gas-Liquido.



Krg=0.03568*LN(RQI)+0.33584…………………………………….…..Eq. 7

GRÁFICO 4.9 Krgcl vs RQI para el sistema Agua-Petróleo.


0.31

0.33

0.35

0.37

0.39

0.41

0.43

3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0

Krgcl

RQI

0.37

0.39

0.41

0.43

0.45

3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0

Swc

RQI

31


Swc= 0.57645-0.0954*LN(RQI)……………………………………………..Eq. 8

GRÁFICO 4.10 Krgcl vs RQI para el sistema Agua-Petróleo.



Krw=0.012825*LN(RQI))+0.1944………………………………………….Eq. 9

De la misma manera podemos encontrar la relación entre los end points y el

RQI.

Sgc=0.01143*LN(RQI)-0.00261 ………………………………………….Eq. 10

Kro=1.083625-0.09375*LN(RQI) …………………………………………Eq. 11

Con los resultados obtenidos podemos construir una tabla para cualquier valor

de porosidad, debido a que todos los pozos tienen registro de porosidad y de

esta manera podemos encontrar un valor promedio del bloque de interés a

analizar y como conocemos la ley K-PHI, obtendremos una calidad de roca, y

para esa calidad de roca todos los end points de interés.

0.21

0.22

0.22

0.23

3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0

Krw

RQI

32

TABLA 4.7 Resumen de diferentes calidades de roca, los end points para

cualquier valor de porosidad.

φ K

(mD) RQI Swc Sor Sgc Krw Krg Kro

0.080 1.23 3.9 0.446 0.362 0.0130 0.212 0.3846 0.956

0.085 1.49 4.2 0.440 0.360 0.0138 0.213 0.3869 0.949

0.090 1.79 4.5 0.434 0.357 0.0145 0.214 0.3892 0.943

0.095 2.13 4.7 0.428 0.355 0.0152 0.214 0.3913 0.938

0.100 2.50 5.0 0.423 0.353 0.0158 0.215 0.3933 0.933

0.105 2.93 5.3 0.418 0.351 0.0164 0.216 0.3952 0.928

0.110 3.39 5.6 0.413 0.350 0.0170 0.216 0.3970 0.923

0.115 3.91 5.8 0.408 0.348 0.0175 0.217 0.3988 0.918

0.120 4.48 6.1 0.404 0.346 0.0181 0.218 0.4004 0.914

0.125 5.10 6.4 0.400 0.345 0.0186 0.218 0.4020 0.910

0.130 5.78 6.7 0.395 0.343 0.0191 0.219 0.4035 0.906

0.135 6.52 7.0 0.391 0.342 0.0195 0.219 0.4050 0.902

0.140 7.32 7.2 0.388 0.340 0.0200 0.22 0.4064 0.898

0.145 8.19 7.5 0.384 0.339 0.0204 0.22 0.4078 0.895


Para nuestro análisis consideraremos una porosidad promedio del reservorio de

12%, y de la Tabla 4.7 obtendremos los parámetros de interés que son

reflejados en los siguientes gráficos y que serán cargados en el simulador; es

así si al variar el valor de la porosidad necesariamente todos los parámetros

petrofísicos tendrán que variar, para de esta formar representar mejor la

heterogeneidad de la formación y reducir la incertidumbre.

33

GRÁFICO 4.11 Curvas de permeabilidad relativa del agua y petróleo en el

sistema Agua-Petróleo.


GRÁFICO 4.12 Curvas de permeabilidad relativa del Gas y Líquido en el

sistema Gas Líquido.


0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0.4 0.45 0.5 0.55 0.6 0.65

Krw Kro

Sw

Krow

Kro Krw

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25

Krg Krl

Sl

Krgl

Krl Krg

34

4.4 MODELO CONCEPTUAL DE SIMULACIÓN NUMÉRICA

Para poder encontrar los parámetros que más impacto tienen en la estimación

del factor de recobro es necesario el uso del simulador numérico de reservorios

como el CMG. Razón por la cual se ha construido un modelo conceptual,

entiéndase por modelo conceptual a aquel modelo que no considera los

cambios de continuidad en el reservorio, las heterogeneidades de las

propiedades petrofísicas; pero, si al ingresar los datos reales del reservorio

como los datos de fluidos, petrofísicos y geomecánicos adecuadamente

podemos represar adecuadamente el comportamiento de los fluidos en el

reservorio con menor incertidumbre.

4.4.1 Construcción del modelo conceptual

Para la construcción del modelo es necesario tener las siguientes

consideraciones:

Representar la mayor cantidad de pozos dentro del área de análisis,

debido a que en la cuenca Talara se perforan la mayor cantidad de

pozos posibles con el fin de extraer la mayor cantidad de hidrocarburos

en el menor tiempo posible, aprovechando la energía del reservorio,

porque el mecanismo de impulsión predominante es de gas en solución y

razón por la cual la presión de estos reservorios declinan rápidamente;

además se debe considerar que no exista interferencia entre los radios

de drenaje de los pozos vecinos por ello consideraremos un área de

drenaje de 20 acres.

El tiempo de las corridas serán mayores a 50 años, considerando que el

reservorio solo producirá por su mecanismo de impulsión primaria, no

habiendo efectos de inyección de agua o gas, tampoco se considerará el

efecto de un acuífero debido a que la producción de agua en el área de

estudio en comparación de petróleo es mínima.

La presión de burbuja es menor a la presión inicial del reservorio,

además de ello se asume que la temperatura del reservorio es constante.

35

El tiempo de producción en el simulador será por más de 50 años, ya

que la cuenca talara es un campo maduro, y de esta manera nos

aseguraremos que los pozos aporten todo su potencial productivo para

así obtener el factor de recobro máximo.

Estas consideraciones son muy importantes para representar adecuadamente

a la formación Pariñas de la cuenca Talara con la finalidad de pronosticar con

mayor sustento técnico el facto de recobro máximo.

Para crear el modelo utilizaremos el simulador IMEX, trabajando en unidades

de campo (Sistema de medición inglés), porosidad simple. Iniciando la

producción en el simulador a la fecha de 01/01/2012.

Se creará un grillado de 50X50X1 Orthogonal Corner Point, y para acercarnos a

la realidad consideraremos un Dip estructural de 5 grados.

GRÁFICO 4.13 Modelo conceptual de simulación numérica en 3D.


El modelo tiene 16 pozos perforados, una grilla con 2500 celdas y un dip de 5

grados.

36

1

101

201

300

400

500

Rs (

ft3/b

bl)

1.030

1.063

1.096

1.128

1.161

1.194

Bo

15 505 995 1,485 1,975 2,465P (psi)

Rs vs P

Bo vs P

1.07

1.31

1.55

1.79

2.03

2.27

Vis

o (

cp)

0.0099

0.0112

0.0124

0.0137

0.0150

0.0163

Vis

g (

cp)

15 505 995 1,485 1,975 2,465P (psi)

Viso vs P

Visg vs P

1.07

1.31

1.55

1.79

2.03

2.27

Vis

o (

cp)

0.0099

0.0112

0.0124

0.0137

0.0150

0.0163

Vis

g (

cp)

15 505 995 1,485 1,975 2,465P (psi)

Viso vs P

Visg vs P

1.07

1.31

1.55

1.79

2.03

2.27

Vis

o (

cp)

0.0099

0.0112

0.0124

0.0137

0.0150

0.0163

Vis

g (

cp)

15 505 995 1,485 1,975 2,465P (psi)

Viso vs P

Visg vs P

1

101

201

300

400

500

Rs (

ft3/b

bl)

1.030

1.063

1.096

1.128

1.161

1.194

Bo

15 505 995 1,485 1,975 2,465P (psi)

Rs vs P

Bo vs P

1

101

201

300

400

500

Rs (

ft3/b

bl)

1.030

1.063

1.096

1.128

1.161

1.194

Bo

15 505 995 1,485 1,975 2,465P (psi)

Rs vs P

Bo vs P

4.4.2 Modelo de fluidos

En nuestro modelo el datum es de 6000 ft, y para este datum se obtuvo una

presión inicial de 3100 psi, la presión de burbuja de 2465psi, y la temperatura

del reservorio igual 141º Fahrenheit. Mediante el procedimiento explicado en la

sección del análisis de fluidos se cargaron los parámetros PVT (Ver Tabla 4.6)

los cuales fueron validados en el simulador (Ver gráficos 4.14 y 4.15)

GRÁFICO 4.14 Rs y Bo vs Presión, validados en el simulador

GRÁFICO 4.15 µo y µg vs Presión, validados en el simulador

GRÁFICO 4.14 GRÁFICO 4.15


4.4.3 Modelo Roca-Fluido

Para este análisis se considerara una porosidad promedia de 12%, aplicando la

metodología del análisis petrofísico que se encuentra resumida en la Tabla 4.7

obtenemos los End Points de las curvas de permeabilidad relativa. Aplicando

las ecuaciones de Corey obtenemos los Gráficos 4.16 Y 4.17.

GRÁFICO 4.16 Krw y Krow vs Sw, validados en el simulador

GRÁFICO 4.17 Krg y Krog vs Sw, validados en el simulador

37

0.00

0.18

0.37

0.55

0.73

0.91kr

- re

lative p

erm

eabili

ty

0.404 0.454 0.504 0.554 0.604 0.654Sw

krw vs Sw

krow vs Sw

0.00

0.18

0.37

0.55

0.73

0.91

kr

- re

lative p

erm

eabili

ty

0.750 0.796 0.843 0.889 0.936 0.982Sl

krg vs Sl

krog vs Sl

1

101

201

300

400

500

Rs (

ft3/b

bl)

1.030

1.063

1.096

1.128

1.161

1.194

Bo

15 505 995 1,485 1,975 2,465P (psi)

Rs vs P

Bo vs P

1

101

201

300

400

500

Rs (

ft3/b

bl)

1.030

1.063

1.096

1.128

1.161

1.194

Bo

15 505 995 1,485 1,975 2,465P (psi)

Rs vs P

Bo vs P

0.00

0.18

0.37

0.55

0.73

0.91

kr

- re

lative p

erm

eability

0.404 0.454 0.504 0.554 0.604 0.654Sw

krw vs Sw

krow vs Sw

0.00

0.18

0.37

0.55

0.73

0.91

kr

- re

lative p

erm

eabili

ty

0.750 0.796 0.843 0.889 0.936 0.982Sl

krg vs Sl

krog vs Sl

GRÁFICO 4.16 GRÁFICO 4.17


4.4.4 Modelo Sedimentario

La formación Pariñas en el área del Noreste peruano se depositó en un

ambiente deltaico, en el área de Lobitos la formación Pariñas se caracteriza por

presentar 2 cuerpos de arenisca, de 100 pies de espesor en promedio con

buenas características de reservorio.

4.4.5 Resultados de las corridas en el simulador

Para obtener resultados confiables se han realizado más de 100 corridas, para

de esta manera acercarnos al perfil de producción de la formación Pariñas, ya

que no se ha efectuado el History Matching (Ajuste histórico) debido a que este

modelo conceptual pretende asemejarme con comportamiento productivo de la

formación Pariñas, y con este perfil haremos una análisis de sensibilidad en el

CMOST4 para encontrar los parámetros que más impacto tiene en la estimación

del factor de recobro máximo.

El Gráfico 4.18 nos permite visualizar el comportamiento productivo de la

formación Pariñas en más de 50 años de vida productiva, acercándose al

4 Es un software comercial de simulación de reservorios, que es parte de CMG, que nos permite acelerar el análisis de sensibilidad, ajuste de producción, optimización y análisis de incertidumbres. La versión usada fue el CMOST 2013 V.2013.11.

38

comportamiento productivo de un reservorio por el mecanismo de gas en

solución como inicialmente lo habíamos considerado.

GRÁFICO 4.18 Cumulative Oil SC, Oil Rate SC vs Time

Fuente: Elaboración propia

En la Tabla 4.8 se puede encontrar el resumen de todos los datos básicos de

entrada en el simulador.

TABLA 4.8 Resumen de los parámetros de entrada al simulador

Data Input

Basin Talara

Field Lobitos

Reservoir Pariñas

Model Black Oil

Porosity Simple

Grid 50X50X1

Dip 5º

Tres 141 ºF

39

Pi 3100 psi

Pb 2465 psi

Datum 6000 ft

WOC 7000 ft

GOC 0 ft

API 37

Gas gravity 0.62

Water Salinity 13000 ppm


4.5 Análisis de sensibilidad

Al representar a la formación Pariñas en el modelo conceptual con data real de

campo de fluidos y petrofísica, es necesario hacer un análisis de sensibilidad

para determinar los parámetros que más influencia tienen en la estimación del

factor de recobro máximo, razón por la cual fue muy importante hacer una

análisis de fluido de la formación y un análisis petrofísico, debido a que

buscaremos reducir el número de las variables, pero que estas a su vez

incluyan a los otros parámetros cuando se varíen. Es por ello que se debe

hacer un enfoque integral del reservorio, donde las propiedades geológicas, de

fluidos y geo mecánicas nos puedan ayudar a predecir con mayor exactitud

nuestra función objetivo.

El análisis de sensibilidad se usa para determinar el grado de sensibilidad de

una función objetivo variando los diferentes parámetros y los rangos de los

valores. En particular, nuestra función objetivo será el Factor de recobro, donde

parametrizaremos todas las variables para saber cuál de estos tiene mayor

impacto para su estimación.

Los parámetros más sensibles tendrán un gran impacto en los resultados por lo

que estos son los parámetros que debemos considerar para una adecuada

estimación del factor de recobro, los parámetros menos sensibles no serán

considerados para un nuevo escenario para el análisis de sensibilidad.

40

5.5.1 Etapas para el análisis de sensibilidad

4.5.1. A Etapa 1.-Parametrización de variables: Con la ayuda del CMOST

parametrizaremos inicialmente las variables que están incluidas en la ecuación

de Arps, pero para hacer un análisis, adicionalmete, consideraremos las

propiedades del sistema roca fluido (Permeabilidades relativas).

Se muestra el lenguaje de programación de las variables parametrizadas (color

negrita) en el CMOST, las letras en color rojo son los nombres de las variables

parametrizadas.

**$ Property: Net Pay (ft) Max: 250 Min: 250

NETPAY CON 250

**$ Property: Porosity Max: 0.12 Min: 0.12

POR CON <CMOST>this[0.12]=porosity</CMOST>

PERMI CON <CMOST>this[4.47871]=permeabilidad</CMOST>

PERMJ EQUALSI

PERMK EQUALSI / 1000

CPOR <CMOST>this[0.0000052]=compresibilidad</CMOST>

MODEL BLACKOIL

TRES 141

**$ p Rs Bo Bg viso visg

**$ p Rs Bo Bg viso visg

INCLUDE '<CMOST>this["Base_pvt.inc"]=INCLUDE</CMOST>'

**$ p Bo

BOT 1

**$ p Bo

2465 1.1935

3100 1.188

**$ Property: PVT Type Max: 1 Min: 1

PTYPE CON 1

ROCKFLUID

RPT 1

41

** Sw krw krow

SWT

<CMOST>WaterOilTable</CMOST> …………………Ver Anexo 2

** Sl krg krog

SLT

<CMOST>GasOilTable</CMOST> ……………………Ver Anexo 3

PB CON <CMOST>this[2465]=PB</CMOST>

NUMERICAL

RUN

En la Tabla 4.9 se muestran todos los parámetros especificando los valores por

defecto, el tipo de variable para el análisis y los rangos de estos.

TABLA 4.9 Variables parametrizadas para el análisis de sensibilidad

Parameter Default value Type of variable Range

Swcon 0.404 Discrete real

0.3

0.404

0.45

Swcrit 0.404 Formula =Swcon

Soirw 0.346 Discrete real

0.25

0.346

0.04

Sorw 0.346 Formula =Soirw

Krocw 0.914 Discrete real 0.914

Krwiro 0.217 Discrete real 0.217

nw 1.75 Discrete real 1.75

42

no 1.9 Discrete real 1.9

Soirg 0.346 Formula =Sorw

Sorg 0.346 Formula =Soirg

Sgcrit 0.018 Discrete real

0

0.018

0.02

Sgcon 0.018 Formula =Sgcrit

Krogcg 0.914 Discrete real 0.914

Krgcl 0.4 Discrete real

0.2

0.3

0.4

0.5

nog 1.84 Discrete real 1.84

ng 1.82 Discrete real 1.82

WaterOilTable Formula Ver Anexo 2

GasOilTable Formula Ver Anexo 3

compresibilidad 0.0000052 Continuos real [1.0 E-06, 9.9E-06]

permeabilidad 4.47871 Continuos real [2,80]

porosity 0.12 Continuos real [0.08,0.14]

PB 2465 Continuos real [2000,3100]

Fuente: Elaboración Propia.

4.5.1. B Etapa 2.-definimos nuestra función objetivo.

La nuestra función objetivo será el factor de recobro.

43

4.5.1.C Etapa 3.-Inicialización de la corrida del análisis.

Por defecto el motor de búsqueda del CMOST en el análisis de sensibilidad es

el Response Surface Methodology, que efectuará una serie de combinaciones

para darnos como resultado los parámetros que más afectan la función objetivo,

pero debemos tener mucho cuidado con estas combinaciones aleatoria debido

a que nos pueden inducir a un error ya que de acuerdo a nuestro análisis de

fluidos y petrofísicos al variar una variable los demás parámetros cambian en

función de los otros, razón por la cual debemos definir adecuadamente las

combinaciones según la Tabla 4.7, para de esa forma obtener resultados

confiables.

Al validar los datos de entrada, hacemos la corrida para obtener los resultados

en un gráfico tornado

GRáFÁCO 4.19 Resultados parciales del análisis de sensibilidad.


44

El Gráfico 4.19 debemos interpretar de la siguiente manera: Al haber una

combinación aleatoria de todos los parámetros, no consideraremos por ahora

los valores de las barras, sino la magnitud del impacto de estos parámetros en

la función objetivo, por lo que las consideraremos prioritariamente para el

siguiente análisis de sensibilidad.

El Gráfico 4.20 y 4.22 muestra cómo se comportar el acumulado de petróleo y

la función objetivo (Factor de recobro) respectivamente en el tiempo para las

diferentes combinaciones realizadas por el simulador, donde la línea de color

morado representa el factor de recobro calculado con las variables por defecto

o iniciales.

GRÁFICO 4.20 Comportamiento de la función objetivo en el tiempo

Fuente: Elaboración Propia

Para encontrar las variables que más impacto tienen en la estimación de la

función objetivo se han realizado más de 1000 corridas, para de esta manera

garantizar que son los parámetros más sensibles.

45

GRÁFICO 4.21 Tornado plot de los parámetros que más impacto tienen para el

cálculo del factor de recobro.


GRÁFICO 4.22 Entire Field Oil Recovery Factor vs Time


46

4.6 Interpretación del análisis de sensibilidad

Del análisis de sensibilidad se obtienen como resultados que los parámetros

que más impacto tienen en el cálculo del factor de recobro son Soirw, K, Krgcl,

Cf y Pb.

Del análisis de corona tenemos que:

Sorw= 0.4113-0.036*LN(RQI)………………………………………………Eq. 12

Krgcl= 0.3358+0.0357*LN(RQI)………………………….…………………Eq. 13

Entonces estos parámetros Soirw, Krgcl, K podemos reducirlo para expresarlo

solo en función de la calidad de la roca (RQI).

En tal sentido para diferentes RQI podemos obtener las siguientes curvas de

permeabilidad relativa, variando los parámetros de impacto pero manteniendo

constante los demás parámetros que no han tenido influencia en la estimación

del factor de recobro.

GRÁFICO 4.23 Curvas de permeabilidad relativa en el sistema Agua-Petróleo,

para diferentes RQI.


0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0.4 0.45 0.5 0.55 0.6 0.65

KrwKro

Sw

Krow

47

GRÁFICO 4.24 Curvas de permeabilidad relativa en el sistema Gas-Líquido,

para diferentes RQI.


Debemos recalcar que para cada valor de presión de burbuja representa al

conjunto de curvas PVT, es por ello que podemos reducir nuestras variables de

cálculo en tres tipos de parámetros, uno petrofísico (Soirw, K, Krgcl), uno

geomecánico (Cf) y otro de fluidos (Pb). Por lo tanto podemos afirmar que

nuestro modelo tiene un enfoque más integral, por ende más cercano al

comportamiento real del reservorio. Finalmente, los parámetros petrofísicos

están estrechamente relacionados con la calidad de la roca RQI, por lo que

podemos afirmar que el factor de recobro se encuentra en función del RQI, Cf y

Pb

Entonces:

FRmax= f(RQI, Cf, Pb)………………………………………………………..Eq. 14

Para un nuevo análisis de sensibilidad consideraremos que las variables

anteriores de mayor impacto en la función objetivo variaremos, mientras que los

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25

KrgKrl

Sl

Krgl

48

parámetros de menor impacto los mantendremos constantes para hacer la

estimación del factor de recobro.

Si consideramos una Pb=2465psi, y la Cf=5.26E-6 psi-1 podemos obtener la

tabla 4.10

TABLA 4.10 Resumen de las variables de mayor impacto para la estimación del

FR, considerando un tipo de experimento PVT y compresibilidad de la

formación.

PHI K RQI Sor Krgcl

0.08 1.22 3.90 0.404 0.343

0.09 1.78 4.50 0.390 0.356

0.10 2.50 5.00 0.378 0.369

0.11 3.39 5.60 0.367 0.379

0.12 4.48 6.10 0.357 0.389

0.13 5.79 6.70 0.348 0.399

0.14 7.35 7.30 0.340 0.407


Como solo hemos variado los parámetros petrofísicos manteniendo constante

los demás parámetros, es necesario hacer otros análisis de sensibilidad para

diferentes valores de Pb y Cf, el cual se detallará en la sección 4.7.

4.7 FRmáx para cualquier valor de Pb y Cf.

Ahora es necesario ver como es el comportamiento de la función objetivo

cuando variamos los parámetros de fluidos y geomecánicos, ya que el análisis

efectuado hasta el momento fue realizado considerando estos parámetros

constantes. Con los resultados mostrados en las Tablas 4.11, 4.12 y 4.13 que

son expresados en las Gráficas 4.25, 4.26 y 4.27 respectivamente obtendremos

una curva normalizada para cualquier valor de calidad de roca, cualquier valor

de presión del reservorio, pero considerando constante el valor de la

compresibilidad de la formación, que generalmente se mantiene constante en

todos los análisis en ingeniería de reservorios.

49

Oil Cum

MMSTB

FRmáx

%

Oil Cum

MMSTB

FRmáx

%

Oil Cum

MMSTB

FRmáx

%

3.9 2.83 6.86 3.10 7.50 3.40 8.25

4.5 3.19 7.73 3.51 8.50 3.86 9.35

5.0 3.56 8.61 3.90 9.45 4.30 10.42

5.6 3.90 9.46 4.31 10.43 4.74 11.48

6.1 4.23 10.23 4.69 11.35 5.17 12.51

6.7 4.53 10.97 5.00 12.11 5.55 13.43

7.3 4.86 11.78 5.37 13.01 5.93 14.37

PB=100%Pi

RQI

Cf=1.0E-6 psi-1 Cf=5.26E-6 psi-1 Cf=9.9E-6 psi-1


considerando un experimento PVT igual al 100%Pi


GRÁFICO 4.25 FRmáx vs RQI,para diferentes valores de compresibilidad de la

roca, para un experimento PVT igual al 100%Pi


50

Oil Cum

MMSTB

FRmáx

%

Oil Cum

MMSTB

FRmáx

%

Oil Cum

MMSTB

FRmáx

%

3.9 3.83 8.76 4.18 9.57 4.57 10.45

4.5 4.35 9.95 4.75 10.87 5.20 11.90

5.0 4.88 11.17 5.32 12.17 5.80 13.27

5.6 5.40 12.36 5.87 13.43 6.41 14.67

6.1 5.90 13.50 6.43 14.71 7.02 16.06

6.7 6.34 14.51 6.91 15.81 7.59 17.37

7.3 6.78 15.51 7.39 16.91 8.12 18.58

PB=79.51%Pi


RQI


considerando un experimento PVT igual al 79.51%Pi


GRÁFICO 4.26 FRmáx vs RQI, para diferentes valores de compresibilidad de

la roca, para un experimento PVT igual al 80%Pi


51

Oil Cum

MMSTB

FRmáx

%

Oil Cum

MMSTB

FRmáx

%

Oil Cum

MMSTB

FRmáx

%

3.9 4.93 10.54 5.37 11.48 5.85 12.49

4.5 5.60 11.96 6.11 13.05 6.65 14.21

5.0 6.28 13.42 6.83 14.59 7.45 15.92

5.6 6.95 14.83 7.57 16.16 8.22 17.56

6.1 7.59 16.21 8.29 17.70 9.02 19.27

6.7 8.23 17.58 9.00 19.22 9.78 20.88

7.3 8.91 19.02 9.70 20.71 10.59 22.62

PB=60%Pi


RQI


considerando un experimento PVT igual al 60%Pi


GRAFICO 4.27 FRmáx vs RQI, para diferentes valores de compresibilidad de

la roca, para un experimento PVT igual al 60%Pi


52

GRÁFICO 4.28 FRmáx VS RQI, para cualquier valor de presión de burbuja,

considerando la compresibilidad de la roca constante.


53

9506400 9506400

9507200 9507200

9508000 9508000

9508800 9508800

9509600 9509600

9510400 9510400

462600

462600

463200

463200

463800

463800

464400

464400

465000

465000

465600

465600

CC-10:Par

CC-8:Par

LO11-20A:Par

LO11-5:Par

LO9-18:Par

LO9-8:Par

U-2:Par

ZZ-10:Par

ZZ-11:Par

ZZ-12:Par

ZZ-13:Par

ZZ-14:Par

ZZ-17:Par

ZZ-19:Par

ZZ-21:ParZZ-6:Par

ZZ-7:Par

ZZ-8:Par

Oil Producer

CAPÍTULO V.- CASO DE ESTUDIO Y APLICACIÓN

5.1 Caso de Estudio: Formación PARIÑAS.- Nuestro caso de estudio será el

reservorio Pariñas, del Lote Z-2B, de la cuenca Talara; debido a que el análisis

de fluidos PVT, análisis petrofísico y nuestro modelo conceptual de simulación

numérica fueron analizados en base a la información existente en este

reservorio. La geología de la formación Pariñas no es continua, debido a las

múltiples fallas que existen, razón por la cual es necesario dividir el reservorio

en diferentes bloques (ver Gráfico 5.5).

Entonces, para aplicar la metodología propuesta es necesario que los bloques

cumplan las siguientes consideraciones:

La producción del reservorio sólo sea por el mecanismo de impulsión

primaria, donde no debe existir efectos de inyección de agua o gas.

La presión actual del reservorio sea menor o igual al 10% de la presión

inicial del reservorio; Estas características cumple el Bloque al cual

llamaremos ZZ.

GRÁFICO 5.1 Mapa estructural en el tope de la formación Pariñas (Bloque ZZ).

Fuente: Elaboración propia en base a la información de SAVIA PERU

54

GRÁFICO 5.2 Historia de producción del Bloque ZZ.

Fuente: Elaboración propia en base a la información de SAVIA PERU.

GRÁFICO 5.3 Historia de presiones del Bloque ZZ.

Fuente: Elaboración propia en base a la información de SAVIA PERU.

197172 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14

101

102

103

104

105

Date

Oil Rate (Cal. Day) ( bbl/d )

Gas / Oil Ratio ( cf/bbl )

Water Rate (Cal. Day) ( bbl/d )

Field: LO FORMATION: Pariñas(19) in Zoomed Area

Oil Rate = 35 bbl/d

Gas Rate = 532 Mcf/d

Oil Cum = 3957 Mbls

Water Rate = 1 bbl/d

Gas Cum =16480 MMcf

Water.Cum = 27 Mbls

55

TABLA 5.1 Información general del Bloque ZZ

Características Generales

Avg. PHI =10.50%

Ley KPHI K = 2.50 mD

RQI =5.28

Pi =2780psi

Pb =2146.5 psi (0.795Pi)

Cf =5.26E-6 psi-1

OOIP = 33.9 MMBO

Oil Cum =3.957 MMBO


De la tabla 5.1 dividiendo al petróleo acumulado entre el OOIP, que es la

aplicación de la ecuación 2, obtenemos un factor de recobro de 11.7%

calculado a noviembre del 2014.

Si aplicamos la metodología propuesta, considerando las características

generales del reservorio (ver Tabla 5.1) y analizando el gráfico 4.28 podremos

obtener el factor de recobro máximo igual a 12.17%.

GRÁFICO 5.4 FRmáx Vs RQI


56

La metodología propuesta será aplicada a otros bloques de la formación

Pariñas que cumplen las mismas características del Bloque ZZ.

GRÁFICO 5.5 Mapa estructural en el tope de la formación Pariñas.

Fuente: Elaboración propia con la información de SAVIA PERU.

El Gráfico 5.5 muestra el mapa estructural en el tope de la formación Pariñas

donde se han dividido en 6 bloques que cumplen las características del Bloque

ZZ, donde se ha hecho el mismo procedimiento, y los resultados se resumen en

la Tabla 5.2, donde se puede visualizar el FR real y el estimado por la

metodología propuesta.

57

TABLA 5.2 FR real y FRmáx de los bloques de la formación Pariñas


Los resultados teóricos y reales son muy cercanos, por lo que podemos afirmar

que la metodología propuesta está muy cercana al comportamiento productivo

de la formación Pariñas, y también podemos afirmar que el factor de recobro

máximo teórico es de 12% por el mecanismo primario de impulsión de gas en

solución.

5.2 Caso de Aplicación: Formación RIO BRAVO.- Es necesario extender la

metodología propuesta para otras formaciones, para lo cual es necesario

conocer la ley K-PHI, la porosidad promedia, y que porcentaje representa la

presión de burbuja de la presión inicial.

La ley K-PHI de la formación Rio Bravo es:

K=3900.57*(φ^3.0753)……………………………..…Eq.15

Consideraremos la porosidad promedia de la formación Rio Bravo igual a 11%,

por lo que aplicando la ecuación 15 obtendremos una permeabilidad promedia

es igual a 4.39 mD. Por lo tanto el RQI es igual a 6.32, además de ellos se

encontrado que la presión de burbuja representa el 90% de la presión inicial del

reservorio.

Del Gráfico 4.28, escogemos la curva para una Pb= 0.9Pi psi, y como hemos

calculado el RQI, obtendremos un factor de recobro máximo de 13.34% (Ver

Gráfico 5.26).

OOIP OIL CUM EUR* RF (A Dic 2014) FRF** FR Arps RFmáx

MMSTB MBO MBO % % % %

1 25.9 3255 3323 12.57 12.83 28.90 12.69

2 33.89 3960 4050 11.69 11.95 30.08 12.01

3 4.02 401 427 9.96 10.62 28.90 11.06

4 20.29 2584 2476 12.74 12.20 31.02 12.03

5 22.26 1093 1157 4.91 5.20 24.86 10.75

6 21.69 1879 2001 8.67 9.22 25.71 11.08

Bloque

58

GRÁFICO 5.6 FRmáx Vs RQI para un Pb=0.9Pi psi


59

CAPÍTULO VI.- ANÁLISIS Y RESULTADOS

De acuerdo a la historia de presiones de la formación Pariñas, se ha

encontrado una gradiente de presión inicial de 0.516 psi/ft, los resultados

PVT del laboratorio nos dicen que la presión de burbuja es casi el 80%

de la presión inicial del reservorio, la gradiente geotérmica es de 0.0135

ºF/ft, por lo tanto el Bloque ZZ se encuentra a un datum de 6000 ft, a ese

punto de referencia la presión inicial del reservorio es de 3100 ft, la

presión de burbuja es de 2465 psi, la temperatura del reservorio es de

141 ºF. Con esto resultados calculamos los parámetros de fluidos a la

presión de burbuja, para luego ajustarlos con los resultados del de

laboratorio mediante correlaciones empíricas. De la misma menara se ha

procedido en los bloques donde no existe una muestra de fluido.

Con la ley K-PHI podemos predecir el valor de la permeabilidad en zonas

donde no hay una medida de ella, o en los modelos de simulación

numérica se cuenta con un mapa de porosidades pero no de

permeabilidades, esta ley lo podemos relacionar directamente con el

índice de calidad de roca, del mismo modo del análisis de coronas se ha

encontrado que los punto finales de las curvas de permeabilidad relativa

están estrechamente relacionadas con el índice de calidad. Entonces con

el índice de la calidad de roca podemos diferenciar diferentes unidades

hidráulicas de flujo, y cada unidad de flujo es gobernada por un

determinado juego de curvas de permeabilidad relativa, los cuales

podemos determinar mediante el RQI. Con este mismo procedimiento

podemos diferenciar unidades de flujo donde no existe datos de

coronas.

En el modelo conceptual de simulación numérica se ha tratado en lo

posible en representar al reservorio Pariñas. Las compañías operadoras

con el objetivo de extraer la mayor cantidad de petróleo perforan el

máximo número de pozos posibles para producirlo en el menor tiempo

60

posible, por ello en el modelo existen 16 pozos perforados. Con el

objetivo de facilitar la corrida se considerado una sola unidad de flujo.

Como se puede apreciar en el Gráfico 4.18 el comportamiento productivo

de nuestro modelo es muy similar a los reservorios por mecanismo de

impulsión de gas en solución, donde la mayor aporte productivo se

encuentra antes que la presión del reservorio sea menor que la presión

de burbuja. Es necesario una corrida de más de 50 años para garantizar

el mayor aporte de los pozos, la presión del reservorio sea menor al 10%

de la presión inicial del reservorio y de esa manera poder hablar del

factor de recobro máximo teórico. Cabe resaltar que el reservorio siga

produciendo por encima de los 50 BOPD en el acumulado no se logrará

ningún aumento significativo, razón por ello hablamos del factor de

recobro máximo.

Un primer análisis de sensibilidad fue efectuado con el objetivo de

determinar cuáles eran los factores que más afectaban en la estimación

de nuestra función objetivo, se debe tomar en cuenta que los valores

máximos y mínimos de la Gráfica 4.19 se dan debido a las múltiples

combinaciones de las variables parametrizadas que no necesariamente

sean una combinación correcta, en tal sentido escogemos los

experimentos de acuerdo al análisis de fluidos y petrofísicos como fue

hecho el segundo análisis de sensibilidad donde los resultados nos dicen

que los parámetros de más impacto son la Cf (geomecánico), Pb (PVT),

RQI (Petrofísico), es necesario recalcar que todos los análisis de

sensibilidad fueron considerando un tipo de experimento PVT, si al

variar el valor de la Pb inmediatamente se estará variando el valor de

toda la tabla PVT para esa presión de burbuja, se asumió para reducir el

número de variables en el segundo análisis de sensibilidad; entonces con

los resultados del segundo análisis de sensibilidad se obtuvieron curvas

para diferentes valores de Cf y para cualquier valor de Pb .

61

Los Gráficos 4.25, 4.26 y 4.27 que son resultados del análisis de

sensibilidad es necesario normalizarlas para poder interpretarlas más

fácilmente, es por ello los valores de las Tablas 4.11, 4.12 y 4.13 las

interpolamos para cualquier experimento PVT considerando la Cf

constante como generalmente se hace en la ingeniería de reservorios, la

curva normalizada es el Gráfico 4.28, que para cualquier valor de RQI en

el eje de las abscisas cortamos las curvas de Pb según sea el caso de

que porcentaje es de la presión inicial del reservorio, y de esta manera

obtenemos el factor de recobro máximo posible a determinadas

condiciones.

La Tabla 5.2, resumen los factores de recobro para todos los bloques de

estudio mediante diferentes metodologías para su cálculo, como el uso

de las curvas de declinación para estimar el EUR y obtener el factor de

recobro esperado, el factor de recobro alcanzado hasta diciembre del

2014, la aplicación de la ecuación de Arps y la metodología propuesta,

del cual podemos afirmar que los factores de recobro estimados por la

metodología propuesta son muy cercanos al factor de recobro

esperados, por lo que las curvas de declinación cuando se tiene

suficiente información de historia de producción reduce la incertidumbre

para estimar el factor de recorvo real del reservorio, por lo tanto podemos

afirmar que la metodología propuesta estima el factor de recobro de la

formación Pariñas, mientras que el factor de recobro calculado por la

ecuación de Arps sobre estima los factores de recuperación de todos los

bloques del área de estudio ya que como se dijo inicialmente las

constantes de esta ecuación están calculados para un tipo de reservorio.

Dado que la metodología propuesta se acerca mucho a la realidad del

reservorio Pariñas, este mismo procedimiento podemos replicarlo para

otros reservorios, tal fue el caso de aplicación en el reservorio Rio Bravo

62

que nos dice que teóricamente podríamos llegar a obtener como FRmáx

hasta el 13.5%, para ello es necesario saber la ley K-PHI, y el porcentaje

de la presión de burbuja respecto a la presión inicial del reservorio, con

estos datos analizamos el Gráfico 4.28 para así obtener el FRmáx.

63

CAPÍTULO VII.- EVALUACIÓN ECONÓMICA

El análisis económico sólo se ha realizado al Bloque ZZ, del reservorio Pariñas,

debido a que este bloque ya está muy cerca de alcanzar el factor de recobro

máximo, para ello se han considerado los siguientes parámetros:

OPEX:

Costo Fijo : 20 M$/Well por año.

Costo variable : 0.35 $/BBL

Reservas : 96 MBO

Precio del petróleo : 60$/BBL

Número de pozos : 18 Wells

Regalías :16%

Impuestos : 30%

Tasa de descuento : 10.5%

Límite económico : 20 BBL

En la Tabla 7.1 se encuentra el resumen del análisis económico para el caso

base, se tiene que tomar en cuenta que como el bloque de estudio es un

campo maduro no se va a considerar una inversión más que los gastos

operativos, también no se considerará futuros Well Services por considerarlo un

análisis para un caso base.

Por lo tanto los resultados son que tenemos un Pay Out de 1 mes, y un NPV de

801 M$.

64

(Nominal values)

Interests & Settings Economic IndicatorsNet Revenue Net Expl Net Dev Net Opex Disc. Rate BT NPV AT NPV BT PIR AT PIR DPI

Company (% of Total) 84.00 0.00 0.00 100.00 (%) (M$) (M$) (fraction) (fraction) (fraction)

Company (% of Contr) 100.00 0.00 0.00 100.00 0.00 1,571.00 1,044.00 0.00 0.00 0.00

Partner (% of Contr) 0.00 0.00 0.00 0.00 10.00 1,218.00 810.00 0.00 0.00 0.00

Contr 84.00 0.00 0.00 100.00 10.50 1,205.00 801.00 0.00 0.00 0.00

NOC 0.00 0.00 0.00 0.00 11.10 1,190.00 791.00 0.00 0.00 0.00

Model Peru License R Fact (2003)

Global Params Savia Perú [@10.0 %] [@10.5 %][@11.1%]

Escalation Date 2015/01 AT ROR (%) >800.00 >800.00 >800.00 Contr Take (%) 41.89

Discount Date 2015/01 AT Payout (months) 1.00 1.00 1.00 NOC Take (%) 0.00

Economic Limit 2023/12 Gov't Take (%) 58.11

Cash Flow Breakdown Reserves and Investments(M$) ($/BOE) (M$) [@10.5 %]($/BOE) [@10.5%](%) Project Contr Comp WI Company

Net Revenue 4,844.00 60.00 3,523.00 43.64 100.00 Oil (MSTB) 96.00 81.00 96.00 81.00

Less: Gas (MMSCF) 0.00 0.00 0.00 0.00

Bonuses & Fees 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 NGL (MSTB) 0.00 0.00 0.00 0.00

Operating Costs 3,274.00 40.55 2,305.00 28.55 67.58 Tax (MSTB) 0.00 0.00 0.00 0.00

Tariffs 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Total (MBOE) 96.00 81.00 96.00 81.00

Prod & Asset Taxes 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Capital Costs 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Project Contr NOC Company

Plus: Other Income/Expense 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Acquisition (M$) 0.00 0.00 0.00 0.00

Exploration (M$) 0.00 0.00 0.00 0.00

Before Tax Cash Flow 1,571.00 19.45 1,218.00 15.09 32.42 Development (M$) 0.00 0.00 0.00 0.00

Less Income Tax 526.00 6.52 408.00 5.06 10.86 Abandonment (M$) 0.00 0.00 0.00 0.00

After Tax Cash Flow 1,044.00 12.94 810.00 10.04 21.56 Total (M$) 0.00 0.00 0.00 0.00

Comp Cash FlowAll values are Company (Comp) Share unless specified otherwise.

Date

Sales

Volume

Oil

Price

Oil

Net

Revenue

Oil

Sales

Volume

Gas

Price

Gas

Net

Revenue

Gas

Sales

Volume

NGL

Price

NGL

Net

Revenue

NGL

Sales

Volume

Total

Net

Price

[BOE]

Net

Revenue

[BOE]

(-)

Operating

Costs

(-)

Capital

Costs Expense Amortization

Taxable

Income

(=)

Before

Tax

(-)

Income

Taxes

(=)

After Tax

Cash Flow

=

After Tax

Cash Flow

[10.5 %]

MSTB $/Bbl M$ MMSCF $/mcf M$ MSTB $/Bbl M$ MBOE $/BOE M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$ M$

2015(12) 13.00 60.00 662.00 --- --- --- --- --- --- 13.00 60.00 662.00 365.00 --- --- --- 297.00 297.00 100.00 198.00 198.00

2016(12) 12.00 60.00 625.00 --- --- --- --- --- --- 12.00 60.00 625.00 364.00 --- --- --- 261.00 261.00 87.00 174.00 157.00

2017(12) 12.00 60.00 592.00 --- --- --- --- --- --- 12.00 60.00 592.00 364.00 --- --- --- 228.00 228.00 76.00 151.00 124.00

2018(12) 11.00 60.00 560.00 --- --- --- --- --- --- 11.00 60.00 560.00 364.00 --- --- --- 196.00 196.00 66.00 131.00 97.00

2019(12) 11.00 60.00 531.00 --- --- --- --- --- --- 11.00 60.00 531.00 364.00 --- --- --- 168.00 168.00 56.00 111.00 75.00

2020(12) 10.00 60.00 504.00 --- --- --- --- --- --- 10.00 60.00 504.00 364.00 --- --- --- 141.00 141.00 47.00 94.00 57.00

2021(12) 10.00 60.00 479.00 --- --- --- --- --- --- 10.00 60.00 479.00 363.00 --- --- --- 116.00 116.00 39.00 77.00 42.00

2022(12) 9.00 60.00 456.00 --- --- --- --- --- --- 9.00 60.00 456.00 363.00 --- --- --- 93.00 93.00 31.00 62.00 31.00

2023(12) 9.00 60.00 434.00 --- --- --- --- --- --- 9.00 60.00 434.00 363.00 --- --- --- 71.00 71.00 24.00 47.00 21.00

Total 96.00 60.00 4,844.00 --- --- --- --- --- --- 96.00 --- 4,844.00 3,274.00 --- --- --- 1,571.00 1,571.00 526.00 1,044.00 801.00

Peep 2013.1

Economic Summary Base Case-Block ZZ

GRÁFICO 7.1 Resumen del análisis económico del Bloque ZZ.

65

CAPÍTULO VIII.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

8.1 Conclusiones

Para este estudio solo se ha considerado el mecanismo de impulsión

primaria del reservorio, debido a que no se conocía cual era el factor de

recobro máximo teórico y a partir de éste recién podemos estimar cuanto

es el factor de recobro secundario, es por ello que se ha desarrollado

una metodología para estimar el factor de recobro primario y compararlas

con las correlaciones Arps, curvas de declinación y la data proporcionada

por el MEM, del cual podemos afirmar que las correlaciones empíricas de

Arps y el MEM sobreestiman el factor de recobro primario de los

reservorios de gas en solución de la cuenca Talara, mientras que la

metodología propuesta refleja la realidad del comportamiento productivo.

El factor de recobro máximo teórico (FRmáx) encontrado para el

reservorio Pariñas es de 12.2%, y para el reservorio Rio Bravo es de

13.3%, estos valores tienen un margen de error de ±5%, de esta manera

estaríamos reduciendo el rango de incertidumbre que proporciona el

MEM a los inversionistas.

Las mejores prácticas operativas que han ayudado a incrementar el

factor de recobro en el Lote Z-2B son los fracturamientos hidráulicos, la

acidificación matricial y los rebaleos, y aún no se ha cuantificado el

efecto de los trabajos de refracturamiento.

Con un factor de recobro primario conocido nos ayudara a estimar mejor

las reservas (primarias y secundarias) así como también el EUR, y de

esta manera empezar a implementar proyectos de recuperación

mejorada para incrementar el factor de recobro.

El análisis de sensibilidad nos ha permitido obtener los parámetros que

más influyen en la estimación del FRmáx, a partir del cual se ha

construido una curva normalizada para diferentes presiones de burbuja

66

para un valor de compresibilidad y de esta manera encontrar un FRmáx

a diferente valores de RQI.

Las correlaciones empíricas para el cálculo del FRmáx son imprecisas

debido a que no consideran los parámetros que más afectan la

estimación del recobro de petróleo como la Cf, Sorw, Krgcl, Sgcrit.

Los end points que influyen en el cálculo del FRmáx están directamente

ligados con el RQI por lo que es muy importante el análisis de coronas

para la estimación de este factor.

Considerando el volumen acumulado de petróleo y el OOIP (calculo

volumétrico) se obtuvo un FR de 11.75%, en el bloque ZZ, formación

Pariñas del campo Lobitos y aplicando la metodología obtenemos un

FRmáx de 12.17%.Esta diferencia se debe a que en la simulación

numérica no se considera cambios de continuidad del reservorio y

heterogeneidad de las propiedades petrofísicas.

La metodología propuesta ayuda a tomar decisiones más rápidas con

mucho más soporte técnico para evaluar y optimizar las estrategias de

explotación y maximizar la rentabilidad de los proyectos.

Existen áreas en exploración en la cuenca Talara, es por ello que

deberíamos tomar el factor de recobro máximo teórico como indicador

para la inversiones, reducir incertidumbre y cuantificar mejor las

reservas.

La metodología propuesta es aplicable a otros campos análogos que

cumplan las mismas características que el reservorio Pariñas de la

cuenca Talara, para ello es necesario conocer las propiedades

petrofísicas y de fluidos.

Del análisis económico del caso base podemos concluir que desde enero

del 2015 hasta que finalice el contrato de la empresa se obtendrá un

NPV de 801 M$.

67

8.2 Recomendaciones

Es recomendable continuar con la investigación para estimar el factor de

recobro en función del tiempo, ya que los contratos petroleros sólo son

de 30 años, y este trabajo ayudaría a predecir después de determinado

tiempo cuanto de factor de recobro se ha logrado alcanzar.

Los análisis de las propiedades de fluido y las propiedades petrofísicas

del yacimiento tienen que ser efectuados cuidadosamente, en la medida

posible reducir el margen de error, para de esta manera efectuar un buen

análisis del factor de recobro.

Para efectuar un nuevo análisis de sensibilidad es recomendable que el

reservorio a analizar, no se encuentre afectado por efectos de inyección

de agua o gas, para de esta manera encontrar un factor de recobro

primario.

Es recomendable realizar modelos conceptuales más robustos basados

en modelos estáticos coherentes, uso de ecuaciones de estado en los

simuladores, propiedades petrofísicas representativas, etc.

68

CAPÍTULO IX.- BIBLIOGRAFÍA

[1]: Yesquen,S.,SPE,Carro,J.L.,Lopez,L.,SPE, Petrobras Energía Perú

(2005), Integrated Reservoir Management For Life Extension of Mature

and Marginal Oilfield-Talara Basin,Peru, preparado para el INGEPET

2005.Society of Petroleum Engineering (SPE)-97637-MS

[2]: Libro Anual de Reservas de Hidrocarburos 2012. Ministerio de

Energía y Minas, Dirección General De Hidrocarburos.

[3]: Schlumberger, The oil field Glosary,

http://www.glossary.oilfield.slb.com/en/Terms/r/recovery_factor.aspx

(2014-05-01).

[4]: Ahmed, T. (2010), Reservoir Engineering Handbook, 4th Edition, Gulf

Professional Publishing, USA.

[5]: Carrillo, L. (2006), Ingeniería de Reservorios, 1ra Edición, Apuntes de

clase Biblioteca de la Facultad de Ingeniería de Petróleo.

[6]: Paris de Ferrer, M. (2009), Fundamentos de Ingeniería de

Yacimientos, 1ra. Edition, Ediciones Astro Data S.A. Venezuela.

[7]: Carrillo, L. (1995), Ingeniería de Reservorios Teoría y Problemas, 1ra

Edición, Biblioteca de la Facultad de Ingeniería de Petróleo.

[8]: Ivan y Rafael Sandrea, “Global Oil Reserves-2012 recovery factors

leave Vast Target for EOR Technologies”, Oil & Gas Journal, Nov. 2007

Craft, B.C., Hawkins, M.(1991), Applied Petroleum Reservoir

Engineering, 2nd Edition, Prentice Hall, USA.

Dake, L.P. (2001), The practice of reservoir Engineering, 2nd Edition

(revised edition), Elsevier, UK.

Abdus, S., Ghulan, M., James, B. (2008), Practical Enhanced Reservoir

Engineering, 1st Edition, Ediciones Pennwell Corporation. Ocklahoma.

OPEC:http://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloa

ds/publications/WOO_2013.pdf(2014-05-03).

http://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications/WOO_2013.pdf

http://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications/WOO_2013.pdf

69

Kingsley,A.,SLB,Port,H., Tuning the Analytical Model for better Prediction

of Recovery Factor, preparado para el 31st Nigeria Annual International

Conference and Exhibition held in Abuja, Nigeria. 2009. Society of

Petroleum Engineering (SPE)-111919-MS

Laurence,M., SPE, Roy, K., RPS Energy,Rapid Assessment of Potential

Recovery Factor: A New Correlation Demonstrated on UK and USA

Fields, preparado para el SPE Annual Technical Conference and

Exhibition (ATCE) held in Florence,Italy, 2010. Society of Petroleum

Engineering (SPE)-134450-MS

He, Z. Ryder Scott Company, Kengang, L., University of North Dakota,

Hernan, A., Ryder Scott Company,New Analytical Equations of Recovery

Factor for Radial Flow Systems, preparado para el North Africa Technical

Conference & Exhibition held in Cairo, Egypt. 2013. Society of Petroleum

Engineering (SPE)-164766-MS

Aaron, J.,SPE, Texas A&M University, Determination of Recovery Factor

in the Bakken Formation, Mountrail County, ND, preparado para el SPE

Annual Technical Conference and Exhibition held in New Orlean,

Luisiana, USA. 2009. Society of Petroleum Engineering (SPE)-133719-

STU

70

CAPÍTULO X.- ANEXOS

ANEXO 1. Mapa de ubicación del lote Z-2B, Cuenca Talara.

71

ANEXO 2. Programación del sistema Agua- Petróleo

*Water Oil Table

// JScript source code to generate the SWT table using the Corey equation

var swmin=Swcon;

var swmax=1-Soirw;

var kwlines="**$ Sw krw krow";

var sw=swmin;

var krw, kro;

while(sw<=swmax+0.00000001)

{

if(sw<=Swcrit)

{

krw=0;

}

else

{

krw=Krwiro*Math.pow((sw-Swcrit)/(1-Soirw-Swcrit),nw);

}

var nextSw=sw+0.01;

if(sw>1-Sorw||nextSw>swmax+0.000001)

{

kro=0;

}

else

{

kro=Krocw*Math.pow((1-Sorw-sw)/(1-Sorw-Swcon),no);

}

kwlines+="\r\n"+" "+sw.toFixed(3)+" "+krw.toFixed(8)+" "+kro.toFixed(8);

sw=sw+0.01;

}

kwlines;

72

ANEXO 3. Programación del sistema Gas-Líquido

**Liquid Gas table

// JScript source code to generate the SLT table using the Corey equation

var Slcon=Swcon+Soirg;

var Slrg=Swcon+Sorg;

var slmin=Slcon;

var slmax=1-Sgcon;

var kwlines="**$ SL krg krog";

var sl=slmin;

var krg, krog;

while(sl<=slmax+0.000001)

{

if(sl<=Slrg)

{

krog=0;

}

else

{

krog=Krogcg*Math.pow((sl-Slrg)/(1-Sgcon-Slrg),nog);

}

var nextSl=sl+0.01;

if(sl>1-Sgcrit|| nextSl>slmax+0.000001)

{

krg=0;

}

else

{

krg=Krgcl*Math.pow((1-Sgcrit-sl)/(1-Sgcrit-Slcon),ng);

}

kwlines+="\r\n"+" "+sl.toFixed(3)+" "+krg.toFixed(8)+" "+krog.toFixed(8);

sl=sl+0.01;

}

kwlines;

73

ANEXO 4. Curvas de declinación y pronósticos del caso de estudio

BLOQUE 1

BLOQUE 2

1971 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 11 13 15 17 19 21 231

5

10

50

100

500

1000

5000

10000

Oil

Rate

(C

al.

Day)

, bbl/d

Date

Working Forecast Parameters

Phase : Oil

Case Name : Sinchi

b : 0.545259

Di : 0.0464557 A.n.

qi : 41.7181 bbl/d

ti : 12/31/2013

te : 12/31/2023

Final Rate : 27.5748 bbl/d

Cum. Prod. : 3948.32 Mbbl

Cum. Date : 01/31/2014

Reserves : 122.495 Mbbl

Reserves Date : 12/31/2023

EUR : 4070.81 Mbbl

Forecast Ended By : Time

DB Forecast Date : Not Saved

Reserve Type : None

1971 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 11 13 15 17 19 21 231

5

10

50

100

500

1000

5000

10000

Oil

Rate

(C

al.

Day)

, bbl/d

Date


Phase : Oil

Case Name : Sinchi

b : 0.545259

Di : 0.0464557 A.n.

qi : 41.7181 bbl/d

ti : 12/31/2013

te : 12/31/2023



Cum. Date : 01/31/2014



EUR : 4070.81 Mbbl



Reserve Type : None

74

BLOQUE 3

BLOQUE 4

1979 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 231

5

10

50

100

500

1000

Oil

Rate

(C

al.

Day)

, bbl/d

Date


Phase : Oil

Case Name : Sinchi

b : 1.47787

Di : 0.0311383 A.n.

qi : 9.02983 bbl/d

ti : 12/31/2013

te : 12/31/2023



Cum. Date : 01/31/2014



EUR : 426.787 Mbbl



Reserve Type : None

197879 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 231

5

10

50

100

500

1000

Oil

Rate

(C

al.

Day)

, bbl/d

Date


Phase : Oil

Case Name : Sinchi

b : 0.391606

Di : 0.0586297 A.n.

qi : 36.5009 bbl/d

ti : 12/31/2013

te : 12/31/2023



Cum. Date : 01/31/2014



EUR : 2476.19 Mbbl



Reserve Type : None

75

BLOQUE 5

BLOQUE6

197576 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 231

5

10

50

100

500

1000

Oil

Rate

(C

al.

Day)

, bbl/d

Date


Phase : Oil

Case Name : Sinchi

b : 0.770856

Di : 0.045906 A.n.

qi : 23.9711 bbl/d

ti : 12/31/2013

te : 12/31/2023



Cum. Date : 01/31/2014



EUR : 1157.14 Mbbl



Reserve Type : None

197677 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 231

5

10

50

100

500

1000

Oil

Rate

(C

al.

Day)

, bbl/d

Date


Phase : Oil

Case Name : Sinchi

b : 1.55332

Di : 0.0428535 A.n.

qi : 45.2888 bbl/d

ti : 12/31/2013

te : 12/31/2023



Cum. Date : 01/31/2014



EUR : 2000.66 Mbbl



Reserve Type : None

76

ANEXO 4. Validación del modelo conceptual de simulación numérica con el

simulador IMEX

INUNIT FIELD WSRF WELL 1 WSRF GRID TIME WSRF SECTOR TIME OUTSRF WELL LAYER NONE OUTSRF RES ALL OUTSRF GRID SO SG SW PRES OILPOT BPP SSPRES WINFLUX WPRN GRID 0 OUTPRN GRID NONE OUTPRN RES NONE **$ Distance units: ft RESULTS XOFFSET 0.0000 RESULTS YOFFSET 0.0000 RESULTS ROTATION 0.0000 **$ (DEGREES) RESULTS AXES-DIRECTIONS 1.0 -1.0 1.0 **$ *************************************************************************** **$ Definition of fundamental cartesian grid **$ *************************************************************************** GRID VARI 50 50 1 KDIR DOWN DI IVAR 50*80 DJ JVAR 50*80 DK ALL 2500*500 DTOP **$ Property: NULL Blocks Max: 1 Min: 1 **$ 0 = null block, 1 = active block NULL CON 1 **$ Property: Net Pay (ft) Max: 250 Min: 250 NETPAY CON 250 **$ Property: Porosity Max: 0.12 Min: 0.12 POR CON 0.12 PERMI CON 4.47871 PERMJ EQUALSI PERMK EQUALSI / 1000 **$ Property: Pinchout Array Max: 1 Min: 1 **$ 0 = pinched block, 1 = active block PINCHOUTARRAY CON 1 CPOR 0.00000526 MODEL BLACKOIL TRES 141 **$ p Rs Bo Bg viso visg **$ p Rs Bo Bg viso visg PVT BG 1 **$ p Rs Bo Bg viso visg 15 1.070091738 1.030143889 0.19411039 2.274704095 0.009855867 151.1111111 17.30222289 1.034825215 0.025583975 2.137358711 0.010175234 287.2222222 37.51043234 1.040739933 0.013516495 2.000211527 0.010499971 423.3333333 59.85787025 1.047385023 0.009102153 1.878490461 0.010829978 559.4444444 83.75180028 1.054602431 0.006814482 1.772433145 0.011165152 695.5555556 108.877907 1.062308593 0.005415864 1.680009463 0.011505383 831.6666667 135.0376245 1.070450104 0.004473091 1.599008831 0.011850553 967.7777778 162.0927705 1.078989002 0.003795176 1.527502775 0.012200539 1103.888889 189.9410023 1.087896404 0.003284833 1.463908021 0.012555213 1240 218.5031332 1.097149278 0.002887293 1.406947998 0.012914438 1376.111111 247.7158714 1.106728624 0.002569371 1.355595959 0.013278075 1512.222222 277.5273431 1.116618367 0.002309789 1.309022742 0.013645977 1648.333333 307.8941741 1.12680464 0.002094275 1.26655416 0.014017993 1784.444444 338.7794997 1.137275292 0.0019129 1.227637681 0.014393966 1920.555556 370.1515597 1.148019547 0.00175854 1.191816752 0.014773736 2056.666667 401.9826756 1.159027749 0.001625947 1.15871107 0.015157136 2192.777778 434.2484878 1.17029117 0.001511167 1.128001391 0.015543997 2328.888889 466.9273745 1.181801868 0.001411162 1.09941775 0.015934144

77

2465 500 1.193552568 0.001323551 1.07273028 0.0163274 **$ p Bo BOT 1 **$ p Bo 2465 1.1935 3100 1.188 BWI 1.00852 CVW 0 CW 3.16758e-006 DENSITY OIL 52.3722 DENSITY WATER 62.4359 REFPW 14.696 VWI 0.682393 GRAVITY GAS 0.62 **$ Property: PVT Type Max: 1 Min: 1 PTYPE CON 1 ROCKFLUID RPT 1 ** Sw krw krow SWT 0.404 0 0.914 0.419625 0.00169531 0.808522 0.43525 0.00570233 0.709188 0.450875 0.0115934 0.616042 0.4665 0.0191803 0.52913 0.482125 0.0283431 0.448502 0.49775 0.0389955 0.374212 0.513375 0.0510706 0.306323 0.529 0.0645145 0.2449 0.544625 0.0792819 0.190022 0.56025 0.0953344 0.141777 0.575875 0.112639 0.100268 0.5915 0.131165 0.0656194 0.607125 0.150887 0.0379882 0.62275 0.17178 0.0175823 0.638375 0.193825 0.00471106 0.654 0.217 0 ** Sl krg krog SLT 0.75 0.4 0 0.7645 0.35567 0.00556372 0.779 0.3137 0.0199187 0.7935 0.274119 0.0420019 0.808 0.236958 0.0713109 0.8225 0.202254 0.107515 0.837 0.170044 0.150371 0.8515 0.140373 0.199685 0.866 0.113288 0.2553 0.8805 0.0888464 0.317082 0.895 0.0671115 0.384916 0.9095 0.0481601 0.458699 0.924 0.0320856 0.538343 0.9385 0.0190074 0.623765 0.953 0.00908733 0.714893 0.9675 0.00257372 0.811659 0.982 0 0.914 INITIAL VERTICAL DEPTH_AVE WATER_OIL EQUIL REFDEPTH 7000 REFPRES 3100 DWOC 9000 GOC_PC 0 WOC_PC 0 **$ Property: Bubble Point Pressure (psi) Max: 2465 Min: 2465 PB CON 2465 NUMERICAL RUN DATE 2012 1 1 **$

78

WELL 'CM1-1' PRODUCER 'CM1-1' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM1-1' **$ UBA ff Status Connection 8 42 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM1-2' PRODUCER 'CM1-2' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM1-2' **$ UBA ff Status Connection 20 42 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM1-3' PRODUCER 'CM1-3' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM1-3' **$ UBA ff Status Connection 32 42 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM1-4' PRODUCER 'CM1-4' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM1-4' **$ UBA ff Status Connection 44 42 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' DATE 2012 2 1.00000 DATE 2012 3 1.00000 DATE 2012 4 1.00000 DATE 2012 5 1.00000 DATE 2012 6 1.00000 DATE 2012 7 1.00000 **$ WELL 'CM2-1' PRODUCER 'CM2-1' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM2-1' **$ UBA ff Status Connection 8 30 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM2-2' PRODUCER 'CM2-2' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM2-2' **$ UBA ff Status Connection

79

20 30 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM2-3' PRODUCER 'CM2-3' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM2-3' **$ UBA ff Status Connection 32 30 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM2-4' PRODUCER 'CM2-4' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM2-4' **$ UBA ff Status Connection 44 30 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' DATE 2012 8 1.00000 DATE 2012 9 1.00000 DATE 2012 10 1.00000 DATE 2012 11 1.00000 DATE 2012 12 1.00000 DATE 2013 1 1.00000 **$ WELL 'CM3-1' PRODUCER 'CM3-1' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM3-1' **$ UBA ff Status Connection 8 18 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM3-2' PRODUCER 'CM3-2' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM3-2' **$ UBA ff Status Connection 20 18 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM3-3' PRODUCER 'CM3-3' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0. PERF GEOA 'CM3-3' **$ UBA ff Status Connection 32 18 1 1. OPEN FLOW-TO 'SURFACE' **$ WELL 'CM3-4' PRODUCER 'CM3-4' OPERATE MIN BHP 300. CONT ** rad geofac wfrac skin ** UBA ff Status Connection **$ rad geofac wfrac skin GEOMETRY K 0.25 0.37 1. 0.

80

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