2010 ST 06 Spa(Full Permission)

7/25/2019 2010 ST 06 Spa(Full Permission)

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XIX Convencin Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela

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ESTUDIO INTEGRADO PARA LA CONSTRUCCIN DEL MODELO ESTTICOY DINMICO DEL YACIMIENTO LOS JABILLOS QQ-533 DEL CAMPO

QUIRIQUIRE PROFUNDO

QUIRIQUIRE GAS, S.A.

Autores: Mara Elena Barboza (Ing. Yacimientos), [email protected] Leonardo Sifontes (Gelogo), [email protected]

CONTENIDO

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1. INTRODUCCIN 62. MODELO GEOLOGICO 8

2.1 Modelado de Fallas 8

2.2 Modelo Estructural 9

2.2.1 Pillar Gridding 9

2.2.2 Modelado de Horizontes 11

2.2.3 Resolucin Vertical (Layering) 13

2.3 Modelado de Facies 13

2.4 Distribucin Geoestadstica de propiedades petrofsicas 15

2.5 Escalado al Modelo de Simulacin (Scale Up) 17

2.6 Generacin, carga y escalado de las propiedades de fractura 21

3. CARACTERISTICAS DE YACIMIENTO 26

3.1 Fluidos 26

3.2 Historia de Produccin 29

3.3 Historia de Presin 32

3.4 Sistema Roca-Fluidos 343.4.1 Determinacin de Tipos de Roca 34

3.4.2 Permeabilidades Relativas 37

3.5 Seccin Schedule 38


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4. MODELO DE SIMULACIN 41

4.1 Inicializacin 41

4.2 Fluidos Originalmente en Sitio 454.2.1 Clculos Volumtricos 45

4.2.2 Balance de Materiales 48

4.2.3 Inicializacin del Modelo de Simulacin 49

4.3 Cotejo Histrico 50

4.4 Prediccin del Comportamiento Futuro 57

5. CONCLUSIONES 59

6. RECOMENDACIONES 62


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LISTA DE FIGURAS

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1. Mapa de Ubicacin del Yacimiento Los Jabillos QQ-533 62. Fallas construidas y conectadas en Petrel 9

3. Se utilizaron las fallas para controlar los lmites del Grid 10

4. Modelo Estructural Actual 2008 10

5. Bloques fallados del modelo 11

6. Horizontes en el modelo de Petrel, en la zona de los yacimientos

QQ-687; QQ-609 y QQ-685. 12

7. Continuidad lateral de las formaciones 12

8. Nmero de capas (layers) por miembro/formacin del modelo

fino/geolgico 13

9. Asociacin de facies de barras de plataforma 14

10. Facies cargadas en Petrel. 14

11. Facies Distribuidas en el Modelo. Algoritmo SIS 15

12. Registros cargados en Petrel y su escalado al grid fino/geolgico 16

13. Resultados de las distribuciones de porosidad, Sw, Vcl y k

mediante el algoritmo SGS 1714. Nmero de capas(layers) por miembro/formacin y estadstica de

las alturas de celdas resultantes. Modelo Grueso 93 x 29 x 45 19

15. Escalado a modelo de simulacin 93 x 29 x 45 19

16. Segundo escalado, Modelo Grueso 93 x 29 x 45 20

17. Cuas generadas por escalado IJK 20

18. 399 cuas generadas por escalado IJK 21

19. Direcciones de fracturas medidas directamente en un ncleoorientado 22

20. Resultado del modelado de esfuerzos durante la fase tectnica 4

en el programa Poly3D. Tambin se muestra la ecuacin para el

clculo del maximum Coulomb shear stress y el cubo resultante. 23

21. Informacin para el modelado y calibracin de las fracturas naturales 24


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22. Resultados del modelo de fracturas naturales exportadas al simulador

eclipse 25

23. Gravedad API vs Profundidad de pruebas DST 2824. RGP vs Profundidad de pruebas DST filtradas 28

25. EDE y validacin de propiedades en el modelo vertical 29

26. Comportamiento de Produccin del Campo QQ Profundo 30

27. Comportamiento de la Inyeccin de Gas 31

28. Mapa de Produccin Acumulada de Gas 32

29. Comportamiento de Presin del yacimiento Los Jabillos QQ-533 33

30. Tasa de Declinacin de presin de los ltimos aos 34

31. Estudios de Presin Capilar en tapones de ncleo 35

32. Regiones de Saturacin asociados a los tipos de roca 36

33. Familias de curvas de Permeabilidad relativa para los 4 tipos de roca 38

34. Esquema de Completacin Mecnica 39

35. Comportamiento histrico de Produccin 40

36. Interseccin de pozos con la malla de simulacin para definicin de capas

completadas en la malla 40

37. Saturaciones Iniciales de Fluidos 4338. Propiedades de la Matriz: permeabilidad, porosidad y NTG 44

39. Propiedades de la Fractura: permeabilidad y porosidad 44

40. Propiedades de la Fractura: SIGMAV 45

41. Curva de probabilidad del GOES por encima del contacto de gas-petrleo.

Se muestra el tornado y los percentiles resultantes 47

42. Curva de probabilidad del POES en la pierna de petrleo. 48

43. Balance de Materiales de toda el rea de estudio 4944. Fluidos originalmente en sitio resultantes de la Inicializacin del Modelo 50

45. Grfico de Comportamiento de Produccin del Campo 53

46. Grfico de Produccin Acumulada del Campo 54

47. Comportamiento de Presin Vs. Tiempo 55

48. Perfiles de produccin para los diferentes escenarios de compresin 59


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LISTA DE TABLAS

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1. Anlisis PVT disponibles 26

2. Coeficientes de Pittman para el clculo del radio de garganta poral 36

3. End Points de las Curvas de Permeabilidad relativa por tipo de roca 38

4. Parmetros de entrada y chequeos con la realidad (reality check) 46

5. Resultado del Cotejo Histrico por Pozo 56

6. Condiciones de operacin de Compresor de Media instalado 58

7. Produccin acumulada de Gas al 03/2026 58


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1. INTRODUCCION

El yacimiento Los Jabillos QQ 533, se encuentra en el Oriente de Venezuela, se

ubica en la franja de corrimientos del Norte de Monagas con alta complejidadestructural, con presencia de fracturas naturales y una columna segregada de

fluidos de gas condensado (Fig.1).

VENEZUELAVENEZUELAVENEZUELAVENEZUELA

Fig. 1 Mapa de Ubicacin del Yacimiento Los Jabillos QQ-533

Se aplicaron las tcnicas ms actualizadas para interpretar la data disponible del

yacimiento con la integracin de las diferentes disciplinas de la geociencia para

lograr la mejor descripcin esttica y dinmica del yacimiento, generndose un

modelo capaz de sustentar de manera ms acertada los planes de desarrollo

futuro del yacimiento y optimizar las inversiones requeridas para dichos planes,

maximizando el valor del activo.

Se integraron la interpretacin estructural derivada de la ssmica 3D, los datos

geolgicos a nivel de pozos (registros elctricos, ncleos) con los datos dinmicos

por pozo (muestras de fluidos, producciones, presiones, registros de produccin).

Se realiz la evaluacin petrofsica aplicada a formaciones litolgicamente

complejas, se realiz la caracterizacin fsica de las fracturas naturales, se


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analizaron los regmenes de esfuerzos regionales al inicio de la deformacin

tectnica y para la condicin de inicio de la explotacin del yacimiento. Se

caracterizaron las muestras de fluidos del yacimiento para la generacin de laecuacin de estado y se determin la variacin de propiedades con profundidad.

Se gener el modelo sedimentolgico a partir del anlisis conjunto de ncleos y

perfiles, se realiz la simulacin de los esfuerzos regionales con POLY3D,

integrndola posteriormente con la caracterizacin de fracturas en FRACA FLOW

para generar el modelo de fracturas naturales. Los modelos construidos se

integraron en PETREL para la generacin de la malla 3D y posterior integracin

de los datos dinmicos en un Modelo Composicional de Doble Porosidad en

ECLIPSE 300. El cotejo de la data histrica permiti validar los modelos

construidos y fue utilizado para predecir el comportamiento futuro bajo diferentes

esquemas de explotacin.


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2. MODELO GEOLOGICO

Para la construccin del modelo esttico del yacimiento Quiriquire Profundo, se

tom como punto de partida el modelo estructural pre-existente (basado en

ssmica 3D e informacin de pozos) y se incorpor al mismo toda la informacin

recabada en los ltimos nueve aos. La construccin del modelo esttico se

realiz en el programa PETREL y aadiendo a este:

Nuevas capas, delimitadoras de miembros intraformacionales, para una

mejor divisin vertical del modelo.

Se construyeron los planos de fallas manteniendo sus inclinaciones e

interrelaciones, bastante complejas. La evaluacin petrofsica del campo recientemente interpretada.

Una nueva interpretacin, moderna y mas acertada de las facies y

asociaciones de facies presentes en el rea.

El anlisis geomecnico realizado en el programa POLY3D.

Un modelo de fracturas, integrado en el programa FracaFlow.

Este modelo permiti, luego de varias realizaciones y escalamientos, generar la

malla utilizada en la construccin del modelo dinmico del yacimiento.

2.1. Modelado de Fallas:

Se crearon los planos de fallas en profundidad a partir de los polgonos de falla de

cada horizonte.

En la Fig. 2 se muestran las fallas resultantes. Para poder realizar la conexin

entre fallas se utilizaron pilares curvos de tres puntos. Como resultado se obtieneen el modelo estructural (seccin 2.3) algunos errores en las zonas en que estos

pilares tienden a encontrarse, principalmente en las conexiones fallas normales

contra corrimientos. Los errores que ocasiona esta inconsistencia fueron

corregidos manualmente.


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Fig. 2. Fallas construidas y conectadas en Petrel

2.2. Modelo Estructural:

2.2.1. Pillar Gridding:

Se mencion en el apartado 2.1., que se utilizaron pilares curvos para poder

representar las fallas y realizar las conexiones entre las mismas. Las relaciones de

pilares resultantes es bastante compleja por lo que al realizar la configuracin del

grid tridimensional (pillar gridding) se obtienen algunos errores en las zonas

cercanas a la conexin entre fallas.

En la Fig. 3se muestra que se escogi una dimensin areal de 250m x 250m para

las celdas. Adicionalmente se gui el esqueleto de pilares con las fallas, lo que

implica que las celdas resultantes se deforman para adaptarse al plano de falla.


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Fig. 3. Se utilizaron las fallas para controlar los lmites del Grid

La Fig. 4 muestra el modelo actual, el cual consta de una base

paralela/concordante al tope de San Antonio. En la Fig. 4se observa que con esta

metodologa se esta sacrificando un pequeo volumen en la zona central del

yacimiento principal. El color azul representa un plano a -14500 pies, profundidad

a la cual se esta colocando el contacto agua-petrleo. Es importante mencionar

que dicho sacrificio se realiza porque al bajar ms esta superficie se empiezan a

encontrar graves problemas debido a los cruces de las fallas ya mencionados.

Fig. 4. Modelo Estructural Actual


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La Fig. 5 muestra los bloques fallados que conforman el modelo actual. Estos

bloques pueden estar conectados hidrulicamente, bien sea por yuxtaposicin de

las capas o a travs del sistema de fracturas naturales.

Fig. 5. Bloques fallados del modelo.

2.2.2. Modelado de Horizontes:

Al inicio del modelado se cont con la interpretacin estructural convertida a

profundidad de cuatro horizontes: Jabillos, Vidoo, San Juan y San Antonio.

Adems de los horizontes mencionados se contaba con los topes estratigrficos

de todas las formaciones y miembros de inters: Jabillos Superior; Jabillos Inferior;

Caratas Superior; Caratas Medio Superior; Caratas Medio Inferior; Caratas Inferior;

Tope Vidoo; Base de Vidoo; San Juan; San Antonio. Con estos topes se

construyeron en Petrel, de manera concordante a los cuatro primeros, seis

horizontes adicionales, que le dan a este modelo un mejor control para distribuir y

promediar las propiedades petrofsicas.


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Adems de estos diez horizontes se cre una copia del mapa de San Antonio y se

desplaz hacia abajo, para ser usada como base del modelo y para evitar la

generacin de una gran cantidad de celdas con forma cua.

Los resultados se ilustran en las Figs. 6 y 7. La Fig. 7 muestra la zonificacin

resultante de los 11 horizontes (10 formaciones/miembros) utilizados. Los mismos

son concordantes segn la interpretacin actual por lo que se observa continuidad

en todo el yacimiento.

Fig. 6. Horizontes en el modelo de Petrel, en la zona de los yacimientos QQ-687; QQ-609 y QQ-

685. Se colocaron lo topes de la formacin Los Jabillos, para resaltar el control de los mismos.

Fig. 7. Continuidad lateral de las formaciones.


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2.2.3. Resoluc in Vertical (Layering):

Una vez alcanzado un modelo estructural tridimensional con diez

formaciones/miembros principales, se procedi a realizar las divisiones de cadauna de esas formaciones/miembros, para lograr la mayor resolucin vertical

posible.

Fig. 8. Nmero de capas (layers) por miembro/formacin del modelo fino/geolgico.

Se dividieron las formaciones segn los datos mostrados en la Fig. 8 tambin se

observa la estadstica de las alturas de celdas resultantes. Modelo Fino constitudo

por 70 x 20 x 335 celdas.

2.3. Modelado de Facies:

En este estudio se definieron las facies en los ncleos existentes para el campo.

Luego se extrapol dicha informacin al resto de la columna estratigrfica de los

pozos con secciones de ncleo y a los dems pozos. Esta extrapolacin se bas

en la data interpretada por el sedimentlogo, ya que fue imposible conseguir

mediante registros elctricos relaciones (fuzzi logic o neural network en el


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programa IP) que respetaran las facies observadas en los ncleos; en otras

palabras, existen varias facies y asociaciones de facies que presentan la misma

respuesta electrogrfica, por lo que no es posible separarlas mediante los registroselctricos.

La Fig. 9, muestra una de las asociaciones de facies interpretadas en el rea.

ASOCIACIONES DE FACIES SEDIMENTARIAS

La asociacin de facies se inicia en la base con

Facies A1X que pasa transicionalmente hacia el

tope a Facies A2ML y H, la facies A2ML se

mantiene constante con variaciones en el contenido

de materia orgnica, hasta la finalizacin de la

asociacin en el tope con una Facies H que

representa la fase final de la barra de plataforma

por sedimentos heterolticos de una zona de

plataforma. La base es trancisional sobre depsitos

de una planicie de carbonatos de mezcla y/ mar

abierto. Los contactos internos entre facies son

trancisionales.

BARRAS DE PLATAFORMA

FACIES

GR LITOLOGA / RES SED. SPHI

MLf

A2ML

H

A2ML

A1X

H

9377

9380

9385

9390













trancisionales.


FACIES


MLf

A2ML

H

A2ML

A1X

H

9377

9380

9385

9390













trancisionales.


FACIES


MLf

A2ML

H

A2ML

A1X

H

9377

9380

9385

9390

MLf

A2ML

H

A2ML

A1X

H

9377

9380

9385

9390

Fig. 9. Asociacin de facies de barras de plataforma. Esta asociacin de facies se ve mayormente

representada en el miembro inferior de la formacin Los Jabillos.

Fig. 10. Facies cargadas en Petrel.


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Las facies fueron cargadas a Petrel (Fig. 10), y se analiz el variograma de cada

una de ellas.

Finalmente utilizando variogramas se realiz una distribucin geoestadstica de las

facies. Para ello se utiliz el algoritmo geoestadstico SIS (Sequential Indicator

Simulation) en Petrel. Los resultados se muestran en la Fig. 11.

Fig. 11. Facies Distribuidas en el Modelo. Algoritmo SIS

2.4. Distribuc in Geoestadstica de propiedades petrof sicas:

Como punto de partida para poblar el modelo de propiedades de roca se cont

con las curvas resultantes de la evaluacin petrofsica de los 32 pozos del campo

(Fig. 12).


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Fig. 12. Registros cargados en Petrel y su escalado al grid fino/geolgico.

Las distribuciones se realizaron mediante el algoritmo SGS (Sequential Gaussian

Simulation) en Petrel. La distribucin fue condicionada con las facies del modelo.

En la Fig. 13se muestran se muestra el histograma de control estadstico con los

valores de registro y los valores obtenidos en el escalado del grid y en ladistribucin geoestadstica para todas las propiedades.

Pozo12 Pozo24 Pozo20


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Fig. 13. Resultados de las distribuciones de porosidad, Sw, Vcl y k mediante el algoritmo SGS.

2.5. Escalado al Modelo de Simulacin (Scale Up):

El escalado adecuado del modelo depende de cuatro variables:

Conservar el mnimo de informacin geolgica para mantener las

caractersticas de almacenamiento y capacidad de flujo reales de las

formaciones.

Modelo de doble porosidad doble permeabilidad (naturalmente fracturado).

La cantidad de pseudocomponentes de la ecuacin de estado, para

representar el fluido composicional aumenta significativamente la cantidad

de clculos que realiza el simulador (Eclipse 300). La capacidad de la computadora o servidor en la cual se esta corriendo el

modelo de simulacin.


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Para una mejor gerencia del campo y debido a que los fluidos que lo componen el

yacimiento son de gas condensado el modelo debe ser composicional, por lo que

el punto dos (2) se convierte en una premisa. Al estar en presencia de un camponaturalmente fracturado, se necesita duplicar el grid en eclipse, lo que tambin

duplica los clculos. Tambin existe la posibilidad de correr el modelo de manera

sencilla (single media), en donde se suma a la porosidad y permeabilidad de

matriz sus equivalentes en fractura, de esta manera se introducen la anisotropa

que generan las fracturas pero se mantiene el grid sencillo, con ahorro de recurso

computacional. Sin embargo, debido a que no considera el intercambio matriz-

fractura (Sigma), ni el aporte inicial de produccin desde las fracturas

(independiente de la matriz), esta opcin no se consider para estas corridas de

simulacin.

Para reducir al mnimo la deformacin de las celdas se utiliz la opcin de

escalado IJK del programa Petrel. Para ello se realiz un grid sencillo (simple grid)

cambiando la distribucin areal a 200m x 200m y se redujeron las capas verticales

de 335 a 45. Con ello se disminuy la resolucin vertical promedio de las celdas

de 6 pies a 16 pies aproximadamente. Con este escalado se obtuvieron 121.365celdas (Ver Figs. 14y 15).


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Fig.14. Nmero de capas(layers) por miembro/formacin y estadstica de las alturas de celdas

resultantes. Modelo Grueso 93 x 29 x 45 (IJK, celda areal 200x200).

Fig. 15. Escalado a modelo de simulacin 93 x 29 x 45 (IJK, celda areal 200x200).

El aspecto final del escalado IJK se puede observar en la Fig. 16. Igualmente, se

observan los planos de falla resultantes.


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Fig. 16. Segundo escalado, Modelo Grueso 93 x 29 x 45 (IJK, celda areal 200x200). Se observan los

bloques fallados. Las fallas ya no son lisas, ya que se ajustan al grid simple de pilares verticales.

Este escalado gener dos problemas en el simulador Eclipse, el primero fue debido a

que no se identificaron cuas que se forman en los escalones de las fallas (Figs. 17

y 18).

Fig. 17. Cuas generadas por escalado IJK.


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Fig. 18. 399 cuas generadas por escalado IJK.

Una vez identificadas las cuas, para solucionar este problema fue necesario realizar

un ACTNUM de manera manual en Petrel de manera que estas cuas quedaran

desactivadas en el programa Eclipse 300 y de esta manera evitar los problemas de

convergencia.

2.6. Generacin, carga y escalado de las propiedades de fracturas.

Se realiz caracterizacin de fracturas naturales, sobre los ncleos existentes, de los

cuales slo uno estaba orientado. En la Fig. 40 se muestran los resultados de dichas

mediciones. Estas mediciones son refrendadas en el modelo geomecnico (Poly3D)

y se incorporan en el modelado de fracturas en el programa FracaFlow.


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Fig. 19. Direcciones de fracturas medidas directamente en un ncleo orientado.

Previo a la evaluacin geomecnica en el programa POLY3D. Se realiz un anlisisde la evolucin tectnica en el rea, con la intencin de separar adecuadamente el

evento que gener cada familia de fracturas.

La evolucin tectnica-estructural del campo ocurri en las siguientes 4 fases:

1a Generacin de fallas normales, (Jursico-Cretcico)

1b Evolucin de las fallas normales a lstricas y su influencia en la depositacin

(Cretcico)

2a Inicio de la cuenca antepas. Inversin de los planos de fallas existentes

(formaciones San Juan y San Antonio). Cabalgamientos y creacin de las

primeras fracturas con planos horizontales. (Oligoceno)

2b El aumento de la columna litoesttica (Carapita depositndose) produce un

cambio de rgimen compresivo a transcurrente. Generacin de fracturas

oblicuas y verticales. Se producen cabalgamientos en la formacin Carapita

(Mioceno)

3 Diagnesis, relleno de las fracturas preexistentes, mayormente con cemento

calcreo. (Mioceno tardo a Pleistoceno)

4 El aumento de la columna litoesttica produce un cambio a rgimen normal. La

carga de hidrocarburos detiene los procesos diagenticos. Se generan fracturas

Fracturas QQ-679

0

0.2

0.40.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

25

10 15 2025

3035

4045

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

105

110

115

120

125

130

135

140

145

150155

160165

170175180185

190195200

205210

215220

225

230

235

240

245

250

255

260

265

270

275

280

285

290

295

300

305

310

315

320

325330

335340

345350355

360

Direccin de Fracturas


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oblicuas semi-verticales; este set de fracturas contiene la gran mayora de las

fracturas abiertas, sin ningn soporte mineral. (Holoceno)

La Fig. 20muestra el resultado obtenido al predecir la deformacin (fracturas), conlas siguientes condiciones de borde: un esfuerzo horizontal mayor en la direccin

330 N (Placa del Caribe), y un esfuerzo vertical (peso de la columna litoesttica)

como esfuerzo dominante. Estas son las condiciones dominantes en el rea durante

la fase 4 (condicin actual). Con este modelo se demuestra la formacin de fracturas

paralelas inclinadas, las cuales adems son recientes y no han tenido la oportunidad

de ser cerradas con mineralizaciones posteriores. Esta familia de fracturas es la que

domina la anisotropa de permeabilidades y por lo tanto el flujo de hidrocarburos enel yacimiento.

Por ltimo se calcul el atributo , segn el cual se

puede identificar la mayor probabilidad de existencia de fracturas

2

)31(*)1(*

2

)31( 2 SSSSMCSS

++

=

Fig. 20. Resultado del modelado de esfuerzos durante la fase tectnica 4 en el programa Poly3D.

Tambin se muestra la ecuacin para el clculo del maximum Coulomb shear stress y el cubo

resultante.

Se carg toda la informacin recopilada: caracterizacin de fracturas naturales,

facies, la informacin generada en Poly3D e imgenes de pozos (solo 2 pozos) al


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24


programa FracaFlow en donde se integr y gener un modelo con los planos

discretos de fracturas, este modelo fue calibrado con informacin de perdida de lodo

de perforacin, factores kH de las pruebas de restauracin de presin, datos PLT e

informacin de produccin en general (Fig. 21).

Finalmente se gener un modelo escalado con las propiedades de fracturas y matriz

de forma independiente (Fig. 22). Tambin se gener el cubo de la propiedad Sigma,

la cual controla en el simulador eclipse la interaccin entre los cubos de matriz y

fracturas.

Kmax Kmin254 204,08

115,27 56,25

254,03 204,08

85,72 70,2

90,32 68,64

254,03 204,8

254,03 204,8

98,32 79,38

254,03 204,8

99,95 80,93

1530 6,42

299,064 125,853

KH_simulado 2365,31

KH_test 2375

Pozo 690

Fig. 21. Informacin para el modelado y calibracin de las fracturas naturales en el programa

FracaFlow.


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Distribucin espacial de permeabilidad de fracturas (Kx) Distribucin espacial de la porosidad de fractura

Distribucin espacial de permeabilidad de fracturas (Kx) Distribucin espacial de la porosidad de fractura

Fig. 22. Resultados del modelo de fracturas naturales exportadas al simulador eclipse.


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3. CARACTERISTICAS DE YACIMIENTO

3.1. Fluidos

Los fluidos presentes en el Campo Quiriquire Profundo muestran una gran variacin

de la composicin con profundidad, existiendo en el tope del yacimiento un gas

condensado con bajo rendimiento de lquido y en la base un condensado a

condiciones de yacimiento, definindose por tanto un contacto Gas-Condensado.

Para el anlisis de las propiedades de los fluidos del yacimiento se tomaron en

consideracin primeramente los datos de las pruebas de produccin y presin de 24

pozos, los cuales permitieron definir la profundidad de los contactos de fluidos.

Por otro lado, existen once (11) muestras PVT de las cuales, tres (3) pertenecen a la

columna de petrleo y ocho (8) a la capa de gas.

En la Tabla 1 se presenta una lista de los datos PVT disponibles.

Tabla 1. Anlisis PVT disponiblesMuestra Bloque Pozo Ao Fluido Formacin

1 LOB. PPAL 595 65 Gas LJ

2 592 65 Gas LJ

3 647 79 Gas LJ

4 647 81 Gas LJ

5 650 81 Gas V

6 676 88 Pet LJ

7 590 95 Gas LJ

8 672 00 Gas SJ

9 LOB. POST 634 79 Pet CT

10 634 82 Gas CT

11 674A 96 Pet LJ

Laboratorio

Local

SGS

Core Lab.

Core Lab.

Core Lab.

Core Lab.

Schlumberger

Core Lab.

SGS

Core Lab.

Westport

LJ = Los JabillosCT = CaratasV = Vidoo

Los anlisis PVT disponibles fueron evaluados segn el criterio de representatividad

de las muestras y se validaron las pruebas de laboratorio tomando en cuenta las

siguientes pruebas:

Recombinacin matemtica

Balance de Materia

Criterio de Hoffman (Separador)

Criterio de Hoffman (Prueba CVD)


27/62

27


De los anlisis efectuados a las muestras de fluidos recuperadas se encontr que

ninguna de ellas es vlida, ni desde el punto de vista de representatividad ni por la

consistencia de las pruebas de laboratorio.

Ante la carencia de una muestra de fluidos representativa de las condiciones

originales del yacimiento y con la finalidad de definir la ubicacin del contacto gas-

petrleo con el menor grado de incertidumbre, as como generar una Ecuacin de

Estado capaz de reproducir el comportamiento dinmico del yacimiento, se utiliz la

siguiente metodologa:

1.- Se seleccionaron las pruebas DST realizadas en los pozos en la etapa temprana

del yacimiento para asegurar que representan las condiciones originales de losfluidos del yacimiento.

2.- Se filtraron las muestras para seleccionar aquellas con espesores de intervalos

abiertos inferiores a 100 pies.

3.- Se grafic la Gravedad API y RGP de cada muestra en funcin de la Profundidad

en pies TVDss, as como los intervalos perforados correspondientes. Se evalu la

consistencia de ambos parmetros entre s, es decir, ante un aumento de la

gravedad API deba apreciarse un incremento de la RGP.

4.- Se descartaron las muestras correspondientes a pruebas realizadas con un alto

drawdown (delta P), por considerar que tienen un mayor efecto de segregacin de

fases.

5.- Se defini la mejor curva posible de Gravedad API y RGP vs profundidad.

6.- Se evaluaron los comportamientos del %Molar de cada componente en funcin

de profundidad.

El objetivo de todo este anlisis es determinar de la mejor manera posible, lascondiciones iniciales de los fluidos del yacimiento desde el punto de vista de

contactos, presiones y temperaturas iniciales, composicin vs profundidad para

generar una Ecuacin de Estado sinttica y verificar su funcionalidad a travs de un

modelo de simulacin conceptual que permita verificar las condiciones de

inicializacin del modelo.


28/62


29/62


30/62

30


Inici su produccin en al ao 1957 con un (1) solo pozo activo durante el periodo

1957 1973, QQ-634. Luego permanece inactivo hasta el ao 1978 cuando se

incorpora a produccin el pozo QQ-648.

En el ao 2001 comienza la explotacin del yacimiento como productor de gas,

alcanzando una mxima produccin de 300 MMPCND y 6800 BN/D de petrleo

durante el ao 2005. Para Diciembre 2009, produce un promedio de 196.1 MMPCND

de gas y 3080 BN/D de condensado, debido a restricciones por la falta de capacidad

de recepcin del gas por parte de PDVSA (Fig. 26). Para el 31 de diciembre 2009, la

produccin acumulada de gas es de 699.7 MMMPCN, la de petrleo es 20.7 MMBN

y la de agua es 0.45 MMBN.

1957 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 090

60

120

180

240

300

0

150

300

450

600

750

DATE

Axis 1Gas Rate (CD) ( MMcf/d ) Wells Selected (23)

Axis 2Cumulative Gas Produced ( MMMcf ) Wells Selected (23)

1957 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 090

1500

3000

4500

6000

7500

0

5000

10000

15000

20000

25000

DATE

Axis 1Oil Rate (CD) ( bbl/d ) Wells Selected (23)

Axis 2Cumulative Oil Produced ( Mbbl ) Wells Selected (23)

1957 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 090

75

150

225

300

375

0

100000

200000

300000

400000

500000

DATE

Axis 1Water Rate (CD) ( bbl/d ) Wells Selected (23)

Axis 2Cumulative Water Produced ( bbl ) Wells Selected (23)

Fig. 26. Comportamiento de Produccin del Campo QQ Profundo


31/62

31


En el yacimiento no se ha identificado un contacto agua-petrleo, tampoco se han

tenido evidencias de produccin de agua, ya que los volmenes producidos son

debidos a condensacin en superficie, excepto para el pozo QQ-676, en el cual se

estima que el agua producida sea debida a comunicacin mecnica.

A finales del ao 1997, con la finalidad de conservar la energa del yacimiento, se

inici un proceso de inyeccin de gas a travs de tres pozos: QQ-647, QQ-655 y QQ-

655, con los que se ha inyectado un volumen acumulado de 77.78 MMMPCN de gas

(Fig. 27).

1997 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 090

10

20

30

40

50

0

20000

40000

60000

80000

DATE

Axis 1 Gas Inj. Day Rate (MMcf/d)Wellbore QQ0647IG

Wellbore QQ0655IG

Wellbore QQ0656IG

Axis 2 Cumulative Gas Injected (MMcf)Wellbore QQ0647IG

Wellbore QQ0655IG

Wellbore QQ0656IG

Wells Selected (3)

Fig. 27. Comportamiento de la Inyeccin de Gas

En la Fig. 28 se muestra que los pozos con mayor produccin acumulada pertenecen

al Lbulo Principal y son QQ-647, QQ-650 y QQ-669.


32/62

32


DATE:9/30/2009

1097500 1097500

1100000 1100000

1102500 1102500

1105000 1105000

1107500 1107500

1110000 1110000

474000

474000

477000

477000

480000

480000

483000

483000

486000

486000

489000

489000

QQ0533

QQ0547

QQ0590

QQ0592

QQ0595QQ0600

QQ0609

QQ0634QQ0640

QQ0641

QQ0647QQ0647IG

QQ0648

QQ0650

QQ0654

QQ0655QQ0655IG

QQ0656QQ0656IG

QQ0662

QQ0669

QQ0671

QQ0672

QQ0674

QQ0675

QQ0676

QQ0677

QQ0678

QQ0685QQ0686

QQ0687

QQ0690

Cumulative Gas Produced ( Mcf )>= 0, =10000000, =20000000, =30000000, =40000000, =50000000, =60000000,


33/62

33


(Esttica) indicando los siguientes valores al datum de 9250 pies TVDss: 2862, 2789

y 2734 lpc, respectivamente.

Fig. 29. Comportamiento de Presin del yacimiento Los Jabillos QQ-533

En el grfico de comportamiento de presin se pueden distinguir tres periodos

principales: Durante los primeros 30 aos de la vida productiva del yacimiento, la

declinacin de la presin es muy poca debido a los bajos niveles de

produccin de gas y condensado del yacimiento.

Posteriormente, debido a un proceso de inyeccin de gas iniciado en el ao

1998, se observa un incremento de la presin del yacimiento.


34/62

34


Los ltimos ocho aos, muestran una marcada declinacin de la presin

debido a que el yacimiento alcanza sus mximas tasas de produccin.

Para los ltimos aos se calcula una tasa de declinacin de presin promedio de 157lpc/ao (Fig. 30).

Presin(LPC)@9250piesTV

Dss

Presin(LPC)@9250piesTV

Dss

Fig. 30. Tasa de Declinacin de presin de los ltimos aos

3.4 Sistema Roca-Fluidos

3.4.1 Determinacin de Tipos de Rocas

Las curvas de presin capilar disponibles fueron utilizadas para la determinacin del

tamao de garganta de poro y a partir del mismo se definieron los rangos para

clasificar los diferentes tipos de roca que pudieran estar presentes en el yacimiento

(Fig. 31).

Se establecieron los rangos siguientes:


35/62

35


Tipo de Roca Tamao de Garganta Poral ()

Nanoporosa 10

Luego de definir los rangos para describir los tipos de roca, se procedi a graficar los

Incrementales de Mercurio (Hg) con el objeto de determinar la correlacin de Radio

de Pittman que aplica a la data disponible, encontrndose que el ajuste que aplica a

la mayora de los datos es el R50 (Fig. 31

). Es de resaltar que el resultado delanlisis del tapn H1_679, muestra un comportamiento bimodal, el cual puede ser

asociado a taponamiento de la muestra durante el experimento.

Presin de Intrusin vs. Saturacin Fase MojanteMuestra H7 9365'

0.1

1

10

100

1000

10000

100000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

%Saturacin FaseMojante

Presi

ndeintrusin(psi)

Pc_Intevep08_Recalculada

Pc_Intevep08_Orig

Pc_Intevep09

Centrifuga

Pc_Geocore94

0.1

1

10

100

1000

10000

100000

0 .0 0 .1 0 .2 0 .3 0 .4 0 .5 0 .6 0 .7 0 .8 0 .9 1 .0

Wetting Phase Saturation

(% Pore Volume)

HgPressure(psi)

H1 _6 79 H6 _6 79 H3 _6 79 H3 _6 62 H3 _5 47

Pc Curve

MEGA

MACRO

MESO

MICRO

NANO

10

2

0.5

0.1

6.94

5

2.3

1.16

0.18

0.364

4

1.5

0.6

0.1

1

2

3

4

5

0.1

1

10

100

1000

10000

100000

0 .0 0 .1 0 .2 0 .3 0 .4 0 .5 0 .6 0 .7 0 .8 0 .9 1 .0


(% Pore Volume)

HgPressure(psi)

H1 _6 79 H6 _6 79 H3 _6 79 H3 _6 62 H3 _5 47

Pc Curve

MEGA

MACRO

MESO

MICRO

NANO

10

2

0.5

0.1

6.94

5

2.3

1.16

0.18

0.364

0.1

1

10

100

1000

10000

100000

0 .0 0 .1 0 .2 0 .3 0 .4 0 .5 0 .6 0 .7 0 .8 0 .9 1 .0


(% Pore Volume)

HgPressure(psi)

H1 _6 79 H6 _6 79 H3 _6 79 H3 _6 62 H3 _5 47

Pc Curve

MEGA

MACRO

MESO

MICRO

NANO

10

2

0.5

0.1

MEGA

MACRO

MESO

MICRO

NANO

10

2

0.5

0.1

6.94

5

2.3

1.16

0.18

0.364

4

1.5

0.6

0.1

1

2

3

4

5

INCREMENTALES DE Hg

0.000

0.050

0.100

0.150

0.200

0.250

0.000 0.100 0.200 0.300 0.400 0.500 0.600 0.700 0.800 0.900 1.000

-0.020

0.000

0.020

0.040

0.060

0.080

0.100

0.120

H3_547 H3_662 H3_679 H1_679 H6_679

PittmanR50

INCREMENTALES DE Hg

0.000

0.050

0.100

0.150

0.200

0.250

0.000 0.100 0.200 0.300 0.400 0.500 0.600 0.700 0.800 0.900 1.000

-0.020

0.000

0.020

0.040

0.060

0.080

0.100

0.120

H3_547 H3_662 H3_679 H1_679 H6_679

PittmanR50

Fig. 31. Estudios de Presin Capilar en tapones de ncleo


36/62

36


En la Tabla 2se muestran los coeficientes que se incluyen en la siguiente ecuacin

para calcular el radio de garganta poral como funcin de la porosidad y

permeabilidad de la matriz.

PHICKBALogR SHg loglog +=

Tabla 2. Coeficientes de Pittman para el clculo del radio de garganta poral

A B C

LOG R35 = 0,732 0,588 0,864

LOG R10 = 0,459 0,500 0,385

LOG R15 = 0,333 0,509 0,344

LOG R20 = 0,218 0,519 0,303

LOG R25 = 0,204 0,531 0,350

LOG R30 = 0,215 0,547 0,420

LOG R35 = 0,255 0,565 0,523

LOG R40 = 0,360 0,582 0,680

LOG R45 = 0,609 0,608 0,974

LOG R50 = 0,778 0,626 1,205

LOG R55 = 0,948 0,632 1,426

LOG R60 = 1,096 0,648 1,666

LOG R65 = 1,372 0,643 1,979

LOG R70 = 1,664 0,627 2,314

LOG R75 = 1,880 0,609 2,626

COEFICIENTESECUACION

WINLAND

PITTMAN

Una vez definida la ecuacin para el clculo de radio de garganta poral, se tom la

malla generada y escalada desde PETREL de las propiedades de porosidad y

permeabilidad de matriz y se cre una nueva propiedad, radio de garganta poral

R, a partir de la cual se aplicaron los rangos de R antes descritos para cada tipo de

roca y se cre la propiedad SATNUM (Fig. 32). SATNUM representa las distintas

regiones de saturacin y/o tipos de roca que se incluyen en el modelo, cada uno de

los cuales tiene asociado una familia de curvas de permeabilidad relativa.

Es de hacer notar que para la matriz se muestran slo 4 tipos de roca, ya que la roca

Nanoporosa corresponde a las celdas que fueron inactivadas en el modelo por sus

malas caractersticas de reservorio.


37/62

37


MPERMX MPORO MSATNUM

MPERMX MPORO MSATNUM

Fig. 32. Regiones de Saturacin asociados a los tipos de roca

Para representar las fracturas se consider un solo tipo de roca, por lo que el modelo

total contiene 5 tipos de roca al cual se asocian las respectivas familias de curvas depermeabilidad relativa.

3.4.2. Permeabilidades Relativas

Los datos de permeabilidades relativas utilizados en el modelo de simulacin

provienen de los resultados de los anlisis especiales de 5 tapones de ncleos. Los

experimentos fueron realizados en los sistemas Gas Petrleo y Gas Agua, en

estado estacionario y con una presin de sobrecarga de 4600 lpc.

Dado que en el yacimiento existen las tres fases: gas, petrleo y agua, se deben

generar las tres familias de curvas de permeabilidades relativas para cada tipo de

roca.

Las saturaciones iniciales de fluido consideradas para el modelo provienen de las

curvas de permeabilidades relativas, ya que los estudios de presin capilar no

sirvieron para ello. De igual manera las curvas originales fueron ligeramente

modificadas con la finalidad de respetar las tendencias que debe seguir cada curva

de acuerdo al tipo de roca al que est asociada, sin que existan cruces entre ellas.

Adicionalmente, deben ser suavizadas para evitar problemas de convergencia en el

modelo.


38/62

38


En la Fig. 33 se muestran las tres familias de curvas de permeabilidad relativa

construidas para los 4 tipos de roca de la matriz y en la Tabla 3 se incluyen los End

Point de cada una de ellas.

Los datos de permeabilidad relativa al petrleo provienen de la relacin ms

simplificada de Corey y los end points derivados de las curvas de Krs, debido a que

los experimentos no fueron realizados para el sistema Agua Petrleo.

PERMEABILIDAD RELATIVA AL GAS

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

SATURACION DE GAS (fRACCION)

PERMEABILIDAD

RELATIVA

AL

GAS

RT1

RT2

RT3

RT4

PERMEABILIDAD RELATIVA AL AGUA

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1

SATURACIN DE AGUA (FRACCION)

PERMEABILIDAD

RELATIVA

ALA

GUA

RT1

RT2

RT3

RT4

PERMEABILIDADES RELATIVAS AL PETROLEO

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8

SATURACINDE PETROLEO(FRACCION)

PERMEABILIDAD

RELATIVAALPETROLE

RT1

RT2

RT3

RT4

Fig. 33. Familias de curvas de Permeabilidad relativa para los 4 tipos de roca

Tabla 3. End Points de las Curvas de Permeabilidad relativa por tipo de roca

Tipo de RocaMuestra

Swi(fraccin)

Sg max(fraccin)

Soi(fraccin)

So max(fraccin)

1-Microporosa H-1 QQ679 0.715 0.285 0.168 0.2852-Mesoporosa H-3 QQ547 0.629 0.371 0.213 0.3713-Macroporosa H-3 QQ679 0.476 0.524 0.285 0.5244-Megaporosa H-6 QQ679 0.273 0.727 0.373 0.727

3.5. Seccin Schedule

El SCHEDULE es un pre-procesador de datos de Eclipse que permite incorporar de

manera histrica los detalles de la completacin mecnica de los pozos (intervalos

perforados, zonas abiertas o aisladas, estimulaciones, etc) (Fig. 34), junto con la

historia de produccin / inyeccin (Fig. 35) y eventos (aperturas, cierres, cambios de


39/62

39


completacin, etc) a la malla de simulacin del yacimiento, para producir un archivo

de datos en formato comprensible por el software ECLIPSE en el que se definen las

capas del modelo en las cuales estn completados los pozos, as como las

propiedades de dichas capas (Fig. 36). Las propiedades de las capas completadasprovienen de las propiedades de la malla en el punto donde el pozo intersecta la

malla de simulacin.

Fig. 34. Esquema de Completacin Mecnica


40/62

40


195557 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 070

1500

3000

4500

6000

0

75

150

225

300

DATE

Axis 1 All IDs(32)Oil Rate (CD) ( bbl/d )

Water Rate (CD) ( bbl/d )

Axis 2Gas Rate (CD) ( MMcf/d ) All IDs(32)

Fig. 35. Comportamiento histrico de Produccin

Fig. 36. Interseccin de pozos con la malla de simulacin para definicin de capas completadas en lamalla.

Entre los datos incluidos en el pre-procesador SCHEDULE se encuentran:

Coordenadas y datos de desviacin por pozo

Detalles de completacin mecnica de los pozos, identificndose claramentelos intervalos abiertos a produccin, y los cambios ocurridos en el tiempo

La malla de simulacin: estructura y propiedades

Historia de produccin / inyeccin por pozo

Se definen los pasos de tiempo (Timestep) que se requiere procesar durante

la simulacin. Este depende de la frecuencia de ocurrencia de los diferentes


41/62

41


eventos a lo largo de la vida productiva del yacimiento. Para el modelado de

Quiriquire profundo se defini el tamao de los TimeStep de Un (1) mes, sin

embargo, en los periodos de no produccin del yacimiento se definieron pasos

de tiempo ms largos.

Una vez cargada la informacin antes descrita en el SCHEDULE, es muy importante

efectuar un control de calidad pozo a pozo, mediante la edicin en el visualizador 3D

para verificar que las capas completadas en el modelo correspondan con las

formaciones completadas en la realidad.

La data exportada de la seccin SCHEDULE es la que utiliza el modelo desimulacin para reproducir el comportamiento histrico del yacimiento y es la base

para el cotejo histrico del modelo de simulacin.

4. MODELO DE SIMULACIN

4.1. Inicializacin

En esta fase establecen los parmetros principales que condicionan la corrida del

modelo de simulacin. Entre ellos se encuentran:

Modelo Composicional, los fluidos corresponden a la categora de Gas

Condensado por lo que debi ser modelado mediante el simulador

composicional Eclipse-300.

Sistema de Doble Porosidad, debido a que el yacimiento es naturalmente

fracturado.

Malla de 93 * 29 * 90 celdas

Total Celdas: 242730Celdas Activas: 66134

Dimensiones areales de las celdas: 656 x 656 pies


42/62

42


Dos unidades hidrulicas independientes las cuales se representan en el

modelo como Dos regiones de equilibrio: Yacimiento principal y bloque de los

pozos QQ-676 y QQ-686

Cinco regiones de saturacin: 4 correspondientes a las rocas microporosas,

mesoporosas, macroporosas y megaporosas de la matriz y 1 para representar

las fracturas.

CAP @ 10450 pies TVDss

CGP @ 9750 pies TVDss en el Yacimiento Principal y 9400 pies TDVss en el

bloque del pozo QQ-676

Ecuacin de Estado de 7 pseudo componentes

Representacin de variacin de la composicin de los fluidos con profundidad Se defini el Datum a 9250 pies TVDss.

La presin inicial al datum es de 4340 lpc.

Yacimiento originalmente en equilibrio

Problemas Iniciales:

Antes de llegar a las condiciones de inicializacin del modelo descritas

anteriormente, se realizaron una serie de sensibilidades para lograr que el

computador procesara el modelo de simulacin, debido a su alta complejidad y

requerimiento de altos recursos de memoria y procesamiento del computador:

El Mallado originalmente exportado de PETREL era muy fino cubra la

capacidad de procesamiento de la mquina: Se realiz un escalado

(upscaling) de la malla (de 70 * 20 * 254 celdas hacia 93 * 29 * 90 celdas).

La existencia de cinco (5) regiones de saturacin incrementa los clculos en el

modelo haciendo las corridas mucho ms lentas.

La alta heterogeneidad de las propiedades de matriz y de fracturas genera

problemas de convergencia en el modelo. Para resolver este problema se


43/62

43


acotaron los valores mnimos de las propiedades tales como porosidad y

permeabilidad, definiendo el valor mnimo de tal manera de afectar el menor

nmero posible de celdas y se respetaron las tendencias de cada propiedad

en la malla. De esta manera se estableci un valor mnimo de permeabilidadde 1 mD y un valor mnimo de porosidad de 1% para la matriz y un valor

mnimo de permeabilidad de 10 mD y un valor mnimo de porosidad de 0.1%

para la fractura. Estas modificaciones fueron exportadas como una nueva

malla sin introducir modificadores para no incrementar el procesamiento del

modelo.

El simulador tiene que resolver 11 incgnitas por cada celda en cada paso detiempo: P, Sg, So, Sw, 7 composiciones.

En las Figs. 37, 38, 39y 40se muestran las mallas de saturaciones y propiedades

resultantes una vez establecidas las condiciones para la inicializacin del modelo.

Saturacin Inici al de Agua

Saturacin Inicial de CrudoSaturacin Inicial de Gas

Fig. 37. Saturaciones Iniciales de Fluidos


44/62

44


Propiedades de MatrizPERMX = PERMY = PERMZ NTG

PORO

Inicializacin del Modelo Dinmico

Fig. 38. Propiedades de la Matriz: permeabilidad, porosidad y NTG

Propiedades de Fractura

PERMX PERMY

POROPERMZ

Fig. 39. Propiedades de la Fractura: permeabilidad y porosidad


45/62

45


Propiedades de Fractura Acoplamiento del sistemamatriz-fractura en el sistema

de doble porosidad.


Fig. 40. Propiedades de la Fractura: SIGMAV

4.2. Fluidos Originalmente en Sitio

Los fluidos presentes en el yacimiento antes del inicio de la vida productiva del

yacimiento fueron calculados por tres mtodos diferentes:

Clculos Volumtricos Balance de Materiales

Inicializacin del Modelo de Simulacin

4.2.1. Clculos Volumtricos

El clculo volumtrico est basado en la combinacin de las propiedades tales como

volumen neto (rea * espesor neto), porosidad, saturacin de agua y gas iniciales y

factores volumtricos a las condiciones iniciales del yacimiento, las cuales fueron

distribuidas mediante mtodos geoestadsticos durante la construccin del modelo

3D en PETREL.


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Por ello, el anlisis probabilstico del GOES y POES se hace indispensable debido a

las incertidumbres que acumula el modelo. Incertidumbres que incluyen desde los

parmetros bsicos de la evaluacin petrofsica, hasta la distribucin de facies y

propiedades petrofsicas por mtodos geoestadsticos.A continuacin se muestran los resultados de los clculos probabilsticos realizados

con el programa Cristal Ball, segn los parmetros de entrada mostrados en la Tabla

4.

Tabla 4.Parmetros de entrada y chequeos con la realidad (reality check).

Max P1 Reality check Min P99 Realit y checkGOES (BCF) 2895 2500 GOES (BCF) 969 1500Volumen 1700000 Volumen 1328172

Phi 0.08 Phi 0.06Sw 0.65 Sw 0.8

Sg 0.35 Sg 0.2

Bg 0.7152 Bg 0.7152

Max P1 Min P99POES 360 536 POES 60 200Volumen 1037566 Volumen 573733

Phi 0.1 Phi 0.06

Sw 0.4 Sw 0.7

So 0.6 So 0.3

Bo 1.342 Bo 1.342

En las Figs. 41 y 42 se muestran los resultados obtenidos de los clculos

probabilsticos del GOES (Gas Originalmente en Sitio) y POES (Petrleo

Originalmente en Sitio) con Cristal Ball.

Del anlisis mostrado se desprende que la saturacin de hidrocarburos es el

parmetro ms sensible, en este anlisis. En los mismos grficos se puede observar

que el volumen de roca esta bastante acertado en la capa de gas, pero se hace mssensible en la pierna de petrleo dependiendo del contacto agua-petrleo que se

utilice.


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Por ltimo se destacan los tres indicadores de probabilidad, P10, P50 y P90, y se

muestran los resultados de los clculos de GOES y POES, para tener los nmeros

finales segn estos tres indicadores:

P90: GOES 1395 MMMPCN y POES 91 MMBN



Se debe destacar que no se realiz el clculo de condensado proveniente de la capa

de gas ni del gas en solucin en la pierna de petrleo y que los factores volumtricos

considerados para el clculo representan un valor promedio para todo el yacimiento

sin considerar las variaciones de las propiedades de los fluidos con profundidad.

Fig. 41.Curva de probabilidad del GOES por encima del contacto de gas-petrleo. Se muestra el

tornado y los percentiles resultantes.


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Fig. 42.Curva de probabilidad del POES en la pierna de petrleo. Se muestra el tornado y los

percentiles resultantes.

4.2.2. Balance de Materiales

Se realiz el balance de materiales del rea bajo estudio considerando la produccin

y presin de todos los pozos que conforman el yacimiento Los Jabillos QQ-533, con

una produccin acumulada de 686.02 MMMPCN de gas, 20.465 MMBN de petrleo y

0.445 MMBN de agua, y una inyeccin total de gas de 77.78 MMMPCN.Se consider una presin inicial de 4340 lpc, siendo referidas todas las presiones al

datum de 9250 pies TVDss.

Bajo este escenario se calcul un gas originalmente en sitio (GOES) de 1946.25

MMMPCN (Fig. 43).


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Fig. 43. Balance de Materiales de toda el rea de estudio

4.2.3. Inicializacin del Modelo de Simulacin

Los clculos de los fluidos originalmente en sitio provenientes de la inicializacin del

modelo de simulacin son producto de la integracin de las mallas de propiedades a

las condiciones iniciales del yacimiento, dependientes de la ubicacin de los

contactos gas-petrleo y agua-petrleo originales, as como de las condiciones

iniciales de presin establecidas en los parmetros de equilibrio. Esto permite la

diferenciacin de las propiedades PVT de los fluidos para cada celda que integra la

malla de simulacin y, por ende, los clculos de los fluidos originalmente en sitio serealizan para cada celda y son ms detallados.

Para las condiciones de inicializacin del modelo, se calcul un GOES de 1860.29

MMMPCN de gas y un POES de 162.6 MMBN de petrleo (Fig. 44).


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Clculos VolumtricosValores Probabilsticos de POES y GOES (no considera el condensado ni el gas en solucin):

P90: Gas Total 1420 BCF y Crudo Total 160 MBLS



Balance de Materiales:GOES : 1910.28 BSCF

Diferencia: 2.7 %

Modelo de Simulacin:POES : 162.6 MMBLS

GOES : 1860.29 BSCF


Fluidos Originalmente en Sitio

Fig. 44. Fluidos originalmente en sitio resultantes de la Inicializacin del Modelo

Es de destacar que los fluidos originalmente en sitio calculados por las diferentes

metodologas muestran una diferencia menor al 5%, por lo que el modelo inicializado

se ajusta a las caractersticas reales del yacimiento.

4.3. Cotejo Histr ico

Antes de iniciar la fase del cotejo histrico se deben definir cuales son los parmetros

con mayor incertidumbre en el modelo, ya que representan las variables que se

deben sensibilizar a fin de lograr el cotejo de la historia de produccin/presin del

yacimiento.

Entre los parmetros de mayor incertidumbre se tiene:

El anlisis de las propiedades de fluidos (API y RGP) con profundidad

muestra un alto rango de variacin para la ubicacin de los Contactos - Gas

Petrleo, por lo cual es el primer parmetro sensibilizado en la fase de cotejo.


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Tampoco se ha determinado un contacto agua petrleo en el yacimiento,

pero se han evidenciado algunas pruebas de produccin de agua. Aunque

menos importante, este es un parmetro a sensibilizar durante la fase decotejo.

Existen dudas sobre la comunicacin entre los compartimientos areales del

yacimiento. Las diferencias entre la distribucin de fluidos y presiones de los

pozos QQ-676 y Q-686 permiten separar este compartimiento del resto del

yacimiento, por lo cual se definieron dos (2) regiones de equilibrio: Yacimiento

principal y bloque de los pozos QQ-676 y QQ-686.

El Modelo de Saturaciones se fundamenta en los resultados de los anlisis de

pocos tapones de ncleo, disponindose nicamente de una muestra por tipo

de roca. Se definieron cinco regiones de saturacin: 4 para representar las

propiedades de matriz y 1 para representar las propiedades de las fracturas.

Adicionalmente, se ajust el NTG para honrar los fluidos originalmente en

sitio.

Las escasas mediciones de la presin esttica del yacimiento en los aos

recientes ofrecen dudas sobre la presin actual. En el segundo semestre del

2009 se realiz una campaa de captura de informacin y se tomaron

presiones en los pozos QQ-662, QQ-669 y QQ-676. Adicionalmente en los

grficos de cotejo histrico de presin se reproducen las tendencias de

presin reales con el modelo, lo cual le da mayor confianza sobre este

parmetro.

Basado en lo antes descrito, se procedi inicialmente a sensibilizar las profundidades

de los contactos gas-petrleo, para tratar de reproducir el comportamiento histrico


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de produccin y presin del yacimiento y considerando que la fase principal es el

Gas, razn por la cual se fij como parmetro de control la tasa de produccin de gas

para los pozos del yacimiento (control mode = GRATE), excepto para los pozos QQ-

676 y QQ-686, los cuales producen mayormente condensado.

Por otro lado, dado que la produccin de agua en el yacimiento es insignificante y de

procedencia dudosa, ya que no se ha identificado ningn contacto agua-petrleo, no

se considera este parmetro relevante para el cotejo histrico.

En la Fig. 45 se muestra el comportamiento de produccin de gas, condensado y

agua de todo el yacimiento Quiriquire Profundo, observndose que a lo largo de los52 aos de vida productiva del yacimiento, el modelo de simulacin reproduce

perfectamente la data real. nicamente se presenta una ligera diferencia con

respecto a la tasa de produccin de condensado, la cual es generada por los pozos

QQ-634 y QQ-640 ubicados en el lbulo posterior.

Para facilitar la interpretacin de este y todos los grficos de comportamiento de

produccin se identificaron en color rojo la fase gas, verde la fase condensado y azul

la fase agua. Representndose con lnea contina los resultados datos simulados y

con lnea punteada los datos histricos reales.


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Fig. 45.Grfico de Comportamiento de Produccin del Campo

En la Fig. 46se muestra la produccin acumulada de gas, condensado y agua, tanto

real como simulada, del yacimiento QQ Profundo. Se puede destacar que ladiferencia entre la produccin acumulada de gas es de solo 15.5 MMMPCN lo cual

representa un 2.3%. La diferencia de produccin de condensado es 81.4 MBN, lo

cual representa un 0.4%. La produccin de agua es insignificante.

Los bajos porcentajes de diferencia (


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81.4 MBN0.4 %

-15.5 MMMPCN2.3 %

Diferencia de Gas

Diferencia deCondensado

Fig. 46.Grfico de Produccin Acumulada del Campo

En la Fig. 47se muestra el Comportamiento de Presin vs Tiempo. En el mismo se

destaca un excelente cotejo de la presin simulada con los valores de presin

medidos por pozo, sobre todo destaca la respuesta al proceso de inyeccin de gas

iniciado a partir del ao 1998.


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Fig. 47.Comportamiento de Presin Vs. Tiempo

De las figuras anteriores se puede notar que a nivel de yacimiento se logr un buen

cotejo, tanto de los fluidos producidos como de la presin del yacimiento, con lo cual

se puede validar los contactos de fluidos y ubicados de la siguiente manera: el CGP

a 9750 pies TVDss en el Yacimiento Principal y a 9250 pies TVDss para el bloque del

pozo QQ-676. Se consider un nico CAP ubicado a 10450 pies TVDss. De igual

forma, se validan los fluidos originalmente en sitio calculados (GOES = 1860.26

BSCF y POES = 162.6 MMBN).

Una vez logrado el cotejo global del yacimiento, se verific la condicin del cotejo por

pozo. Se observ un excelente cotejo a nivel de los pozos pertenecientes al Lbulo

Principal, y un cotejo no tan bueno a nivel de los pozos pertenecientes al Lbulo

Posterior y Bloque del pozo QQ-676.


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En la Tabla 5 se resumen los resultados del cotejo de la historia de produccin de

todos los pozos del yacimiento Quiriquire Profundo, destacndose que la mayora de

los pozos presenta un buen cotejo, de 21 pozos 14 pozos tienen una baja diferencia

entre la produccin real y simulada, lo cual representa el 66.6% de los pozoscotejados.

Las diferencias de fluidos producidos de aquellos pozos con un error mayor a 10%,

no representan volmenes importantes que afecten energticamente el yacimiento.

En total, la diferencia de los condensados producidos (101 MBN) slo representa el

0.06 % del COES y la diferencia de gas producido (14.61 BSCF) slo representa el

0.78 % del GOES.

Tabla 5.Resultado del Cotejo Histrico por Pozo

POZOS COTEJADOS 66,6667

POZOS NO COTEJADOS 33,3333

POZOPETROLEO

(MSTB)GAS

(BSCF)PETROLEO

(MSTB)GAS

(BSCF)PETROLEO

(MSTB)GAS

(BSCF)PETROLEO

(%)GAS(%)

1 QQ0547 513,8 24,61 563,2 24,61 -49,4 0,00 -9,61 0,002 QQ0590 758,4 33,09 674,3 33,09 84,1 0,00 11,09 0,003 QQ0595 936,3 37,38 830,3 37,38 106,0 0,00 11,32 0,004 QQ0634 650,9 1,47 712,6 1,47 -61,7 0,00 -9,48 0,005 QQ0640 115,3 0,80 45,8 0,80 69,4 0,00 60,24 0,006 QQ0647 889,7 63,37 1184,0 63,37 -294,3 0,00 -33,07 0,007 QQ0648 405,8 14,52 406,8 14,52 -1,0 0,00 -0,24 0,008 QQ0650 879,2 47,97 852,9 47,97 26,3 0,00 3,00 0,00

9 QQ0654 878,6 39,46 980,7 39,46 -102,2 0,00 -11,63 0,0010 QQ0655 694,1 48,13 692,4 48,13 1,7 0,00 0,25 0,0011 QQ0656 876,3 47,22 940,0 47,22 -63,7 0,00 -7,27 0,0012 QQ0662 428,4 24,16 463,1 24,16 -34,7 0,00 -8,11 0,0013 QQ0669 1430,3 66,19 1375,7 66,19 54,6 0,00 3,82 0,0014 QQ0672 906,0 39,08 939,7 39,08 -33,7 0,00 -3,72 0,0015 QQ0674 117,9 1,03 159,0 1,03 -41,0 0,00 -34,82 0,0016 QQ0675 1705,0 25,05 1258,2 25,05 446,7 0,00 26,20 0,0017 QQ0676 5393,4 34,45 5393,4 19,96 0,0 14,48 0,00 42,0518 QQ0677 1142,0 56,57 1171,5 56,57 -29,5 0,00 -2,58 0,0019 QQ0678 110,7 6,01 117,5 6,01 -6,8 0,00 -6,11 0,0020 QQ0686 86,0 0,16 86,0 0,04 0,0 0,12 0,00 75,8421 QQ0690 819,3 44,62 991,7 44,62 -172,4 0,00 -21,04 0,00

TOTAL 19737 655 19839 641 -101 14,61 -0,51 2,23

REAL SIMULADO DIFERENCIAS % DIFERENCIA

Error < 5%


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4.4. Prediccin del Comportamiento Futuro

Para la fase de prediccin del comportamiento futuro del yacimiento se establecieron

las siguientes consideraciones iniciales: Se evaluaron inicialmente los escenarios de compresin vigentes en el Plan

de Negocios aprobado para la Licencia de QQ Gas para el mantenimiento de

un plateau de produccin de 280 MMPCND.

Alta @ 1000 lpc

Media @ 450 lpc

Baja @ 60 lpc

Se ejecutaron pruebas multitasas y se actualizaron los anlisis nodales y lascurvas VLP (Vertical Lift Performance) de los pozos.

Se calibr el modelo ajustando los ndices de Productividad por pozo para

reproducir las medidas de produccin (Q gas y THP).

El control de la produccin se realiza en base a la presin de cabezal (THP)

para el mejor diseo de los requerimientos de compresin.

Se incluye en el ao 2010 los workover de los pozos QQ-678, QQ-640 y QQ-

648.

Se evaluaron escenarios de compresin diferentes a los incluidos en el Plan

de Desarrollo, ya que los resultados de la evaluacin econmica del escenario

de compresin a 60 lpc indican que el proyecto destruye valor a la empresa

dado que las inversiones requeridas son muy elevadas en comparacin con el

recobro adicional estimado. Estos escenarios de compresin fueron

determinados en funcin de las caractersticas de los esquemas de

compresin actualmente instalados en el campo: Succin a 1000 lpc y succin

a 450 lpc.

Se consult con la empresa fabricante de los compresores de media ya instalados

(450 lpc), sobre las condiciones mnimas a las que pueden ser operados actualmente

o sobre posibles modificaciones para minimizar la presin de succin. Como


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respuesta se obtuvo que en las condiciones actuales se puede disminuir la presin

de succin pero en consecuencia dismimuye el caudal mximo de gas que pueden

manejar. En la Tabla 6 se muestran las distintas condiciones de operacin de los

equipos existentes.

Tabla 6.Condiciones de Operacin del Compresor de Media Instalado

Presin de

Succin (lpc)

Caudal de Gas

Mximo

(MMPCND)

Observaciones

450 280 Actualmente instalado

250 160 Slo requiere ajuste de caudal

200 140 Slo requiere ajuste de caudal

120 136 Requiere modificacin de los cilindros del

compresor

Se realizaron corridas de prediccin con todos estos escenarios anteriores y se

compararon los recobros obtenidos al final del periodo del contrato de operacin del

campo.

En la Tabla 7se comparan los recobros para los escenarios evaluados y en la Fig.

48se muestran los perfiles de produccin para todos los escenarios.

Tabla 7.Produccin acumulada de Gas a 03/2026

Presin de

Succin (lpc)

Caudal de Gas

Mximo (MMPCND) Fecha de Inicio

Recobro de 01-2010

A 03-2026 (MMMPCN)

450 280 Julio 2011 65160 280 Mayo 2012 811

250 160 Marzo 2014 768

200 140 Marzo 2014 789

120 136 Marzo 2014 813


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59


0

50

100

150

200

250

300

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 202

AO

TASA

DEGAS(MM

PCND)

Gp = 811

Gp = 651

Gp = 768

Gp = 789

07/2011: INICIO MEDIA (450 LPC)4 MQUINAS * 70 MMPCND

BAJA PRESIN:60 LPC = caudal mximo desde mayo 2012250 LPC= caudal inicial @ 160 MMPCND en 03/2014250 LPC= caudal inicial @ 140 MMPCND en 03/2014120 LPC= caudal inicial @ 136 MMPCND en 03/2014

PDN

ALTA

MEDIA

BAJA 60

BAJA 250

BAJA 200

BAJA 120 Gp = 813

Fig. 48.Perfiles de Produccin para los diferentes escenarios de compresin

De los escenarios evaluados se puede observar que se pueden obtener excelentes

recobros manejando la compresin a 120 lpc, con un mnimo de inversin para

adecuar las facilidades existentes. El escenario de compresin a 60 Lpc involucrauna inversin muy elevada en plantas de compresin adicionales que no es

justificada con un mayor recobro, por lo que se estara destruyendo el valor del

activo. La nica ventaja de este escenario es la disponibilidad de mayores caudales

de gas para los aos ms actuales en los que la demanda del mercado es muy alta,

sin embargo, en el mediano plazo afecta la economa del proyecto y no se justifica su

implementacin.


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5. CONCLUSIONES

Se construy un nuevo modelo esttico y dinmico que representa ms

realsticamente el comportamiento del yacimiento dinmico delyacimiento.

Se mejora la caracterizacin con la incorporacin del sistema

naturalmente fracturado y describiendo el gas condensado a travs de

la EOS y detallando la variacin de la composicin de los fluidos con la

profundidad.

La ejecucin de las pruebas multitasa permiti la mejor calibracin de

las curvas de levantamiento vertical de los pozos. Este parmetro es

muy importante para el diseo de las facilidades de superficie y la mejor

estimacin de las prdidas de carga desde el cabezal de los pozos

hasta las facilidades de superficie.

Es posible adoptar un esquema de compresin futura que permita

cumplir los compromisos de produccin minimizando las inversiones y

maximizando el valor del activo.

Todos los escenarios evaluados permiten obtener un recobro superior

al propuesto para el Plan de Desarrollo Oficial Aprobado.

El cambio a media presin se requiere a partir de Julio de 2011.

Para el caso de mxima produccin la compresin a 60 lpc debe

iniciarse en Mayo del 2012 y el Plateau de produccin de 280

MMPCND slo se extiende un ao.


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Los escenarios de compresin ms baja (60 Y 120 LPC) son los que

permiten el mximo recobro (811-813 MMMPCN), resultando ms

beneficioso el escenario de 120 lpc porque involucra una mnima

inversin para efectuar modificaciones sobre las facilidades existentes.

A pesar de que el modelo construido es mucho ms adecuado para

reproducir el comportamiento dinmico del yacimiento, an se requiere

la ejecucin de estudios adicionales antes de efectuar mayores

inversiones. Entre dichos estudios est la evolucin de las propiedades

de las fracturas en la medida que declina la presin del yacimiento, ya

que si las fracturas tienden a cerrarse se vera afectada la productividadde los pozos y el recobro de las reservas del yacimiento.


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6. RECOMENDACIONES

Realizar los estudios geomecnicos necesarios para evaluar el

comportamiento de las fracturas en la medida que declina la presin delyacimiento y modelar este comportamiento con softwares

especializados, tales como Vissage.

Determinar con mayor presicin los escenarios de produccin posibles

basados en los rangos de operacin mximo y mnimo de cada uno de

los compresores del sistema y basados en anlisis de disponibilidad

para el clculo ms preciso de los recobros a obtenerse en los trminosdel contrato de operacin.

Realizar las evaluaciones econmicas para cada escenario de

produccin y seleccionar el ms adecuado en trminos de rentabilidad

y estrategia.

Continuar el monitoreo de la productividad de los pozos ejecutando las

pruebas multitasas y actualizando las curvas de levantamiento vertical

de los pozos.

2010 ST 06 Spa(Full Permission)

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