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8/7/2019 CongresoProduccion2000_ESTUDIO DE RESERVORIOS INTEGRADO CAMPO LA VICTORIA, ESTADO DE APURE, VENEZU

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ESTUDIO DE RESERVORIOS INTEGRADOCAMPO LA VICTORIA,

ESTADO DE APURE, VENEZUELA

Autores: Mileida Medina, PDVSA Sur, Mirta Galacho, MG&A, Guillermo Monsalvo, MG&A, Claudio

Larriestra, LC&A, David Curia, LC&A.

Este artculo fue preparado para su presentacin en el Congreso de Produccin 2000 y III Workshop Latinoamericano sobreAplicaciones de la Ciencia en la Ingeniera de Petrleo J. J. Giambiagi, efectuado entre el 8 y el 12 de mayo de 2000, en PuertoIguaz, Provincia de Misiones, Repblica Argentina.

ABSTRACTEl campo La Victoria est ubicado en el Estado de Apure, Venezuela. Se compone de 8 yacimientos, 7 delos cuales han sido productivos a travs de 38 pozos. El mecanismo de produccin preponderante es elempuje natural de agua.

El objetivo del Estudio fue caracterizar esttica y dinmicamente los yacimientos del campo, reuniendo

sinergticamente el aporte de cada una de las disciplinas que lo integraron, para finalmente encontrar lasOportunidades de Desarrollo y Extraccin que permitieran optimizar las producciones y reservas delCampo.

A travs de los Estudios Geoqumicos de los petrleos de los distintos yacimientos del campo, se buscaronlas diferencias que pudieran caracterizar y por lo tanto cuantificar- las producciones de los mismos, en uneventual y posterior esquema de produccin commingled. Se encontr que esas diferencias no sonrelevantes para sostener la asignacin de producciones.

La Caracterizacin esttica tridimensional y continua de los reservorios que aport la Geoestadstica fuemuy importante para la definicin del Modelo Esttico suministrado al Simulador Numrico Dinmico,

facilitando y precisando la tarea de Ajuste del mismo y, consecuentemente, incrementando la certeza de susPronsticos de Produccin, en los distintos Escenarios de Explotacin planteados.

El Simulador Numrico tambin incorpor la Caracterizacin Dinmica de la Ingeniera de ReservorioClsica y del Anlisis Nodal, y aport a esa Caracterizacin en su propio proceso de Ajuste Histrico.

Finalmente la Evaluacin Econmica se llev a cabo de manera interactiva con la Simulacin NumricaDinmica lo que permiti seleccionar las opciones tcnica y econmicamente ms convenientes para eldesarrollo y explotacin de cada yacimiento del Campo La Victoria, seleccionando, en base al EstudioIntegrado, un Escenario de Explotacin.

En resumen el trabajo realizado permiti:

Estimar un POES de 643 MMbbls, 31,7 % superior al previamente determinado Recomendar la Perforacin de pozos horizontales, en lugar de verticales o desviados, por ser tcnica y

econmicamente ms convenientes. Recomendar el Aumento de los regmenes de extraccin por pozo, a caudales variando de 2500 a

13000 BPD, de acuerdo con el yacimiento

Determinar las Reservas Remanentes por produccin primaria en el Escenario de ExplotacinSeleccionado en 198 MMbbls (62,3% superiores a las del Escenario de Explotacin Actual), con unFactor de Recuperacin Final promedio del 54,7 %.

CongresoProduccin 2000


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Cabe mencionar que esta ltima falla se observ claramente en la Ssmica 2D disponible, en los niveles deEscandalosa, pero no a la base del Terciario, por lo que en los niveles de Quevedo Superior e Inferior debeconsiderarse como probable.

Campo La Victoria, YacimientosDel presente Estudio Integrado, con sus Modelos Estticos y Dinmicos, surgieron las siguientes ocho

unidades hidrulicas independientes (o yacimientos), todos ellos de Recursos Comprobados, algunos msdesarrollados que otros, siendo al presente todos productivos salvo Arauca Inferior:

Escandalosa Inferior, la ms profunda y no totalmente penetrada por los pozos existentes.

Escandalosa Media, integrada por los niveles M1 y M2 que conforman hidrodinmicamente un nicoyacimiento.

Escandalosa Superior, que se divide en las arenas S2, S3 y S4 que han mostrado ser unidadeshidrulicas independientes.

Quevedo Inferior, arenas que constituyen un nico yacimiento.

Quevedo Superior, el yacimiento est conformado por dos arenas intercomunicadas, A y B, las cuales enalgunas zonas del campo analizado se encuentran total o parcialmente truncadas por la discordancia del

Cretcico Superior. Arauca Inferior, arena del Terciario perteneciente a la Fm. Guafita, se desarrolla por arriba de ladiscordancia anteriormente mencionada, con un desarrollo permeable y areal de relativo inters comoyacimiento prospectivo.

Para realizar el estudio se dispuso slo de ssmica 2D, adems de la informacin de pozos. La mayora delos pozos perforados fueron desviados por las condiciones de operacin de superficie.

Con la informacin recibida, analizada y validada, se confeccion una Base de Datos, que permiti elmanejo en forma eficiente y segura de los mismos. Dicha base fue alimentada adems, con los resultadosde los distintos procesos de estudio, a medida que se fueron desarrollando.

Como parte del trabajo Geolgico se realiz la puesta en profundidad de los distintos registros y suverticalizacin, se identificaron reflectores elctricos guas, se correlacionaron estos niveles yposteriormente los techos de las formaciones y de los distintos miembros de cada una.

Para realizar la Correlacin Geolgica, se carg la informacin de la Base de Datos en el sistema SIGEO,lo que permiti definir con relativa facilidad los Cortes Geolgicos, y luego validarlos y tambin realizarlos mapas base, isopquicos y de isopropiedades, para cada yacimiento.

Para desarrollar la Interpretacin Ssmica Estructural se dispusieron 320 km de lneas ssmicas 2D, y 5registros snicos. El campo estudiado ocupa el centro de un anticlinal alargado en sentido N-S, presentandoslo fallas inversas, la principal con rumbo aproximado NNE-SSO y rechazo de 1000 en la zona central

del campo, el que se desarrolla ntegramente al Oeste del mencionado lineamiento. En la Fig. 1 se muestraun iscrono, donde puede observarse la posicin estructural de la traza de la falla principal, respecto alanticlinal que define el campo.

Estimacin de un Mapa Estructural Utilizando CokrigingLa conversin a profundidad de un iscrono requiere conocer la distribucin areal de la velocidad. Lavelocidad que se puede calcular con datos de pozos es muy apropiada, pero es un dato discreto pocoadecuado para analizar variaciones laterales de la misma. Puede considerarse que una solucin


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estadstica del modelo o grilla de velocidad, se ajusta ms exactamente a la realidad.

Esta tcnica permite establecer el valor esperado en una locacin de una variable escasamente muestreada(datos de pozo: en general certeros), a partir de su correlacin con otra variable densamente muestreada(datos ssmicos).

Utilizando Cokriging se realizaron dos mapas estructurales del rea en estudio (Fig. 2). Como toda

estimacin, los valores obtenidos por Cokriging estn sujetos a error, pero la ventaja de esta metodologa (adiferencia de cualquier otra) es que el error se puede estimar (Fig. 3).

Modelado GeoestadisticoPor medio de la Geoestadstica, y slo utilizando registros de pozo, se realiz la ModelizacinTridimensional de los reservorios de las dos formaciones principales del Campo. Se investigaron ydefinieron las relaciones internas de sus miembros y sus propiedades petrofsicas.

En la evaluacin de esta disciplina se desarrollaron las siguientes tareas:

Normalizacin estadstica de los perfiles de: Rayos Gamma, Resistividad y Densidad

Clculo de la curva de Saturacin de Agua

Anlisis Variogrmico tridimensional Construccin de la grilla 3D para la propiedad GR

Construccin de la grilla 3D para la Porosidad Efectiva

Construccin de la grilla 3D para la Saturacin

Confeccin de Cortes

Confeccin de Diagramas Tridimensionales

En la Fig.4 se observa el ndice Gamma Ray para la Formacin Escandalosa, la ms profunda del campo.Se representan en tonos rojos las fracciones psamticas y en verdes las pelticas, destacndose en la porcininferior dos eventos arenosos bien definidos (Escandalosa Media y Escandalosa Inferior), mientras que la

porcin superior aparece compuesta de arenas arcillosas (Escandalosas Superiores), de carcter lentiformey desconectadas, con cuerpos no muy bien definidos, denotando modificacin en las condicionesambientales. Se distinguen en esa porcin superior al menos cuatro eventos psamitcos.

En la misma Fig. 4 se observa que hacia el Sur existe una neta divisin entre las arenas Escandalosa Mediae Inferior, mientras que hacia el norte la separacin no es tan neta.

En la Fig. 5 se muestra un corte W-E del modelo tridimensional de Porosidad Efectiva, tambin para laFormacin Escandalosa, que atraviesa la estructura en su parte media, donde se aprecia la excelentecontinuidad petrofsica de los reservorios principales y el carcter localizado de las arenas superiores.

As mismo se construy un Modelo Tridimensional de la Saturacin que mostr correspondencia con la

posicin estructural de los reservorios.

Para las Arenas S1 y S2 de las Escandalosas Superiores, difciles de definir con los Modelos Geolgicosclsicos, se realiz tambin, utilizando el Gamma Ray, un Modelo Geoestadstico tridimensional dedetalle, presentado en la Fig. 6, en modo estratigrfico, con los valores menores a 70 GAPI.


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Se puede apreciar el carcter saltuario de las arenas representadas, delimitando reservorios individuales derumbo submeridional, que probablemente constituyan varias unidades de flujo independientes.

Cabe mencionar que las Arenas S3 y S4 de las Escandalosas Superiores, no representadas en la Fig. 6,poseen un carcter diferente, siendo en apariencia ms continuas, aunque conservan una canalizacin derumbo submeridional.

En la Fig. 7 se aprecia la complejidad litolgica y ambiental de la Fm. Navay. Las arenas se encuentraninterdigitadas entre las pelitas y los carbonatos y su composicin litolgica y por ende sus propiedadespetrofsicas son variables a lo largo del campo, a diferencia de lo ocurrido con las arenas de lasformaciones subyacentes (Escandalosas).

En el flanco oriental de la estructura, en las proximidades de la falla principal, las zonas psamticas pierdenespesor y disminuyen su calidad petrofsica.

Tambin se aprecia en la ltima figura el carcter distinto de los reservorios, el Quevedo Inferior mscontinuo y de mayor espesor, y el Quevedo Superior limitado al tope de la estructura (por la discordancia)y de mucho menor espesor.

El modelo geoestadstico de porosidad identific un aumento de porosidad al tope del Quevedo Superior,en la parte central de la estructura, posiblemente relacionados a la proximidad de la discordancia que lasepara de la formacin suprayacente. En Quevedo Inferior, en cambio, los valores de porosidad interesantesse encuentran en el flanco Sur de la estructura.

Correlacionando los perfiles Gamma Ray, Resistividad y Densidad, con los estudios del nico ncleodisponible se defini un Modelo Tridimensional de Litofacies para Quevedo Inferior, ver Fig. 8.

Se observa que los carbonatos (en azul) se encuentran asociados a arenas (amarillo-verde) y a su vez stastransicionalmente pasan a pelitas (rojo). Esta relacin sugerira que los carbonatos tuvieron una ocurrenciaimportante en los tiempos del Miembro Inferior de la Formacin modelada, mientras que durante el tiempo

del Miembro Superior habran sufrido una mayor alteracin debido a fluctuaciones del nivel de base, comolo demuestra la discordancia suprayacente. Por ltimo se observ la relacin areal y con la profundidad delas facies estimadas, configurando un ambiente marino proximal de barreras carbonticas, sujetas a erosiny sedimentacin clstica, rodeadas de facies pelticas depositadas en zonas de mnima energa.

Integracin de los Resultados de las GeocienciasUna vez obtenidos los resultados preliminares de las distintas disciplinas que participaron en laCaracterizacin Esttica del Estudio Integrado, se realiz la Integracin de los mismos para refinarresultados en distintos temas, tal como se resume a continuacin:

Estructura: Inicialmente se compararon los resultados de la Geologa Clsica y la Interpretacin

Ssmica. Para facilitar e integrar cuantitativamente ambas, se realiz el anlisis geoestadstico de Cokrigingentre los datos estructurales de pozo y los datos aportados por la Interpretacin Ssmica. As resultaron losMapas Estructurales finales, utilizados en el Estudio, uno de los cuales se observa en la Fig. 9.

Estratigrafa: Se integraron los resultados de la Geoestadstica con los de la Geologa Clsica, lo quepermiti refinar las Correlaciones finales, y tambin estimar los espesores ms probables de EscandalosaInferior, slo parcialmente penetrada por los pozos perforados.


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Ingeniera de Reservorios ConvencionalDentro de la Ingeniera de Reservorios Convencional, y como apoyo para la Simulacin NumricaDinmica, de los yacimientos productivos del Campo La Victoria, se desarrollaron las siguientes tareas:

Anlisis y Validacin de las producciones y de las presiones.

Interpretacin de transitorios y gradientes de Presin.

Anlisis, validacin y redefinicin de las caractersticas PVT de los fluidos. Estimacin de los Recursos Originales en Sitio (POES).

Primer reconocimiento de oportunidades de desarrollo, por perforacin y reparacin de pozos, analizadas

luego con el Simulador Numrico Dinmico.

Utilizando la Base de Datos OFM se realiz el anlisis de la produccin de los pozos hasta Noviembre de1998. A esa fecha, de los 35 pozos productivos del campo, 25 estaban en produccin efectiva, cada uno deun nico nivel, mientras 2 pozos producan en forma conjunta de Escandalosa Media e Inferior.

Se llev a cabo tambin la validacin, integracin y en algunos pocos pozos reasignacin de yacimiento delos datos de produccin. Esta ltima tarea consider la identificacin de niveles - yacimientos realizada en

el Modelo Esttico de este estudio.El avance de agua sobre los reservorios es importante en general, pero particularmente para los msprofundos, tal como se puede observa en las historias de produccin de Quevedo Inferior, uno de losreservorios ms someros y Escandalosa Inferior el ms profundo del Campo, Ver Figs. 10 y 11.

Se realizaron las interpretaciones de los Ensayos de Transientes de Presin disponibles, en lascondiciones de reservorio del Modelo Esttico definido en este trabajo. Se compararon esos resultados conlos previamente realizados. Las presiones estticas de estos ensayos, como las de los Gradientes dePresiones, se expresaron a un plano de referencia de 8900 pbnm.

En las comparaciones referidas se observ cmo la asignacin de modelos errneos, por ejemplo de pozo,

influy en interpretaciones errneas. Efectivamente, en general en los pozos de La Victoria la relacinentre el espesor punzado y el permeable es mucho menor que uno, por lo que la adopcin de un modelo depozo de penetracin parcial es la correcta. Sin embargo esto no se lo hizo en las interpretaciones deTransientes de Presin previas, lo que provocaba la estimacin de factores de dao anormalmente altos.

Ante la falta de datos de presin esttica actual a administrar al Simulador Numrico Dinmico, en losniveles de Escandalosa Superior y Quevedo, se realizaron algunas estimaciones considerando los valores dePresin dinmica actual, utilizados en el Anlisis Nodal de los pozos.

Anlisis NodalEl Anlisis Nodal desarrollado tuvo como principal objetivo evaluar las posibilidades de incrementar laproduccin de petrleo del Campo, para sostener recomendaciones previas y para su posterior integracin ala Simulacin Numrica Dinmica.

El Estudio de Incremento de Produccin en el campo const de los siguientes pasos:

Anlisis de datos de pruebas de pozo y de produccin

Definicin del comportamiento de los pozos. Curvas IPR

Sistematizacin de datos y resultados


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Anlisis Nodal. Ajuste de condiciones actuales

Evaluacin de incrementos en la produccin de petrleo

En la Fig. 12 se muestra un ejemplo de las curvas IPR obtenidas para cada pozo del Campo.

Los resultados obtenidos del Anlisis Nodal pueden resumirse as:

El Campo presenta muy buen potencial de incremento de produccin de fluidos, particularmenteen los niveles Escandalosa Media e Inferior, donde relacin caudal actual/potencial absoluto apenassupera el 6%.

En los niveles Quevedo en cambio la relacin promedio caudal actual/potencial absoluto supera el

60% por lo que las posibilidades de incremento de produccin de fluidos son ms limitadas.

Cuando en los pozos productores ya ha irrumpido el frente de agua no se observan aumentos

significativos en el porcentaje de agua producida al incrementar el caudal de produccin de fluidos.Las recomendaciones finales de incremento de produccin consideraron, adems de estos anlisis, elcomportamiento de los reservorios ante esos incrementos, utilizando el Simulador Numrico Dinmico,tanto para pozos verticales como horizontales, y la posibilidades de ubicar en el mercado internacional las

bombas electro sumergibles (BES) para esos caudales.As los caudales de fluidos totales recomendados oscilaron entre los 2500 y 13000 bpd para los pozosverticales y entre 8000 y 13000 bpd para los pozos horizontales. Los primeros valores de cada grupocorresponden a los niveles Quevedo y los ltimos valores a los niveles Escandalosa Media e Inferior.

Simulacin Numrica Dinmica

Para desarrollar esta tarea se utiliz el Simulador Eclipse 100. Las 7 Arenas (Unidades Hidrulicas)identificadas y definidas en este estudio fueron subdivididas en 15 niveles para lograr una mejorcaracterizacin vertical del movimiento de los fluidos en yacimientos de espesores importantes comoEscandalosa Media, Inferior, etc.

Se encontr adecuado un sistema areal de 21 x 60 celdas, de tamao y formas variables, para laconstruccin de la Malla de Simulacin, adaptadas a los limites fsicos de los reservorios, particularmentea la falla principal de direccin NNE-SSO, tal como se observa en la Fig. 13.

En las zonas de los acuferos estas celdas llegan hasta 600 x 600m, y se refinan en la zona de los pozosproductores hasta 200 x 200m aproximadamente. Estos diferentes tamaos de las celdas permiten lograr unmayor detalle en el ajuste, y por lo tanto en la prediccin, en las zonas productoras de petrleo respecto delos acuferos.

Se cargaron 7 mapas estructurales al tope de cada una de las Arenas estudiadas, y tambin 7 mapasispacos, como contornos provenientes de las Interpretaciones de las Geociencias. En la Fig. 14 seobserva una Vista 3D de los yacimientos del Campo, proporcionada por el Simulador Eclipse.

Inicializacin del Simulador Numrico Dinmico

El Modelo se inicializ con distribuciones de porosidad cargadas como mesh por Nivel para cadayacimiento provenientes del Modelo Geoestadstico de la porosidad desarrollado en este Estudio Integrado.En la Fig. 15 se observa la correspondiente distribucin para Escandalosa Media.


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Para la estimacin de la distribucin de la permeabilidad, se cont con datos del anlisis convencional dencleos, slo para los pozos LVT-1x y LVT-34 en la formacin Quevedo Inferior, ver Fig. 16. Para losdems niveles productivos se ajust esta correlacin considerando los valores de permeabilidades promediopor yacimiento, ver Tabla 1, provenientes de las pruebas de campo, y los valores promedio de porosidad decada yacimiento, obtenidos geoestadsticamente de la evaluacin petrofsica de los perfiles, ver Tabla 2.

Se suministraron al Modelo dos caracterizaciones PVT de los petrleos, una para los yacimientos del Mbr.Quevedo y otra para la Fm. Escandalosa, ambas provenientes de los estudios de validacin y definicindesarrollados en este Estudio. Las principales caractersticas PVT de los fluidos utilizadas se muestran en laTabla 3.

En las Tabla 4 se muestran las Saturaciones Iniciales de Agua (Swi )y Residuales de Petrleo (Sor), de lasPermeabilidades Relativas Suministradas al Simulador Numrico Dinmico.

Las presiones estticas iniciales (a 8900 pbnm) y las Posiciones Estructurales de los Contactos aguaPetrleos Originales que se suministraron al modelo, por yacimiento, se muestran en la Tabla 5.

Petrleo Original en sitio

Los valores de POES estimados volumtricamente, con los datos suministrados, arriba descriptos, por elSND para cada Arena, se muestran en la Tabla 6, estos coinciden con diferencias menores del 5% con lasestimaciones volumtricas clsicas realizadas.

Ajuste de la Historia de Produccin a Escala de CampoEl Ajuste se efectu por pozo, presentando cada yacimiento una nica regin de equilibrio, divida en variaszonas, de acuerdo con los requerimientos del Ajuste, con sus curvas de permeabilidad relativa agua-petrleo y presiones capilares resultantes.

Cabe acotar que los ajustes se alcanzaron muy rpidamente para varios pozos-nivel del campo, siendo stauna medida muy importante de la bondad de las Caracterizaciones Estticas y Dinmicas utilizadas, y,

consecuentemente, del Modelo Dinmico resultante. En las Figs. 17 y 18 se presentan ejemplos de losajustes logrados a nivel pozo y, como resultado de estos, a nivel yacimiento.

Uno de los resultados del Ajuste llevado a cabo fueron las distribuciones de Saturaciones de fluidosiniciales y actuales, tal como se muestran en la Figs. 19.a y 19.b, para uno de los niveles estudiados y en elCorte N-S de la Fig. 20, para todos los yacimientos.

Mediante el Simulador Numrico se estimaron las producciones futuras en el Escenario de ExplotacinActual. Las Propuestas Finales de Desarrollo consideraron las recomendaciones provenientes delModelo Esttico, involucrando las evaluaciones desarrolladas de las Geociencias y de la Ingeniera deReservorios Convencional y los resultados de la Simulacin en cuanto a la distribucin de fluidos actualesse refiere ms los pronsticos de produccin obtenidos por el Simulador para esos desarrollos.

Llevando a cabo la Simulacin Numrica Dinmica de manera integrada con la Evaluacin Econmica seOptimizaron, tcnica y econmicamente, los siguientes aspectos del Proyecto de Desarrollo yExplotacin del Campo:

Workovers a realizar. Se seleccionaron 5 pozos en cuatro de los yacimientos del campo.


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Locacin de los pozos a perforar. Se identificaron 14 pozos en 5 yacimientos del campo.

Tipo de pozo, horizontal o desviado. Se seleccion el primero.

Navegacin de los pozos horizontales (PH). Las recomendaciones variaron entre 300 y 600 pies.

Workovers frente a la perforacin de nuevos PH

Incremento de los Regmenes de Extraccin de los pozos. Se sugieren caudales entre 2500 y 13000

bpd para los pozos verticales y entre 8000 y 13000 bpd para los pozos horizontales, para todos losyacimientos, salvo para las arenas S3 y S4, de Escandalosa Superior.

Evaluacin EconmicaSe calcularon, y presentan en la Tabla 7, los Valores Presentes Netos (VPN) de los Escenarios deExplotacin Actual y Seleccionado por yacimiento. Los clculos del VPN se hicieron en un perodo de 15aos, descontando los flujos de caja al 10% anual. A efectos del clculo se estim que las inversiones seharan en el primer semestre del ao 2000 y que el proyecto se pondra en marcha a partir del segundosemestre de ese ao.

Se analiz tambin la conveniencia de perforar pozos verticales o pozos horizontales, calculando sus VPN

para las distintas locaciones analizadas, algunos de esos valores se presentan en la Tabla 8, aprecindosenetamente la conveniencia de la perforacin horizontal. Por ese motivo las recomendaciones de pozosnuevos estn hechas con esta modalidad de perforacin.

Se tom como precio de referencia del crudo WTI los 18 dlares por barril, considerando un descuento de2,50 dlares por calidad. Conjuntamente se calcul el VPN de cada Escenario con un crudo a 20 y a 16dlares por barril, aprecindose de esta manera la sensibilidad al precio en el mercado.

Estudios GeoqumicosA travs de los Estudios Geoqumicos de los petrleos de los distintos yacimientos del campo, se buscaronlas diferencias que pudieran caracterizar y por lo tanto cuantificar- las producciones de los mismos en uneventual y posterior esquema de produccin commingled.

Se recurri a tcnicas cromatogrficas en fase gaseosa de alta resolucin para identificar las distintasfamilias de hidrocarburos. La composicin qumica vara no solamente por el origen del petrleo sinotambin por la historia de su maduracin, biodegradacin y condiciones de almacenaje.

Los cromatogramas obtenidos, similares a los mostrados en la Fig. 21, y los refinamientos posterioresrealizados, no permiten identificar diferencias cuantificables como para sostener por este mtodo, laasignacin de producciones por yacimiento en un esquema commingled.

CONCLUSIONESSe resumen a continuacin las Conclusiones del Estudio Integrado llevado a cabo:

Los pozos a perforar deben ser horizontales pues, segn se analiz en la Simulacin NumricaDinmica, Conjuntamente con la Evaluacin Econmica, no slo resultarn mejores productores sino,tambin, econmicamente ms atractivos.

Con las Propuestas de Pozos a Perforar se completara el desarrollo de algunos yacimientos, quedando

oportunidades de desarrollo adicionales muy importantes, hacia el Sur, en algunos yacimientos.

El Factor de Recobro Final en el Escenario de Explotacin Seleccionado, ser 54,7 %.

El POES estimado en este Estudio es 31,7 % superior al previamente determinado


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Las reservas remanentes en el Escenario de Explotacin Seleccionado son 62,3% superiores a las del

Escenario de Explotacin Actual.

Cabe aclarar que estas predicciones no contemplan procesos de barrido por inyeccin de agua, que seconsidera conveniente desarrollar, luego del correspondiente estudio.

Finalmente puede decirse que el Estudio Integrado desarrollado permiti Mejorar, Precisar y

Facilitar el Modelado Esttico y Dinmico de los reservorios a travs de la integracin sinergtica de lasdistintas disciplinas participantes del Estudio, contribuyendo, en definitiva, a maximizar la recuperacineconmica de petrleo, minimizando, a su vez, los riesgos de operacin del Campo La Victoria.

AGRADECIMIENTOS

Los autores agradecen a las autoridades de PDVSA, por su acuerdo para presentar este trabajo; a losprofesionales de PDVSA SUR, por su constante participacin en las distintas etapas del Estudio; a losprofesionales de MG&A de Argentina, incluyendo su asesor Ernesto Mendoza, MG&A de Venezuela,LC&A, TECPAC y Laqui, por su trabajo diario que hizo posible la realizacin de este trabajo.

ABREVIATURAS

AOF: Absolute Open Flow, (b/d)

IP: ndice de Productividad, (b/d/psi)

k: Permeabilidad Absoluta, (mD)

Qo: Caudal de Petrleo, (b/d)

Qt: Caudal de Fluido total, (b/d)

Rsi: Relacin Gas - Petrleo inicial (scf/b)


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TABLAS

Fecha Pozo Yacimiento AOF IP Qt/AOF k global

(b/d) (b/d/psi) (mD)

28/1/98 LVT-12 Escandalosa S2 4705 1.25 0.64 113

14/5/98 LVT-13 Escandalosa Media 33610 8.92 0.20 64721/5/98 LVT-14 Escandalosa Media 135372 35.91 0.05 3259

4/3/98 LVT-16 Escandalosa Media 348942 92.57 0.02 8402




17/5/98 LVT-30 Escandalosa Inferior 257622 68.34 0.03 7089

15/4/98 LVT-15 Quevedo Inferior 579 0.16 1.00 10



2/5/98 LVT-27 Quevedo Superior 2871 0.82 0.47 32

Tabla 1: Permeabilidad global de pruebas de campo

ARENA

Porosidad

Promedio

(%)

Permeabilidad

Promedio

(mD)

Ecuacin de Correlacin

Quevedo Superior 20.3 17 Log k = 0.22 * Porosidad -3.24

Quevedo Inferior 21.3 17 Log k = 0.22 * Porosidad -3.46

Escandalosa S2 23.4 113 Log k = 0.22 * Porosidad -3.09

Escandalosa S3 23.4 113 Log k = 0.22 * Porosidad -3.09

Escandalosa Media 25.2 3100 Log k = 0.22 * Porosidad -2.05

Escandalosa Inferior 25.2 3100 Log k = 0.22 * Porosidad -2.05

Tabla 2: Correlacin Porosidad -Permeabilidad y valores medios de los parmetros poryacimiento


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Formacin Gravedad(API)

Factor deVolumen , Boi

(b/b)

Rs(Scf/b)

Viscosidad(cp)

Quevedo 34 1.087 70 2.43

Escandalosa 36.3 1.10 92.5 1.57

Tabla 3: Principales Caractersticas PVT de los petrleos

YacimientoSaturacin Inicial de

Agua,(%)

Saturacin Residual dePetrleo, Sor

(%)

Quevedo Superior 29.00 29.67

Quevedo Inferior 27.00 29.32Escandalosa S2 30.50 29.75

Escandalosa S3 30.50 29.75


Escandalosa Media 21.00 29.32

Escandalosa Inferior 21.00 29.32

Tabla 4: Saturaciones Iniciales de Agua y Residuales de Petrleo, de las Permeabilidades

Relativas Suministradas al Simulador Numrico Dinmico

YacimientoPresion Inicial

(psi)CAPO(pbnm)

Quevedo Superior 4044 8800

Quevedo Inferior 4020 9000

Escandalosa S2 3976 9170

Escandalosa S3 3976 9190

Escandalosa S4 3976 9230Escandalosa Media 3999 9230

Escandalosa Inferior 3999 9240

Tabla 5: Presiones Estticas Iniciales (a 8900 pbnm) y Posiciones Estructurales de losContactos Agua Petrleo Originales


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Yacimiento POES(MMb)

Quevedo Superior 58.0

Quevedo Inferior 140.0

Escandalosa S2 45.6

Escandalosa S3 35.0

Escandalosa S4 28.0

Escandalosa Media 278.0

Escandalosa Inferior 38.6

Tabla 6: Petrleo Original en sitio (POES) por Yacimiento

Yacimiento Escenario Actual

VPN (MUSD)

Escenario Seleccionado

VPN (MUSD)

Quevedo Superior 30.703 44.731

Quevedo Inferior 30.137 66.399




Escandalosa Media 94.200 122.553

Escandalosa Inferior 9.824 14.163

Totales 186.789 275.766

Tabla 7:Valores Presentes Netos (VPN) de los Escenarios de ExplotacinActual y Seleccionado


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Yacimiento

(Pozo)

Pozo Horizontal

VPN [MUSD]

Pozo Vertical

VPN [MUSD]

Quevedo Superior (GH) 19.815 -2.476

Quededo Inferior (CD) 10.543 -829

Escandalosa Media (EF) 10.072 6.843

Tabla 8: VPN de Pozos Horizontales versus Pozos Verticales


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FIGURAS

Fig. 1 Iscrono Ssmico al tope de la Formacin Escandalosa

Fig. 2 Mapa estructural resultante del Cokriging, Fig. 3 Mapa de error de la Estimacinal tope de la Formacin Escandalosa Estructural por Cokriging, al tope de la

Formacin Escandalosa


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Distanci- 100 300 500 700 900

p.

b.n.

-

-

-

-

-

-

Distanci000 100 300 500 700 900

1090

1040

990

940

890

840

1471013161922

LV

T523 20 9 11 12 26 6

1

2

Fig. 4 Modelo 3D Indice Gama Ray. Formacin Escandalosa. Corte N-S

-1000 1000 3000 5000 7000 9000

p.b.n.m

-10900

-10400

-9900

-9400

-8900

-8400

Distancia-1000 1000 3000 5000 7000 9000

-10900

-10400

-9900

-9400

-8900

-8400

0.05.1.1 5.2.25.3.491

5 24 23 20 9 11 12 1 0 26 6

1

2

Fig. 5 Porosidad Efectiva. Formacin Escandalosa

Fig. 5 Modelo 3D. Porosidad Efectiva. Formacin Escandalosa. Corte N-S

p.b.n.m

p.b.n.m

Distancia1000 3000 5000 7000 9000

N

N


17/24

Fig. 6 Modelo Tridimensional para Arenas S1 y S2, Formacin Escandalosa

Fig. 7 Indice Gama Ray, Formacin Navay

10203040506070

231000233000Easting 784000

787000Northing

9215

Fig. 7 Modelo 3D Indice Gama Ray, Formacin Navay. Corte N-S

N

p.b.n.m

Distancia


18/24

Fig. 8 Corte N-S Sector Oriental de la Estructura Fan Section

Fig. 9 Mapa estructural. Resultante de la Integracin de lasGeociencias, al tope de Quevedo inferior

F

S

N

Distancia


19/24

Fig. 11 Historia de la Produccin. Escandalosa Inferior

Fig. 10 Historia de la Produccin. Quevedo Inferior


20/24

Fig. 13 SND. Malla de Simulacin

N

SISTEMA DE MALLA

X=21Y=60Z=15TOTAL=18900

X

Y

Fig. 12 Gradiente de Presin y Anlisis Nodal

Bomba TH-1300

Etapas 80

Gradiente Pozo LVT10

-12000.0

-10000.0

-8000.0

-6000.0

-4000.0

-2000.0

0.0

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

Presin (Psi)

Profundid

ad

(ft)

Anlisis Nodal Pozo LVT10

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0 50000 100000 150000 200000

Caudal (b/d)

Presi

n(psi)

Anlisis Nodal Pozo LVT10

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0 50000 100000 150000 200000

Caudal (b/d)

Presin(psi)

Presi

n

(psi)

Presin

(psi)


21/24

Fig. 16 Correlacin Permeabilidad vs. Porosidad

Campo La Victoria

Correlacin PERMEABILIDAD vs POROSIDAD

0.001

0.01

0.1

1

10

100

1000

0 5 10 15 20 25 30 35

Porosidad

Fig. 14 SND. Vista 3D. ArenasQuevedo y Escandalosa

Fig. 15 SND. Mapa de PorosidadEscandalosa Media


22/24

Fig. 17 SND. Ajuste de la Produccin a nivel pozo (LVT-21, Quevedo Inferior)

Fig. 18 SND. Ajuste de la Produccin a nivel Yacimiento (Quevedo Inferior)

Qo,STB/DAY Np,ST

Wcu Wp,STB*10**6

Qb,STB/DAY*10**3 Nb,ST

Presion,PSI

Fig. 14 Ajuste a nivel Yacimiento

Qo,STB/DA Np,ST*10**

Wcu Wp,ST*10**

Qb,ST Nb,ST*10**

Pr,PSI

Sw

RA


23/24

Fig. 20 SND. Saturacin de Agua Actual (Mayo 1999). Formacin Escandalosa. Corte N-S

MAPA DE SATURACIN DE AGUA INICIALARENA 6

89-100%

76-89%

62-76%

48-62%

35-48%21-35%

89-100%

76-89%

62-76%

48-62%

35-48%

21-35%

MAPA DE SATURACIN DE AGUA ACTUAL (Mayo/1999)ARENA 6

Inicial Actual (Mayo 1999)Fig. 19a. SND. Saturacin de Agua para el Nivel 6 del

Yacimiento Escandalosa Media

Y

Z

LVT- 10 LVT- 31

LVT-7

LVT-22

LVT-290.99-1.00

0.83-0.99

0.68-0.83

0.52-0.68

0.37-0.52

0.21-0.37


24/24

Fig. 21 Cromatograma de alta resolucin de uno de los crudos en estudio

SeadeDeector

n-C18n-C17

n-C10

n-C20

n-C30

Pr

F

SeadeDeector

10 20 30 40 50 60

2.0e4

4.0e4

6.0e4

8.0e4

1.0e5

1.2e5

1.4e5

1.6e5

1.8e5

2.0e5

Time (min.)

CongresoProduccion2000_ESTUDIO DE RESERVORIOS INTEGRADO CAMPO LA VICTORIA, ESTADO DE APURE,...

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