Metodología para la Interpretación, Optimización y Management de Proyectos de Inyección de Agua en Yacimientos Maduros de la Cuenca del

Golfo San Jorge

Julio 2011, Buenos Aires, Argentina

Agenda

•Introducción

•Problemática

•Metodología

•Resultados

•Conclusiones

Río Senguer

Río C

hi co

Lago Musters

Lago ColhuéHuapi

PIEDRACLAVADA

KOLUEL KAIKEEL VALLE

ANT.GRANDEC.DRAGÓN

ANT.FUNES

El Cordón

El Tordillo

Escalante

ManantialesBehr

M.Magallanes

M.EspinosaC.León

P.Truncado

El Huemul

Cerro Dragón

Zorro

Las Flores

Escorial

Ant.Grande

CañadonGrandeOriental

Lago Buenos Aires

C.Minerales

PicoTruncado

Sarmiento

ValleHermoso

C.Perdido

Perito Moreno

0 100 km

YAC.PETROLEO

CaletaOlivia

S A N J O R G E S A N J O R G E

Comodoro

G O L F O G O L F O

Rivadavia

OC

EA

NO

ATL

AN

TIC

OO

CE

AN

O A

TLA

NTI

CO

Río Deseado

L.PeralesL.Mesetas

C.Vasco

Las Heras

3

43

40A R G E N T I N A

CHIL

E

Buenos Aires

B O L I V I A

Is. MALVINASIs. MALVINAS

OCEANO ATLANTICOComodoro

Rivadavia

OCEANO PACIFICO

IntroducciónUbicación Geográfica

IntroducciónReservas y Producción

En el año 2010 la mitad de la producción total de petróleo de PAE dentro de CGSJ provino de proyectos de Inyección de Agua (WF)

•Complejidad Geológica

•Propiedades de los Fluidos y Reservorios

•Complejidad Operativa

•Falta de Criterios comunes

IntroducciónCaracterísticas CGSJ

IntroducciónMétodos Históricos de Análisis

IntroducciónObjetivos del Proceso Común

ProblemáticaComplejidad Geológica

ProblematicaPropiedades de Fluidos y Reservorios

Características Típicas de Reservorios Rango

Ancho (m) 100 a 300

Espesor (m) 1 a 5

Sinuosidad Moderada

Largo (m) 300 a 5,000

Porosidad (%) 12 a 25%

Permeabilidad (mD) 10 a 1000

Sw inicial promedio (%) 40 a 50%

Densidad del Petróleo (ºAPI) 18 a 27º

Tamaño Típico de los Proyectos de WF Rango

Número de Pozos 40 a 300

Cantidad de Reservorios 20 a 100

Ejemplo Esquemático de la

Distribución Espacial de

Reservorios de un Yacimiento

SP B[mV]

0.0 100.0

SP B[mV] -2.0

GR[AP I]

0.0 200.0

9.6 CALA[in]

GR_CORE[AP I]

0 200

1750

1800

1850

1900

1950

P CD-989 [mMD] RT60[Ohm]

1E+00 1E+02

RT90[Ohm.m]

1E+00 1E+02

RT10[Ohm.m]

1E+00 1E+02

MBVITA

50.0 0.0

MBVITA 0.0

MSIGTA

50.0 0.0

MP HITA

50.0 0.0

MSIGTA MP HITA

MP HITA MBVITA

DP HI[%]

0.50 0.00

VSH[%]

0.0 100.0

0.0 VSH[%]

MCBW

50.000 0.000

MP ERM[mD]

50.00 0.00

RHOB[g/cm³]

1.95 2.95

C1[g/cm³]

0 0

30 m

ProblemáticaHeterogeneidad de Reservorios

1500

2000

PCG-807[mMD]

29-12-2005

1400

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

PCG-936[mMD]

17-12-2004

Mas de 35 reservorios en

producción

Hasta 15 mandriles por pozos inyector

ProblemáticaComplejidad Operativa

Modelo Geológico

ConstrucciónConstrucciónModelo (1)Modelo (1)

Información Básica

Ajuste Ajuste Histórico (2)Histórico (2)

Revisión Historia Primaria

Simulación Historia

WF

Optimización, Desarrollos Optimización, Desarrollos Adicionales y Pronósticos (3) Adicionales y Pronósticos (3)

Rediseño WF y

Desarrollos Adicionales

Evaluación de

Incrementos

Selección Trabajos: Best Case

Implementación y Implementación y Post Appraisal (4)Post Appraisal (4)

Implemen. y

Monitoreo

MetodologíaWorkflow del Proceso Común de WF

1

Structure and Fault Blocks

Construcción del Modelo

•Modelo Estático:• Estructural y Estratigráfico • Propiedades

• Información Básica:• Condiciones Originales (P&T)• Propiedades Petrofísicas • Propiedades de Fluidos

•Validación OOIP, basado en:• Modelo Estático• Energía Natural de Reservorios

UNI_G

UNI_F

Base_VM

UNI_E

UNI_D

UNI_C

UNI_B

UNI_A

T_Lajas

1100

1120

1140

1160

1180

1200

1220

1240

1260

1275

1094

SSTVD -0.02 0.22PHIE

UNI_E

UNI_D

UNI_C

UNI_B

UNI_A

T_Lajas

YPF.Nq.NG-16 [SSTVD]

1180

1200

1220

1240

1260

1280

1300

1320

1340

1347

1166

SSTVD -0.0129 0.1422PIGN

UNI_E

UNI_D

UNI_C

UNI_B

UNI_A

T_Lajas

YPF.Nq.NG-7 [SSTVD]

1230

1240

1250

1260

1270

1280

1290

1300

1310

1320

1330

1340

1350

1360

1370

1220

SSTVD -0.0156 0.1502PIGN

UNI_E

UNI_D

UNI_C

UNI_B

UNI_A

T_Lajas

YPF.Nq.NG-6 [SSTVD]

1000

1020

1040

1060

1080

1100

1120

1140

989

SSTVD -0.0135 0.1547PIGN

Base_VM UNI_G

UNI_F

UNI_E

UNI_D

UNI_C

UNI_B

UNI_A

T_Lajas

YPF.Nq.NG-2 [SSTVD]

1310

1320

1330

1340

1350

1360

1370

1380

1390

1400

1410

1420

1430

1440

1450

1301

SSTVD -0.0146 0.1351PIGN Base_VM UNI_G

UNI_E

UNI_D

UNI_C

UNI_B

UNI_A

T_Lajas

YPF.Nq.NG-44 [SSTVD]UNI_G

UNI_F

Base_VM

UNI_E

UNI_D

UNI_C

UNI_B

UNI_A

T_Lajas

Net Sand Thickness (m)

2

Ajuste Histórico

• Selección de Parámetros PVT y Petrofísicos por Reservorio

• Selección del Método de Cálculo• Construcción de Elementos de Flujo• Ajuste Histórico (pozo-reservorio)

• Liquido Total• Petróleo

• Análisis Eficiencias

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0

Sw (fr)

kro

w -

krw

3

Optimización, Desarrollos

Adicionales y Pronósticos

AT.a-10

AT.a-11

AT.a-27

AT.a-4

AT.a-5

AT.a-6

AT.a-9

AT-1

AT-12

AT-13 AT-14

AT-15

AT-16 AT-17AT-18

AT-19

AT-2

AT-20 AT-21

AT-22

AT-24 AT-25AT-26

AT-28AT-29 AT-3

AT-31(I)

AT-30

AT-31

AT-32AT-32(I)

AT-33

AT-34

AT-35

AT-36

AT-37

AT-39

AT-40

AT-41AT-42

AT-43

AT-45

AT-47

AT-49 AT-50

AT-51AT-52

AT-53AT-54

AT-55 AT-56

AT-57

AT-58

AT-60

AT-61AT-62AT-63

AT-64

AT-65AT-66

AT-67

AT-68

AT-69

AT-70

AT-72AT-73

AT-74AT-75

AT-76

AT-77

NG.xp-38

NG-29

NG-52

NG-53

NG-54

NG-55

NG-7

NG-8

ESTUDIO

ABANDONADO

PETROLEO

PTG

AABANDONAR

GAS

RRS

RG

IAGUA

ART

SUMIDERO

PT

100

1,000

10,000

100,000

1984

1989

1994

1999

2004

2009

2014

2019

2024

2029

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

• Generación Escenarios de Optimización y Desarrollo

• Pronósticos• Análisis Económico• Selección del Best Case (Maximizar NPV, reducción riesgos)• Análisis FODA• Plan de Acción ante Desvíos

O-233

PC-1000

PC-1001

PC-1003

PC-1004

PC-1061

PC-1062

PC-1063

PC-1075 PC-1076

PC-1095

PC-1150

PC-1154

PC-1213

PC-1214

PC-1276

PC-1306

PC-80

PC-82

PC-92

PC-2

PC-78

PC-1412

PC-1418

PC-1417

PC-1419

PC-1432

PC-1433

PC-1444PC-1446

PC-1445

PC-1447

PC-1456

PC-1457 PC-1434

LC-263PC-1475

PC-1473

PC-1476

PC-1474

Productor cerrado

Productor abierto

Iny ector cerrado

Iny ector abierto 4• Implementación del Proyecto Seleccionado

• Diseño Facilities• Monitoreo• Análisis de Desvíos• Actualización del Modelo

Estático/Dinámico• Post Appraisal• Lecciones Aprendidas• Identificación de Oportunidades

Forecast of Multiple Scenarios

Cumulative Cash Flow (M$)

Implementacióny

Post Appraisal

Zona 2

Zona 1

Pinj

Iw=cte.

Zona 2

Zona 1

Pinj

Iw=cte.

Pinj

Iw=cte.

MetodologíaWorkflow del Proceso Común de WF

Construcción de Elementos de Flujo (EF)

• Se consideran elementos de flujo (EF) a los que computan el volumen poral entre un pozo inyector y el productor.

• El cálculo considera la producción mensual correspondiente a los volúmenes de agua inyectada asociada a cada EF a través de un Factor de Distribución de Agua (FDA).

• Luego de cada período (mes), el programa suma los resultados de la producción de cada EF del pozo productor y compara esta producción “simulada” con la histórica.

Productor

InyectoresInyectores

Productor

InyectoresInyectores

MetodologíaSimulación Analítica

Construcción de Elementos de Flujo (EF)

Elementos de Flujo en un Reservorio: basado en mapas de espesor permeable y barreras de flujo (fallas). Cada elemento tendrá:

VPi: Volumen Poral (Area Elemento x Hk x phi )

Sowf: Saturación de Petróleo al inicio del WF

Sor: Saturación de Petróleo Residual

FDA: Factor de Distribución del Agua

M: Relación de Movilidades

Ev: Eficiencia Volumétrica

Inyector

Productor

VP1, Sowf1, Sor1, M1, FDA1

MetodologíaSimulación Analítica

Simulación de la Historia

Tiempo

Pro

du

cc

ión

Fecha de Fecha de EvaluaciónEvaluación

HistoriaHistoriaPetróleoPetróleoLiquidoLiquidoInyecciónInyección

Inicio Inicio WFWF

Simulación LíquidoCambio en los Factores de

Distribución de Agua (FDA)

Simulación de Petróleo

(Introducción de Términos de Eficiencia)

MetodologíaSimulación Analítica

A = Volumen Poral BarridoB = Volumen Poral del ElementoEv = Eficiencia Volumétrica de BarridoEv = A / B

Introducción de Eficiencias al Cálculo

Wid (VP)

Np

d (

VP

)

Teorica

(segun característica de fluidos y reservorios

Simulada

A

B

Inyector ProductorElemento de Flujo

DesplazamientoTeórico

t1

t2

Ev

MetodologíaSimulación Analítica

Caso Base (Extrapolación del modelo según las condiciones al

momento de la evaluación)

PROS:

• Simpleza y Rapidez = Se cuenta con una metodología efectiva para la optimización de proyectos de WF a través de la visualización de las conexiones entre productores e inyectores en las diferentes configuraciones de reservorios y patterns que se presenten

• Generación de Distintos Escenarios

CONTRAS:

• La metodología puede aplicarse en donde se cumplan en mayor medida las hipótesis de trabajo:

• Fluidos Incompresibles y procesos isobáricos

• Comportamiento homogéneo dentro de cada elemento de flujo

• Los efectos capilares y gravitatorios sean despreciables

MetodologíaPros y Contras

1.00

3.0

04.0

05.0

0

5.0

0

6.00

0.200 0.220 0.240 0.260 0.280 0.300 0.320 0.340 0.360 0.380 0.400 0.420 0.440 0.460 0.480 0.500 0.520 0.540 0.560

Productor cerrado

Productor abierto

Inyector cerrado

Inyector abierto

ND

NR

FO

ResultadosAnálisis de Resultados de Simulación

Esta es la base para la detección de oportunidades de optimización y desarrollos.

1.00

3.0

04.0

05.0

0

5.0

0

6.00

0.200 0.220 0.240 0.260 0.280 0.300 0.320 0.340 0.360 0.380 0.400 0.420 0.440 0.460 0.480 0.500 0.520 0.540 0.560

Productor cerrado

Productor abierto

Inyector cerrado

Inyector abierto

ND

NR

FO

Zonas sin inyección: Perf infill de inyectores, conversiones?

Zonas con bajas saturaciones de petróleo: Aislación en productores, cegado de mandriles?

Zonas con altas saturaciones de petróleo: Aumento inyección, perf Infill?

ResultadosAnálisis de Resultados de Simulación

10

100

1,000

ene-08 ene-09 ene-10 ene-11 ene-12 ene-13 ene-14 ene-15 ene-16 ene-17

qo (

m3/d

)

Caso Base (Extrapolación del modelo según las condiciones al momento de la

evaluación)

Altertantiva 1: Redistribución

de la inyección de agua con pozos actuales

Alternativa 2:Redistribución +

perforaciones en distanciamiento actual

Alternativa 3:Redistribución +

perforaciones en distanciamiento reducido

ResultadosEvaluación de Alternativas

Evaluación de diferentes alternativas y generación de pronósticos asociados

Selección de los mejores trabajos – Escenario Best Case (Implementación)

Tiempo

Caso Base (Extrapolación del modelo según las condiciones al

momento de la evaluación)

10

100

1,000

ene-08 ene-09 ene-10 ene-11 ene-12 ene-13 ene-14 ene-15 ene-16 ene-17

qo (

m3/d

)

Best Case – Escenario de

Implementación

ResultadosGeneración del Best Case

Caso Base (Extrapolación del modelo según las condiciones al momento de la

evaluación)

• De 135 Proyectos de WF en CGSJ, 31 fueron estudiados con PCWF que representan el 45% de las Reservas de WF en CGSJ

ResultadosEstudios Realizados

Proyectos WF Proceso Comun

Proyectos Totales

Proceso Comun

23 % Proyectos

% Reservas WF Proceso Comun

Reservas Sin CPWF

Reserva CPWF

45 % Reservas

Conclusiones

Se ha generado una metodología para evaluar los proyectos de WF en

forma consistente y repetible, que permite:

•Integrar y validar la información estática y dinámica

•Evaluar varias alternativas de desarrollo en corto tiempo

•Mejorar el Seguimiento de Proyectos

•Generar un Portafolio de Oportunidades para Desarrollos por WF

•Proveer el Soporte para la Estimación de Reservas

MUCHAS GRACIAS

POR SU ATENCIÓN

CONSULTAS?

Conclusiones