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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA DE PETROLEO ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEO "CAMPO DORISSA- RESERVORIO CHONTA MODELO DE SIMULACIÓN" TITULACION POR EXPERIENCIA PROFESIONAL PARA OPTAR ÉL TITULO PROFESIONAL DE: INGENIERO DE PETROLEO PRESENTADO POR: JAIME GUSTAVO CACERES MASIAS PROMOCION 1998-0 LIMA-PERÚ 2003
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA DE PETROLEO
ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEO
"CAMPO DORISSA- RESERVORIO CHONTA
MODELO DE SIMULACIÓN"
TITULACION POR EXPERIENCIA PROFESIONAL PARA OPTAR ÉL TITULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO DE PETROLEO
PRESENTADO POR:
JAIME GUSTAVO CACERES MASIAS
PROMOCION 1998-0
LIMA-PERÚ
2003
A mis padres, a mi esposa e hijos
a quienes agradezco todo su apoyo y dedicación.
2
INDICE
1. SUMARIO.
2. CONCLUSIONES.
3. RECOMENDACIONES.
4. DISCUSION.
4.1 HISTORIA DE PRODUCCION.
4.2 DESCRIPCION GEOLOGICA DEL RESERVORIO.
4.3 COMPORTAMIENTO PRODUCTIVO.
5. RAZONES DE LA SIMULACION.
6. METODOS ALTERNATIVOS.
6.1 CALCULO VOLUMETRICO.
6.2 BALANCE DE MATERIA
6.3 PRUEBA DE CAIDA DE PRESION (DRAWDOWN TEST).
6.4 ANALISIS DE DECLINACION.
7. DESCRIPCION DEL MODELO DE RESERVORIOS.
7 .1 ACUIFEROS.
7 .2 REGIONES DE EQUILIBRIO.
7.3 PERMEABILIDAD RELATIVA y PRESION CAPILAR.
7.4 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS.
8. SIMULADOR UTILIZADO.
8.1 DIFICULTADES ENCONTRADAS.
8.2 DISCREPANCIAS MODELO: GEOLOGICO vs RESERVORIOS.
3
9. AJUSTE DE HISTORIA.
10. PREDICCIONES.
11. ACTUALIZACION DEL MODELO.
12. GRADO DE CUMPLIMIENTO DE OBJETIVOS.
13. IMPLEMENTACION DE RESULTADOS.
14. BENEFICIOS TECNICOS y ECONOMICOS.
15. PARTICIPANTES, TIEMPOS y COSTOS.
16. LISTADO DE FIGURAS y TABLAS.
a. LOTE 1AB.
b. MAPAS.
i. MODELO.
ii. PROPIEDADES.
c. INICIALIZACION.
d. HISTORIA DE PRODUCCION.
e. AJUSTE DE HISTORIA.
f. PREDICCIONES.
g. TABLAS - ULTIMA ACTUALIZACION.
h. CRONOGRAMA DE TRABAJO.
17. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS.
18. FIGURAS Y TABLAS.
4
DORISSA CHONTA - MODELO DE SIMULACION
1. SUMARIO
El siguiente informe prese,:,ta los resultados del modelo de simulación de
reservorios preparado durante el año 2001 y actualizado en el año 2002, para el
reservorio de crudo liviano Chanta en el campo Dorissa, el cual pertenece a la cuenca
Marañón y está situado en la selva norte del Perú (Fig.1 ). La formación Chanta es una
arenisca creada en un ambiente sedimentario marino que data desde el cretácico y
que fue desarrollada en un ambiente alternativo complejo de playas y mareas altas.
El objetivo principal de este estudio fue identificar las zonas potenciales
con mejores saturaciones de petróleo remanente, capaces de sustentar la perforación
de pozos nuevos ó de alguna recompletación en un pozo ya existente.
Se ha encontrado una sola zona atractiva en la parte sur del reservorio (al
sur del pozo 13) con capacidad para soportar un pozo nuevo, adicionalmente a esta
ubicación, se han probado algunas locaciones adicionales; sin resultados positivos.
Los resultados del modelo están directamente ligados a la mejor
interpretación geológica que se pueda obtener con la información actual existente,
considerando la marcada heterogeneidad de las facies vista en los cores y más
recientemente en el registro de resistividad del pozo Dorissa 1201, lo cual induce a
una caracterización geológica mucho más minuciosa, aunque a veces difícil de lograr,
debido a la baja densidad de pozos existentes en el campo (Fig.5).
5
Además como factor adicional en contra, se tiene la segregación por
gravedad específica de la producción, en los pozos que están produciendo mezclado
de las formaciones: Vivían y Chonta, lo que nos lleva a tener algunas distorsiones a la
hora del ajuste de la historia de producción.
Se observó en el pozo Dorissa 1201, una fuerte componente horizontal,
con marcadas canalizaciones de flujo debido a diferencias en las permeabilidades
horizontales de estos pequeños estratos que forman parte de cada una de las 3 capas
principales en que se ha subdividido nuestro modelo. (Fig. 4).
El estimado del OOIP del modelo actualizado es de 22.9 MMBO (caso
Upd1202). Como dato adicional el OOIP del modelo anterior que fue de 11.5 MMBO
(Norte) y 16.3 MMBO (Sur) 27.8 MMBO en Total, el que tenía una estructura
significativamente más grande hacia el flanco oeste del campo (Fig.5).
El incremento del régimen de extracción sería una de las alternativas más
simples y económicas para mejorar la producción del campo en vista del elevado costo
de perforación de pozos de re-entre ó direccionales.
6
2. CONCLUSIONES
La mejor alternativa se da con la perforación de un pozo adicional a un
espaciamiento al sur del pozo Dorissa 13, obteniéndose en esta zona que es la que
muestra la mejor saturación actual de petróleo en el modelo, un incremento de
reservas de 0.4 MMBO.
El detalle del pronóstico de producción se encuentra adjunto al final del
presente informe en la tabla #2.
También se evaluó una locación al nor-este del pozo Dorissa 13 casi con el
mismo incremento de reservas pero con mucho mayor riesgo en vista de encontrarse
cerca de la barrera estratigráfica de muy baja permeabilidad la cual está dividiendo el
reservorio en dos partes norte y sur, con contactos de agua-petróleo diferentes (10616'
y 10645' bnm.) siendo la causa principal de que los pozos 1, 3 y 4 no hayan producido.
(Ver mapa con ubicación de posibles locaciones en la Fig 32).
De las tres capas de arena evaluadas, la capa superior ó capa "C", es una
capa de arena bastante arcillosa y de poco espesor por lo que no tiene un aporte
significativo a la producción. La capa intermedia denominada capa "B" esta presente a
todo lo largo del campo y ha sido mayormente drenada.
La capa inferior ó capa de arena "A" todavía se muestra con saturaciones
interesantes del orden de 40 % en la parte sur del reservorio, lo que nos está
indicando el fuerte predominio del componente de trasmisibilidad horizontal
directamente relacionado con la permeabilidad de los pequeñas capas inter
estratificadas, tal y como se ha visto en el registro del pozo 1201. (Fig .11)
7
El trabajo de reacondicionamiento programado en el pozo Dorissa 14,
consiste básicamente en un incremento del régimen de extracción en un 50 %; lo que
generará un incremental de reservas de 70 mbo de crudo liviano.
Las recuperaciones obtenidas en el presente modelo, podrían ser
optimistas en vista de la descripción tan general que se tiene en el modelo (3 capas)
versus las secuencias de capas ínter-estratificadas y de diferentes calidades de roca
reservorio (% de arcillosidad, porosidad, permeabilidad, tamaño y ordenamiento de
granos, etc) para cada una de estas tres capas.
El factor de recuperación final del campo para el OOIP de 22.9 MMBO es
de 40 %, considerando el caso base con la perforación del pozo 1202 y el
reacondicionamiento del pozo Dorissa 14 incluidos.
Este valor se encuentra ligeramente elevado en vista de la disminución del
OOIP de 27.8 MMBO a 22.9 MMBO, pues si lo estimamos con el OOIP de 27.8
MMBO, el factor de recuperación sería de 32.9 %.
Es muy importante en este punto tener en consideración que el OOIP debe
ser más grande que lo que esta estimando el modelo, de manera que las
recuperaciones de los pozos probablemente se encuentren algo sobredimensionadas,
por lo que una vez que tengamos una historia suficientemente representativa en el
pozo Dorissa 1202D, demás de la re-completacíón futura del pozo Dorissa 1201 en la
formación Chonta; se tendrá que volver a actualizar el modelo, hasta conseguir un
óptimo resultado.
8
3. RECOMENDACIONES
• Las predicciones del modelo actualizado, nos muestran que el pozo
Dorissa 1202 seria capaz de drenar la mayor parte de las reservas de esta zona sur
del reservorio por lo que perforar un pozo nuevo ó recompletar alguna ubicación
existente, nos generaría un incremento de reservas no mayor de 270 MBO de
petróleo.
• Realizar un estudio de caracterización más refinado creando capas de
menor espesor, para tratar de obtener un mejor reflejo del comportamiento del flujo de
los fluidos a través de estratos pequeños con marcada diferencia de permeabilidades
horizontales.
• Se puede hacer uso de la geo estadística para la distribución más
refinada de los parámetros de reservorio como son: Porosidad, Permeabilidad y% de
Arena Neta, que son necesarios para la creación del modelo geológico 30 con un
mayor número de capas.
• La parte norte del reservorio se encuentra bastante drenada por lo que
la perforación de algún pozo de reemplazo del Dorissa 12 aunque sea en el tope de la
estructura llevaría un alto riesgo.
• La aceleración de la producción, solo seria conveniente para el pozo
Dorissa 14 que cuenta con mayor saturación de petróleo que el pozo Dorissa 16; el
cual se halla en una zona más drenada y cerca del pozo Dorissa 17, venido en alto
corte de agua por encontrarse demasiado flanqueado en la margen este del
reservorio.
9
4. DISCUSION
4.1 Historia del Yacimiento
Este campo fue descubierto a principios de 1979, con la perforación del
pozo Dorissa 1, el cual fue completado en la formación Vivian (35º API) debido a que
Chonta fue encontrado con una baja calidad de roca reservorio en vista de que se
situó en medio de una barrera estratigráfica de baja permeabilidad la cual atraviesa el
campo de este a oeste y que nos esta definiendo prácticamente dos contactos de
agua-petróleo.
El reservorio Chanta fue puesto en producción luego de la completación
del pozo Dorissa 2 durante el mes de febrero de 1980 el cual arrancó con una
producción inicial por encima de los 5000 BPD de petróleo y con un corte de agua
menor a 5 %.
Luego de las sucesivas completaciones con sistema de gas lift de los
pozos 3 y 4 en la formación Vivian y debido al bajo potencial probado en la formación
Chanta por encontarrse en una zona de baja calidad de roca reservorio; se sucedieron
las completaciones de los pozos Dorissa 5 y Dorissa 7 en Chanta, durante los meses
de setiembre y noviembre de 1981; con lo que se define el patrón de extracción inicial
en esta parte norte del reservorio. (Fig.22)
Posteriormente vendrá la completación del pozo Dorissa 12 el cual produjo
de la formación Chanta, con un sistema de gas lift; entre setiembre de 1984 y
noviembre de 1985 en que fue cerrado temporalmente debido a problemas mecánicos.
(herramientas de wireline como pescado en la tubería de producción). Luego de
sucesivos trabajos de reacondicionamiento este pozo fue recompletado para producir
de la formación Vivian con un sistema de bombeo electro sumergible.
10
Se realizó una reinterpretación de la sísmica la cual sustentó la perforación
del pozo Dorissa 13 (en la parte sur del campo) exitosamente completado en la
formación Vivian con una unidad de bombeo electro sumergible, ampliándose la
estructura hacia la parte sur del campo y justificando la perforación sucesiva de los
pozos 14, 16 y 17; los cuales fueron exitosamente completados para producir
mezclados de la formación Vivian y Chanta con unidades de bombeo electro
sumergible, debido a su bajo índice de productividad en Chanta y a las necesidades
de diseño de la unidad BES.
Fue recién en enero de 1997 en que se completó el pozo Dorissa 18
únicamente en la formación Chanta, este pozo ubicado en la parte sur del campo
encontró a la capa A muy bien desarrollada, limpia y con muy buena saturación de
petróleo. Su índice de productividad inicial fue de 2.5 BPD/psi, y pudo producir
inicialmente en estado fluyente y mas luego con una unidad de bombeo electro
sumergible. Para esta fecha, el sistema de gas lift ya había sido desmontado
totalmente de la batería de producción de Dorissa.
Este pozo produjo hasta finales de 1997, año en que se recompletó en la
formación Vivian, debido a que empezó a manifestar problemas de producción elevada
de agua y formación de incrustaciones en la unidad de producción de subsuelo.
El pozo Dorissa 20H, fue deliberadamente perforado en modo horizontal
para producir de la parte superior de la formación Vivian y se encuentra actualmente
produciendo.
Finalmente se perforaron los pozos Dorissa 1201 completado en la arena
Basal Chanta, la cual encontró con presión original ( 4975 psi) y posteriormente luego
de procesar la sísmica e interpretar toda la información obtenida en el 1201 (Fig.6), se
perforó el Dorissa 12020, el cual fue exitosamente completado en la formación Chanta
con una bomba electro sumergible y esta produciendo actualmente con un corte de
agua por encima del 90 %; después de haber acumulado casi 250 Mbo de petróleo.
11
4.2 Descripción Geológica del Reservorio
El reservorio Chonta en el campo de Dorissa, es una estructura de forma
lobular, ligeramente alargada, con orientación NO-SE y de relieve relativamente bajo;
con dos pequeñas crestas una en la parte norte y otra en la parte sur del campo.
Tiene una extensión de 5 km de largo, por 2 a 3 km de ancho y su flanco
Este es mucho más empinado que su flanco Oeste. (Fig.5).
De la interpretación de los cores de los pozos 5, 6, 1 O y 17 que las arenas
de Chonta se formaron en la deposición de un ambiente complejo de playas y mareas
altas, lo que dio origen a una estratificación cruzada y laminar, con algunas secuencias
arcillosas, generando grandes variaciones en su porosidad (10-15 %) así como en su
permeabilidad (5 - 400 md).
La formación Chonta ha sido subdividida en tres capas de arena de tope a
fondo: "C", "B" y "A", con dos capas de lutitas impermeables denominadas "X" e "Y"
que se encuentran intercaladas, con espesores entre O' y 5' entre arena y arena; por lo
que en algunas zonas del campo podemos encontrar que existe comunicación vertical
arena con arena.
La capa "C" en el tope es bastante arcillosa y discontinua por lo que no
tiene un aporte significativo en la producción del campo. La capa intermedia
denominada capa "B" se encuentra presente a lo largo de todo el reservorio, teniendo
entre 5' y 23' de espesor en el norte versus 5' a 15' en el sur.
La capa inferior ó capa "A" se encuentra mayormente presente en la parte
sur del campo y es de mejor calidad que la capa "B". (Fig.9).
12
El mapa estructural de tope en la arena "C" fue preparado manteniendo la
misma interpretación del modelo geológico de setiembre de 1997, junto con los mapas
de espesores de las cinco capas con las que se logró construir el modelo 30.
Los mapas de propiedades de arena neta, porosidad, permeabilidad han
sido preparados a partir de la integración de la información obtenida de los 20 pozos
existentes en el campo.
Cerca de la parte central del campo, la formación Chonta se degrada con
intervalos más grandes de capas arcillosas y lutáceas, creando una barrera
estratigráfica de muy baja permeabilidad y subdividiendo el campo en dos partes: una
norte y otra sur, con contactos agua-petróleo diferentes, los cuales fueron
determinados por perfiles en los pozos encontrados de flanco (Dorissa 8, Dorissa 9 y
Dorissa 1 O).
Esta barrera estratigráfica se ve más claramente en la capa "A" y tiene un
rumbo casi Nor Este - Sur Oeste (Fig.8).
Es muy probable que puedan existir más de dos contactos agua-petróleo
en el reservorio, ocasionados por las tremendas heterogeneidades y discontinuidades
en las capas de arena que conforman el reservorio Chonta. El modelo asume la
existencia de estos contactos.
4.3 Comportamiento Productivo
La pres,on inicial fue de 4983 psig y actualmente después de haber
producido 7.6 MMBO de petróleo y 11.7 MMBW de agua, se estima que esta alrededor
de 4200 psi obtenida en el RFT tomado en el pozo 1201 en abril del presente año. De
la producción de petróleo, prácticamente el 50 % corresponde a la parte norte y el otro
50% a la parte sur.
13
Se asume que el reservorio Chonta tiene un buen soporte de presión en
vista de que solamente hemos tenido una disminución de 800 psi para los mas de 20
MM de bis de fluido (petróleo y agua) extraídos durante estos casi 24 años de su vida
productiva, y con sucesivas manifestaciones de comunicación tanto vertical como
horizontal con acuíferos de fondo y de flanco respectivamente.
En el campo de Dorissa se han perforado un total de 21 pozos hasta la
fecha, de los cuales solo uno es horizontal pero en la formación Vivían (Dorissa 20h).
Solamente 8 pozos han sido productores en la formación Chonta de los cuales 3 se
encuentran actualmente produciendo pero mezclados con la producción de la
formación Vivían y con unidades de BEC (2 pozos en la parte sur Dorissa 14 y 16 y 1
pozo en la parte norte Dorissa 15).
La segregación de la producción de petróleo, así como la de agua, se
realiza por métodos aritméticos a partir de los patrones originales de API y salinidades
de los fluidos de las formaciones Vivían y Chonta. (Tabla 2).
Los acumulados de los pozos están en el orden de los 700 Mbo, siendo
este un buen promedio entre buenos y malos productores El pozo con mejor
acumulado de producción es el Dorissa 2 (2.085 MMBO), el cual se encuentra en el
ápice de la parte norte del campo. (Fig.25).
14
5. RAZONES DE LA SIMULACION
El reservorio de Chonta en Dorissa fue simulado por primera vez en el año
de 1996 con el software Eclipse, con la intención de llegar a tener una idea mucho
más clara del comportamiento de la dinámica del movimiento de los fluidos en el
reservorio.
A lo largo de la vida productiva del campo se ha presentado súbitos
incrementos en la producción de agua de algunos pozos con el consecuente acarreo
de problemas por formación de incrustaciones calcáreas y daño en el anima de la
bomba del pozo debido a significativas caídas de presión con consecuente liberación
de altos volúmenes de gas y formación inmediata de asfaltenos en el fondo del pozo.
Hubo la necesidad de crear varias pseudo regiones particulares de roca
para poder llegar a obtener un ajuste aceptable de la historia de producción, lo que
nos da un indicio claro de la poca homogeneidad del reservorio, a diferencia de la
formación Vivian en este mismo campo.
Una reinterpretación sísmica realizada con un nuevo gradiente de
velocidades hizo crecer aun mas hacia el oeste esta estructura, por lo que la
posibilidad de encontrar con éxito alguna locación adicional a solo un espaciamiento
del pozo 18, siempre estuvo latente.
La permanente necesidad de crudo liviano para balancear y extraer la
mayor cantidad de reservas de crudo pesado en esta área de explotación son un
motivo primordial para realizar constantemente estudios que puedan sustentar y
concluir con éxito el descubrimiento de reservas adicionales de crudo liviano.
La re-actualización del modelo de hace 5 años ha sido realizada con el
software Workbench, con el soporte de una caracterización del yacimiento y con el
apoyo de una reinterpretación sísmica que sirvió para confeccionar los mapas de
anomalías sísmicas.
15
6. METODOS ALTERNATIVOS
6.1 Cálculo Volumétrico
A raíz de la nueva interpretación sísmica con la ayuda de la herramienta
de generación de mapas de anomalías sísmicas la cual generó un nuevo mapa de
espesores que ha disminuido sustancialmente el OOIP en la parte norte y este del
campo y ha aumentado ligeramente en la parte suroeste del campo (incremento de
espesores): se realizó un estimado volumétrico, el cual fue de 22.9 MMBO de petróleo
in-situ y que va de acuerdo con el estimado de 24 MMBO que se tiene en el modelo de
simulación.
Es de esperarse, que si los mapas de espesores y de propiedades tales
como arena neta, porosidad y saturación inicial de agua han sido correctamente
definidos en el modelo de simulación, los estimados para el OOIP deben estar también
bastante aproximados. (Figs.13, 14 y 16).
Lo que es más difícil de determinar es, cual seria el "Factor de
Recuperación" para este campo; debido a los problemas de definición del modelo
geológico y de fluidos que se tienen y que han sido comentados en párrafos
anteriores.
Como comentario adicional el promedio de recuperación en esta área
de explotación de la selva norte del Perú, para el reservorio de Chonta se encuentra
entre 24 % y 38 %, y este campo ha incrementado su factor de recobro a casi 40 %,
debido a la ultima disminución de su OO1P desde 27.8 MMBO hasta 22.9 MMBO por lo
que se concluye de que debemos estar algo pesimistas en nuestros estimados
actuales.
16
6.2 Balance de Materia
Es un método bastante simple y práctico para poder conseguir un
aproximado del volumen de OOIP de un yacimiento en explotación, pero para llevarlo
a cabo de la manera más exacta, se requiere básicamente.
1) Una historia de presión a lo largo de toda la vida productiva del campo.
2) Una historia de producción que sea totalmente confiable.
Lamentablemente para el reservorio Chonta en Dorissa, se adolece
bastante de la información arriba mencionada.
La historia de presiones es bastante pobre a partir de la necesidad de
implementar sistemas de bombeo electro centrífugo en todo el campo a raíz del
incremento en las producciones de agua debido a que es un yacimiento con soporte
de presión por empuje de agua y que por este motivo la producción de Chonta, se tuvo
casi siempre que asociar con la producción del reservorio Vivían.
Los actuales caudales de producción de alrededor de 200 BOPD,
tampoco soportan económicamente la idea de realizar algún DST solamente para
estimar la presión de reservorio, por lo que estimamos esta presión a partir de niveles
de fluido estáticos que se toman cuando se tienen paradas prolongadas de alguna
bomba.
Se tiene actualmente como único pozo productor solo de la formación
Chonta al Dorissa 1202D, el resto producen mezclados con Vivían por lo que la
información no seria sustancialmente significativa.
Por otro lado la segregación de la producción es ejecutada de una
manera aritmética a partir de los patrones de API y salinidad para cada yacimiento lo
que nos conlleva a tener cierto margen de incertidumbre en la misma. Correr registros
de producción periódicamente para tener un valor más exacto de esta segregación,
resulta anti-económico en estos campos considerados ya casi marginales.
17
Como se podrá notar claramente un Balance de Materia es un método
no recomendable en este yacimiento, pues por uno u otro motivo expuesto líneas
arriba, nos podría inducir a obtener un falso estimado del OOIP.
6.3 Drawdown Test (Prueba de Caída de Presión)
Se llegó a realizar una prueba extensa de caída de presión o "drawdown"
en el pozo Dorissa 16 Chonta, durante las primeras 3 semanas de vida productiva
fluyendo el pozo en superficie, la cual si fue bastante importante para conseguir un
volumen de mas de 8 MMBO de petróleo conectados al pozo y que apoyó la
necesidad de continuar con el desarrollo en esta parte del campo (sur y sureste).
También es importante anotar en este momento de que este campo tiene
casi 24 años de explotación y cada vez se hace más difícil encontrar pozos que
puedan mantener flujo hasta superficie por un tiempo suficientemente prolongado para
llevar a cabo este tipo pruebas de presión.
Pero volvemos a hacer hincapié en que siempre necesitaremos tener el
mejor valor de% recuperable para conocer el volumen de petróleo que vamos a poder
producir, de lo contrario nada podemos hacer si conocemos solamente el valor del
OOIP.
Como dato fuera del presente estudio también se realizó una prueba de
caída de presión en el pozo Dorissa 1201 en la formación basal Chonta, estimándose
un volumen conectado de 5 MMBO, el cual con una analogía en el factor de
recuperación en la misma arena de un campo de crudo liviano vecino; llevó al
estimado de recuperación actual en este pozo, utilizando el método de análisis de la
declinación de la producción con una historia productiva de casi 2 años.
18
6.4 Análisis del Comportamiento Productivo
El análisis del comportamiento productivo de los pozos es un método
regularmente utilizado en estos campos bajo explotación, en vista de la considerable
historia de producción que se tiene y de la periódica necesidad de la evaluación de
reservas que se realiza cada 6 meses.
Existen marcados patrones de comportamiento de acuerdo al origen de
cada yacimiento en el caso de reservorios con mantenimiento de presión por empuje
de agua y si estos se clasifican en campos de crudo liviano (32º a 40º API), crudo
mediano (18º a 24º API) ó crudo pesado (1 Oº a 12º API).
El reservorio de Chonta en Dorissa, muestra un patrón definido de
declinación propio de los campos de crudo liviano, con fuerte tendencia a mantener
patrones bajos de producción de agua hasta que venga súbitamente el frente del
mismo y la declinación del pozo se haga brusca hacia abajo y llegue hasta los valores
de su límite económico.
19
7. DESCRIPCION DEL MODELO DE RESERVORIOS
El modelo tridimensional consiste en un arreglo rectangular de 36 por 70
filas y 5 capas. La capa superior corresponde a la arena Chonta "C", la capa de arena
intermedia es la Chonta "B" y la capa de arena del fondo es la Chonta "A" estas capas
de arena se encuentran intercaladas por dos capas de lutitas denominadas "X" e "Y", y
que tienen espesor cero en algunas partes del campo. (Fig.1 O).
Tal como se ha mencionado se asume una barrera de transmisibilidad
vertical cero entre arena y arena a manera de simplificación del efecto de la
desaparición de los espesores de las lutitas X e Y en algunas áreas del campo.
En la dirección X e Y, se ha aplicado un multiplicador cero a la
transmisibilidad horizontal en la parte central del campo, para reflejar el efecto de la
barrera estratigráfica, que esta separando dos regiones de equilibrio con diferentes
contactos.
7.1 ACUIFEROS
Se han definido seis acuíferos de tipo Carter-Tracy, todos
correspondientes a empujes de flanco, 3 de ellos están definidos alrededor de la parte
norte y los otros 3 para la parte sur del campo.
No se tiene un acuífero que asemeje un empuje de fondo en vista de que
el contacto se encuentra muy por debajo de la arena Chonta "A" y existe una capa de
arcilla casi impermeable denominada capa "Z" en la base del reservorio.
20
7.2 REGIONES DE EQUILIBRIO
Se han definido 4 regiones de saturación para simular las diferentes
variaciones de la saturación de agua connata ajustados a la permeabilidad de la roca,
para cada una de las capas de arena. (Figs.18 y 19).
También están definidas dos regiones de equilibrio con los contactos agua
petróleo uno a 10616' para la parte norte y otro a 10645' para la parte sur del campo.
7.3 PERMEABILIDAD RELATIVA Y PRESION CAPILAR
A partir de información obtenida del análisis de 40 cores de Chonta del
Lote 1AB se ha definido 4 tipos de roca de acuerdo a su rango de permeabilidad; baja
(1-10 md), moderada (10-50 md) media (50-170 md) y alta (>170 md).
De análisis especiales de núcleos se ha definido los puntos finales (Swc,
Sor, etc) para las curvas de permeabilidad relativa.
La forma de las curvas ( desnormalización) se obtuvo de análisis
especiales de las coronas de los pozos Dorissa 6 y Dorissa 1 O.
Las curvas de presión capilar fueron derivadas del análisis especial de
cores del Lote 1 AB para la corona del pozo Dorissa 1 O.
7 .4 PROPIEDADES DE LOS FU IDOS
La información de PVT, fue obtenida de un estudio existente para esta
formación de una muestra tomada en el pozo Dorissa 2, al igual que en el modelo de
simulación anterior.
21
El petróleo de Chonta es un crudo bajo saturado entre 39º y 40º API. Su
viscosidad inicial es de 0.41 cp. a 27 4 º F y a una presión inicial de 4983 psi. a 10640
pies bnm. La solubilidad del gas a estas condiciones es de 485 SCF/STB. (Fig.11 ).
Existen claras evidencias de que varios pozos han sufrido daño por
precipitación de asfaltenos, debido a caídas de presión en los alrededores del ánima
del pozo (wellbore ), con la consiguiente liberación de grandes volúmenes de gas. La
presión de burbuja para este reservorio es de 204 7 psi.
Ha sido realmente muy difícil el lograr remover este daño con una variedad
de tratamientos como inyección de solventes, ácidificaciones, re-baleos, etc; quizás
debido a cambios en la mojabilidad de los fluidos en los alrededores del hueco del
pozo.
22
8. SIMULADOR UTILIZADO
El simulador utilizado fue el software Workbench de Baker Hughes el cual
es un simulador del tipo "black oil" para reservorios de petróleo, el cual se encuentra
instalado en una estación de trabajo modelo HP Kayak Pentium 4 de 1.0 Ghtz. de
velocidad de procesador y 512Mb de memoria RAM con disco duro de 20 Giga bytes.
El tiempo utilizado aproximadamente para cada corrida fue de 4 hrs. para
el caso de ajuste de historia y de 1 a 1.5 hrs. para los casos de predicciones a partir
del archivo de "restart" para corridas que empiezan en el tiempo actual.
La salida podría estar en formato ASCII ó utilizando la opción grafica del
software para generar ya sea animaciones en el tiempo, de variables tan importantes
como presión, saturación de fluidos, etc. las cuales podrían ser animadas hasta en 3D
sobre el modelo geológico ó también utilizando gráficos XY, para obtener gráficos de
producciones diarias ó de acumulados de petróleo, gas ó agua ya sea por pozo ó para
todo el campo.
8.1 DIFICULTADES DURANTE LAS CORRIDAS EN EL SIMULADOR
Los grandes contrastes de la permeabilidad vertical producto de la fuerte
estratificación cruzada ocurrida por ambientes de mareas altas y bajas de esta
formación, así como los diversos tipos de arcillas ubicadas en los espacios perales de
la roca reservorio (kaolinita, glauconita, illita, etc.), los cuales nos crean serios
problemas en la caracterización de las regiones de roca, más representativas de este
reservorio.
Este problema ha sido varias veces estudiado profundamente inclusive con
estudios de flujo de fluidos extraños a través de muestras de coronas de este
yacimiento, tratando de dar con el tratamiento de estimulación optimo, pero hasta el
momento no se ha llegado a encontrar la solución al problema.
23
Se han probado ácidos y mezclas solvente-ácidas con diversos
estabilizadores de arcillas pero nunca los resultados han sido contundentes.
Al presente se continúa con el estudio del problema en busca de la solución final.
Adicionalmente a esto se tiene una barrera estratigráfica de baja
permeabilidad, que atraviesa el campo de suroeste a noreste y que lo casi subdivide al
campo en dos regiones con diferentes contactos agua-petróleo.
El número limitado de pozos actualmente en producción, de los cuales la
mayoría de ellos producen mezclados con la formación Vivian y el limitado volumen de
datos de historia de presiones en los pozos, representa a veces un serio obstáculo
para conseguir mejores ajustes de la historia de producción en el modelo de
simulación.
La segregación manual de la producción a partir de información de los
datos de API del petróleo y salinidades y algunas otras variables del agua de
formación producidas, también inciden en algunos casos en la mejor realización del
ajuste de historia del modelo.
8.2 DISCREPANCIAS ENTRE EL MODELO GEOLOGICO Y DE RESERVORIOS
Considerando que el presente trabajo se originó con la formación de un
grupo multidisciplinario (geofísica, geología de desarrollo, ingeniería de reservorios e
ingeniería de produc 'ón), con el único objetivo de evaluar y encontrar las mejores
posibilidades para la perforación de alguna locación nueva o para algún trabajo de
reacondicionamiento y así de esta manera incrementar la producción de crudo liviano,
no se tuvieron serias discrepancias entre el modelo geológico y el de simulación de
reservorios pues todo fue evaluado, discutido y aprobado con participación total del
grupo de trabajo.
24
Lo que si se encontró en el tiempo durante el cual se preparó este estudio,
fueron algunos puntos que se sugieren reforzar para la próxima vez en que se
actualice el presente modelo y que redundaran en una mejor caracterización del
reservorio así como en un modelo mucho más cercano de la realidad.
Se ha corroborado la existencia de capas más pequeñas que las definidas
en el modelo en el pozo Dorissa 1201 (completado en la formación basal Chonta) pero
con claras canalizaciones en el reservorio Chonta, debido a fuertes contrastes de
permeabilidad horizontal. Necesitamos una mejor definición para algunas partes del
campo y en esto nos puede ayudar la utilización de modelos sedimentarios mas
detallados.
Adicionalmente a esto podemos trabajar más al detalle en la identificación
de facies, con la ayuda de las muestras de corona que se tienen y que nos pueden
servir para el soporte de la nueva definición áreal de estas capas de alta y baja
permeabilidad existentes en este reservorio.
La utilización de softwares geoestadisticos de última generación como el
Petrel los cuales trabajan ayudados con modelos sedimentarios: será imprescindible
para la próxima actualización del modelo.
Por ultimo seria importante utilizar una geoquímica de superficie con el
objeto de obtener información valiosa capaz de corroborar al modelo de simulación,
acerca de la existencia aun de un área remanente con saturaciones de petróleo
significativas; en la parte sur oeste del campo.
25
9. AJUSTE DE LA HISTORIA
El ajuste de la historia de presión ha sido obtenido principalmente con
modificaciones en el espesor y en la permeabilidad de los acuíferos y más al detalle
con la modificación y ajuste de los valores de capacidad de flujo (kh) y factor de daño
skin (S) en los pozos productores.
El ajuste de la historia de producción de agua de los pozos de Chonta en
Dorissa, se hace muchas veces difícil en vista de las distorsiones resultantes de los
cálculos de segregación manual de la producción, para los pozos que producen
mezclado con la formación Vivian.
Hubiera sido muy importante tener la facilidad de utilizar la opción del
factor de Equilibrio Vertical (Flujo Segregado); sobretodo en los pozos de la parte norte
del campo en donde la producción de agua es mucho mayor en el modelo, esto debido
a una temprana irrupción del agua. Los pozos del sur nos muestran un mejor ajuste
en la historia del corte de agua.
Parte del volumen de petróleo remanente en la parte sur, puede haber
migrado hacia el norte en vista de la comunicación parcial que existe y debido a la alta
producción inicial con la consecuente rápida caída de la presión del reservorio en esta
parte del campo.
Se tuvo que disminuir los valores de los mapas de permeabilidad horizontal
para las capas de arena "B" y "A" en la parte sur del campo, para evitar sobretodo el
fuerte influjo del agua por el flanco oeste del reservorio.
Se ha trabajado la mayor parte del tiempo tratando de conseguir el mejor
ajuste de la historia de producción en los pozos de la parte sur en vista de que es la
zona de mayor interés, donde el modelo nos muestra las mejores saturaciones de
petróleo y de donde proviene el mayor porcentaje de la producción actual del campo.
26
Se incluyen los gráficos de ajuste de la producción e historia de presiones
por pozo para la parte norte (Fig.29) y para la parte sur de campo (Fig.30).
Los ajustes de historia de producción por pozo se encuentran bastante
aceptables, lo que origina de que el grafico de la historia de producción total del campo
nos de un acumulado de 7.08 MMBO, bastante similar en comparación con el
acumulado real, que es de 7.6 MMBO.
Se incluyen los mapas de saturación de agua, actual y al final de la
predicción básica para cada una de las capas de arena del modelo. (Figs. 26 y 27).
27
10. PREDICCIONES
El caso base fue corrido a 1 O años hasta diciembre del 2011. El presente
modelo de simulación esta calculando el corte de agua y la producción de petróleo,
teniendo como dato de entrada a la producción total de fluido.
Las sensibilidades más importantes (Figs.24 y 25), corridas a partir del
caso base, fueron las siguientes:
1) Pozo Dorissa 1202 (locación 13S) localizado 150-180 mts al NE de la
locación del pozo Dorissa 20H en la zona, que nos muestra la mejor saturación actual
de petróleo; sobretodo para la arena Chonta "A" y nos encontraríamos en una posición
estructural más alta que el pozo 18, el cual acumuló 0.73 MMBO antes de dañarse.
2) El incremental de reservas obtenido por el modelo para esta ubicación
fue de 0.4 MMBO y con un corte de agua inicial alrededor de 25 %. (ver ubicación de
las posibles locaciones, en el mapa de la Fig.32).
3) La siguiente predicción corresponde a la ubicación que se encuentra a
casi un espaciamiento al NE del pozo Dorissa 13 ( 400 mts. ), la cual nos dá también
un incremental de 0.4 MMBO, pero tiene riesgo estratigráfico por estar cerca del pozo
Dorissa 14, el cual está actualmente produciendo mezclado con la formación Vivian y
además estaríamos bastante cerca de la barrera estratigráfica de baja permeabilidad
que pasa por el pozo Dorissa 3.
4) La tercera ubicación fue probada a un espaciamiento al oeste del pozo
13, en una zona con un mayor riesgo estratigráfico y que de acuerdo al mapa estaría
en un ligero alto estructural aunque casi de flanco oeste. No se tiene mayor control de
pozos que hayan producido en los alrededores, en vista de que el pozo Dorissa 13 ha
producido todo el tiempo de la formación Vivian (6.4 MMBO) y un DST realizado en
enero del 95 recuperó 63.4 bis. de agua de formación y 4.6 bis. de crudo de 38. 7° API.
28
El incremental de reservas obtenido por el modelo para esta ubicación es
de 0.25 MMBO, con un corte de agua inicial elevado de alrededor de 80 %.
5) La última ubicación probada fue la del re-entre del pozo Dorissa 12 en
dirección SE, entre los pozos Dorissa 12 y Dorissa 2 en una posición estructural
favorablemente alta. El riesgo estratigráfico es alto en vista de que el pozo 2 es el de
mayor acumulado de producción (2.085 MMBO) y se encuentra cerrado desde el año
95. El pozo Dorissa 12 esta cerrado desde el año 1986 y llegó a acumular O. 784
MMBO. Este pozo tiene como objetivo principal la arena de basal Chonta que se
muestra con saturaciones de petróleo en el registro del pozo Dorissa 12 y que mostró
gases y fluorescencia durante la perforación.
El incremental de reservas en el modelo de Chonta para esta ubicación fue
solamente de 0.15 MMBO y con un corte de agua inicial alto de alrededor de 45 %.
5) Adicionalmente se realizó una corrida de predicción para el caso de
incrementar el régimen de extracción en un 50 % en el pozo Dorissa 14 mediante un
trabajo de reacondicionamiento, obteniéndose como resultado un incremental de 70
mbo.
6) Por último se ha realizado una corrida de predicción en el supuesto
caso de que recompletemos la formación Chonta en el pozo Dorissa 1201,
obteniéndose un incremental bastante pequeño de 137 MBO solamente.
29
11. ACTUALIZACION DEL MODELO
El modelo de simulación sustentó una recomendación para la perforación
del pozo 12020 en la parte sur este de la estructura, para tratar de drenar las reservas
situadas al norte del pozo Oorissa 18 y al sur del pozo Dorissa 13.
Luego de la perforación del pozo Dorissa 1202D, se actualizaron los
mapas de tope estructural y los mapas de espesores de arena y de arena neta para
las capas C, B y A así como los mapas de porosidad para estos cuerpos de arena.
La actualización del modelo encontró una zona de mayor saturación de
agua que la esperada en esta parte sur del reservorio además de una ligera corrección
en el buzamiento de la parte suroeste del campo con lo que se redujo el OOIP de esta
zona y se aceleró la llegada del frente de agua.
El registro de resistividad del pozo Dorissa 1202D, mostró una zona sin
drenaje en la parte superior de la arena con valores de 40 ohm-mt y otra zona de altas
saturaciones de agua en la base de la misma indicando fuerte drenaje del reservorio
en la capa "A". También se detecta una mejor homogeneidad del reservorio en
comparación con el registro del pozo 1201 donde hay una clara estratificación
horizontal, asociada a variaciones en el perfil resistivo por efectos de drenaje de los
fluidos.
El pozo Dorissa 12020 encontró una presión estática de 4175 psi y
comenzó a producir con un corte de agua estabilizado de 37 % y 2200 BFPO, con un
índice de productividad de 2.5 BPO/psi.
El modelo de simulación fue actualizado con toda esta información y un
nuevo ajuste de historia fue necesario sobretodo en la parte sur del reservorio y se
conectaron las capas "B" y "A" en el lado suroeste del reservorio en vista de la
desaparición del "shale break" en el pozo Dorissa 12020 y debido a su significativo
corte inicial de agua.
30
Se ha conseguido un buen ajuste en los pozos Oorissa 14, 16 y 18 en el
sur y se ha logrado una irrupción del agua al cabo de un año de producción del pozo
Oorissa 12020, esto en vista de la baja saturación de agua de la zona pues el pozo se
encuentra en posición estructural alta y este corte de agua esta asociado más a las
características de su petrofísica, que a su posición estructural.
Otro punto importante es el valor de la presión del reservorio fue
corroborado los 4200 psi en el OST del pozo 12020 tal y como lo habíamos
encontrado en el RFT corrido en el pozo Oorissa 1201; esto nos ratifica el bajo aporte
productivo del Chonta en los pozos Oorissa 14 y 16 al estar abierta la arena Vivían con
una productividad mucho mayor. Recientemente se corrió unos niveles estáticos en el
pozo Oorissa 12020, así como una gradiente estática resultando una presión de 3871
psi esta brusca disminución fue vista también durante los primeros meses de
producción del pozo Oorissa 18 debido a los altos regímenes de extracción inicial.
31
12. GRADO DE CUMPLIMIENTO DE OBJETIVOS TRAZADOS
La necesidad de poder encontrar alguna locación nueva productiva,
mediante la recomendación del presente modelo; se ha cumplido parcialmente pues el
pozo nuevo 1202 completado en la formación Chonta si bien es cierto que ha
acumulado casi 250 MBO de crudo liviano (lo cual nos da margen para producir otros
450 MBO de crudo pesado) en la mezcla que por contrato siempre debemos entregar,
esta actualmente con un elevado corte de agua ( encima del 90%) previsto por el
modelo pero para un acumulado de ceca de 350 MBO tal y como se muestra en las
figuras de predicción de posibles locaciones a perforar.
El otro objetivo fue el de revisar la posibilidad del reacondicionamiento del
pozo Dorissa 12 ó la perforación de algún pozo adicional en la parte norte del campo,
la cual ha sido descartada por el modelo en vista de las pobres saturaciones de
petróleo remanentes en el área.
Se ha comprobado que se necesita una caracterización mas al detalle de
la petrofísica del campo, especialmente para la parte sur que se muestra mas
interesante y que nos puede llevar a la completación de un pozo productor adicional.
También ha quedado demostrada la importancia del trabajo de un grupo
multidisciplinario el cual soporta al modelo geológico y de reservorios, utilizado por el
presente modelo de simulación.
32
13. PROPUESTA DE IMPLEMENTACION DE RESULTADOS DE LA SIMULACION
• Como resultado del presente estudio se ejecutó la perforación del pozo
Dorissa 1202D a un espaciamiento al norte del pozo Dorissa 18, actual productor de
Vivían "B" con bombeo electro centrífugo.
El pozo fue completado exitosamente en la formación Chonta con un
caudal inicial por encima de los 2000 BOPD. Luego de haber acumulado casi 250
MBO este pozo continua produciendo 250 BOPD con bombeo electro centrífugo,
aunque con un corte de agua encima de 90 %.
• La recompletación en Chonta del pozo Dorissa 1201, actualmente
productor de Basal Chonta con bombeo hidráulico; vendrá posterior a la depletación
del mismo al cabo de un par de años.
• La recompletación del pozo Dorissa 13 (actual productor en Vivian) fue
diferida debido a la baja recuperación final obtenida en el modelo, además de tener el
antecedente de un DST con producción de agua.
Una evaluación mas detallada de la calidad del cemento en frente de la
formación Chonta, así como de la ubicación exacta de los punzados realizados en el
servicio de pozo del año 93, será realizada, antes de proponer algún próximo trabajo.
• La perforación de una ubicación al sur oeste del pozo Dorissa 13 esta
pendiente y se encuentra sustentada por los resultados del modelo de simulación, el
cual encuentra casi 300 MBO de reservas incrementales en esta parte del campo; las
cuales pueden soportar una producción de 600 MBO de crudo pesado adicional.
33
14. BENEFICIO TECNICO y ECONOMICO POR EL USO DE LA SIMULACION
En cuanto al beneficio técnico obtenido por el uso del simulador podemos
mencionar que es una herramienta muy importante y de última generación que debe
ser correctamente utilizada pues requiere de que todo lo que se le ingrese vaya de la
manera mas exacta acorde con la realidad y así como nos puede generar resultados
muy útiles también nos puede entregar información falsa si es que no hemos sido
minuciosos y prolijos en el acopio e ingreso de la información.
El corto tiempo de procesamiento del modelo dinámico del reservorio,
permitió ensayar diversas alternativas de trabajo y de esta manera poder escoger
entre las más accesibles y económicas para proseguir con la mejor explotación del
campo.
La recomendación de la perforación del pozo Dorissa 1202D sustentada
por el modelo de simulación en Chonta, a pesar de llevar un acumulado de 250 MBO,
soporta la producción de un volumen de 450 MBO de crudo pesado con lo que supera
fácilmente el límite de reservas mínimo que justifican esta inversión. Adicionalmente a
esto también se tiene como posibilidad futura la recompletación en Basal Chonta o
Vivían "B" con el consiguiente incremento en el acumulado de producción del mismo.
El ahorro por la cancelación de una posible perforación en la parte norte, la
cual fue descartada por el modelo de simulación, también suma a las conclusiones
que han sido positivamente económicas del presente estudio.
Y por último, consideremos también de que todo modelo de simulación
sirve de base para cualquier actualización futura del mismo con la adición de historia
de producción reciente, por lo que considero de sumo valor las conclusiones obtenidas
en este tipo de estudios.
34
15. PARTICIPANTES INVOLUCRADOS EN EL ESTUDIO, TIEMPO y COSTOS
En el presente estudio participaron directamente un grupo de 6 personas,
las cuales laboran bajo la gerencia de Ingeniería.
Las áreas de trabajo involucradas por este grupo multidisciplinario fueron
las siguientes:
Geofísica,
Geología de Desarrollo.
lngenieria de Producción
Interpretación sísmica.
Generación de mapas de anomalías.
Construcción de ambientes Sedimentarios.
Interpretación de Registros.
Mapeo estructural y Propiedades (K, Phi, Arena Neta,
Ntg, etc).
Historia de Producción.
Estado mecánico de los Pozos.
Ingeniería de Reservorios Caracterización Dinámica del reservorio.
Historia de Presiones de Fondo.
Simulación Numérica.
El tiempo de ejecución neto del presente modelo estuvo entre 1.5 a 2
meses, considerándose de que algunos trabajos como la generación y la carga de
mapas al modelo, se pudieron hacer en simultáneo.
El cronograma de trabajo se encuentra en una hoja adjunta para que
pueda servir de guía para quien lo pueda necesitar en algún momento.
Los costos en base a estos tiempos a veces variables de trabajo, son un
poco difíciles de estimar pero se podría decir que un buen aproximado representa el
100 % de trabajo de estas 6 personas en el lapso de un mes y medio, con el costo
adicional de la estación de trabajo para geofísica y para el simulador de reservorios.
35
Aprovecho la oportunidad para agradecer a todos aquellos que
colaboraron en la elaboración de este proyecto, así como a Pluspetrol Norte SA.,
empresa en la cual me vengo desempeñando desde hace 3.5 años y que me ha
brindado toda la información y el soporte necesario para poder llevar a cabo el
presente estudio.
Muchas Gracias.
J.C.M
36
16. FIGURAS y TABLAS
16.1 LOTE 1AB.
1. Ubicación del Campo.
Principales Objetivos.
SIMULACION - Programa de Trabajos.
2. Mapa General.
3. Diagrama de Recolección.
Clasificación de Crudos. (Tabla 1 ).
4. Reservorio Chanta.
4a. Columna Estratigráfica.
16.2 MAPAS.
5. Mapa estructural Tope de Chanta - Capa "B".
6. Sección Sísmica Norte-Sur del Reservorio Chanta.
7. Mapas de Arena Neta y Arena Neta de Petróleo - Capa "B".
8. Mapas de Arena Neta y Arena Neta de Petróleo - Capa "A".
9. Sección Estructural N-S del Reservorio Chanta.
16.2.1 MODELO.
10. Mapa Tope Estructural con el Grillado del Modelo. Capa "C".
11. Perfil Eléctrico Típico de un Pozo del Norte Do-02 y un Pozo del Sur
Do-18, con definición de capas.
37
16.2.2 MAPAS DE PROPIEDADES - CAPAS "B" y "A".
12. Mapas de Tope Estructural.
13. Distribución de Saturación de Agua.
14. Distribución de Porosidad.
15. Distribución de Permeabilidades.
16. Mapas de Arena Neta.
16.3 INICIALIZACION.
17. Propiedades de Roca. (Kr y Pe).
18. Regiones de Roca ( 4) Permeabilidades Relativas Petróleo-Agua.
19. Distribución de Regiones, Capas "B" y "A".
20. Regiones de Roca (1) - Presión Capilar.
21. Propiedades de Fluidos PVT, Viscosidad, GOR, Bo y Bg vs Presión.
16.4 HISTORIA DE PRODUCCION.
22. Historia de Producción Total del Campo. (BOPD, BFPD y Corte de
Agua%).
23. Periodos de Producción x Pozo - Reservorios Chonta y Vivian.
24. Mapa Fracciona! de Producción por Pozo con Posibles Ubicaciones.
38
25. Distribución de Acumulados de Petróleo. (Previo al Do-18 y previo
al Do-1202).
16.5 AJUSTE DE HISTORIA.
26. Distribución Inicial y Actual de Saturación de Agua. - Capa "B".
27. Distribución Inicial y Actual de Saturación de Agua. - Capa "A".
28. Distribución de Presión en el Reservorio - Capas "B" y "A".
29. Gráficos de Producción x Pozo - Pozos del Norte.
30. Gráficos de Producción x Pozo - Pozos del Sur.
31. Sección estructural N-S con el pozo 1201.
16.6 PREDICCIONES.
32. Posibles Ubicaciones en el grillado del Modelo.
33. Distribución de Saturaciones de Agua al 201 O. Capas "B" y "A".
34. Caso Pozos Nuevos. Pronósticos de Producción Agua, Petróleo y Gas.
35. Caso Pozos Nuevos. Pronósticos Corte de Petróleo vs Acumulado.
36. Sección estructural N-S con ubicación del pozo 12R.
37. Diagrama de estado mecánico actual de pozo Dorissa 12.
39
38. Sección estructural N-S con ubicación del pozo 13S (1202D).
Predicción de la Producción del Pozo 13S (1202D). Tabla 3.
16.7 TABLAS- ULTIMA ACTUALIZACION DEL MODELO.
Predicciones Caso Base+ Pozo 12R (Re-entre). Tabla 4.
Predicciones Caso Base+ Pozo 13 (recompletación). Tabla 5.
Predicciones Caso Base+ Do 1203 (13W). Tabla 6.
Predicciones Caso Base+ Pozo 1201 (recompletación). Tabla 7.
NOTA.- Caso Base = Incluye la producción del pozo nuevo Do-1202D
(locación 13S).
Resumen Final de las Locaciones Potenciales Existentes. Tabla 7.
16.8 CRONOGRAMA DE TRABAJO.
40
17. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
Reservoir Simulation SPE Monograph Vol.13
Mattax, CC & Dalton
Notes on Applied Reservoir Simulation
UMR, Year 2002
Caracterización Geológica de Reservorios - Carl Parker
Junio 1996 Maracaibo - Venezuela
Caracterización Dinámica de Reservorios - Cinco Ley
2001 Lima - Perú
Modelo de Simulación de Dorissa Chonta - Koi Li
1997 Lima - Perú
Workbench - Manual
Applied Reservoir Engineering - Slider
JPT - 2003 Year - Notes on Reservoir Simulation.
DoCHinforme.doc JC.
Diciembre. 2003
41
18. FIGURAS y TABLAS
42
L�l�\I
MJAPA de UBICACION
73º
!1 71°
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CGLOMl:IIA
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Fig. 1
L.ote 1AB - Objetivo.s
In:cre:me;nto d·e Rese:rvas & Prod.ucci.on - -- ' - - -
• 1ncre-m_entar el FR en reservorios de Crudo Liviano
e Perforación In fil ..
, ��-�ntres.
1mula,ción de Reservorios.
• uso de Nuevas Tecnologías (polímeros,completaciones nuevas, etc.)
• 1nc:rementar Reservas Probables de Crudo Liviano
• Ke-interpretación de la Sísmica.
e, tstuaios Geológicos nuevos.
L.ote lAB - P'rograma de TrabajoSIM!U·LACIO·N
• estudios de Simulación en todos los Campos (12)
- Adquisición sísmica, re-procesamiento e"'nterpretació
- R_evis.ión Geológica: petrofísica, estratigráficw,sedimentológica y estructural.
- Caracterización Dinámica: Presión de Reservorio,revisión petrofísica, perfomance de producción ysegregación de fluídos.
Leyenda CAMPO DE CRUDO LIVIANO CAMPO DE CRUDO PESADO
• PRODUCTION FACILITY/CAMP • ISLA DE PERFORACION
==>:::==CARRETRA PRINCIPAL �CAMINO ABANDONADO -OLEODUCTO
-Q- POZO SECO � ABANDONADO C/MUESTRA DE CRUDO
�.:).��S.T:...1.L
TNTE. LO?EZ
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Mapa General
LOTE 1-AB
Fig. 2
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Crudo Liviano
Oleoducto
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CAPAHUARI
NORT'E
1 CARMEN
CAPAHUARI
SUR
HUAVURI
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SAN
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SHIVIYACU PLANTA
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ª h
j
SHIVIYACU
18 EST. BOMBEO
JIBARO
SAN JACINTO
1A
JIBARITO
TAMBO
Fig. 3
Lote 1-AB·
Clasificación Basada en Dens1
Liviano 2.7º • 40° API
MedJo 18° - 22°
API
�Pesado 10° - 12° API
Tab3a 1
3450
3500
·. -010 de Reservas Pro1>aaas
º'º de Reservas Probab
Em
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- - -
rofun
• At'I : 35 - 40 º.
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Fig. 4
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SECCION SISMICA (N-S) DEL RESERVORIO CHONTA
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171.0
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75.0
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77.0 78.0
231.0
r
SO.O
251.0
77.0
271.0
74.0
31 O.O
79.0
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84.0
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700,000 KILOMETERS
1'730,000
Fig. 8 2
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SECCION ESTRUCTURAL (N-S) DEL RESERVO.RIO CHONfA
DO-12
�
DO-02
� < 1,660MTR>
DO-13
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DO-18
<1,045MTR> •
BMAIN LS
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CHONBSD (FSG]
CHONA0SD (FSG]
BCHONSD
MKLWCH1
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Fig.10
DEFINICION DE CAPAS
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WELL 18 · CHONTA RESERVOIR
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Dorissa CHONTA/B SAND/X(R)-Permeability(MD)
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Dorissa CHONTA/B SAND/Vertical Net Thkn
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Dorissa CHONTA/A SAND/Verlical Net Thkn
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MUESTRA 30 NORMALIZADA
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Propiedades de Roca
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DORISSA No.6 - CHONT A "A" MUESTRAS 49, 54, 55 & 59 NORMALIZADAS
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DORISSA No.10- CHONTA "B" & "A" 0-0
MUESTRAS 30 & 52
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o.o 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 Fig. 17
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REGIONES DE ROCA (Kr)
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Water
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Saturation, FRACTION
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Rg. 18
Chanta B REGIONES DE ROCA
Di
D 2
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Chanta A
Fig. 19
REGIONES DE ROCA (Pe)
Capi l lary Pressure Water/Oi 1 Water-Oi 1 Relative Permeability ROCK TABLE 1 ROCK TABLE 1
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1.
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O. .2 .4 .6 . 8 1 . O. .2 .4 .6 .8 1 . Water Saturation, FRACTION Water Saturation, FRACTION
Fig. 20
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
o
o
1.45
1.40
1.35
1.30
1.25
1.20
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1.10
1.05
1.00
o
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1000
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1000
Viscosidad, cp.
!"'"-"" -
2000 3000
Preslon, psi.
FVF, Bo Bb/s/STB
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2000 3000
Preslon, psi.
Propiedades de Fluidos PVT
GOR, scf/stb
600
500 .,.,
400
300
200
100
1
)V
/ o
4000 5000 o 1000 2000 3000 4000 5000
Preslon, psi.
FVF, Bg Bbl/SCF
.l
0.007
0.006
0.005
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1
0.004
1
0.003
0.002
0.001
�
\ "' �-
-----·-
o 1 -,. .
4000 5000 o 1000 2000 3000 4000 5000
Pres/on, psi.
Rg. 21
DOR/SSA CHONTA
Historia de Produccion
10000 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 � ' 1 1 l IJ�\?l\( l f __j.4 100
BPD
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DATE:2001/01
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Fig. 28
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Fig.32
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00-13 00-14
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WELL NAME D0-1203
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2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012
TIME PRODUCTION RATES
WELL NAME D0-1202
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Fig. 34
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WELL NAME D0-13 PREDICCIONES WELL NÁME oo-12R
8001 1. 700
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o 100 200 300 400 500 600 700 800 o 50 100 150 200 250 300
CUMULATIVE O I L, MSTB CUMULATIVE O I L, MSTB
OIL RATE ANO WATER-CUT OIL RATE ANO WATER-CUT
WELL NAME 00-1203 WELL NAME 00-1202
300 .:"• .. , 1. 900 1.
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2401¡ �-8 720� / -l.8
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2 180� / J2
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o o. J lo. o 100 200 300 400 500 600 o 100 200 300 400 500 600 700 800 Fig. 35
CUMULATIVE O I L, MSTB CUMULATIVE O I L, MSTB
SECCION ESTRUCTURAL (N-S) DEL RESERVORIO CHOÑTA
00-12
" O0-12R
6SD (FSGJ
00-02
"
Pozo 12R
<1.660MTA>
BMAINLS
. .
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. . . . . .
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.
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AL
00-13
"
-· ···--. ····- .. -
..... _ ..... _
.. .
<1,045MTR>
.. .
00-18
•
----·--·····-
-- � .. -- ..... _
BMAINLS
CHONSSD [FSGJ
CHONBSD [FSGJ
CHONA0SD [FSGJ
BCHONSD
MKLWCH1
_ LWCHONSD
BSLCHSD
AGUACAL
Fig. 36
1 AFTER WELL SERVICE # 17 1
RIH 6" BIT+ T SCRAPPER AT 11366' (JUL 10. 1995)
1 rNhALLED: t---,n CABLE GUARDS
238 SUPERBANDS 151 PROTECTOLIZERS ( 109 NEW + 42 USED)
SIZE
WEIGHT
GRADE
THREAD
DEPTH
PREPARED BY : \V. DIOSES O.
DA TE : APR 30. 96
Updated by : J.H.C. (May 5.98)
CSG
95/ll
53.5
N80
Bunres
9210"
LINER LINER
T' 5--
29 18
PIIO N80
Bunrcs S.Hyd/EUE
12942' 11513/1208
TBG
J.5''
9.2
5D70
SEC
5253'
ELEVATION: KB: 912'
GL: 892'
1---
�
IIZ .-,,::.
1
DORiSSA 12 1AA-49-94D (DORl1217)
1 SEA BOARD TUBíNG HANGER R4-D 3.5" SEC BxB 1
44 JTS 3.5", 9.2 PPF, SEC, SD70, NEWI25JTS 3.5", 9.2 PPF, SEC, SD70. 2WB
X/O 3S NEW BOX x 3S' EUE PIN 2.75" "R" NO-GO NIPPLE 3.5" EUE 1 PUP JOINT 3.5" EUE BOX x PIN X/O 3.5" EUE BOX x 2 3/8" EUE PIN REDA DISCHARGE HEAD 2 3/8" EUE BOX UP S.400 REDA UPPER PUMP 104 DN3000, S.400 REDA LOWER PUMP 104 DN3000, S.400
R. INTAKE SECTION S.400@ 5304'REDA UPPER PROTECTOR S. 400/456 X/O ADAPTER, S. 456/400 REDA LOWER PROTECTOR S. 400/456
R. U. MOTOR I20HP/l I40V/66.5A. S.456
R. L. MOTOR 110HP/l I40V/66.5A. S.456
R. MOTOR BASER. MOTOR GUIDETA II lñl �170' f'.Zt' J" OCD I INEB IOP@9DDD' j 1
9 518 .. CASING S_HOE@ 9210'
� VIVIAN :11237'- 11256'(19')
11264' -11271' (7') TOP OF FISH 5" MASH PIPE@ 11366.
� TOP OF FIS 1-1 S ETTING TOOL@.. DP @ 11393.5" LINER TOP@ 11513'
=1=
2::::
=l= =1=
CHONTA : 11967' - 11974· (7) 5" LANDING COLLAR@ 12046. 5" FLOAT SHOE(al, 12088.
CEMENT PLUG@ 12090. TOP OF FISH@ 12227'
BAKER BRIDGE PLUG@ 12500. FB- I PKR (éi) 12255'
r11c1-LARAtiv. l'l:JQ[,_'___DOIY>· 1«• ' T DAMAGED IN FRONT OF CHONTATOP OF FISH@ 12826' PBTD@ 12845'
Fig. 37
SECCION ESTRUCTURAL (N-S) DEL RESERVORIO CHONTA
�
DO 13
,. -
DO 18 D0-13S •
-
BMA
.
-• H
CHONSBI [FSG/ -. CHONBSIII [FSG
-�.e=-
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L i--z::
\;.,¡ •, 'I B81$4SIIIIBli:> [FSG]
11 ---..,_ l _J
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MKLWCH
H1tfíl 4. LWCHONID
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LWCHONSD
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DO 1201
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BMAINLS CHONSBD [FSGJ
CHONBSD [FSGJ
CHONTA SANO
BCHONSD
MKLWCH1
LOWER CHONTA
_ • LWCHONSD �--;:::---
7
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BSLC H SD
BASAL CHONT A
AGUACAL
Fig. 38
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l 1 ¡,_...,... ___ , -..·---------0 -, .... �, .,_. .. _ - � _ .. ..,...,_,._-,. ._ ..
DORISSA 1202 (Loe. 13S) - SENSIBILIDADES
BOPDi ¡_ �-- - -·,..� -- --·-
lncrem ental lncrem ental.+CP ·
3 mes -----
4 mes --�,-... ..
5 mes
6 mes --- ---·---...
7 mes
8 mes � ---
- .
9 mes - ------
10 mes
11 mes
12 mes -· -
2 año
3 año
4 año - ··---·
5 año
728
629
569
527
488
452
418 ------- --· --·
385
354
324
220
147
96
60
6 año : 37
7 año 24 -- - --------
8 año 15 -- --- -- ·- -· .:...--, - -- --
9 año 3 - - -· --- --
CP = Crudo Pesado
Acumulado M 80 370
2183
1886
1706
1580
1464
1356
1253
1156
1061
971
660
441
288
180
1 1 1
73
45
9
712
Total
807
729
681
650
616
587
555
523
497
468
245
147 -- ---- ---
96
60
37
24
15
3
415
Total+CP - - -
2421
2187
2043
1950
1848
1761
1665
1569
1491
1404
735
441
288
180
1 1 1
72
45
9
839
Tabla 3
CASO Upd1202 / JaimeUP CASO BASE
Production Produccion Produccion
Rate Acumulada Rate
FECHA STB/D MSTB STB/D
01-Abr-02 1248 37 1248
01-May-02 1243 39 1243
01-Jun-02 1239 37 1239
01-Jul-02 1235 38 1235
01-Ago-02 1259 39 1259
01-Sep-02 1251 38 1251
01-Oct-02 1245 39 1245
01-Nov-02 1237 37 1237
01-Dic-02 1230 38 1230
2002 1170 427 1272
20\03 1160 423 2268
2004 998 365 1346
2005 796 291 660
2006 638 233 403
2007 638 177 290
2008 484 131 223
2009 358 96 183
2010 263 72 158
2011 197 54 140
2610
DO-1203 (13W) Pozo Nuevo
INCREMENTAL
Produccion Produccion Produccion
Acumulada Rate Acumulada
MSTB STB/O MSTB
37 o o
39 o o
37 o o
38 o o
39 o o
38 o o
39 o o
37 o o
38 o o
464 102 37
828 1109 405
493 347 127
241 -136 -50
147 -235 -86
106 -347 -71
82 -261 -49
67 -175 -29
58 -105 -14
51 -57 -3
2878 L 268 -�
abla 4
-_...,, ____ 131',,__rl�I.H,I...Jiiii: _
INCREMENTAL --.-
Production Produccion Produccion Produccion Produccion Produccion
Rate Acumulada Rate Acumulada Rate Acumulada
FECHA STB/D MSTB STB/D MSTB STB/D MSTB
01-Abr-02 1248 37 1248 37 o o
01-May-02 1243 39 1243 39 o o
01-Jun-02 1239 37 1239 37 o o
01-Jul-02 1235 38 1235 38 o o
01-Ago-02 1259 39 1259 39 o o
01-Sep-02 1251 38 1251 38 o o
01-Oct-02 1245 39 1245 39 o o
01-Nov-02 1237 37 1237 37 o o
01-Dic-02 1230 38 1230 38 o o
2002 1170 427 1172 428 2 1
20\03 1160 423 1187 433 27 10
2004 998 365 1022 374 23 8
2005 796 291 814 297 18 7
2006 638 233 653 238 15 6
2007 638 177 499 182 -138 5
2008 484 131 371 136 -113 5
2009 358 96 279 102 -79 6
2010 263 72 215 79 -48 7
2011 197 54 167 61 -30 7
,,
L1
2610 Tabla 5
2672 61
� L..J.LJ.U...l�L-LI�.;,a,I.J aJJd.lt:tor- -=-= .:.-.:;;_··e--_--:�-----.· ---------=======;;;ai-1:!9 _____ _
INCREMENTAL -·-
Production Produccion Produccion Produccion Produccion Produccion
Rate Acumulada Rate Acumulada Rate Acumulada
FECHA STB/D MSTB STB/D MSTB STB/D MSTB
01-Abr-02 1248 37 1248 37 o o
01-May-02 1243 39 1243 39 o o
01-Jun-02 1239 37 1239 37 o o
01-Jul-02 1235 38 1235 38 o o
01-Ago-02 1259 39 1259 39 o o
01-Sep-02 1251 38 1251 38 o o
01-Oct-02 1245 39 1245 39 o o
01-Nov-02 1237 37 1237 37 o o
01-Dic-02 1230 38 1230 38 o o
2002 1170 427 1237 452 68 25
20\03 1160 423 1887 689 728 266
2004 998 365 1458 534 460 168
2005 796 291 1026 375 230 84
2006 638 233 549 200 -88 -32
2007 638 177 189 69 -448 -108
2008 484 131 140 51 -344 -79
2009 358 96 122 44 -236 -52
2010 263 72 111 41 -152 -31
2011 197 54 104 38 -93 -16
2610 2834 L 224 �-
Tabla 6
. ,.A.A(ah -, 1n111r2rl7_ .. L.Jatmeut:: vl"lav Of.'\vc:
Production Produccion
Rate Acumulada
FECHA STB/D MSTB
01-Abr-02 1248 37
01-May-02 1243 39
01-Jun-02 1239 37
01-Jul-02 1235 38
01-Ago-02 1259 39
01-Sep-02 1251 38
01-Oct-02 1245 39
01-Nov-02 1237 37
01-Dic-02 1230 38
2002 1170 427
20\03 1160 423
2004 998 365
2005 796 291
2006 638 233
2007 638 177
2008 484 131
2009 358 96
2010 263 72
2011 197 54
2610
Produccion
Rate
STB/D
1248
1243
1239
1235
1259
1251
1245
1237
1230
1178
1249
1081
868
692
516
378
274
199
151
&Ju-� �\,UI •• ., .. :::: ... a\,IUI 1
INCREMENTAL
1
Produccion Produccion Produccion
Acumulada Rate Acumulada
MSTB STB/D MSTB
37 o o
39 o o
37 o o
38 o o
39 o o
38 o o
39 o o
37 o o
38 o o
430 9 3
456 89 33
396 83 30
317 72 26
253 54 20
188 -122 11
138 -106 8
100 -84 4
73 -64 1
55 -46 1
2747 L 137
Tabla 7
Dorissa Locaciones Potenciales
Locacion Arena _ ...... ·-�- �- ...... ·---.�--- ·-•- -- - --- Reservas
Mbo
Loe. 12 Re-entre Vivian Chonta -----·- _.,.. 1
o
60
-, -�; ihho
0n�:-I--- 2:
0
0 ----·-·-· -·-- -
Total 350
---------· -·-- ·-• ... ---- - -- __ ,.___ ·-
Loe 13 Recom plet - -- - ,.. -- Vivian O -----·-- ----- -
Chonta 225 Lwr Chonta O
---- -
Bsl Chonta o
Total 225
Loc 13W(1203) _¡_ _ Vivian o
280 o
o
280
Chonta ----Lw r Chonta
---- ------ - ·-·, -- --- -
Loe 1201 Recom ple
BsI Chonta Total
Vivian Chonta ----
- -•
Lwr Chonta --- -- _.,_._ --
BsI Chonta
Comentario _ _ _ _ _ _ __ __ ··- _______ Soporte_ ___ _ __ J __ Plataforma
V-07 depletado- . _. .. - ·-· ·- - -
Modelo Sim ulacion -· -- -- ··-
17 analog. - 50% 1201 �nalog. �0%
V-13 depletado- - - -
Modelo Sim ulacion -- . -- - -
�ies�_os�_ __ _ ___ Ri� s g °-. s ?_
V-13 depletado- -
Modelo Sim ulacion Riesgoso
-· ·-· - -
Riesgoso
Pozo flanqueado - -
Modelo Sim ulacion Riesgoso
1201 analog. 25%
,_ _B�en�p�zos -�' 7, !�, �-�log del pozo 12
--------
log del pozo 12
Cercano a barrera K pozo 3 - -- -·- -- -
6.5 Mm bo producidos - -- - - -
solo de I pozo 13, DST malo
Posible Vb ------ -·
Buen Soporte - - -·- -
Nueva interpretacion Sísmica
10 - direccion SE
13-400m direc.NE
13-500m direc. W.
pozo 20 - casi ve rt. -- ----
400 m. W del 1202
Total
o
140 o
200
340 L... ________ J_ ______ ....L.. ____ ...1... __________ _._ _______________ ,__ _______ __, Tabla 8
