Contenido
0 Introducción
0 Propiedades de los fluidos
0 Comportamiento Histórico del Campo
0 Caracterización por PVP
Introducción
0 Las pruebas de presión son utilizadas para proveer lainformación que nos proporcionan las característicasdel yacimiento, tales como la permeabilidad, lacompresibilidad, la posición de fronteras y fallas,prediciendo el desempeño del mismo ydiagnosticando el daño que este pueda tener.
0 Una prueba de presión es la única manera de obtenerinformación sobre el comportamiento dinámico delyacimiento.
Configuración Estructural (cima KM) CAMPO 7
8
101
54
52A
52
42
42D30
2220 20A
11
13
33361
43
25
35
37
17
11571045
105757
55A53
34151
213
215
31
21
23
55
47
40
5
1006
90
1073
87
C-77
73
4
4D1
7
72308
6462
62A
32260D
60
302 61D
61
323
65
63A1063 63
3031002
301
11901001
10041003
3
6
321
1D
2
1038
103 95
1090
82
75
4150
1035
45
85
3500
3500
3800
4000
3700
3600
4000
4500
4000
3700
3700
3700
SAL
4200
4400
CAAA 4000
-3400
-3800
-4200
-4600
-5400
-5000
POZO PRODUCTOR DEACEITE
TAPONADO
LOCALIZACIÓN
INYECTOR DE AGUA RESIDUAL
PROG. TAPONAMIENTO
TEMPORALMENTE SIN POSIBILIDADESDE EXPLOTACION
CON POSIBILIDADESDE EXPLOTACION
CONTACTO ORIGINAL A-A
CONTACTO ACTUAL A-A
115 C-107S I M B O L O G I A
Pozos a evaluar: Pozos:• 85• 87• 75• 73• 301• 1063• 1073• 63• 63A• 303• 321• 323• 65• C-77• 47• 55• 55A• 57• 1057• 53• 1045
Descripción de las características del campo 7
Tipo de fluido: Volatile Oil
Densidad de aceite: 30 – 40 °API
RGA: 280-321 m3/m3
Presiones (kg/cm2):
Inicial: 446
Saturación: 314
Actual: 271
Temperatura(°C): 124
Petrofísicas Tipos de fluido y condiciones
Volumen original:
Calcarena: Ac @ CY: 357.29 mmbld
Ac @ CS: 188.00 mmbls
Gas @ CS: 381.05 mmmpc
Dolomia: Ac @ CY : 3573.09 mmbls
Ac @ CS : 1880.57 mmbls
Gas @ CS : 4223.46 mmmpc
Producción acumulada:
Aceite: 347.59 MMB
GAS: 0.000678 MMMPC
Agua: 8.35755 MMN
Factor de recuperación de aceite:
Aceite: % 16.8
Tipo de yacimiento: Bajo Saturado
Roca: Calcarena – Dolomía (KM)
Porosidad: 0.23
Permeabilidad: -
Prof. muestro: 3400 - 4400mbmr
Contacto:
- Cretácico medio / Dolomía
- Jurásico superior
Reservas y factor de recuperación
Propiedades de los Fluidos del Campo 7
Estudios PVT del campo 7
Pozo 1 2:I 40 45 53 60
Fecha del muestreo Junio-29-1972 Oct-2-1974 Abril-2-1975 Sep-10-1975 Agos-15-1974 Enero-18-1974
Tipo de fluido Volátil Volátil Volátil Volátil Volátil Volátil
Intervalo productor
[m]----
4284-4300
taponeado---- ---- 3650-3750 ---
Pws @ NMD
[kg/cm2]*446 343.4 446.6 434.1 426.8 436.4
Temperatura @
NMD [°C]121 129 131 130 124 127
P. saturación/P.
rocío [kg/cm2]313 301.7 315.4 315 318.5 317.9
°API --- --- --- ---- ---- ----
Densidad del aceite
@Psat[gr/cm3]--- 0.531 0.5365 ---- ---- ----
Bo @ Psat [m3/m3] 2.2570 2.4219 2.3929 2.3429 2.2522 2.4690
mo @ Psat (cp) 0.2100 0.1991 0.2048 0.2095 ---- 0.2899
RGA (m3/m3) 366 390.5 386.7 378.3 373.7 404.9
Análisis de la salinidad del agua producida.
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
350000
0
20
40
60
80
100
120
01-ene-09 01-jun-09 01-nov-09 01-abr-10 01-sep-10 01-feb-11 01-jul-11
% A
gu
a
Campo
% agua
Salinidad
Intervalo probado
Pozo 65 Dolomia
Np [MMBLS] 11.832
Gp [MMMPC] 2.3895E-
05
Wp [MMBLS] 1.0465
Intervalo
(m) (m)
3531-3540 3555-3561
Producción
[bpd]
Inicio Fin
46 1314
nov-74 jul-82
446 81.77
may-94 may-07
RGA [m3/m3] fw [%]
Inicio Fin Inicio Final
300 662 0 86.33
nov-74 jul-82 nov-74 jul-82
481 368 1.49 86.326
may-94 may-07 may-94 may-07
Comportamiento de Producción
0
3
6
9
12
0
1500
3000
4500
6000
11-jun.-68 28-ago.-76 14-nov.-84 31-ene.-93 19-abr.-01 06-jul.-09
Qo Qo (bpd)
Np (mmbls)
0
4
8
12
16
20
24
0
4
8
12
16
20
08-mar.-71 06-oct.-80 07-may.-90 06-dic.-99 06-jul.-09 04-feb.-19
Qg
Qg (mmpcd)
Gp (mmmpc)
0
20
40
60
80
100
0
250
500
750
1000
1250
1500
11-jun.-68 28-ago.-76 14-nov.-84 31-ene.-93 19-abr.-01 06-jul.-09
RG
A RGA (m3/m3)
Fw (%)
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
0
100
200
300
400
500
600
11-jun.-68 25-may.-79 07-may.-90 19-abr.-01 01-abr.-12
Qw Qw (bpd)
Wp (mmbls)
Comportamiento de producción del campo
0
50
100
150
200
250
300
350
400
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
11-jun.-68 02-dic.-7325-may.-7914-nov.-8407-may.-9028-oct.-9519-abr.-0110-oct.-0601-abr.-1222-sep.-17
Millo
ne
s
Qo
(m
bp
d) M
illa
res
Qo (bpd)
Np (mmbls)
0.00000
0.00010
0.00020
0.00030
0.00040
0.00050
0.00060
0.00070
0.000
0.002
0.004
0.006
0.008
11-jun.-68 18-feb.-82 28-oct.-95 06-jul.-09 15-mar.-23
Mile
s d
e m
illo
ne
s
Qg
(m
mp
vd
)
Millo
ne
s
Qg (mmpcd)
Gp (mmmpc)
-2.0
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
0
100
200
300
400
500
600
11-jun.-68 02-dic.-73 25-may.-79 14-nov.-84 07-may.-90 28-oct.-95 19-abr.-01 10-oct.-06 01-abr.-12
Millo
ne
s
Qw
(m
bp
d)
Milla
res
Qw (bpd)
Wp (mmbls)
Comportamiento histórico de presión del campo PVT Pozo 2:I
PVT Pozo 2I
Presión Densidad
380 0.554
360 0.55
340 0.544
300 0.535
280 0.554
260 0.572
220 0.6
180 0.62
140 0.64
100 0.66
80 0.6702
40 0.6902
20 0.708
2 0.74
0 0.768
y = -0.0007x + 0.7343
0.5
0.6
0.7
0.8
0 200 400
De
nsid
ad
Presión
Saturado
Lineal (Saturado)
y = 0.0002x + 0.4609
0.5
0.6
0.7
0.8
0 100 200 300 400
De
nsid
ad
Presión
Bajo Saturado
Lineal (Bajo
Saturado)
Para el calculo del gradiente del yacimiento a la fecha exacta de la ultima presión de estación y el NMD.
Datos sin filtrar
Con nuestro PVT calculamos el gradiente del pozo y la densidad.
Después se lleva la presión al NMD PNMD= PE+(Prof. NMD-Prof Est)*Grad Pozo
Con la profundidad del plano de referencia calculamos el gradiente y la densidad del yacimiento
Calculo de la presión al Plano de referenciaPPR= PNMD+(Prof al PR-Prof NM)*Grad Yac.
Datos sin filtrar
0.00
100.00
200.00
300.00
400.00
500.00
600.00
11/06/68 18/02/82 28/10/95 6/07/09
Pre
sió
n (
PR
ef)
Comportamiento de Presión
Pozo 11
Pozo 13
Pozo 17
Pozo 21
Pozo 23
Pozo 25
0.00
200.00
400.00
600.00
800.00
11/06/68 11/12/79 11/06/91 10/12/02 10/06/14
Pre
sio
n
Historico de Campo
Presión de campo
Datos Filtrados
y = -7E-07x2 + 0.0375x - 130.63
0.00
200.00
400.00
600.00
800.00
11/06/68 06/10/80 31/01/93 28/05/05 22/09/17
Pre
sio
n
Historico de Campo
Presión de campo
0.00
200.00
400.00
600.00
800.00
11/06/68 2/12/73 25/05/79 14/11/84 7/05/90 28/10/95 19/04/01 10/10/06 1/04/12 22/09/17
Pre
sió
n (
PR
ef)
Comportamiento de Presión
Pozo 11
Pozo 13
Pozo 17
Pozo 21
Pozo 23
Pozo 25
Mecanismo de empuje
0.50
0.55
0.60
0.65
0.70
0.75
0.80
0.85
0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12 0.14 0.16 0.18 0.20
P/P
i
Np/N
Mecanismo de empuje
Casquete de gas
Análisis del pozo 65Pozo 65 Prueba 1
Datos Referencia
rw 3.1875in Estado Mecánico Pozo 75
h 15 mConfiguración
estructural
Ø 0.23% Prom. Reg. P-1003
Bo 2.2522m3/m3 PVT P-53
µo 0.230209 cp Calculada
ct 1.04462 E-4 Calculada
T yac. 125 C° Archivo de presiones
P yac. 3337 psi PVP del pozo
RGA 321 m3/m3 PVP del pozo
Qo 429 m3/dia PVP del pozo
La Prueba 1 del pozo 65 se realizó 25–Agosto–1977, a las 16:10pm. se observa quees una C.I la cual se pudo analizar yobtuvimos los siguientes resultados:
Resultados de la PVP Pozo 65
El modelo por el cual se nos ajusta la prueba es el siguiente:Pozo: Almacenamiento y dañoYacimiento: HomogéneaFallas: Rectangular
Se ajustó de esa manera puesto que la pendiente que corresponde a menos uno no se pudo señalar en el programa, podemos decir que el pozo no presenta daño, tiene una permeabilidad buena y una frontera a presión constante.