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Caracterizacin Avanzada de Yacimientos de Gas de resistividad Baja en un Play Marino en Ecuador

Morales, Petroamazonas EP; F. Bringer, Schlumberger; J. Rodas, and J. Bravo, Petroamazonas EP

Derechos de Autor 2015, la Sociedad de Ingenieros de Petrleo Este documento fue preparado para su presentacin en la Conferencia de Ingeniera de Petrleo de la SPE Amrica Latina y el Caribe, celebrada en Quito, Ecuador, 18 -20 noviembre 2015.

Este trabajo fue seleccionado para ser presentado por un comit del programa SPE siguiente revisin de la informacin contenida en un resumen presentado por el autor (s). Contenido del documento no han sido revisadas por la Sociedad de Ingenieros de Petrleo y estn sujetas a correccin por el autor (s). El material no refleja necesariamente la posicin de la Sociedad de Ingenieros de Petrleo, sus funcionarios o miembros. Recurso electrnico, distribucin o almacenamiento de cualquier parte de este documento sin el consentimiento por escrito de la Sociedad de Ingenieros de Petrleo est prohibido. El permiso para reproducir en la impresin se limita a un resumen de no ms de 300 palabras; ilustraciones no pueden ser copiados. El resumen debe contener el reconocimiento visible de SPE de autor.

Abstract El campo Amistad en el Golfo de Guayaquil, en Ecuador, que se encuentra en el este de la zona de

subduccin de Nazca con la placa de Amrica del Sur, y al oeste de las montaas de los Andes, se

encuentra en una zona que sufre de una intensa actividad tectnica. Se divide en varios bloques

estructurales muy heterogneo en trminos de contenido de hidrocarburos.

Desde el comienzo del desarrollo de este campo de gas en las aguas poco profundas del Golfo de

Guayaquil, se ha encontrado con varios desafos. Algunos pozos perforados dieron prueba de produccin

satisfactoria y la economa del proyecto se ha cuestionado, en tanto que la demanda de gas de la industria

ecuatoriana est aumentando. Hoy en da se convierte en fundamental para alcanzar los objetivos de

produccin.

Una identificacin poco clara de los cuerpos de arena debido a una mala firma de registro, una estimacin

difcil de la saturacin de agua y una cuantificacin desafiante de los volmenes de agua irreductibles y

arcilla encuadernados con registros convencionales conduce en algunos casos a la produccin de agua. Un

flujo de trabajo a la medida se centra en la resolucin de estos retos se ha construido. El uso de medidas de

espectroscopia, cuando est disponible, permite identificar los cuerpos de arena enmascarados. Su

integracin con las herramientas de resistividad triaxial permite identificar zonas de resistividad bajos

gasferas y estimar la saturacin de agua, mientras que los permisos de resonancia magntica nuclear para

cuantificar la cantidad de agua no mvil.

Esta nueva metodologa muestra una mejora significativa de la comprensin del yacimiento en la nueva

perfor pozos, pero cmo rellenar esta informacin adquirida con la tecnologa moderna a los viejos pozos?

Un mtodo que utiliza la informacin de resonancia magntica nuclear de los nuevos pozos en combinacin

con la porosidad efectiva por electro-facies permitido para rellenar un modelo a travs de todo el campo.

Permite resolver la saturacin de agua irreducible, uno de los datos ms crticos en este campo. Los

resultados de la produccin en los ltimos tres pozos de donde se ha aplicado esta metodologa son un claro

indicador del xito de este flujo de trabajo que lleva a la produccin as probar una gran cantidad por

encima de la esperada, mientras que el comportamiento de la produccin de los pozos de mayor edad es

ahora bien entendido.

acerResaltado

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Introduccin El campo Amistad, tambin conocida como cuenca de Progreso se encuentra en las aguas poco profundas

del golfo de Guayaquil (Fig. 1). Los primeros pozos se han perforado durante la campaa de 1969 -1970, y

desde entonces, un total de 26 pozos se realizaron con el ltimo durante la campaa 2013-2014. La

produccin de gas del campo es de aproximadamente 50,000 Mcf al da

Figure 1Location map

Las zonas de inters son parte de la formacin Progreso y Subibaja. Estas formaciones corresponden a

depsitos en una transicin al medio marino poco profundo. Estas formaciones estn compuestas por

alternancia de lutitas y arenas arcillosas capas que podran ser laminado fino. Las zonas de los embalses

estn por lo general presentan una buena porosidad total, con permeabilidades muy heterogneas, que van

desde menos de 1 milidarcy (MD) a cientos de mD. Adems, el contraste de rayos gamma (GR) entre las

unidades de esquisto y el depsito es inferior a 20 gapi lo que dificulta la discriminacin de los intervalos

de roca y no de roca. Los valores tpicos para el GR en depsito son alrededor de 70/90 GAPI mientras que

las pizarras estn en el rango GAPI 90/100. El contraste de baja resistividad existente en las zonas de

inters son ya sea debido a la laminacin de la capa delgada de esquisto o un contenido de agua de alta

unida, lo que aumenta la complejidad de la evaluacin de la formacin. Algunas zonas productivas

presentan una resistividad de la formacin de 6 ohm.m-1. El parmetro ms crtico en el modelo es la

estimacin del volumen de agua unida. En los pozos recientes, el uso de la resonancia magntica nuclear

(RMN) registros permite obtener una buena estimacin del agua no mvil, pero el reto ms importante

sigue siendo la poblacin de esta informacin transportada por la tecnologa de registro moderno de los

viejos pozos sobre el campo.

Una nueva metodologa de integracin de un conjunto de ltimas tecnologas de tala se ha aplicado en los

pozos ms recientes. Se trata de medidas de espectroscopia, cuando est disponible, para identificar los

cuerpos de arena enmascarados; herramientas de resistividad triaxial permite identificar zonas de

resistividad bajos gasferas y estimar la saturacin de agua, mientras que los permisos de resonancia

magntica nuclear para cuantificar la cantidad de agua no mvil. Este nuevo mtodo muestra una mejora

significativa de la comprensin del depsito en los nuevos pozos perforados. Un mtodo que utiliza la

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informacin de resonancia magntica nuclear de los nuevos pozos en combinacin con la porosidad

efectiva por electro-facies permite rellenar un modelo a travs de todo el campo, y permite resolver la

saturacin de agua irreducible, la informacin ms importante en este campo.

Caracterizacin de yacimientos en pozos recientes En los ltimos 5 pozos, adems de los registros nucleares (de neutrones, densidad, factor fotoelctrico, de

rayos gamma) y la resistividad de induccin que componen el triple combo, la resistividad triaxial ha sido

adquirida en cada uno de estos pozos y los datos de RMN en 4 de ellos. Hay un bien con los datos de

espectroscopia.

El modelo para la litologa se hace usando multi-mineral y fluidos solucionador. Un programa informtico

diseado para la evaluacin de la formacin cuantitativa del nivel de entubado y log-agujero abierto por

nivel. La evaluacin se realiza mediante la optimizacin de ecuaciones simultneas descritas por uno o ms

modelos de interpretacin.

Si la anisotropa resistiva se observa mediante la comparacin de la vertical (Rv) y horizontal (Rh)

resistividad mediante la comparacin de ellos en una pista de profundidad y usando la trama Klein como se

muestra en la Fig. 2 y la fig. 3, un modelo de capa fina se construye (conocido como Anlisis de arena

laminado). Esta aplicacin permite obtener una respuesta si las capas de formacin son resueltas por los

registros (cama gruesa) o no (capa delgada). Un anlisis bimodal se hace para estimar la fraccin de arenas

finas, y obtener las propiedades de estas arenas finas tales como la resistividad arena, la porosidad total

(PHIT), la porosidad efectiva (Phie) o el agua ligada. El siguiente paso de la aplicacin es la determinacin

de la saturacin de agua (Sw), la particin porosidad y permeabilidad (K) de las arenas.

Figura 2Klein grfico para el

pozo 1

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Figura 3 Zona con anisotropa resistiva para el pozo 1

Las saturaciones de agua obtenidos se oscilan entre 40% y 60%. La pregunta crtica para responder es

determinar si esta agua es mvil o no. Para lograr esto, se utiliza la medicin de RMN que proporciona el

volumen de fluido unido. Debido a que los modelos se realizan en el dominio total de la porosidad, se

convierte en fcil de convertir el volumen de fluido ligado en la saturacin de fluido ligado y compararla

con la saturacin de agua total. Si tanto la saturacin son iguales, el pozo no producir agua. Si existe una

diferencia, eso significa que las zonas contienen una cierta cantidad de agua libre que podra producirse en

caso de completar el intervalo como se muestra en la Fig ejemplo en. 4. En el pozo 2 (Fig. 4), el gas que

lleva arenas que estn mostrando una ausencia de agua libre se ensayaron y gas producidos sin agua en ella,

lo que confirma la ausencia de agua libre en las zonas productivas como se define en el modelo. En adicin,

la ausencia de una zona de agua clara hace difcil la estimacin de la salinidad del agua. Algunos pozos

estn produciendo agua, con una salinidad del agua homognea sobre el campo, y uno como para suponer

que este valor es representativo de todo el campo, en ausencia de otra informacin. La buena correlacin

entre la saturacin de agua y la no-Movil permisos de saturacin de agua para confirmar que la salinidad

del agua de formacin utilizado para el bien 2 es comparable a la del agua producida a partir de algunos

pozos vecinos (30.000 ppk de NaCl).

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Figure 4 Ejemplo de integracin en el Pozo 2 de RMN obligado fluido a los datos Triple Combo. La pista 9 est mostrando la saturacin de gas en rojo, la saturacin de agua con destino en gris, siendo el agua libre en azul.

Modelo Definicin Una vez que el modelo petrofsico se ha construido, una metodologa necesita ser definida con el fin de

propagar la informacin de registro moderno a los pocillos mayores. La relacin permiso Buckles1 vincular

la porosidad a la saturacin de agua no mvil. Al definir los valores de los coeficientes hebillas para nuestro

depsito, la saturacin de agua mvil no podra ser la obtencin de la porosidad efectiva en todo el campo.

Esto se puede hacer de dos pasos:

1. Definicin de electro-facies incluyendo la informacin textural llevar por los datos de RMN utilizando

indexado Probabilstico autoorganizada mapa (IPSOM)

2. Clculo de la saturacin de agua no mvil por electro-facies y determinacin del coeficiente de hebillas

para cada uno de ellos.

Electro-facies definicin

Los electro-facies se calculan utilizando la metodologa IPSOM con como entrada la porosidad neutrn,

densidad aparente, GR (calibrado) y la cota de fluido forma el volumen de RMN. Debido a la falta de

Litho-facies de ncleo, el modelo se ha ejecutado en el modo sin supervisin. Eso significa que el modelo

no se restringe en la etapa de indexacin por informacin externa que podra haber sido llevada a cabo por

la descripcin ncleo geolgico. Este paso podra descomponerse en dos operaciones principales. La

primera de ellas es la organizacin de la muestra en un mapa por similitud. La indexacin, el segundo paso,

consiste en la asignacin de electro-facies de clulas por medio de una tcnica de clasificacin

probabilstica (agrupacin jerrquica con el mtodo completo en este caso) del mapa. Los mapas y los

resultados del pozo 3 se muestran en la Fig. 5.

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Figure 5IPSOM mapa de entrada y registros de pozo 3

Tres facies se determinan, una facies de las lutitas y dos facies de las unidades de depsito (en verde y rojo

en la Fig. 5).

Los mejores facies lleva el nombre de arena (rojo en la Fig. 5), el intermedio (todava en el depsito) se

denomina de arena fina (verde en la Fig. 5) y las facies no embalse se llama pizarra (gris en la figura).

Determinacin del coeficiente de hebillas

Segn Buckles1, el agua no mvil podra estar relacionado con la porosidad de la relacin Sw C / A, donde

Swirr es la saturacin de agua irreducible, C el coeficiente de hebillas y A la porosidad. El volumen de

lquido RMN con destino podra convertir en la saturacin de agua no mvil totales. Pero la relacin

hebillas est construyendo para la porosidad efectiva (irreductible -Swirr saturacin de agua), la eleccin se

ha hecho de utilizar el volumen de fluido ligado RMN sin el agua de arcilla unida. La T2 de cortes

utilizados se ilustra en el Fig. 6 con 3 ms para el agua de arcilla de ruedas y 33 ms para el lquido libre.

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Figure 6 NMR T2 Cut-off

Debido a la falta de anlisis de RMN ncleo, los valores por defecto para las arenas se ha utilizado (valor

emprico de relajacin superficie de arena de 5 m / s). Para los 5 pozos en el campo con los datos de RMN,

la Swirr se ha calculado y el coeficiente hebillas C se ha calculado. A continuacin, la media de C se ha

estimado en la zona de depsito para cada uno de las electro-facies.

Se determinaron los siguientes valores:

Electro-facies arena: C 0,101

Electro-facies de arena fina: C 0.079

Las facies de esquisto no es de su inters, entonces el coeficiente hebillas no se determinaron.

El modelo se ha construido en los 5 pozos con datos de RMN, y validado mediante la comparacin del

Swirr estimarse a partir de las hebillas frente Swirr la estimada a partir de los registros de RMN como se

muestra en el Fig. 7.

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Figure 7Modelo en el pozo 3

Modelo de Propagacin

Debido a que las electro-facies existe para todos los pozos, y los coeficientes Hebillas (C) se definen para

cada una electro-facies, el siguiente paso: el modelo de propagacin de todo el campo, es una operacin de

avance estrecho. En los pozos perforados durante la vida temprana del campo, estamos esperando para

conseguir Swirr igual a la saturacin de agua. Debido a la falta de un Agua Gas Contacto (GWC) en las

unidades de depsito, este mtodo permite controlar la exactitud de la usada la salinidad del agua de

formacin. La saturacin de agua de formacin computarizada no puede ser mayor que Swirr. En los

pozos ms recientes, este Swirr tendr permisos para cuantificar la cantidad de agua libre. Esta ser una

solucin temporal para los nuevos pozos en los que no se dispone de datos de RMN como el pozo 1.

El Swirr se calcula entonces para todos los pozos utilizando la frmula Swirr C / A.

Resultados

Como resultado de ello, la estimacin de los permisos de agua no mviles para comprender el pocillo de

ensayo de los pozos ms antiguos. Algunos de ellos produce el agua en este momento. La razn es que en

este momento, haba algunas incertidumbres existentes, mientras que el pozo se van a producir gas o agua

debido a la falta de herramienta cual permitira estimar el agua no mvil. Adicionalmente a esto, la difcil

estimacin de la salinidad del agua de formacin podra ser otra de las razones que el aumento de las

incertidumbres en los modelos petrofsicas. Al observar la saturacin mvil no frente a la saturacin de

agua de formacin, el comportamiento de los pozos se hace evidente.

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En el pozo 1 perforado y registrado en 2013, las condiciones del pozo no permitan adquirir datos de

RMN. La metodologa descrita en este trabajo se aplic y el modelo final se ha utilizado para la estrategia

de conclusin. El pozo fue probado en 2015 y produjo alrededor de 6 MMpc / D con menos de 20 BWPD.

En el pozo perforado 2 y registrado en el ao 2015, la prueba tambin mostr una produccin de 14

MMpc / D sin agua.

El nuevo modelo petrofsico definido para los permisos de campo Amistad para refinar el modelo esttico

y dinmico basado en las propiedades petrofsicas computados. El modelo dinmico final que es altamente

dependiente de las propiedades petrofsicas, permiti obtener una clara comprensin de la conducta de

campo durante sus 45 aos de produccin. El impacto en la estrategia de desarrollo para el prximo ao es

enorme, y se realiza sobre la base de estos nuevos datos. La mayor parte del plan de desarrollo del campo

se est revisando y la ubicacin de pozos futuros se ajustan.

Conclusin Esta nueva metodologa descrita en el documento expone la importancia de integrar la informacin

moderna adquirida en los ltimos pozos a los datos histricos del campo. El impacto de esta integracin no

es slo una manera de entender el comportamiento de la produccin de los mayores as, sino que tambin

afecta a la estrategia de conclusin del nuevo pozo perforado, y ayuda a identificar posibles candidatos

workover basado en esta nueva informacin. El impacto de este nuevo modelo en los modelos de campo

permiti Petroamazonas EP para definir un plan de desarrollo del campo pertinente para los prximos aos.

Expresiones de gratitud Los autores desean agradecer a la Petroamazonas EP, para dar la oportunidad de presentar los resultados de

los trabajos presentados, lo que permite obtener una mejor comprensin del campo Amistad, mar adentro

Ecuador.

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