Embed Size (px)
Citation preview
ANALISIS DE DATOS DE PRODUCCION MEDIANTE EL USO DEMODERNAS CURVAS DECLINATORIAS TIPO
Raúl E. TuvíoVictor CorsiniTECPETROL S.A
SUMARIO
Este trabajo presenta un riguroso método para el análisis e interpretación de datos de
producción y presión de pozos, mediante el uso y análisis de las denominadas modernas
curvas declinatorias tipo. El método muestra buenos resultados para producciones y
presiones variables de fondo de pozo, sin considerar la estructura del reservorio (forma y
tamaño), o los mecanismos de drenaje. Mediante el empleo de esta técnica es posible
determinar los siguientes parámetros:
Propiedades del reservorio
• Permeabilidad de la formación, k.
• Factor de daño o estimulación en la zona cercana al pozo (Skin Factor), s.
Volúmenes de fluido
• Petróleo inicial en el reservorio (Oil In Place), N.
• Petróleo movible en las actuales condiciones de producción, Np,mov.
• Area de drenaje del reservorio, A.
Se ha verificado la efectividad de este análisis en dos proyectos de campo completamente
diferentes, los reservorios donde se aplicó esta metodología pertenecen al yacimiento El
Tordillo ubicado en el flanco norte de la Cuenca del Golfo San Jorge.
INTRODUCCION
La importancia de un certero análisis e interpretación del comportamiento de un
reservorio empleando solamente la historia de producción y presión en función del tiempo
no debe ser descartada. En la mayoría de los casos es la única información disponible en
suficiente cantidad y calidad en pozos viejos y marginales. Como preludio de este análisis
se incluye un breve resumen del desarrollo de las modernas curvas declinatorias tipo.
El mismo comienza en 1944 cuando Arps1 publicó sus curvas declinatorias. Aunque
completamente empíricas con respecto a un modelo de reservorio Arps propuso una serie de
curvas declinatorias (hiperbólica, exponencial y armónica) para el análisis de los datos de
producción (Fig. 1). Debido a la simplicidad y consistencia de este acercamiento empírico,
las ecuaciones de Arps mantienen su vigencia en la industria para el análisis e interpretación
de los datos de producción.
Las relaciones empíricas de Arps pueden ser visualizadas en un gráfico semilog
(producción vs. tiempo) donde es posible observar que la declinación exponencial da un
pronóstico de producción más conservativo. Las relaciones de Arps para un pozo en
producción son:
Exponencial: (b=0) q t q D ti i( ) * exp( )= − (1)
Hiperbólica: (0<b<1)[ ]
q tq
D t
i
ib
( )/
=+1
1 (2)
Armónica: (b=1) q tq
D ti
i
( ) =+1
(3)
Arps2 también introdujo métodos de extrapolación de datos de producción versus tiempo,
lo que permitió estimar reservas primarias usando curvas declinatorias exponenciales e
hiperbólicas.
Nind3 mediante sus técnicas de graficación mantuvo la popularidad de las relaciones de
Arps. Es importante notar que tanto los estudios de Arps y Nind son empíricos, estos
análisis de curvas declinatorias tipo no se relaciona con un modelo de reservorio.
En 1980 (trabajo impreso en 1973) Fetkovich4 introdujo el más significativo desarrollo
de las curvas declinatorias tipo. El trató de relacionarlas a un modelo de reservorio, creó
una solución analítica unificada (declinación exponencial) para un pozo productor a presión
de fondo constante durante "Boundary-dominated flow conditions".
Figura 1 - Curvas Tipo empíricas de Arps
Fetkovich graficó su solución simultáneamente con las curvas de Arps asumiendo que las
mismas pueden ser usadas en un reservorio no ideal (cambios de movilidad, reservorios
heterogéneos, fallados y multicapas). El resultado final de estas curvas es lo que se conoce
como "Curvas Tipo de Fetkovich" las que proveen un análisis de datos de producción
durante 'Transient y Boundary-dominated flow conditions", es decir en el periodo donde un
pozo tiene un comportamiento transitorio y su etapa posterior de declinación normal, Fig. 2.
Las curvas de Fetkovich son importantes en la ingeniería de reservorio, sin embargo
estas tienen limitaciones, la más común de ellas se presenta cuando los datos de producción
exhiben significativas variaciones de presión ya sea por cierres o restricciones impuestas por
condiciones operativas.
0.001
0.01
0.1
1
0.01 0.1 1 10 100 1000t Dd = Dit
q
Dd
= q
(t)/
q
i
0.9
0.80.6
0.70.5
0.4
0.3
0.2
0.1
EXPONENCIAL (b = 0)
ARMONICA (b = 1)
Figura 2 - Curvas Tipo de Fetkovich
Es por ello que varios estudios posteriores han tratado de superar este tipo de
limitaciones y extender la aplicación de estas curvas. En 1986 Blasingame y Lee5
permitieron obtener el área de drenaje a partir de datos de producción variable.
En 1987 Fetkovich6 presentó una serie de ejemplos de campos petroleros empleando sus
curvas declinatorias, la conclusión más sobresaliente de este trabajo fue que las curvas de
Arps no son válidas para el análisis de datos transitorios de producción.
Analizando las variaciones de caudales y presiones de producción, Mc Cray7 definió la
función "equivalent constant pressure time"tcp, que representa el comportamiento de un
pozo como si la presión se mantuviera constante a lo largo de su historia de producción.
Np t
qp
dp
tcp
∆ ∆( )
( )
( )=
∫ τ
ττ
0
(4)
0 3 0 0 1
0 3 0 1
0 3 1
1
1 0
0 3 0 0 0 10 3 0 0 10 3 0 10 3 11 1 01 0 01 0 0 0
t dD
DEPLETIONTRANSIENT
Además Mc Cray propuso graficar dos nuevas funciones sobre las curvas de Fetkovich,
las funciones propuestas fueron la "integral" y la "derivada de la integral".
q
p t
q
pd
i
t
∆ ∆
= ∫1
0
( )ττ (5)
( )[ ]( )
( )[ ]qp
d q p
d tt
d q p
dtid
i i
∆
∆ ∆
= = −
/
ln
/ (6)
El objetivo del desarrollo de las funciones "integral" y la "derivada de la integral" ha
sido mejorar el macheo de datos de producción sobre las curvas de Fetkovich/Mc Cray. La
función integral suaviza los datos iniciales de producción mientras que la derivada de la
integral da una alta resolución con una tendencia similar a la "Pressure Derivative"
empleada en well testing.
La "equivalent constant pressure time" si bien en teoría es exacta, en la práctica muestra
algunos defectos cuando los datos introducidos al modelo presentan algunos errores. Es por
ello que en 1993 Palacio y Blasingame8 desarrollaron una solución general para el caso de
variaciones de producciones y caídas de presión para un flujo en fase líquida o gaseosa en
una analogía de producción constante. El uso de una producción constante parece difícil de
manejar, pero puede ser adaptada a las curvas tipos de Fetkovich/Mc Cray simplemente
macheando los datos en b=1. El desarrollo de este tema puede ser consultado en las
referencias 8 y 9.
El objetivo de este trabajo es estimar los volúmenes de los reservorios analizados como
así también las características del flujo (permeabilidad y factor de daño) para el periódo de
producción primaria de los pozos analizados. Además se estimará el petróleo remanente a
recuperar (EUR, estimated ultimative recovery).
1. DESCRIPCION DEL PROCESO DE ANALISIS
EL método empleado para el análisis de los datos de producción es aplicable pozo a
pozo. El proceso a considerar consta de tres etapas:
1.1 Datos
Generales.
Es necesario contar con los datos petrofisícos de la formación, las características del
fluido y los datos de los pozos tales como sus reparaciones (workovers), correlaciones con
los vecinos etc. Los datos imprescindibles para el análisis son:
• Compresibilidad de la formación.• Viscosidad del fluido.• Saturación irreductible de agua.• Porosidad.• Radio del pozo.• Factor volumétrico del petróleo, Bo.• Zona neta productora.
De Producción.
Con ellos se puede realizar un gráfico semilog donde se muestran caudales de
producción versus tiempo para:
• Identificar errores o anormalidades en los datos de producción.• Detectar cambios en la producción debido a workovers realizados sobre el pozo.• Localizar los periódos de tiempo donde el pozo ha permanecido inactivo, para
posteriormente proceder a normalizar su producción.
1.2 Empleo de las Curvas Declinatorias Tipos de Fetkovich/Mac Cray.
En este paso se realiza la superposición de los datos de producción y presión
transformados sobre las curvas declinatorias de Fetkovich/Mc Cray. Este proceso puede ser
realizado empleando el programa WPA-Well Perfomance Analysis del cual se obtiene la
siguiente información:
Parámetros Volumétricos.
• Petróleo inicial en el reservorio (Oil in Place), N.• Area de drenaje del reservorio, A.
Propiedades del Flujo.
• Permeabilidad de la formación k.• Factor de daño o estimulación en l zona cercana al pozo, Skin Factor, s.
1.3 Estimación del petróleo a recuperar.
Para estimar el petróleo movible (Npmov) en las actuales condiciones de producción, se
emplea el llamado "Método Semianalítico". El mismo consiste en graficar el caudal
producido (q) versus la producción acumulada (Np) y extrapolar la recta a valor q=0. Este
procedimiento es empleado cuando no se dispone de las variaciones de presión de fondo del
pozo.
2 RESERVORIOS ANALIZADOS
Los dos reservorios analizados en el presente trabajo pertenecen al yacimiento El
Tordillo, ubicado en el flanco norte de la cuenca del Golfo San Jorge Fig. 3. Primero se
aplicó la técnica descripta en el proyecto denominado "Area Central Norte" el que
representa el típico reservorio multicapa de la cuenca, en segundo orden se aplicó al
denominado "Reservorio S-991", un reservorio totalmente atípico en la cuenca.
2.1 Proyecto Area Central Norte
El mismo se encuentra ubicado en la zona central norte del yacimiento "El Tordillo".
Los pozos que componen este proyecto se perforaron entre los año 1964 y 1982. Se eligió
este reservorio para aplicar el método ya que en él, se implementó un proyecto piloto de
recuperación secundaria en septiembre de 1993. El objetivo fue aplicar la metodología
descripta anteriormente para ver si se alcanzaban similares resultados a los obtenidos por
los estudios los que se encuentran en las referencias 10-11 y 12.
Los pozos comprendidos en este proyecto muestran una buena continuidad areal de las
arenas en las formaciones Comodoro Rivadavia y Mina El Carmen, el proyecto piloto
desarrollado en esta primera etapa comprendía 4 pozos inyectores y 16 productores (Fig. 4).
2.1.1 Datos del reservorio Area Central Norte
En dicha zona se contaba con estudios de geología e ingeniería de reservorio. Para
comprender el mecanismo de drenaje de este reservorio es interesante seguir la evolución
del pozo S-491. El mismo fue terminado en marzo de 1967, allí fueron punzadas cuatro
secuencias de la base de la formación Comodoro Rivadavia, la presión inicial fue de 186
Kg/cm2. En 1976 la presión de reservorio era de 80 kg/cm2, similares variaciones de
presión fueron observadas en otros 15 pozos. Esto muestra que el petróleo es producido por
diferencia de presiones y que no aparece otro mecanismo de drenaje que evite la caída de
presión como ser empuje de agua (empuje hidráulico).
COMODORO RIVADAVIA
ARGENTINA
AMERICA DEL SUR
71° 70° 69° 68° 67° 66°
71° 69°70° 68° 67° 66°
OC
EA
NO
AT
LA
NT
ICO
DESEADO MASSIF
SOMOCURA MASSIF44°
45°
46°
47°
44°
45°
46°
47°
0 30
MILES
CH
ILE
FLANCO NOROESTE
FLANCO NORTE
CENTRO DE CUENCA
FLANCO OESTE
FLANCO SUR
FLANCO SUROESTE
CO
RD
ILLE
RA
DE
LO
S A
ND
ES
OFFSHORE
COMODORO RIVADAVIA
Figura 3 - Ubicación de la cuenca del Golfo San Jorge
Proyecto Area Central Norte
S-553 S-554
S-767
S-781
S-538 S-763
S-626
S-499
S-768
S-771
S-789
S-505 S-766 S-492
S-783 S-765
S-629
S-630 S-698
S-623 S-494
S-491
S-782
S-571 S-692
S-697
S-676 S-665
S-668
S-662
S-555 S-556
S-497
S-691
S-501
S-625
S-570
S-622
S-572 S-634
S-632
S-631
S-496
S-772
S-633 S-695
S-498
S-678
S-677
S-642
S-667
S-2018
S-720
S-693
S-719
S-638
S-682
0 1000 ft
N
S
O E
S-624
S-696 S-690
S-679
S-666
S-637 S-694
S-635
S-568 S-639
S-640
S-636
S-516
S-661
S-537
Pozo en SecundariaPozo Inyector
Pozo en Primaria
Lower PatternUpper Pattern
Figura 4 - Ubicación del Proyecto Piloto
Por medio de estudios de corona fue posible obtener los parámetro petrofísicos, obteniendo
la porosidad efectiva promedio, saturación irreductible del agua y el factor de compresibilidad
de la roca del reservorio en estudio.
Se contaba con la información sobre las terminaciones y reparaciones realizadas, set
completo de perfiles e historia de producción de cada uno de los pozos.
Del análisis y recopilación de datos, de los estudios anteriormente mencionados, se definen
las propiedades comunes a los pozos productores que componen el proyecto piloto las que se
encuentran en la Tabla 2.1.1 y 2.1.2.
Tabla 2.1.1 - Propiedades del reservorio Area Central Norte.
Propiedades del Reservorio:Porosidad, φ = 0.20 (fracción)Saturación irreductibleible de agua, Swirr = 0.25Distanciamiento entre pozos = 300 mts.
Propiedades del Fluido:Factor volumétrico del petróleo, Bo = 1.30 RB/STBViscosidad del petróleo, µo = 1.00 cpCompresibilidad de la formación, ct = 25.0x10-6 psia-1
Parámetro de Producción:Presión inicial del reservorio, pi = 180 Kg/cm2
Tabla 2.1.2 - Datos específicos de los pozos productores.
Pozo Perforado h, mts. rw, mm.S-498 1964 24 70
S-516 1962 15 70
S-538 1967 36 70
S-572 1967 25 70
S-624 1973 45 89
S-635 1976 91 70
S-636 1976 22 70
S-637 1974 91 89
S-639 1974 91 89
S-640 1974 91 89
S-661 1977 15 70
S-666 1977 91 89
S-676 1976 60 70
S-677 1976 15 70
S-679 1976 76 89
S-694 1979 14 70
S-719 1980 30 70
S-772 1982 30 70
2.1.2 Análisis de los datos de producción
Para mostrar la aplicación de la metodología anteriormente descripta procederemos al
análisis individual de dos pozos.
Pozo S-538
Este pozo fue perforado en 1967 alcanzando una profundidad de 2,908 metros. A lo largo
de su vida productiva se punzaron veintiséis capas, ocho en la formación Mina El Carmen y las
restantes en la formación Comodoro Rivadavia. Los fluidos aportados por la formación Mina
El Carmen fueron gas húmedo y agua por lo que se decidió aislar estos tramos bajo un tapón.
La producción acumulada del pozo es de 62,500 m3 a julio de 1999, el gráfico semilog (Fig. 5)
muestra que el pozo no ha tenido significativas variaciones durante la etapa de producción
primaria. La producción de petróleo inicial del pozo fue de 15 m3/d, el mismo continuó en
producción hasta 1989 donde se cerró hasta ser reactivado en 1993, en diciembre del mismo
año el pozo comienza a tener respuesta por recuperación secundaria. En la actualidad el pozo
produce 12 m3/d de petróleo.
Estimación de las reservas finales
Al graficar la producción diaria versus la acumulada se puede estimar el petróleo movible.
Se trató de evaluar las reservas primarias antes del comienzo del proyecto de recuperación
secundaria. Entre 1981 y 1989, se aprecia una declinación bien definida del pozo (Fig.6).
Obteniendo por medio de una recta el petróleo remanente de primaria cuyo valor total será
50,471 m3. Este valor (teóricamente extrapolado) representa el petróleo movible hasta que el
reservorio se encuentre depletado. Los resultados obtenidos son:
Producción Primaria Total = 50,471 m3
Factor de Recuperación Primaria = 14.29 %
Resultado del análisis de las curvas tipo (Balance de Materiales)
Se observa un excelente macheo de los datos de producción sobre las curvas de
Fetkovich/Mc Cray (Fig. 7). Los caudales fueron graficados versus "material balance time" y
forzados a machear sobre b=1, donde se observa un excelente correlación de los datos de
producción tanto en la zona transitoria como en la de depletación normal. Basados en
nuestros valores de compresibilidad de la roca, espesor útil de las capas se obtienen los
siguientes parámetros:
Nct = 55.52 STB/psi
N = 353,139 m3
A = 152,000 m2
kh = 9.51 md-mts
k = 0.27 md
s = -1.1
1
10
100
1000
En
e-6
7
Ab
r-6
8
Jul-
69
Oct
-70
En
e-7
2
Ab
r-7
3
Jul-
74
Oct
-75
En
e-7
7
Ab
r-7
8
Jul-
79
Oct
-80
En
e-8
2
Ab
r-8
3
Jul-
84
Oct
-85
En
e-8
7
Ab
r-8
8
Jul-
89
Oct
-90
En
e-9
2
Ab
r-9
3
Jul-
94
Oct
-95
En
e-9
7
Ab
r-9
8
Jul-
99
Meses
Pet
róle
o,A
gua
y G
as
(m3
/d
)
Petróleo, m3/d
Gas
AguaPrimaria Secundaria
Figura 5 - Historia de producción pozo S-538
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0
50
00
10
00
0
15
00
0
20
00
0
25
00
0
30
00
0
35
00
0
40
00
0
45
00
0
50
00
0
55
00
0
60
00
0
65
00
0
70
00
0
N p , m 3 (En Producción desde 1967)
qo,
m3/d
0,1
1
10
100
WO
R,
m3/m
3
Petróleo, m3/d
WOR, m3/m3
Primaria
Secundaria
1 ra Declinatoria
2 da Declinatoria
Tendencia en SecundariaTendencia en Primaria
N p, primaria = 50,000 m 3
Figura 6 - Reservas primarias movibles y WOR (relación agua petróleo), pozo S-538
Figura 7 – Datos de producción graficados sobre las curvas de Fetkovich/Mc Cray, pozo S-538
Pozo S-639
El pozo fue perforado en 1974 hasta una profundidad de 2,638 metros. Se punzaron ocho
arenas en la formación Mina El Carmen que aportaron gas húmedo, diecinueve en la formación
Comodoro Rivadavia que son las capas que aportaron el mayor porcentaje de petróleo
producido y cuatro en formación El Trébol.
La producción acumulada a Julio de 1999 es de 59,500 m3. La Fig. 8 muestra variaciones en
sus últimas etapas de producción primaria (1992-1993). En este gráfico es posible observar
que el workover realizado en julio de 1993 incrementó notablemente la producción de petróleo
del pozo. Durante esta intervención se dejaron en producción los punzados comprendidos en el
intervalo que va de 1,426 a 2,375 metros. Dentro de éste se aisló un tramo intermedio de 62
metros con dos packers hidráulicos, hallándose entre ellos dos importantes capas productoras
de petróleo. Las capas se aislaron para estudiar la respuesta a la inyección de las otras,
asociadas al proyecto de secundaria.
En estas condiciones de producción el pozo comenzó a tener respuesta por secundaria en
octubre de 1993. En septiembre de 1995 luego de evaluar la perfomance del proyecto se
decidió retirar los packers y poner en producción los dos niveles de petróleo. La producción
del pozo era de 12 m3/d, esperando incrementar la misma debido a la incorporación de las
capas petrolíferas aisladas. Luego de poner en marcha el pozo su producción comenzó a
oscilar entre 5 y 7 m3/d, posteriormente el pozo restableció los valores de producción que tenía
antes de su intervención. Es evidente que al realizar la intervención se generó un daño a la
formación que luego se eliminó paulatinamente alcanzando los valores de producción
esperados. Para observar que resultados arroja el método en este caso particular se decide
realizar el análisis de los datos de producción hasta el momento en que el mismo alcanza los
valores normales de producción.
Estimación de las reservas finales
En la Fig. 9 se observan cinco declinatorias perfectamente definidas generadas por
diferentes workovers realizados en el pozo, además es posible apreciar el cambio de tendencia
en la curva de WOR que muestra claramente la influencia de la etapa de producción
secundaria. Los resultados obtenidos son:
Producción Primaria Total = 55,160 m3
Factor de Recuperación Primaria = 13.39 %
Resultado del análisis de las curvas tipo (Balance de Materiales)
En este pozo se aprecia un excelente macheo de los datos de producción para toda la vida
productiva del pozo incluyendo los datos en el periodo transitorio (Fig. 10). Del análisis sobre
las curvas tipo se deduce que el pozo se encuentra en una etapa pobremente estimulado
(reD=10000), los resultados obtenidos son:
Nct = 64.78 STB/psi
N = 411,969 m3
A = 68,000 m2
kh = 20.4 md-mts
k = 0.22 md
s = +1.83
Es destacable notar que el Skin Factor es (+), lo que reveló que el pozo en ese momento se
encontraba dañado en algunas de sus capas productoras. Este resultado muestra coherencia con
la caída de producción que el pozo evidenció luego de retirar el puente de packers.
2.1.3 Resultado del análisis de datos de producción del Proyecto Area Central Norte.
Del análisis de las curvas tipo se obtienen dos resultados:
a) Parámetros volumétricos como el oil-in place, área de drenaje y el petróleo movible.
b) Propiedades del flujo tales como factor de daño y permeabilidad de la formación.
Mediante el análisis de las curvas tipo y el balance de materiales es posible determinar el
Original Oil-In-Place y las reservas de primaria remanente en este proyecto. Con estos dos
datos se obtiene el factor de recuperación primaria, el valor obtenido es similar al hallado en
los estudios convencionales. En la Tabla 2.1.3 se observan los parámetros volumétricos
obtenidos mediante el análisis de los datos de producción.
En la Tabla 2.1.4 se presentan las propiedades de los fluidos que resultan del análisis de las
curvas declinatorias. Si bien los pozos no muestran una gran cantidad de datos transitorios, los
resultados obtenidos son bastantes consistentes, como es el caso de la permeabilidad efectiva.
En cuanto al análisis del factor de daño se aprecian pozos estimulados (no dañados) y algunos
con daño, en general se puede decir que las estimaciones son razonables.
1
10
100
1000
10000
Sep
-74
Sep
-75
Sep
-76
Sep
-77
Sep
-78
Sep
-79
Sep
-80
Sep
-81
Sep
-82
Sep
-83
Sep
-84
Sep
-85
Sep
-86
Sep
-87
Sep
-88
Sep
-89
Sep
-90
Sep
-91
Sep
-92
Sep
-93
Sep
-94
Sep
-95
Sep
-96
Sep
-97
Sep
-98
Meses
Pet
róle
o,A
gua
y G
as
(m3/d
)
Petróleo, m3/d
Gas
AguaPrimaria Secundaria
Figura 8 -Historia de producción pozo S-639
0
5
10
15
20
25
30
0
50
00
10
00
0
15
00
0
20
00
0
25
00
0
30
00
0
35
00
0
40
00
0
45
00
0
50
00
0
55
00
0
60
00
0
65
00
0
70
00
0
N p , m 3 (En Producción desde 1974)
qo,
m3/
d
0,1
1
10
100
WO
R,
m3
/m
3
Petróleo, m3/d
WOR, m3/m3
Primaria
Secundaria
1 ra Declinatoria 2 da Declinatoria
Tendencias en Secundaria
Tendencia en Primaria
N p, primaria = 55,000 m 3
3 ra Declinatoria
4 ta Declinatoria
Figura 9 - Reservas primarias movibles y WOR (relación agua petróleo), pozo S-639
Fig. 10 – Datos de producción graficados sobre las curvas de Fetkovich/Mc Cray, pozo S-639
Observando los valores reD en la Tabla 2.1.4, se debe enfatizar que desde el punto de vista
cualitativo el pozo que muestra reD = re/[rw exp(-s)] = 10,000 esté probablemente dañado o
simplemente pobremente estimulado. En este último caso por el número de capas en
producción resulta casi improbable resolver el problema.
Tabla 2.1.3 - Parámetros volumétricos.
Pozo
PrimariaNp,mov(m3)
N(m3)
A(m2)
FactorRecuperaciónPrimaria (%)
S-498 226,868 1,021,734 204,000 22.20
S-516 79,035 429,141 126,000 18.42
S-538 50,471 353,139 152,000 14.29
S-572 253,128 984,210 178,000 25.72
S-624 88,147 713,592 70,000 12.35
S-635 76,479 415,308 20,000 18.42
S-636 48,443 385,724 80,000 12.56
S-637 105,491 1,230,024 60,000 8.58
S-639 55,160 411,969 68,000 13.39
S-640 94,083 674,001 33,000 13.96
S-661 42,997 518,181 153,000 8.30
S-666 57,862 815,193 40,000 7.10
S-676 83,475 838,725 62,000 9.95
S-677 52,931 655,716 194,000 8.07
S-679 127,106 1,890,510 112,000 6.72
S-694 74,474 1,165,788 142,000 6.39
S-719 74,729 1,075,158 160,000 6.95
S-772 89,279 988,026 147,000 9.04
1,680,158 14,566,149 11.53 (Promedio)
Tabla 2.1.4 - Propiedades de los fluídos.
Pozo reD
kh(md-ft)
h(ft)
k(md) s
S-498 80 63 80 0.79 -3.8
S-516 80 22 50 0.43 -3.9
S-538 800 31 120 0.27 -1.1
S-572 500 50 82 0.61 -2.2
S-624 160 50 150 0.33 -2.9
S-635 80 58 300 0.19 -3.0
S-636 800 38 72 0.53 -1.4
S-637 18 88 300 0.29 -4.4
S-639 10,000 67 300 0.22 +1.8
S-640 10,000 60 300 0.20 +1.6
S-661 80 20 50 0.40 -4.0
S-666 12 49 300 0.16 -5.2
S-676 10,000 77 200 0.38 +1.3
S-677 48 31 50 0.63 -4.6
S-679 10,000 117 250 0.47 +0.98
S-694 10,000 115 45 2.56 +0.36
S-719 3,000 147 100 1.47 -0.40
S-772 160 178 100 1.78 -3.3
2.2 Reservorio S-991
En noviembre de 1990 se perforó el pozo S-991 que producía solamente de la formación
Mina El Carmen. El pozo evidenció un comportamiento atípico para los pozos de la cuenca ya
que producía por surgencia natural, manteniendo su presión y caudal. Esto generó una serie de
estudios geofísicos (sísmica 3 D), geológicos y reservorísticos a efectos de evaluar este
intervalo productivo que luego se denominó "Reservorio S-991".
El desarrollo del mismo comenzó en 1995 perforándose 15 pozos que alcanzaron una
producción de 1,053 m3/d de petróleo y 1,076,000 m3/d de gas en 1997 (Fig. 11). Sobre este
reservorio se realizaron una serie de estudios que revelaron lo complejo del mismo ya que
posee triple permeabilidad (primaria, fisuras por tectonismo y disolución por diagénesis).
Figura 11 - Historia de producción del Reservorio S-991
Debido a la alta heterogeneidad areal y vertical que posee este reservorio se estimó
conveniente la aplicación de esta técnica para evaluar las reservas del mismo.
2.2.1 Datos del Reservorio S-991
Mediante los datos aportados por el análisis de los set de perfiles, coronas, PVT y registros
de presiones de fondo se definieron las propiedades de los pozos (Tabla 2.2.1).
Tabla 2.2.1 - Propiedades del Reservorio S-991.
Propiedades del Reservorio:Porosidad, φ = 0.13 y 0.20 (fracción)Saturación irreductibleible de agua, Swirr = 0.21Distanciamiento entre pozos = 220 mts.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
Ag
o-9
0N
ov-
90M
ar-9
1Ju
n-9
1S
ep-9
1D
ic-9
1A
br-
92Ju
l-92
Oct
-92
En
e-93
May
-93
Ag
o-9
3N
ov-
93M
ar-9
4Ju
n-9
4S
ep-9
4E
ne-
95A
br-
95Ju
l-95
Oct
-95
Feb
-96
May
-96
Ag
o-9
6D
ic-9
6M
ar-9
7Ju
n-9
7S
ep-9
7E
ne-
98A
br-
98Ju
l-98
No
v-98
Feb
-99
May
-99
Ag
o-9
9D
ic-9
9
Pro
du
cció
n d
e P
etró
leo
(m
3/d
)
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
800000
900000
1000000
1100000
Pro
du
cció
n d
e G
as (
m3/d
)
PETROLEO
GAS
Propiedades del Fluido:Factor volumétrico del petróleo, Bo = 1.55 RB/STBViscosidad del petróleo, µo = 0.85 cpCompresibilidad de la formación, ct = 30.0x10-6 psia-1
Parámetro de Producción:Presión inicial del reservorio, pi = 320 kg/cm2
2.2.2 Resultado del análisis de datos de producción del Reservorio S-991.
Debido a las características de este reservorio, se decidió realizar una simulación numérica
del mismo a principios de 1998. El modelo geológico al que se arribó mostró tal complejidad
que fue imposible una correlación capa a capa optándose por definir y trabajar con unidades de
flujo. Una vez concluido el modelo geológico se procedió a realizar la simulación numérica
hallándose valores muy similares a los obtenidos mediante el método aquí presentado.
El estudio realizado consistió en analizar los 15 pozos que componen el reservorio siguiendo
el procedimiento anteriormente descripto. Los resultados obtenidos se encuentran en la Tabla
2.2.2 estimando recuperar el 11,07 % del Oil In Place.
Mediante el análisis del área de drenaje se observa que el radio promedio de drenaje de los
pozos es de 103 metros. Analizando las reservas halladas para cada pozo se aprecia que las
mismas dividen al reservorio en tres zonas perfectamente definidas (Fig. 12).
⇒ Zona oeste 2%
⇒ Zona central 75%
⇒ Zona este 23%
Siguiendo detenidamente la evolución de los fluidos producidos, se encuentra que las
estimaciones realizadas han sido correctas.
Tabla 2.2 - Parámetros volumétricos(S-991).
Pozo
PrimariaNp,mov(m3)
N(m3)
A(m2)
FactorRecuperaciónPrimaria (%)
S-991 1,255,464 160,000 257,600 12.74
S-2013 1,085,175 122,000 297,600 11.24
S-2016 721,065 80,000 197,600 11.09
S-2019 615,648 45,000 168,800 7.30
S-2020 1,017,441 85,000 180,000 8.35
S-2023 132,860 18,600 214,800 13.99
S-2025 646,017 66,000 232,000 10.21
S-2028 782,439 80,000 182,400 10.22
S-2031 809,946 100,000 290,800 12.34
S-2033 107,658 12,800 29,200 11.88
S-2035 98,675 13,400 221,600 13.37
S-2036 448,380 45,000 107,600 10.03
S-2039 39,765 11,500 6,000 28.91
S-2043 207,972 39,000 57,200 18.75
S-2046 171,561 23,000 47,200 13.40
8,140,068 901,300 11.07 (Promedio)
Figura 12 – Diferentes Zonas del Reservorio S-991
S-2039
S-2036
S-2013
S-2033
S-2016
S-2043
S-2023
S-2019S-2035
S-2028
S-2020S-2025
S-2046 S-2031
S-991
ZONA OESTE ZONA CENTRAL ZONA ESTE
CONCLUSIONES
Por medio de este estudio se arribo a las siguientes conclusiones:
1. Mediante el empleo de este riguroso y consistente procedimiento (Modernas CurvasDeclinatorias) para el análisis de los datos de producción es posible determinar lossiguientes parámetros:
• Petróleo inicial en el reservorio (Oil in Place), N.
• Petróleo movible, Npmov.
• Factor de Recuperación.
• Area de drenaje del reservorio, A.
• Permeabilidad de la formación, k.
• Skin Factor, s.
2. La aplicación del método en el denominado proyecto Area Central Norte (ACN) el que
representa el clásico reservorio multicapa de la cuenca, dió aceptables valores de
recuperación primaria (11.5 %) y un Original Oil In Place de 14,566,149 m3.
3. En el estudio realizado sobre este proyecto, se demostró que mediante la aplicación de esta
técnica es posible detectar daño de formación (pozo S-639). Este método permite obtener
similar información que el análisis transitorio de presiones sin incurrir en gastos de
adquisición de datos o pérdidas de producción.
4. La técnica aplicada funciona independientemente de la estructura o mecanismo de drenaje
que posea el reservorio analizado, como quedó evidenciado en el estudio realizado en el
denominado Reservorio S-991.
5. En el Reservorio S-991 fue posible conocer las zonas de mayor acumulación de
hidrocarburos, estimándose un valor de recuperación primaria del 11% y un Original Oil In
Place de 8,140,068 m3, valor similar al obtenido mediante simulación numérica.
REFERENCIAS
1. Arps, J.J.: "Analysis of Decline Curve," AIME (1945), 160, 228-247.
2. Arps, J.J.: "Estimation of Primay Oil Reserves," AIME (1956), 207, 182-91
3. Nind, T.W.: Principles of Oil Well Production, 2nd Edition, McGraw-Hill (1981).
4. Fetkovich, M.J et al :"Decline Curve Analysis Using Type Curves" JTP (June 1980), 1065-1077.
5. Blasingame, T.A. and Lee,W.J.: "Variable - Rate Reservoir Limits Testing," SPE 15028presented at the 1986, SPE Permian Basin Oil & Gas Recovery Conference, Midland, TxMach 13-14.
6. Fetkovich, M.J., et al.: "Decline Curve Analysis Using Type Curves - Case Histories,"SPEFE (Dec. 1987) 637-656.
7. McCray, T.L.: "Reservoir Analysis Using Production Decline Data and Adjusted Time,"M.S. Thesis, Texas A&M University, College Station, TX (1990).
8. Palacio, J.C. and Blasingame, T.A.: "Decline Curve Analysis Using Type Curves--Analysisof Gas Well Production Data," paper SPE 25909 presented at the 1993 Joint RockyMountain Regional/Low Permeability Reservoirs Symposium, Denver, CO, 26-28 April1993.
9. Doublet, L.E., Pande, P.K., McCollum, T.J., and Blasingame, T.A.: "Decline CurveAnalysis Using Type Curves--Analysis of Oil Well Production Data Using MaterialBalance Time: Application to Field Cases," paper SPE 28688 presented at the 1994Petroleum Conference and Exhibition of Mexico held in Veracruz, MEXICO, 10-13October 1994.
10. Tecpetrol S.A.: "Feasibility Study for a Waterflood Pilot Area Central Norte, El TordilloField," Departamento de Reservorios, Buenos Aires, Argentina (1993).
11. Tecpetrol S.A.: "Area Central Norte Waterflood Expansion," Departamento deReservorios, Buenos Aires, Argentina (1995).
12. Tuvío, R.E.: "An Integrated Study of the Reservoir Performance in the Area Central Norte(ACN) Region of the Tordillo Field (Argentina)," M.S. Thesis, Texas A&M University,College Station, TX (1997).
NOMENCLATURA
Variables de campo
Parámetros de Formación:
A = Area de drenaje, m2
B = factor volumétrico de petróleo, RB/STB
ct = compresibilidad de la formación, psia-1
h = zona neta productora, mts.
k = permeabilidad de la formación, md
φ = porosidad, fracción
Sw = saturación de agua, fracción
Swirr = saturación irreductible de agua, fracción
re = radio de drenaje del reservorio, mts
rw = radio del pozo, mts
rwa = radio efectivo del pozo = rw exp(-s), mts.
µ = viscosidad del fluido, cp
WOR = relación agua-petróleo
Parámetros de Presión/Producción/Tiempo:
b = exponente curvas declinatorias de Fetkovich/Arps
q = producción, m3/d
N = petróleo inicial en el yacimiento, m3
pi = presión inicial de reservorio, kg/cm2
pwf = presión dinámica de fondo, kg/cm2
∆p = pi- pwf, caída de presión, kg/cm2
(q/∆p) = pressure drop normalized rate function, STB/D/psi
t = Np/q, material balance time, días
tDd = “dimensionless decline time” definido por Fetkovich
qDd = “dimensionless decline rate function” definido por Fetkovich
qDdi = “dimensionless decline rate integral” definido por Mac Cray
qDdid = ““dimensionless decline rate integral derivative” definido por Mac Cray
