Caracterizacion Petrofisica de Reservorio Naturalmente Fracturado

ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA

PROYECTO DE GRADO

CARACTERIZACION PETROFISICA DE RESERVORIO NATURALMENTE

FRACTURADO CASO HUAMPAMPA H1b, CAMPO MARGARITA - HUACAYA

1. INTRODUCCION

La caracterización de un yacimiento es un proceso de amplia base científica en

el cual son aplicados diversos conocimientos sobre ingeniería para así

interpretar lógicamente todos los datos y características del yacimiento

mediante herramientas y técnicas modernas, en otras palabras es el conjunto

de productos orientados a la definición y al estudio de las características

geológicas, petrofísicas y dinámicas que controlan la capacidad de

almacenamiento y de producción de los yacimientos petroleros, así como la

cuantificación del volumen de hidrocarburos; también se incluye la definición de

estrategias y alternativas de explotación de los yacimientos, con el propósito de

apoyar los planes de operación para optimizar la explotación del área de

estudio, incrementando las reservas o la producción de los mismos.

Un análisis petrofísico, que es lo que nos interesa en el presente proyecto,

consiste en estudiar las propiedades de las rocas y su relación con los fluidos

que contienen en estado estático; algunas de las propiedades físicas y

texturales de las mismas pueden ser medidas en el laboratorio analizando sus

núcleos.

El área Margarita – Huacaya, pertenece al Bloque Caipipendi, ubicado entre los

departamentos de Tarija y Chuquisaca. A continuación se presenta un mapa,

ilustrando la ubicación geográfica de los pozos perforados hasta la fecha así

como los campos y departamentos referidos.

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GRAFICO 1.- UBICACIÓN GEOGRAFICA DEL ÁREA MARGARITA - HUACAYA

FUENTE: INFORME FINAL DE RESERVORIOS COMPARTIDOS, GAFFNEY & CLINE ASSOCIATES, ABRIL DE 2012

El Campo Margarita fue descubierto en el año 1998 con la perforación del pozo

exploratorio Margarita-X1 (MGR-X1), que comprobó la existencia de

hidrocarburos (gas y condensado) en la Formación Huamampampa del Sistema

Devónico a una profundidad de 4410 metros. En la actualidad se tienen cuatro

pozos perforados (MGR-X1, X2, X3, MGR-4) y 3 reservorios descubiertos (H1a,

H1b y H2). Cuenta con facilidades de recolección, tratamiento, compresión y

evacuación de hidrocarburos y la producción comercial sostenida se inició en

Diciembre de 2004.

Al norte del Campo Margarita se perforó el pozo Huacaya-X1 (HCY-X1), mismo

que alcanzó una profundidad final de 4.800 metros y confirmó la existencia de

recursos adicionales a los existentes en Campo Margarita en el mes de

Diciembre del año 2007. Las pruebas de producción registraron caudales

cercanos a los 800.000 metros cúbicos de gas diarios.

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GRAFICO 2.- POZOS BLOQUE CAIPIPENDI

FUENTE: PROGRAMA DE TRABAJO Y PRESUPUESTO 2012 ÁREA DE CONTRATO

CAIPIPENDI, CAMPO MARGARITA

Del modelo estático del desarrollo integrado Margarita - Huacaya se determinó

que el Gas Originalmente in situ clasificado por certidumbre de los volúmenes

es el siguiente:

TABLA 1.- GAS ORIGINAL IN SITU

FUENTE: PLAN DE DESARROLLO ÁREA DE CONTRATO CAIPIPENDI

MARGARITA HUACAYA, DICIEMBRE DE 2009

Según el Boletín Estadístico Enero – Junio de 2012, a Junio del presente año,

la producción por día del Campo Margarita Huacaya fue de 8,20 MMm3/día,

representando el 5,46% de la producción nacional de gas natural total.

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2. ANTECEDENTES

2.1 Descripción General del Estrato Productor

El Campo Margarita fue descubierto en 1998, por el pozo exploratorio MGR -

X1, a partir de estudios de sísmica 2D y Geología de superficie. Los reservorios

pertenecientes al Campo Margarita se caracterizan por ser productores de gas

y condensado, cuyo principal mecanismo de producción es la "depletación"

natural de gas. Los reservorios pertenecientes al Campo Margarita se

caracterizan por ser altamente heterogéneos, constituidos por un sistema

matricial de roca muy compacta de baja porosidad, circundado por una red de

fracturas multi-escalar, catalogándose como un reservorio de gas y condensado

naturalmente fracturado (NFR) no convencional de triple porosidad y

permeabilidad.

Los análisis efectuados a partir de las descripciones petrográficas, recortes de

pozo, interpretación de registros convencionales, descripción de testigos, datos

de producción y ensayos de pozo indican que la Formación Huamampampa se

caracteriza por ser una arenisca cuarzosa gris blanquecina, fracturada de forma

Pervasiva, con una baja porosidad primaria, litológicamente es de grano medio

fino, muy compacta, moderadamente seleccionada, con un alto grado de

silicificación diagenetica secundaria y escasa presencia de arcillas intersticiales

(<10%), atributos que le confieren la incapacidad de drenar eficazmente los

fluidos contenidos en la matriz, debido a su escasa permeabilidad < 0.1 md

(Permeabilidad medida a partir de coronas).

El Campo Margarita - Huacaya conforma la parte norte de un anticlinal

elongado ligeramente asimétrico, de doble buzamiento, cuya orientación

aproximada del eje estructural es de N 25 E; la estructura se encuentra

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delimitada hacia el Este por la Falla regional Mandiyuti, y hacia el Oeste por el

corrimiento fuera de secuencia Bororigua.

GRAFICO 3.- CORTE ESTRUCTURAL POZO MGR – 4ST

FUENTE: PLAN DE DESARROLLO ÁREA DE CONTRATO CAIPIPENDI

MARGARITA HUACAYA, DICIEMBRE DE 2009

La Tabla 2 muestra los datos petrofísicos de la Formación Huamampampa que

fueron obtenidos a partir de los datos aportados por el pozo MGR-X1 y que

permitieron efectuar las estimaciones iniciales de las reservas de hidrocarburos

existentes en este campo.

TABLA 2.- PROPIEDADES PETROFISICAS POR ZONAS

FUENTE: CAMPOS PETROLIFEROS Y GASIFEROS DE BOLIVIA,

MINISTERIO DE HIDROCARBUROS DICIEMBRE 2011

2.2 Pruebas de Interferencia en el Campo Margarita – Huacaya

Con el objeto de determinar la comunicación en la estructura Margarita –

Huacaya, se programo en el año 2009 una prueba de producción DST en el

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pozo HCY – X1 en el reservorio H1b, y se procedió a instalar a principios de

Junio del 2009 sensores (Memory Gauges) de presión y temperatura para

determinar la conectividad con el pozo MGR – X3 a nivel del reservori H1b.

La presión de fondo del reservorio H1b en el pozo HCY – X1 (pozo observador)

fue medida continuamente por los sensores instalados (superior e inferior)

mientras que el pozo se mantenía cerrado. Así mismo, durante el mismo

periodo el pozo MGR – X3 (pozo activo) fue producido, acumulando un volumen

de gas producido de 41,6 billones de pies cúbicos (bcf) provenientes del

reservorio H1b entre mediados de Julio de 2009 y principios de Septiembre de

2011.

Para la determinación de la conectividad del reservorio H1b fueron claves los

datos de presión y producción de los pozos HCY – X1 y MGR – X3

respectivamente. La siguiente grafica muestra que al momento que entro en

producción el pozo MGR – X3 la presión de fondo en el pozo HCY – X1 fue

afectada mostrando una declinación, corroborando la conectividad del

reservorio H1b en Margarita – Huacaya.

Con respecto a los reservorios H1a y H2, no existe en este momento evidencia

alguna que permita indicar que existe la conectividad hidráulica en dichos

reservorios en Margarita - Huacaya, y los departamentos de Tarija y

Chuquisaca.

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GRAFICO 4.- ANALISIS PRUEBA DE INTERFERENCIA

FUENTE: INFORME FINAL DE RESERVORIOS COMPARTIDOS, GAFFNEY & CLINE ASSOCIATES, ABRIL DE 2012

En el grafico que se mostrara a continuación, se puede ver una simulación

inicial de la permeabilidad y porosidad de la formación Huamampampa H1b.

Para esto solo se tomo en cuenta un espesor de 10m, obteniendo una

permeabilidad de 7,5 md y una porosidad del 1,6 %.

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GRAFICO 5.- SIMULACION NUMERICA DE LA FORMACION H1b

FUENTE: CONECTIVIDAD CAMPOS MARGARITA – HUACAYA

REPSOL YPF, DICIEMBRE 2010

3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

3.1 Identificación del Problema

En la naturaleza no existen dos reservorios iguales; por lo tanto es de esperar

que cada reservorio tenga propiedades que lo diferencien individualmente de

otros. Aun mas, estrictamente hablando, no existen reservorios isotrópicos, es

decir las propiedades no permanecen constantes a lo largo de toda la estructura

geológica y también varían con el tiempo.

Hablando más específicamente, los reservorios pertenecientes al Campo

Margarita se caracterizan por ser altamente heterogéneos y mucho más aun el

reservorio Huamampampa H1b, que es el más extenso de los tres

pertenecientes al Campo Margarita – Huacaya; por lo tanto las propiedades

petrofísicas (permeabilidad y porosidad) de la formación variaran a lo largo de

toda la extensión de la Formación Huamampampa H1b, haciendo también que

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el comportamiento del fluido dentro de la misma, varié también en toda la

extensión de la formación.

Los datos obtenidos de porosidad y permeabilidad, fueron obtenidos dentro de

un solo punto a lo largo de toda la formación; ya sea por medio de testigos,

recortes, registros convencionales, pruebas DST (Drill Steam Test) etc.,

dándonos solo una referencia de las propiedades petrofísicas de la formación.

Para poder obtener una perspectiva mucho mas especifica y detallada de las

propiedades petrofísicas dentro de toda la formación y por consiguiente del

comportamiento del fluido dentro de la formación; se utilizan otro tipo de

pruebas que cubren una mayor extensión de reservorio, como por ejemplo las

Pruebas de Interferencia para demostrar la conectividad de los campos

Margarita – Huacaya, realizadas en el periodo 2009 – 2011.

3.2 Formulación del Problema

Los datos de propiedades petrofísicas (permeabilidad y porosidad) obtenidos

de la recolección de recortes, toma de testigos, pruebas DST, etc.; representan

las características de la formación en un radio muy pequeño, considerando la

extensión total de la misma. Esto puede ocasionar muy probablemente un mal

diseño en cuanto al desarrollo del campo; acortando su vida productiva y más

importante aún, no permitiendo una buena recuperación del volumen de

hidrocarburos dentro del yacimiento.

Para evitar lo mencionado anteriormente, es necesario recabar datos

petrofísicos cubriendo un área de reservorio mucho más extensa, utilizando por

ejemplo las Pruebas de Interferencia realizadas en el Campo Margarita –

Huacaya en la Formación Huamampampa H1b.

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4. OBJETIVOS

4.1 Objetivo General

Realizar la caracterización petrofísica de la Formación Huamampampa

H1b, Campo Margarita – Huacaya, mediante datos obtenidos de las

Pruebas de Interferencia realizadas en dicho campo.

4.2 Objetivos Específicos

Investigar las distintas etapas que se deben seguir para realizar la

caracterización petrofísica de un reservorio.

Analizar los datos obtenidos dentro de la Prueba de Interferencia

realizada en Campo Margarita – Huacaya, y aplicarlo al método más

adecuado de todos los investigados.

Realizar un análisis de los componentes del fluido de formación.

Determinar el comportamiento del fluido dentro del reservorio, así

también como sus distintas propiedades.

Realizar una simulación de las propiedades petrofísicas mediante un

software especializado, con todos los datos obtenidos.

5. JUSTIFICACION DEL PROYECTO

5.1 Justificación Técnica

Una caracterización petrofísica apropiada de la Formación Huamampampa

H1b, proporcionara datos sobre las propiedades involucradas, que permitirán

realizar proyectos posteriores de Recuperación Secundaria, Estimulación,

Recuperación Mejorada, etc.; compatibles con el tipo de yacimiento que se

tiene, e incluso podría plantearse un cambio en la estrategia de desarrollo

actual del Campo Margarita – Huacaya.

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5.2 Justificación Económica

Mediante la realización de la caracterización petrofísica de la Formación

Huamampampa H1b, en un futuro se podrá obtener una mejor recuperación de

hidrocarburos, dando así mayores ganancias económicas tanto para la empresa

operadora, las regiones interesadas (Tarija y Chuquisaca) y por consiguiente

para el país.

6. ALCANCE

6.1 Alcance Temporal

La elaboración del proyecto tiene previsto realizarse en un periodo de más o

menos 10 meses a un año, dependiendo de la facilidad con la que se pueda

recabar la información adecuada.

6.2 Alcance Espacial

El Campo Margarita perteneciente al Bloque Caipipendi, se encuentra situado

en el tren estructural conformado por el lineamiento Huacaya – Margarita -

Suaruro, (35 Km. al oeste de Villamontes) dentro del dominio morfogenético

correspondiente al Sub andino Sur de Bolivia, abarcando 30 de km longitud y 9

km de ancho.

6.3 Alcance Temático

Este proyecto, abarcara las ramas de Ingeniería de Reservorios, Geología,

Producción Petrolera y Simulación.



7. CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES

ACTIVIDAD AGO SEP OCT NOV DIC ENR FBR MAR ABR MAY

SEMANA 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4

Titulo del perfil

Antecedentes y introducción

Planteamiento del problema

Objetivos

Marco teórico

alcances y justificaciones

Presentación y Defensa

8. TEMARIO TENTATIVO

1. PERFIL DE PROYECTO DE GRADO

1.1 Introducción

1.2 Antecedentes

1.3 Planteamiento del Problema

1.4 Objetivos

1.5 Justificación del Proyecto

1.6 Alcances

2. MARCO TEORICO

2.1 Definición de las Propiedades Petrofísicas de un Reservorio

2.2 Descripción de los Diferentes Tipos de Estratos Existentes en

una Formación Productora de Hidrocarburos

2.3 Clasificación de Tipos de Reservorios



2.4 Tipos de Pruebas de Interferencia

2.5 Métodos Para la Caracterización Petrofísica de un Reservorio

3. MARCO PRACTICO

4. ANALISIS DE COSTOS

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

9. BIBLIOGRAFIA

Escuela Politécnica Nacional de Bogotá – Caracterización Petrofísica de

un Yacimiento

Instituto Mexicano del Petroleo – Caracterización de Yacimientos

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – Boletín Estadístico Enero

Junio de 2012

Programa de Presupuesto y Trabajo 2012, Área de Contrato Caipipendi,

Campo Margarita.

Informe Final De Reservorios Compartidos, Gaffney & Cline Associates,

Abril De 2012

Repsol YPF – Conectividad Campos Margarita Huacaya, Reservorio

Huamampampa H1b, Diciembre 2010

Campos Petrolíferos Y Gasíferos De Bolivia, Ministerio De

Hidrocarburos Diciembre 2011

Plan de Desarrollo, Área de Contrato Caipipendi Campos Margarita –

Huacaya




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Caracterizacion Petrofisica de Reservorio Naturalmente Fracturado