Modelado de Yacimientos

1

MODELADO DE MODELADO DE YACIMIENTOSYACIMIENTOS

VILLAHERMOSA, TAB., MARZO 2005

TTalleraller de Metodologde Metodologíías y Procedimientos para el as y Procedimientos para el Sustento TSustento Téécnico de los Proyectos de Explotacicnico de los Proyectos de Explotacióónn

2

AdministraciAdministracióón de yacimientosn de yacimientosAnálisis de datos, Interpretación

y Estudios TécnicosModelado de yacimientos

Modelo geológico

Simulación de yacimientos

Desarrollo y Optimización de la producción� Identificación de alternativas de desarrollo

y planes de producción� Predecir perfiles de producción y

recuperaciones para cada alternativa� Selección del plan optimo

– Desarrollo– Agotamiento

0

20000

40000

60000

80000

0 5 10 15 20Year

Pro

du

ctio

nR

ate

(ST

BP

D)

OIL

WATER

Gas

Ra

te(M

SC

FP

D)

0

200

400

800

0 5 10 15

Pre

ssur

e(P

SI)

1000

2000

3000

5000

Year

3

CARACTERIZACIÓN y DESCRIPCIÓN DETALLADA DE YACIMIENTOS.

FASE II

REVISIÓN GENERAL Y

RECOLECCIÓN DATOS

MODELO DINÁMICO ESTRATEGIAS DE EXPLOTACIÓN

PEMEX-

•• Definir Modelo Estructural, EstratigrDefinir Modelo Estructural, Estratigrááficofico

SedimentolSedimentolóógicogico, , PetrofPetrofíísicosico

•• Fluidos y Rocas Fluidos y Rocas –– Comportamiento VolumetrComportamiento Volumetrííaa

•• RevisiRevisióón de estudios previosn de estudios previos

•• AnAnáálisis de informacilisis de informacióónn

•• Base de Datos del Proyecto. Base de Datos del Proyecto.

•• InicializaciInicializacióónn

•• Ajuste a historiaAjuste a historia

•• PrediccionesPredicciones

•• Plan de DesarrolloPlan de Desarrollo

Fases Estudio IntegralFases Estudio Integral

4

Análisis de la Cantidad y Calidad de la información general (base de datos)

Caracterización estática del modeloParticipación en la definición del modelo estructural ( esfuerzos regionales y locales) Análisis cualitativo y cuantitativo de registros geofísicos

Distribución y calibración de propiedades petrofisicas

Conocer las incertidumbres del modelo geológicoColaborar en el desarrollo del modelo del fracturamientoPropagación de la incertidumbre del modelo geológico Uso de la interpretación de pruebas presión-producción

Volúmenes estáticos originales

Participación en la definición de los marcadores de la sísmica

Ingeniería de yacimientos Comportamiento presión-producción por campo y pozo.Balance de materia

Mecanismos de producciónCaracterización PVT

El ingeniero de simulaciEl ingeniero de simulacióón debe de participar y/o n debe de participar y/o realizar las siguientes actividadesrealizar las siguientes actividades

5

Caracterización dinámica de las pruebas de presiónEstudios petrofisicosEstudios especialesCaracterización del acuíferoIngeniería de productividadRevisión de historia de eventos en los pozos Análisis de laboratorio de muestras de fluidos producidosCompresibilidades

ProductividadAnálisis nodal Redes superficialesTablas hidráulicas Indices de productividad

Otros análisis (declinación, historia del avance de los contactos de fluidos, etc.)

Ingeniería de yacimientos, cont...

Simulación numéricaImportación del modelo de caracterización estáticaGeneración de la mallaEscalamiento de propiedades

El ingeniero de simulaciEl ingeniero de simulacióón deben debe......

6

Ubicación de pozosHistoria de presión y producciónTerminaciones de pozosReparaciones e intervenciones de pozosDistribución de intervenciones en el tiempo

Volumen dinámico vs estático Compresibilidades

Calibración de propiedades

Acuífero

Especificación de las características del modelo(doble porosidad, doble permeabilidad, tipo de yacimiento, límites de variables, mecanismos de recuperación,etc.)

InicializaciónAnálisis de incertidumbres

RegionalizaciónGeneración de pseudofunciones

Generación de parámetros y propiedades adicionales

Simulación numérica


7

Ajuste de historia

Ajuste a nivel de campo Presión promedioProducción de fluidosMovimiento de los contactos de fluidos (agua-aceite, gas-aceite, etc.)

Ajuste a nivel de pozoPresiónTiempo de surgencia del agua y gasCorte de agua y relación gas aceite

Sensibilidad a parámetros críticos

Optimización de la malla


8

InformaciInformacióónn

En la familia de herramientas diseñadas para ayudar a las compañías petroleras a hacer un uso efectivo de la información costosa y difícil de obtener, la simulación juega un papel clave en hacer sensibilidad de la adquisición de datos obtenidos a través de diferentes experimentos físicos, a diferentes tiempos, a diferentes escalas de espacio.

Los modelos de simulación son herramientas que depende fuertemente de la información de entrada; por lo que se debe de poner énfasis en todo el proceso de toma de información, principalmente en el monitoreo de la producción de fluidos.

9

Flujo de informaciFlujo de informacióónn

10

Modelado o Mapeado de superficies

Construcción de la malla geológica de alta resolución

Tipos de Roca

Modelado Geológico

Creación de malla y reensamblado de mapas

Escalamiento

Modelado Estructural

Modelo de Fracturas 3D

KS1

KS2

KS3

KS4

J SK5

JSK1

JSK2

JSK3

J SK4

JS T1

JS T2

KS5

CRET

ACIC

OS

UPE

RIO

RC

RETA

CIC

OM

EDI

OJ

.S.

TIT

HO

N.

J.S

.K

IMM

.

K M

K I

JS T

JS K

JS O

BTPK S

ESTRAT.PEP

UNIDADESDE FLUJOPEP

ESTRATI GRAFI ASECUENCIAS

ACTUAL

UF-KS 5

UF-KS 4

UF-KS 3

UF-KS 2

UF-K S1

UF-KM 1

UF- KI1

U F-JST3

U F-JST2

U F-JST1

U F-JSK5

U F-JSK4

U F-JSK3

U F-JSK2

UF-JSK1

ES

KS1

KS2

KS3

KS4

JST3

JSK5

JSK1

JSK2

JSK3

JSK4

JST1

JST2

KI1

KI2

KI3

KM1

KM2

KM3

KS5

KI4

KI5

KI6

CRET

ACIC

OS

UPE

RIO

RCR

ET

ACIC

OM

EDI

OCR

ETA

CIC

OIN

FERI

ORJ

.S.

TIT

HO

N.

J.S

.K

IMM

.

KM

KI

JS T

JS K

JS O

BTPK S

ESTRAT.

ES

JS T3

KI1

KI2

KI3

KI4

KI5

CRE

TAC

ICO

INF

ERIO

R

UF- KI6

UF-K I5

UF-K I4

UF- KI3

UF-K I2

KM 1

KM 2

KM 3UF-KM 3

UF-KM 2

KI6

Flujo de trabajo para el modelado del yacimiento

11

Descripción de núcleos Definición de litofacies (LF)•Asociación de facies•Modelo de deposito•Díagénesis (inc. vugulos)

Determinación de los electrofacies(EF) a partir de los registros

•Electrofacies en todos los pozos•Definición de litotipos y extrapolación al campo

Analisis de fracturas•Tipologia de las fracturas•Facies adicionales•Vugulos•Impacto sobre los flujos

Análisis de la data dinámica

•Tendencias a escala del campo•Facies críticos

•Análisis de estratigrafía de secuencia•Arquitectura del yacimiento•Definición y caracterización de LF

Definición de la Estrategia del Modelo

Modelo Geológico 3DMatriz y Fracturas

•Litotipos•PHI•K•Sw

Relación EF - LF

Puntos de control desde los pozos

Matriz vs

Fracturas

ESTRATIGRAFIA DE SECUENCIA Y ESTRATIFICACION

Correlación

•Patrón de apilamiento•Jerarquía de secuencias•Líneas de tiempo vs litoestratigrafía

Petrofísica•Análisis cuantitativa de los registros•Correlación registros/núcleos (CCAL, SCAL)

Sísmica •Pruebas•Estructura –Modelo tectono-sedimentario

CARACTERIZACION DEL YACIMIENTO

CaracterizaciCaracterizacióón n estestááticatica

12

InterpretaciInterpretacióón Estructuraln Estructural

13

Las etapas principales de la caracterización geológica son las siguientes:

- Estratigrafía

- Análisis de las fracturas

- Petrofísica

- Volúmenes

Modelo Modelo GeGeololóógicogico

Cretácico Cretácico

Jurasico1 plano de falla

2 planos de falladistintos

Pozo Pozo

Faults

Pinchouts

Planos distintos de falla.

14

Project Name: BERMUDEZ

Author: SLB_CMN

Map Name: CMN-FAULTMIGRATION

Scale: 700.00 M/CM

Projection: NUTM15

Date: 2002-04-26

Contour Int:

.

1 0 1 2 3

Kilometers

1 0 1 2

Miles

WELL LEGEND

TEMPORAL S/POSIB. DE EXPLOT'NCERRADOS C/POSIB. DE EXPLOT'NPRODUCTORESPOZOS TAPONADOSPROGRAMADOS PARA TAPONAMIENTOINYECTORES-A

SistemaSistema de de FallasFallas

15

AnAnáálisis de la fracturalisis de la fractura

1. Identificación de tipos de fracturas en núcleos

2. Análisis de los registros de imágenes

3. Análisis de los datos de producción

4. Modelo de fracturas

Densidad de fallas/lineamientos

Posición de fallas/lineamientos

16

DescripciDescripcióón de nn de núúcleoscleos

•Los diferentes tipos de objetos observados son:- fracturas tectónicas- cracks- vúgulos

•Los fenómenos de disolución (porosidad) son evidentes en asociación con esos diferentes objetos•La presencia de fracturas podría estar condicionada por la litología (dolomía o caliza),•Posiblemente, mayor densidad de fracturas y microfracturas en el Cretácico que en el Kimmer

Significant Vugs

Intra-ClastMicro-Fractures

FracturesCrossing

Clasts

Large Rangeof Clast Sizes

Macro-Fracture(Notional Example)

1 in.

17

Modelo GeolModelo Geolóógicogico

18

PoblacionPoblacion de la mallade la malla

Una vez que la malla ha sido creada, el paso siguiente es asignar las propiedades de la roca y fluidos del modelo de yacimiento a cada bloque de malla. Poblar la malla con propiedades es otra difícil y tardada tarea. A cada bloque de malla, típicamente de unos cuantos cientos de metros cuadrados arealmente y decenas de metros de espesor, tiene que ser asignado un único valor de cada propiedad del yacimiento, incluyendo permeabilidades relativas, saturaciones, presión, permeabilidad, porosidad, etc

Las mediciones con registros son datos con alta densidad, típicamente cada 15 cm, pero proveen poca información entre pozos. Datos de núcleos pueden proveer valores precisos pero estos representan una parte en 5 billones del volumen del yacimiento. La sísmica cubre el volumen del yacimiento y mas, pero los datos no se pueden trasladar directamente en propiedades de roca y fluidos.

Como unir estos datos tan dispersos en escala? Se requieren de 2 procesos: extrapolar los datos de pozos en el volumen de yacimiento entre pozos, y escalar los datos de escala-fina a una escala de malla de simulación.. @1 Oilfield ReviewSummer 1996.

19

INTERPRETACION CUANTITATIVA

Pozo C D: CRETACICO SUPERIOR

Núcleo 3: KS5-5 muestras diámetro 2.3 cm

Porosidad min 6.1%Porosidad max 14.8%

-2 muestras diámetro completoPorosidad min 13.6%Porosidad max 14.6%

-FITimp 6.4 – 13.6 %-PhiND 8.8 – 16.0 %

Núcleo 4: KS2-7 muestras diámetro 2.3 cm

Porosidad min 0.9%Porosidad max 5.5%

-8 muestras diámetro completoPorosidad min 1.2%Porosidad max 2.2%

-FITimp 1.5 – 9 %-PhiND 1.0 – 7.7 %

-> Alta poro BF ~ núcleos-> Peq.poro BF ~ núcleos

Cientos de metros Cientos de metros vsvs cmcm

20

ROCK ROCK –– TYPING en TYPING en CarbonatosCarbonatos

Determinación de Electrofacies

Extensión de muestrasusando un métodoestadístico (análisisdiscriminante)

NPHI

NPHI

SG

RS

GR

PoblaciPoblacióón de propiedadesn de propiedades

21

P90 6800 P90 4318JURASICO P50 6350 P50 3815

P10 6100 P10 3545

Sin N/G Con N/G


22

•Población de las propiedades petrofisicas a la malla de simulación a partir de una

realización estocástica factible.

•Pseudocurvas de permeabilidades relativas y de presión capilar en el sistema de

porosidad primario (matriz y vúgulos no conectados), que toman en cuenta un cierto

porcentaje de vúgulos no conectados. La asignación de estas curvas se hace para cada

una de las celdas en función del tipo de roca.

•Curvas de permeabilidades relativas como líneas rectas a 45 grados y de presión capilar

igual a cero en el sistema de porosidad secundario (fracturas y vúgulos conectados).

•Tamaños de bloques de matriz en función del tipo de roca y normalizados a los tama ños

obtenidos de pruebas de presión.

•Presiones mínimas de entrada al medio poroso (threshold capillary pressure) en función

del tipo de roca.

•Tortuosidad (Restricción parcial por difusión a los bloques de matriz).

•Coeficientes de difusión para la fase liquida y gaseosa por componente.

•Compresibilidad tablas para los bloques de matriz y las fracturas, de acuerdo al tipo de

roca.

Propiedades de los Modelos. EjemploPropiedades de los Modelos. Ejemplo

23

GeneraciGeneracióón de la mallan de la malla

Crear la malla y asignar propiedades a cada bloque son tareas que llevan tiempo.

Tradicionalmente los bloques de malla de simulación son rectilíneos con la cara superior horizontal y plana en un arreglo llamado de geometría de bloque centrado. Sin embargo esta aproximación no representa fácilmente la complejidad estratigráfica y estructural tales como las fallas no verticales, acuñamientos o superficies de erosión. En la industria se introducido la geometría de punto esquina y mas recientemente las mallas PEBI. @1 Oilfield Review Summer 1996.

24

GeneraciGeneracióón n de mallade malla numnumééricarica

25

- Revisión y análisis de la producción-presión, inyección

- Caracterización dinámica

- Análisis PVT

- Balance de Materia

IngenieriaIngenieria de Yacimientosde Yacimientos

P r o j e c t N a m e : B E R M U D E Z

A u t h o r : S L B _ C M N

M a p N a m e : C M N - F A U L T M I G R A T I O N

Scale : 700.00 M/CM

Pro jec t ion : NUTM15

Date: 2002-04-26

Contour Int:

.

1 0 1 2 3

Kilometers

1 0 1 2Miles

W E L L L E G E N D

T E M P O R A L S / P O S I B . D E E X P L O T ' N

C E R R A D O S C / P O S I B . D E E X P L O T ' NP R O D U C T O R E SP O Z O S T A P O N A D O SP R O G R A M A D O S P A R A T A P O N A M I E N T O

I N Y E C T O R E S - A

2690.0

95.0

100.0

105.0

110.0

115.0

2000 2001 2002 2003 2004 2005

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

MM

pcd

RevisiRevisióón Presin Presióónn--ProducciProduccióónn

27

0

20

40

60

80

100

120

1979 1981 1984 1987 1989 1992 1995 1998 2000 2003

TIEMPO

Qo V

olum

en por D

ía

Qo_Calculado

Qo_Reportado

RevisiRevisióón Presin Presióónn--ProducciProduccióónn

28

ROCK ROCK –– TYPINGTYPING


P R O Y E C T O C A N T A R E L L K r ´ S A G U A - A C E I T E

C R E T A C I C O T I P O 3 M U E S T R A D 4

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

0 0 . 2 0.4 0.6 0 . 8 1 1.2

Sw

Kr's

K r w B 3 ( I M P ) K r O W B 3 ( I M P ) K r w d 4 ( n = 5 ) Kro d4 (n=2)

P R O Y E C T O C A N T A R E L L KR'S GAS-ACEITE

T I P O 3 M U E S T R A D 4

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0 0.1 0.2 0 . 3 0.4 0.5 0.6 0.7 0 . 8 0.9

S G A S

KR

'S

K R G D 4 ( I M P ) KROG D4 ( IMP) Krg D4 (N=2) Krog D4 (N=5)

COMPLEJO CANTARELL

PERM-PORO, CRETACICO

0.1

1

10

100

1000

10000

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25

PORO

1

2

3

PROYECTO CANTARELLPRESION CAPILAR (2) DRENE PRIMARIO,

CRETACICO

0

20

40

60

80

100

120

0 0.1 0.2 0.3 0 . 4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1

S w

Pre

sión

Cap

ilar (

Psi

)

Escalar las propiedades de núcleos y registros a escala de tamaño de malla es aún una tarea con retos. Algunas propiedades como la porosidad se consideran simple de escalar, siguiendo una ley de promedio aritmético. Otras como la permeabilidad relativa son de los problemas mas difíciles de escalar.

29

Complejidad de las rocas de la BrechaComplejidad de las rocas de la Brecha

nn Compleja combinaciCompleja combinacióón de matriz, n de matriz, vvúúgulosgulos y macro/micro fracturas y macro/micro fracturas nn Requiere un acercamiento mas sofisticado comparado con la mayorRequiere un acercamiento mas sofisticado comparado con la mayoríía de a de

los yacimientos fracturadoslos yacimientos fracturados

Example of Breccia FormationCHUC-61 at 4253.65 m

(Macro fracture added for illustration purposes)

Significant Vugs

Intra-ClastMicro-Fractures

FracturesCrossing

Clasts

Large Rangeof Clast Sizes

Macro-Fracture(Notional Example)

1 in.

Modelos MecanísticosEvaluar los procesos fundamentales de recuperación para los yacimientos naturalmente fracturados usando modelos mecanísticos de sencilla- y doble-porosidadSe calculan las eficiencias de desplazamiento, rango de recuperaciones para los procesos de desarrollo propuestos.Desarrollo de pseudofunciones para simular los procesos en modelos de secciones, sectores y campo completo.

30

Modelado de Doble PorosidadModelado de Doble PorosidadCelda de SimulaciónCeldas físicas contienen una red de fracturas

con características de espaciamiento de fracturas = Lx, Ly, Lz

Si Lx, Ly, Lz son más pequeñas que las celdas de simulación entonces la celda de simulación (∆x, ∆y, ∆z), usa el modelo de doble porosidad. Lz – espaciamiento horizontal de la fractura

∆y∆x

∆z

Ly – espaciamiento vertical de la fractura en direccion

Lx – espaciameinto vertical de la fractura en direccion x

Implementación en el SimuladorLa celda de Simulación es representada por 2

nodos: un nodo para la matrix y un nodo para la fractura

Los nodos de Matriz y fracturz están coordinados con el mismo ∆x, ∆y, ∆z, pero contienen diferentes propiedades Nodo de Mattriz

matrix porosity (matrix pore volume)

matrix permeabilitycapillary pressure & relative

permeability curves

Nodeo de Fracturafracture porosityfracture permeability~zero capillary pressure with

stick relative permeability curves

∆x

∆x

∆y

∆y

∆z

∆z

Flujo Matriz-FracturaBased on Warren-Root and Rossen-Shenapproaches

Shape factorPseudo-capillary pressure

Modelos de porosidadDiscreta y Dual

ModelosNaturalmente Fracturados

31

Modelo de SimulaciModelo de Simulacióón Numn Numéérica de Yacimientosrica de Yacimientos

• Los modelos geológico y de simulación son los receptores del conocimiento del yacimiento

ModeloGeológico

Modelo de Simulación

Escalamiento

Retroalimentación

GORGOR

Phase BehaviorPhase Behavior

Oil RateOil Rate

RelativeRelativePermeabilityPermeability

32

InicializaciInicializacióón del modelon del modelo

Aún con el mejor modelo posible, las incertidumbres continúan. Una de los mayores trabajos de simulación es evaluar las implicaciones de las incertidumbres en el modelo estático del yacimiento. Algunas veces la incertidumbre o errores son debidas a la baja calidad de los datos. Otra fuente de error es debida a que los experimentos de laboratorio, registros e información geofísica no pueden medir directamente la propiedad de interés o a la escala correcta; y algunas otras propiedades son medidas y transformadas para reducir incertidumbres.

Una forma de reducir la incertidumbre es exponer las inconsistencias de las propiedades del modelo de yacimiento antes de realizar simulación. Una corrida de simulación por si misma puede ayudar a reducir las incertidumbres.

Fuera de la industria de petróleo, los simuladores son usados para determinar la reacción de un ambiente conocido a perturbaciones aplicadas externamente. Un ejemplo es un simulador de vuelo para probar las variaciones de las condiciones de visibilidad. Caso contrario en ingeniería de yacimientos; y aunque un ambiente del yacimiento es grandemente desconocido los simuladores pueden ayudar a mejorar la descripción.

.

. @1 Oilfield Review Summer 1996.

33

Lz=2 ft

MatrizSg = 0

FracturaSgf = 1

Lz=2 ft

MatrizSg = 0

FracturaSgf = 1

Modelo Modelo MecanMecaníísticostico

Modelo de un solo bloque Apilamiento de bloquesde matriz de matriz

34

Modelo Sectorial 3DModelo Sectorial 3D

35

Sensibilidad a las Curvas de KrPc

36

Case11Case2

So mat @ T=o So mat @ T=o

So fis @ T=8735 DíasSo fis @ T=8735 Días


37

Case5 avance del contacto Gas-AceiteCase2 avance del contacto Gas-Aceite


38

Case6 avance del contacto Gas-AceiteCase2 avance del contacto Gas-Aceite

Sensibilidad al Sensibilidad al TresholdTreshold PressurePressure

39

Case2Tortuosidad= 3

Case10Tortuosidad= 6

Case9Tortuosidad= 1

Sensibilidad a la TortuosidadSensibilidad a la Tortuosidad

40

Estrategia para el ajuste de historiaEstrategia para el ajuste de historia

Gran escala

Escala de

campo

Escala de

pozo

History Matching Stage Main Parameters Supplemental Tools

Match overall field average pressure vs. time

- Aquifer size and transmissibility- Formation compressibility- Macro system permeability- Total OOIP- Total Voidage

- Material balance (MBAL) models and spreadsheets

Match OWC movement by field and further refinement of pressure match

- Macro system porosity- Matrix recovery (Imbibition Pc, matrix-fracture transfer functions, matrix perm, matrix vertical capillary continuity, block height)- Macro recovery (Endpoint of the macro relative permeability curves)

- Matrix-fracture transfer models- Column (stacked cube) model- Material balance (MBAL) models and spreadsheets

Match general gas cap volume - Macro system permeability- PVT Tables

General match of individual well water arrival dates

- Macro permeability (vertical direction)- Gridding (areal grid refinement and model layering)

- Individual well models

General match of watercut and GOR trends in individual wells

- Macro system permeability - Macro system porosity- Gridding (areal grid refinement and model layering)

- Individual well models

La escala del modelo depende del proceso dde ajuste de historia en que se encuentre

El Modelo de gran escala es para ajustar los parámetros gruesosEl Modelo se va convirtiendo a escals mas pequeñas para ajustar información

con mas detalleLa información burda debe ser ajustada antes de moverse a los detalles

41

Ajuste de historia. Nivel campoAjuste de historia. Nivel campo

42

Ajuste de historia. Movimiento de ContactosAjuste de historia. Movimiento de Contactos

43

3000

3100

3200

3300

3400

3500

3600

3700

3800

3900

Jan-78 Jan-80 Jan-82 Jan-84 Jan-86 Jan-88 Jan-90 Jan-92 Jan-94 Jan-96 Jan-98 Jan-00 Jan-02 Jan-04

Date

OALA-Presíon

WAHA-Presíon

WAHA-OH-Registro

OWC-OH-Registro

1st. Water (Brec)

F 55 K

15A

197

59

39A

198

21

5713

79

176A

108

61 128

47

35

37

106

178

Tendencia de aparición del aguade los pozos de la plataforma F

CAA estimado al (1/04)

CAA Original ~ 3,810 m

178

59

1315A

79

1721

5

1939A

7

198

49

116

Tendencia de aparición del aguade los pozos de la plataforma G

Rango de profundidad en el cualse puede localizar el contacto

3) Plot OWC depth vs. Date and Compare with Well-by-Well Review Learnings

Movimiento del contacto agua Movimiento del contacto agua --aceite aceite AreaArea SuresteSureste

44

3000

3100

3200

3300

3400

3500

3600

3700

3800

3900

Jan-78 Jan-80 Jan-82 Jan-84 Jan-86 Jan-88 Jan-90 Jan-92 Jan-94 Jan-96 Jan-98 Jan-00 Jan-02 Jan-04

Date

OALA-Presíon

WAHA-Presíon

WAHA-OH-Registro

OWC-OH-Registro

1st. Water (Brec)

F 55 K

15A

197

59

39A

198

21

5713

79

176A

108

61 128

47

35

37

106

178

CAA estimado al (1/04)

CAA Original ~ 3,810 m

178

59

13

15A

79

1721

5

1939A

7

198

49

116

Movimiento del contacto agua Movimiento del contacto agua --aceite aceite AreaArea SuresteSuresteOWC within expected window. Movement stops in 2001, consistent with field performance

G5C_HM2: 10.2 ABK E Obs Mid

G5B_HM1: 10.2 ABK E Obs Mid

Sensitivity Case - Model G5B (grid based % macro)

Model G5C

45

Abkatun WellsABK-91A = Active Wells

~200 m differencia en el

área SE

Buen ajuste en las áreas NW y

SW

Movimiento del contacto agua Movimiento del contacto agua --aceiteaceite

CAA a 3300 metros BNM (promedio de

CAA asumido en la revisión pozo a

pozo)

No existen datos en esta área, pero de la revisión de

pozos indican que el contacto

debe profundizarse hacia esta área

CAA al final del ajuste de historia

46

Ajuste de historia. Nivel pozoAjuste de historia. Nivel pozo

47

PronPronóósticossticos

Durante la preparación de los pronósticos:

•Posición de pozos (i,j)

•Terminaciones abiertas de cada pozo y correlación a profundidad.

•Opciones especiales al nivel de pozo:

vCálculo de Pwf implícito

vControl de producción únicamente por aceite y no por líquido.

vUso de pseudocurvas para evitar la producción prematura de gas y/o agua.

vMultiplicadores del índice de productividad.

•Identificación de zonas y pozos “problemas” para ajuste de historia.

•Identificación de actividades inmediatas a realizar en el campo (perforación y/o reparación de pozos).

48

Condiciones de operación actual y futura del campo (sistema de producción, baterías, presiones, restricciones al flujo –gas, agua y aceite-, etc).

•Corrida inicial a “cero gasto” por 25 años.

• Identificación de actividades inmediatas a realizar en el campo (perforación y/o reparación de pozos). Inclusión en el archivo Schedule.

• Tablas hidráulicas actualizadas (considerando actividades a futuro en pozos y operación superficial).

• Calibración de tablas hidráulicas.


49

9 5/8 7

5 1/2 7

PronPronóósticos. Tablas hidrsticos. Tablas hidrááulicasulicas

50


51

PronPronóósticossticos. Fen. Fenóómenos no predeciblesmenos no predecibles

Fenómenos que aún resultan difíciles de predecir:

ØCanalizaciones por fracturas de alta conductividad.

ØCanalizaciones por detrás de las tuberías.

ØFallas conductivas.

ØDepositación de asfaltenos y/o finos.

52

0 . 3

0 . 7

0 0 . 1 0 . 2 0 . 3 0 . 4 0 . 5 0 . 6 0 . 7 0 . 8 0 . 9 1

RRelacielacióónn IInformacinformacióónn--HHerramientaerramienta--CCostoosto

0

0 . 1

0 . 2

0 . 4

0 . 5

0 . 6

0 . 8

0 . 9

1

CALIDAD EN PRONÓSTICOS

DE

CL

BA

L-M

AT

SN

Y

CO

ST

O

CALIDAD Y CANTIDAD DE

INFORMACI ÓN

53

Condiciones de medición inestable 1998, Qo=13700 BPD, 21.5 Kg/cm2, PPR= 175.4 Kg/cm2

Condiciones de operación 2002, Qo=31450 BPD, 13.7 Kg/cm2, PPR=171.14 Kg/cm2

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

1500 2000 2500 3000 3500 4000PRESIÓN

Np

/N

1 5 0 0

2 0 0 0

2 5 0 0

3 0 0 0

3 5 0 0

4 0 0 0

28856 29856 30856 31856 32856 33856 34856 35856 36856 37856

Vp, Vo movil

PR

OF

0

10000

2 0 0 0 0

3 0 0 0 0

4 0 0 0 0

5 0 0 0 0

6 0 0 0 0

7 0 0 0 0

8 0 0 0 0

0 1000 2 0 0 0 3 0 0 0 4 0 0 0 5 0 0 0 6 0 0 0 7 0 0 0 8 0 0 0 9 0 0 0 1 0 0 0 0

TIEMPOG

AS

TO

MMetodologetodologííaa AActivoctivo CCantarellantarellYacimiento Yacimiento BajosaturadoBajosaturado

PwhFwGas Lift

Relación de vaciamiento

Avance de contactos

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Ejemplo Campo sin desarrolloEjemplo Campo sin desarrollo

KMCAA : -3750 mvbnm

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Lo que es y no es la simulaciLo que es y no es la simulacióón numn numéérica de rica de yacimientos. Lo que debe esperarse o no de la SNYyacimientos. Lo que debe esperarse o no de la SNY

Aún con los avances de hardware y software no se puede tener pronósticos precisos por pozo y a su vez en tiempo. Para realizarlos es necesario tener celdas de simulación de máximo un metro en dirección vertical y pasos de tiempo máximo de 5 a 10 días; con lo que el tiempo de computo se vuelve impráctico. Por lo que es otra herramienta útil para la administración general de yacimientos; no para la operación diaria.

Es una herramienta que depende fuertemente de la información de entrada; por lo que se debe de poner énfasis en todo el proceso de toma de información, principalmente en el monitoreo de la producción de fluidos.

La simulación es una de las pocas herramientas disponibles para entender los cambios que un yacimiento experimenta a través de su vida. Usado en conjunto con otras mediciones, la simulación refuerza las conclusiones basadas en otros métodos y da un mayor grado de confidencia en nuestro entendimiento del yacimiento.

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Lo que es y no es la simulaciLo que es y no es la simulacióón numn numéérica de rica de yacimientos. Lo que debe esperarse o no de la SNYyacimientos. Lo que debe esperarse o no de la SNY

Algunas veces no se cumplen los pronósticos por factores externos a los mismos: fechas de obras, ritmos de explotación diferentes a lo propuesto, etc. Y muchas otras por manipulación de los resultados.

El modelo de evaluación por unidades de inversión es acertado cuando el comportamiento de éstas es bien conocido y/o las incertidumbres pueden ser controladas.

La mayor validez de los pronósticos son en el corto tiempo, por lo que es necesario reevaluarlos y actualizarlos períodicamente .

Es necesario cambiar de tener un pronóstico determinístico (único) a tener un rango de posibles respuestas del yacimiento.

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GERENCIA DE EXPLOTACIGERENCIA DE EXPLOTACIÓÓN DE YACIMIENTOSN DE YACIMIENTOS

Participación en Estudios Integrales y/o Simulación Numérica:

ØEstudio S2 del Complejo Cantarell

ØEstudio S1 del Complejo Cantarell

ØEstudio del Complejo Abkatun-Pol-Chuc

ØEstudio de Simulación del Campo Jujo-Tecominoacán

ØEstudio Integral del Complejo Ku-Maloob-Zaap

ØParticipación en el Proyecto Cantarell

ØProyecto Costero

ØProyecto Lankahuasa

Subgerencia de Modelado de YacimientosSubgerencia de Modelado de Yacimientos

qM.I. Agustín Galindo Nava (Lider Red de Simulación Numérica de Yacimientos)

qM.I. Oscar Morán Ochoa

qM.I. Ricardo Ortega Galindo

N

Simuladores comerciales que se manejan:

Athos Familia de ECLIPSE

Merlin SIMPUMAFRAC

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CapabilitiesCapabilities forfor Use in Use in ModelingModeling ofof APCAPC

Discrete and Dual-Porosity Models

Naturally Fractured ModelsUnstructured Gridding

Integrated Facilities

Faults

Pinchouts

Grid to Wells

Grid to Regions

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Modelo estáticoModelo dinámico

Ingeniería de yacimientos

PetroWorks EasyTrace GeoSim

GeoSurfOpenWorks DB Z-map

Base dedatos

Heresim

SimUpSimGrid Athos

Saphir

OFM DB

Fraca

Base dedatos

PVTPackage

Base de datos

Base dedatos

MBalProsper

SeisWorks

StratWorks

Petrofisica

Geología

Ingeniería de yacimientos

HerramientasSimGrid

Beicip-IFP software

Simview

Isatis

Estudio Integral Cantarell S2Objetivo

61

Modelo de fallas Modelo de fallas subsismicassubsismicas

Densidad de fallas/lineamientos

Posición de fallas/lineamientos

FRACA

Modelado de Yacimientos

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