Saturacion de Agua Aceita y Gas en La Matriz y Fractura
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Estimación de la saturación de aceite residual en el sistema matriz fractura en un yacimiento naturalmente fracturado por aproximaciones de balance de materia
Proyecto Integral Complejo Antonio J. Bermúdez
Noviembre 2012
Ing. Antonio Vázquez Zamora
Contenido
1. Generalidades del Campo Samaria
2. Alcances del proyecto
3. Balance general
4. Estimación de saturaciones actuales
5. Conclusiones
Características del Campo
• Localización 20 Km NW de Villahermosa,
Tabasco
• Inicio de explotación: Junio de 1973
• Tipo de yacimiento: Calizas, dolomías
fracturadas, Tipo
• Área: 75 km2
• Roca: Calizas y dolomías
• Porosidad: 4 – 6 %
• Permeabilidad: 10 – 250 md
• Profundidad: 3,100 – 5,000 m
• Tipo de fluido: Aceite Negro ligero
• Densidad de aceite: 28 - 31 °API
• Presión (kg/cm2):
• Inicial: 533 kg/cm2
• Actual: 140 kg/cm2
• Saturación: 318 kg/cm2
• Temperatura: 125 °C
• Pozos perforados: 206
• Productores: 58
• Cerrados: 62
• En perforación: 2
• Volumen Original:
• Aceite: 3,784 mmb
• Gas : 4,844 mmmpc
• Producción acumulada:
• Aceite: 1,581 mmb
• Gas : 1,996 mmmpc
• Reserva remanente:
• Aceite: 347 mmbls
• Gas : 484 mmmpc
• Factor de recuperación:
Actual Final
• Aceite: 41.7% 50.9 %
• Gas : 41.2% 51.1 %
Cima de la formación KS
0
100
200
300
400
500
600
700
0
50
100
150
200
250
300
350
1973 1977 1981 1985 1989 1993 1997 2001 2005 2009 2013Q
g [m
mp
cd]
Qo
[m
bp
d]
Aceite
Gas
• Producción de hoy:
• Aceite: 26,266 bpd
• Gas : 38.32 mmpcd Histórico de producción Campo
Samaria
Alcances y premisas
• Evaluar vía BDM un rango de saturación de aceite de la matriz en fractura en el YNF del campo Samaria
• Basado en la relación donde la sumatoria de la saturación de fluidos es igual a 1
𝑆𝑜 + 𝑆𝑤 + 𝑆𝑔 = 1
• Los cambios de volúmenes que pasan en matriz-fractura, son iguales a los
cambios que se producen en el sistema total
• No existe flujo cruzado matriz-fractura
Estimación pesimista
• Se utilizó como base un volumen de aceite original de 3,255 mmbls (Oficial 3,784 mmbls) estimado por BDM con un área parcial del campo Samaria
• No se considera efectos de aporte de fluidos provenientes de bloques anexos que propicien una mayor saturación en el medio poroso
• No existe migración de gas libre a estructuras superiores, lo que resulta en un valor relativamente alto para la saturación de gas
• No se reproduce el efecto que pueden tener “ yacimientos compartamentalizados ” como calcarenitas y/o brechas, las cuales proporcionarían una mayor saturación de aceite
Balance general
Columna idealizada
gmV
gfV
omV
ofV
wmV
wfV
Swi Sorg Sg
Swi Sgc So
Sorw Sgc Sw
p
gm
V
V
p
gf
V
V
p
om
V
V
p
of
V
V
p
wm
V
V
p
wf
V
V
+
+
+
+
+
= 1.0
Gas (g)
Aceite (o)
Agua (w)
Volúmenes remanentes Saturaciones
m: matriz f: fractura (Ec-1)
Volúmenes a condiciones de yacimiento ([email protected].)
Balance general
Cambios en los volúmenes de fluidos (matriz/fractura) =
Cambios de volúmenes en el sistema total
p
gsppsi
p
gf
p
gm
V
BRNNGNR
V
V
V
V ])([(
Para Gas:
Para Agua:
p
ewpinywip
p
wf
p
wm
V
WBWWSV
V
V
V
V
Para Aceite:
p
op
p
of
p
om
V
BNN
V
V
V
V
Ec-2 Ec-3 Ec-4
Balance general
Continuación Aceite:
p
op
p
of
p
om
V
BNN
V
V
V
V Ec-4
mtzfract ppp NNN
opfof BNNV fract
Ec-5 Ec-6
Además:
Donde: Npfract, producción acumulada de aceite proveniente de fracturas, @C.S. Npmtz, producción acumulada de aceite proveniente de la matriz, @C.S Nf, Volumen original de aceite en fracturas, @C.S Ec-5 y Ec-6 en Ec-4:
p
opfoppom
p
om
V
BNNBNNNS
V
V fractmtzfract
p
opfom
V
BNNNS
mtz Ec-7
@C.S. : condiciones estándar
Balance general
Continuación Aceite: p
opfom
V
BNNNS
mtz Ec-7
Además:
vNNf *
Donde: v: factor de partición matriz-fractura, vol/vol Ec-8 en Ec-7:
Ec-8
p
opom
V
BNvNS
mtz
1 Ec-9
Estimación de saturaciones actuales
p
gsppsi
p
gf
p
gm
V
BRNNGNR
V
V
V
V ])([(
= 0.246
p
ewpinywip
p
wf
p
wm
V
WBWWSV
V
V
V
V
= 0.418
Gas
Agua
Notar que: Nf=N*v=3,255*0.4= 1,302
Nf < Np (!?)
(1,302 < 1,574 mmbls)
Parámetro Valor Fuente
N, mmbn 3255 BDM Samaria, 2011
Swi, fr 0.188 Eval.Petrof.Sam.CAJB
Vp, mmbls 6306 BDM Samaria, 2011
P yac, Kg/cm2 @ 4200 mbnm 140 Monitoreo Sam.
Np, mmbn 1574 Monitoreo Sam.
Wp, mmbn 100 Monitoreo Sam.
Gp, mmmpcn 2054 Monitoreo Sam.
Winy, mmbn 999 Monitoreo Sam.
Boi, by/bn 1.574 PVT corregido Sam.
Bo, by/bn 1.26 PVT corregido Sam.
Bw,by/bn 1.06 Correlación
Rsi, bn/bn 210 PVT corregido Sam.
Rs, bn/bn 79 PVT corregido Sam.
Bg, by/bn 0.0084 PVT Sam.
v, fac.partc. M/F, vol/vol 0.6/0.4 SNY CAJB
Saturación de aceite
664.0p
wf
p
wm
p
gf
p
gm
V
V
V
V
V
V
V
V
Por lo que:
336.0664.01 p
of
p
om
V
V
V
V
De acuerdo a este cálculo, la suma de saturaciones en matriz y fractura no debe
exceder un 33.6% para satisfacer la condición de Sat=1.0
Y en consecuencia:
Saturación de aceite
Recordando:
p
opom
V
BNvNS
mtz
1 Ec-9
En la Ec-9 el “único” (?) parámetro desconocido es Npmtz. Hagamos un ejercicio de sensibilidad, bajo los siguientes condicionantes: 1. Sabemos que Npmtz+Npfract = 1,574 mmbls.
2. La suma de saturaciones de aceite en matriz y fractura no debe exceder 0.336
Sensibilidades de Npmtz
Sensibilidad Np matriz, mmbn
Sat.aceite matriz,%
Sat.aceite fractura,%
Suma Sat (Mtz+Frct),%
Todo el Np provino de fracturas
0 0.39 -.05 0.336
“Sólo” 1,302 mmbn de fracturas (272 mmbn de matriz; 1,302+272=1,574 mmbn)
272 0.336 0 0.336
Contribución de matriz proporcional a la partición v (1,574*0.6=630 mmbls)
630 0.264 0.071 0.336
Todo el Np provino de la matriz
1574 0.076 0.260 0.336
1 2 3 4
Sensibilidad 1: Físicamente imposible (Sf negativa) Sensibilidad 2: Físicamente imposible (Sf no podría ser cero) Sensibilidad 3: Físicamente posible Sensibilidad 4: Físicamente posible, pero improbable
Conclusiones
• La premisa fundamental de este análisis se basó en considerar que los cambios que suceden en el sistema matriz-fractura son los mismos que suceden a nivel del sistema total (bloque).
• Las soluciones planteadas, demostraron escenarios físicamente imposibles como que todo el aceite haya provenido de fracturas.
• Una saturación de aceite probable para la matriz es de 26.4%, el cual es un valor físicamente posible.