Resumen de Simulación analítica en reservorios compartimentalizados para realizar predicciones y evaluar el potencial y rentabilidad de proyectos de perforación infill y de inyección de agua
César Calle Mondragón, Danilo Arcentales Bastidas
- español
La simulación analítica revela múltiples aspectos ligados a la complejidad dinámica del yacimiento, así como la variabilidad de los parámetros de entrada-salida ligados a los datos de fluidos y a las permeabilidades relativas (Donohue et al., 1995; Houck & Cooley, 1983). El modelo analítico proporciona estimaciones de la producción y la energía del yacimiento a partir de proyectos de perforación infill y de modelos de recuperación secundaria con menor incertidumbre. El balance de materiales se aplicó a un bloque estructural visualizado como un “tanque”, representado como un yacimiento compartimentalizado con conducción de gas en solución. El área de estudio es un bloque estructural de 135 acres ubicado en el noroeste de Perú, es un reservorio volumétrico impulsado por gas de solución, que está agotado por 11 pozos productores. El modelo se realizó con el ajuste histórico de los datos de producción y presiones, luego se obtuvieron predicciones con la perforación de cinco pozos infill y la aplicación de un proyecto de inyección de agua. Los resultados arrojaron que para el bloque compartimentalizado del estudio sólo 3 pozos son el número óptimo de pozos de infill con un incremento individual de 52 miles de barrilles de petróleo (MBO) de reservas (encima del punto de equilibrio 46 MBO) con una inversión total de 1,8 millones de dólares por los 3 pozos, alcanzando una rentabilidad total de 2,24 millones de dólares. Además, con un proyecto de inyección de agua se consigue un mantenimiento de la presión y unas reservas incrementales de 147 MBO con una inversión de 2 millones de dólares, alcanzando una rentabilidad de 2,105 millones de dólares.
- English
Analytical simulation reveals multiple aspects of reservoir dynamic complexity, as well as variability of input-output parameters linked to fluid data and relative permeabilities (Donohue et al., 1995; Houck & Cooley, 1983). The analytical model provides estimates of reservoir production and energy from infill drilling projects and secondary recovery models with lower uncertainty. The material balance was applied to a structural block visualized as a “tank”, represented as a compartmentalized reservoir with gas-in-solution conduction. The study area is a 135-acre structural block located in northwestern Peru, is a solution gas driven volumetric reservoir, which is depleted by 11 producing wells. The model was performed with the historical fitting of production data and pressures, then predictions were obtained with the drilling of five infill wells and the application of a water injection project. The results showed that for the compartmentalized block of the study only 3 wells are the optimal number of infill wells with an individual increase of 52 thousand barrels of oil (MBO) of reserves (above breakeven 46 MBO) with a total investment of 1.8 million USD for the 3 wells, reaching a total profitability of 2.24 million USD. In addition, a water injection project achieves pressure maintenance and incremental reserves of 147 MBO with an investment of 2 million USD, achieving a profitability of 2.105 million USD.
