Campo 7

PresentaVerónica González Pérez

Contenido

0 Introducción

0 Propiedades de los fluidos

0 Comportamiento Histórico del Campo

0 Caracterización por PVP

Introducción

0 Las pruebas de presión son utilizadas para proveer lainformación que nos proporcionan las característicasdel yacimiento, tales como la permeabilidad, lacompresibilidad, la posición de fronteras y fallas,prediciendo el desempeño del mismo ydiagnosticando el daño que este pueda tener.

0 Una prueba de presión es la única manera de obtenerinformación sobre el comportamiento dinámico delyacimiento.

Configuración Estructural (cima KM) CAMPO 7

8

101

54

52A

52

42

42D30

2220 20A

11

13

33361

43

25

35

37

17

11571045

105757

55A53

34151

213

215

31

21

23

55

47

40

5

1006

90

1073

87

C-77

73

4

4D1

7

72308

6462

62A

32260D

60

302 61D

61

323

65

63A1063 63

3031002

301

11901001

10041003

3

6

321

1D

2

1038

103 95

1090

82

75

4150

1035

45

85

3500

3500

3800

4000

3700

3600

4000

4500

4000

3700

3700

3700

SAL

4200

4400

CAAA 4000

-3400

-3800

-4200

-4600

-5400

-5000

POZO PRODUCTOR DEACEITE

TAPONADO

LOCALIZACIÓN

INYECTOR DE AGUA RESIDUAL

PROG. TAPONAMIENTO

TEMPORALMENTE SIN POSIBILIDADESDE EXPLOTACION

CON POSIBILIDADESDE EXPLOTACION

CONTACTO ORIGINAL A-A

CONTACTO ACTUAL A-A

115 C-107S I M B O L O G I A

Pozos a evaluar: Pozos:• 85• 87• 75• 73• 301• 1063• 1073• 63• 63A• 303• 321• 323• 65• C-77• 47• 55• 55A• 57• 1057• 53• 1045

Propiedades de los Fluidos

Descripción de las características del campo 7

Tipo de fluido: Volatile Oil

Densidad de aceite: 30 – 40 °API

RGA: 280-321 m3/m3

Presiones (kg/cm2):

Inicial: 446

Saturación: 314

Actual: 271

Temperatura(°C): 124

Petrofísicas Tipos de fluido y condiciones

Volumen original:

Calcarena: Ac @ CY: 357.29 mmbld

Ac @ CS: 188.00 mmbls

Gas @ CS: 381.05 mmmpc

Dolomia: Ac @ CY : 3573.09 mmbls

Ac @ CS : 1880.57 mmbls

Gas @ CS : 4223.46 mmmpc

Producción acumulada:

Aceite: 347.59 MMB

GAS: 0.000678 MMMPC

Agua: 8.35755 MMN

Factor de recuperación de aceite:

Aceite: % 16.8

Tipo de yacimiento: Bajo Saturado

Roca: Calcarena – Dolomía (KM)

Porosidad: 0.23

Permeabilidad: -

Prof. muestro: 3400 - 4400mbmr

Contacto:

- Cretácico medio / Dolomía

- Jurásico superior

Reservas y factor de recuperación

Propiedades de los Fluidos del Campo 7

Estudios PVT del campo 7

Pozo 1 2:I 40 45 53 60

Fecha del muestreo Junio-29-1972 Oct-2-1974 Abril-2-1975 Sep-10-1975 Agos-15-1974 Enero-18-1974

Tipo de fluido Volátil Volátil Volátil Volátil Volátil Volátil

Intervalo productor

[m]----

4284-4300

taponeado---- ---- 3650-3750 ---

Pws @ NMD

[kg/cm2]*446 343.4 446.6 434.1 426.8 436.4

Temperatura @

NMD [°C]121 129 131 130 124 127

P. saturación/P.

rocío [kg/cm2]313 301.7 315.4 315 318.5 317.9

°API --- --- --- ---- ---- ----

Densidad del aceite

@Psat[gr/cm3]--- 0.531 0.5365 ---- ---- ----

Bo @ Psat [m3/m3] 2.2570 2.4219 2.3929 2.3429 2.2522 2.4690

mo @ Psat (cp) 0.2100 0.1991 0.2048 0.2095 ---- 0.2899

RGA (m3/m3) 366 390.5 386.7 378.3 373.7 404.9

Análisis de la salinidad del agua producida.

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

0

20

40

60

80

100

120

01-ene-09 01-jun-09 01-nov-09 01-abr-10 01-sep-10 01-feb-11 01-jul-11

% A

gu

a

Campo

% agua

Salinidad

Comportamiento Histórico del Campo

Intervalo probado

Pozo 65 Dolomia

Np [MMBLS] 11.832

Gp [MMMPC] 2.3895E-

05

Wp [MMBLS] 1.0465

Intervalo

(m) (m)

3531-3540 3555-3561

Producción

[bpd]

Inicio Fin

46 1314

nov-74 jul-82

446 81.77

may-94 may-07

RGA [m3/m3] fw [%]

Inicio Fin Inicio Final

300 662 0 86.33

nov-74 jul-82 nov-74 jul-82

481 368 1.49 86.326

may-94 may-07 may-94 may-07

Comportamiento de Producción

0

3

6

9

12

0

1500

3000

4500

6000

11-jun.-68 28-ago.-76 14-nov.-84 31-ene.-93 19-abr.-01 06-jul.-09

Qo Qo (bpd)

Np (mmbls)

0

4

8

12

16

20

24

0

4

8

12

16

20

08-mar.-71 06-oct.-80 07-may.-90 06-dic.-99 06-jul.-09 04-feb.-19

Qg

Qg (mmpcd)

Gp (mmmpc)

0

20

40

60

80

100

0

250

500

750

1000

1250

1500

11-jun.-68 28-ago.-76 14-nov.-84 31-ene.-93 19-abr.-01 06-jul.-09

RG

A RGA (m3/m3)

Fw (%)

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

0

100

200

300

400

500

600

11-jun.-68 25-may.-79 07-may.-90 19-abr.-01 01-abr.-12

Qw Qw (bpd)

Wp (mmbls)

Comportamiento de producción del campo

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

11-jun.-68 02-dic.-7325-may.-7914-nov.-8407-may.-9028-oct.-9519-abr.-0110-oct.-0601-abr.-1222-sep.-17

Millo

ne

s

Qo

(m

bp

d) M

illa

res

Qo (bpd)

Np (mmbls)

0.00000

0.00010

0.00020

0.00030

0.00040

0.00050

0.00060

0.00070

0.000

0.002

0.004

0.006

0.008

11-jun.-68 18-feb.-82 28-oct.-95 06-jul.-09 15-mar.-23

Mile

s d

e m

illo

ne

s

Qg

(m

mp

vd

)

Millo

ne

s

Qg (mmpcd)

Gp (mmmpc)

-2.0

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

0

100

200

300

400

500

600

11-jun.-68 02-dic.-73 25-may.-79 14-nov.-84 07-may.-90 28-oct.-95 19-abr.-01 10-oct.-06 01-abr.-12

Millo

ne

s

Qw

(m

bp

d)

Milla

res

Qw (bpd)

Wp (mmbls)

NP

GP

WP

Comportamiento histórico de presión del campo PVT Pozo 2:I

PVT Pozo 2I

Presión Densidad

380 0.554

360 0.55

340 0.544

300 0.535

280 0.554

260 0.572

220 0.6

180 0.62

140 0.64

100 0.66

80 0.6702

40 0.6902

20 0.708

2 0.74

0 0.768

y = -0.0007x + 0.7343

0.5

0.6

0.7

0.8

0 200 400

De

nsid

ad

Presión

Saturado

Lineal (Saturado)

y = 0.0002x + 0.4609

0.5

0.6

0.7

0.8

0 100 200 300 400

De

nsid

ad

Presión

Bajo Saturado

Lineal (Bajo

Saturado)

Para el calculo del gradiente del yacimiento a la fecha exacta de la ultima presión de estación y el NMD.

Datos sin filtrar

Con nuestro PVT calculamos el gradiente del pozo y la densidad.

Después se lleva la presión al NMD PNMD= PE+(Prof. NMD-Prof Est)*Grad Pozo

Con la profundidad del plano de referencia calculamos el gradiente y la densidad del yacimiento

Calculo de la presión al Plano de referenciaPPR= PNMD+(Prof al PR-Prof NM)*Grad Yac.

Datos sin filtrar

0.00

100.00

200.00

300.00

400.00

500.00

600.00

11/06/68 18/02/82 28/10/95 6/07/09

Pre

sió

n (

PR

ef)

Comportamiento de Presión

Pozo 11

Pozo 13

Pozo 17

Pozo 21

Pozo 23

Pozo 25

0.00

200.00

400.00

600.00

800.00

11/06/68 11/12/79 11/06/91 10/12/02 10/06/14

Pre

sio

n

Historico de Campo

Presión de campo

Datos Filtrados

y = -7E-07x2 + 0.0375x - 130.63

0.00

200.00

400.00

600.00

800.00

11/06/68 06/10/80 31/01/93 28/05/05 22/09/17

Pre

sio

n

Historico de Campo

Presión de campo

0.00

200.00

400.00

600.00

800.00

11/06/68 2/12/73 25/05/79 14/11/84 7/05/90 28/10/95 19/04/01 10/10/06 1/04/12 22/09/17

Pre

sió

n (

PR

ef)

Comportamiento de Presión

Pozo 11

Pozo 13

Pozo 17

Pozo 21

Pozo 23

Pozo 25

Mecanismo de empuje

0.50

0.55

0.60

0.65

0.70

0.75

0.80

0.85

0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12 0.14 0.16 0.18 0.20

P/P

i

Np/N

Mecanismo de empuje

Casquete de gas

Secciones

Caracterización por PVP

Análisis del pozo 65Pozo 65 Prueba 1

Datos Referencia

rw 3.1875in Estado Mecánico Pozo 75

h 15 mConfiguración

estructural

Ø 0.23% Prom. Reg. P-1003

Bo 2.2522m3/m3 PVT P-53

µo 0.230209 cp Calculada

ct 1.04462 E-4 Calculada

T yac. 125 C° Archivo de presiones

P yac. 3337 psi PVP del pozo

RGA 321 m3/m3 PVP del pozo

Qo 429 m3/dia PVP del pozo

La Prueba 1 del pozo 65 se realizó 25–Agosto–1977, a las 16:10pm. se observa quees una C.I la cual se pudo analizar yobtuvimos los siguientes resultados:

Ajustando el modelo

Resultados de la PVP Pozo 65

El modelo por el cual se nos ajusta la prueba es el siguiente:Pozo: Almacenamiento y dañoYacimiento: HomogéneaFallas: Rectangular

Se ajustó de esa manera puesto que la pendiente que corresponde a menos uno no se pudo señalar en el programa, podemos decir que el pozo no presenta daño, tiene una permeabilidad buena y una frontera a presión constante.