10/10/2014 1 ASOCIACIÓN REGIONAL DE EMPRESAS DEL SECTOR PETRÓLEO, GAS Y BIOCOMBUSTIBLES EN LATINOAMÉRICA Y EL CARIBE Aplicación de Vaciamientos y Factores de Reemplazo en la Optimización de la Explotación de Campos Maduros – Caso histórico del Complejo A . J. Bermúdez Rogelio Hernández Sánchez Jose Garcia Urgell PEP (Pemex Exploración y Producción) 86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) “Gestión de Reservorios” 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina 86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina Contenido I. Generalidades del proyecto CAJB II. Flujo de trabajo III. Vaciamiento y factor de reemplazo IV. Conclusiones y recomendaciones 2
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Contenido - CLKmedia.arpel2011.clk.com.uy/Rane/6/17RHernandez.pdf• Densidad de aceite: 28 -31 °API ... • Temperatura: 125 °C ... de escombros y por lo tanto, propiedades petrofísicas
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ASOCIACIÓN REGIONAL DE EMPRESAS DELSECTOR PETRÓLEO, GAS Y BIOCOMBUSTIBLES
EN LATINOAMÉRICA Y EL CARIBE
Aplicación de Vaciamientos y Factores de Reemplazo enla Optimización de la Explotación de Campos Maduros –Caso histórico del Complejo A . J. Bermúdez
Rogelio Hernández Sánchez
Jose Garcia Urgell
PEP (Pemex Exploración y Producción)
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) “Gestión de Reservorios”
6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Contenido
I. Generalidades del proyecto CAJB
II. Flujo de trabajo
III. Vaciamiento y factor de reemplazo
IV. Conclusiones y recomendaciones
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86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Antecedentes Complejo Antonio J. Bermúdez
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• Localización 20 Km NW de Villahermosa,
Tabasco
• Campos: Samaria, Íride, Cunduacán, Oxiacaque
y Platanal
• Inicio de explotación: Junio de 1973
• Tipo de yacimiento: Calizas, y dolomías
fracturadas
• Área: 200.2 km2
• 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
• Saturación: 318 kg/cm2
• Actual: 130 kg/cm2
• Temperatura: 125 °C
• Pozos perforados: 394
• Productores: 111
• Cerrados: 148
• Volumen Original:
• Aceite: 8,271 mmb
• Gas : 10,440 mmmpc
• Producción acumulada:
• Aceite: 2,869 mmb
• Gas : 4,399 mmmpc
• Reserva remanente:
• Aceite: 886 mmbls
• Gas : 1,837 mmmpc
• Factor de recuperación:
Actual Final
• Aceite: 34.3% 44.7 %
• Gas : 40.7% 57.7 %
Producción de hidrocarburos
Mesozoico
REGIONSUR
QO=45.24 bpd
QO=185 mmpcd
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Columna estratigráfica tipo
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KS - Mayormente formado porsedimentos de cuenca con algunos flujosde escombros y por lo tanto,propiedades petrofísicas de menorcalidad (Cunduacán y Oxiacaque).Presenta casquete de gas.
KM - Mejor tipo y calidad de roca, portratarse mayormente de sedimentos deplataforma, que cubre todo el CampoSamaria y parte sur de Íride.
KI - Sedimentos de cuenca con algunosflujos de escombros al norte y al sur. Laroca no tiene valores altos de porosidady permeabilidad, sin embargo el altogrado de fracturamiento contribuye a laproducción.
JST - Roca generadora, principalmentecompacta por tratarse de sedimentos decuenca. Cuando se encuentra raramentefracturada hacia la cima es productor dehidrocarburos.
JSK - Solo se conoce en los Campos Íride,Cunduacán y Oxiacaque, siendoproductor en estos dos últimos campos,donde se encuentra dolomitizado yfracturado.
KS
KM
KI
JST
JSK
GR ILD
318
313
90
31
253
KS
KM
KI
JST
JSK
JSO
SAMARIA CUN-IRIDE-OXIAC.-PLAT
SAMARIA CUN-IRIDE-OXIAC. -PLAT
CUENCA
CUENCA
RAMPA EXTERNA-CUENCA
AMBIENTES SEDIMENTARIOS
RAMPA EXTERNA-CUENCA
RAMPA INTERNA (PLANICIE DE MAREA)
NM
NM
NM
NM
NM
SAMARIA-CUN-IRIDE-OXIAC.
CUN-IRIDE-OXIAC.
CUN-IRIDE-OXIAC.
PLAT
PLAT
Np, MMBLS @ Septiembre 2014
652
1,145
921
79
66
6
2,869
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86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina
Generalidades
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Etapa 1 (1973-1979)Desarrollo inicialProducción máxima 693 mbpdInició inyección de agua
Etapa 2 (1980-1983)Formación del casquete de gasFuerte declinaciónInyección de agua de 460 mbpd
Etapa 3 (1984-1994)Plataforma de producción en 150 mbpd hasta finales de 1992
Etapa 4 (1995-2001)2da Etapa de desarrolloImplementación del bombeo neumático profundo
Etapa 6 (2006-2011) Mtto. de PresiónInyección gas 60 mmpcd (Nov-06)Inyección N2 190 mmpcd (Jul-08)Inyección de agua 100 mbpdReinyección gas contaminado con N260 mmpcd (Jul-09)
1 2 3
4
5 6
Iny. Agua Iny. GHA
Iny. N2
Comportamiento de la presión del yacimiento
Iny. Gas + N2
Comportamiento de la producción del yacimiento
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Producción
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Producción CAJB
Máxima producción
Qo (mbpd): 693 (Feb 79)
Qg (mmpcd): 745 (Feb 79)
Producción acumulada
Np (mmb): 2,869
Gp (mmmpc): 4,381
Factor de recuperación actual
FR aceite (%): 34.42
FR gas (%): 40.7
Campo # Pozos Qo [bpd] Qg [mmpcd]
Fw [%]
Samaria 53 23,231 44.04 46.3
Íride 31 12,613 104.8 33.3
Cunduacán 12 4,674 31.59 26.2
Oxiacaque 8 3,681 30.5 33.1
Platanal 2 1,043 2.61 62.1
APSL 111 45,242 213.5 41.1
OxiacaqueCunduacan
Oxiacaque
SamariaIride
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Inyección de fluidos en el CAJB
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Objetivo:Mantener la presión del yacimiento (130 kg/cm2) mediante la inyección de fluidos para ayudar a incrementar el factor de recuperación de aceite de 34 a 41 %.
Nitrógeno (N2):
190 MMpcd durante 15 años (jul-2008)
6 pozos en Oxiacaque y 2 en Cunduacán
Ampliar la inyección en forma areal enCunduacán y Oxiacaque
Gas amargo (GASA):
60 mmpcd (nov-2006)
2 pozos en Íride
Ampliar la inyección en Íride para reforzarmantto. de presión en ese campo y Samaria.
Gas contaminado (GASA+N2):
60 mmpcd ( jul-2009)
3 pozos en Oxiacaque
Incrementar según el avance del N2
Agua:
90.7 mbpd ( promedio mayo-2014)
6 pozos en Samaria y 3 en Cunduacán
Inyectar perpendicular a sistema de fracturas
Oxi-12
Oxi-11Oxi-4
Oxi-14
Oxi-34
Sam-252B
Oxi-24 Oxi-2Cun-44
Cun-45
Cun-27
Sam-80A
Cun-60
Sam-290
Sam-100
Sam-118
Sam-65
Iri-146
Iri-146D
Oxi-1
Complejo Antonio J. Bermúdez
Simbología
Iny Nitrógeno (N2)
Iny Gas Amargo (GASA)
Iny Gas Contaminado
Iny Agua
Propuesta iny. de agua
Propuesta iny. GASA + N2
Cun-36
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Atribuible por mantenimiento de presión x iny. De Gas
La irrupción de N2 en los pozos se da a través de
las fallas principales.
La inyección de gases en el CAJB ha provocado cambios en elcomportamiento de producción en 49 pozos (actualmente 28productores)
CampoNp
(mb)Qo prom
(bpd)
Pozos con efecto
Positivo
Pozos con efecto
Negativo
Pozos conEfecto
Cunduacán 184 101 12 6 18
Íride 5,327 2,942 17 4 21
Oxiacaque 2,916 1,610 7 3 10
Total 8,427 4,653 36 13 49
8.4
MMbQo prom: 4,653 bpd
Existe una
tendencia demantenimiento depresión en loscampos Cunduacány Oxiacaque.
Aceite atribuible
El gasto de aceite atribuible al proyecto de mantenimiento de
presión por inyección de gas es de 3,001 bpd.
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Inyección por regiones
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Pla Sam-2C Sam-2AB Íri Íri-Este Oxi-Este Oxi-Centro Oxi-Oeste Cun-Este Cun
We [bls] @ CY 10372 9539,22
Q_GASA [bls] @CY 80051
QinyN2 [bls] @CY 24119 38289 166262 61651
Wi [bls] @ CY 7325 43285 40483
0
50000
100000
150000
200000
250000
Inye
cció
n [b
ls @
cy]
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Conclusiones
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� No se requiere de un gran poder computacional para poder hacer un buen estudiode ingeniería (con calidad de los datos).
� Me permitió optimizar actividades (RMA, RME y localizaciones) en zonas demenores vaciamientos y mayores factores de reemplazo.
� El estudio de vaciamiento y factores de reemplazo realizados en el CAJB serecomiendan emplear en campos de características similares para ayudar amaximizar la recuperación de reservas.
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GRACIAS POR SU ATENCION
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Históricos de Inyección de Agua
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Inyección de agua (Wi)
Activo # Pozos Qw [bpd]
APSL 12 90,688
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Históricos de Inyección de N2
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Inyección de nitrógeno (N2)
Activo # Pozos QN2 [mmpcd]
APSL 8 170.5
Reinyección de gas
Activo # Pozos Qreiny
[mmpcdd]
APSL 3 60
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