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Yacimiento Barrancas : El Modelo Dinámico como HerramientaYacimiento Barrancas : El Modelo Dinámico como Herramientade Toma de Decisión
Buenos Aires, 13 de Abril de 2016
Héctor Campos, Gastón Manestar, Gisela Martinez, Elena Morettini, Fabricio Nissero,Jazmín Propato, Juan Carlos Scolari, Rubén Seltzer, Anthony Thompson
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Características Generales
• Yacimiento Barrancas CRI
• Cuenca Cuyana
• Reservorio: Fm. Barrancas (Jurásico Sup.)
• Trampa combinada (estructural – estratigráfica)
• Inicio de Producción: 1951
• Inicio de Inyección: 1967
• Pozos: 385 perf. / 99 prod. / 64 iny.
• Caudales de prod./iny.: ~6,300 m3/d
• Corte de agua: 95%
Iny. Agua
2
WCut
Petróleo
Líquido
Iny. Agua
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Reservorio
Fm. Barrancas Sistema Aluvial-Fluvial
Facies Proximales
Facies Distales
Dirección de progradación principal
Cic
lo 1
Ciclo 2
Cic
lo 1
Ciclo 2
Ciclo 4
Cic
lo 3
Cic
lo 5
3
Norte SurCentro
Cic
lo 6
Cic
lo 5
Cic
lo 3
Ciclo 4
Ciclo 2Cic
lo 5
Cic
lo 6
Map
a E
stru
ctur
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la F
m. B
arra
ncas
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Objetivo
Búsqueda de nuevas oportunidades en un yacimiento maduro
a través del modelado dinámico
4
a través del modelado dinámico
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Modelado Estático -Dinámico
• Modelo estático que captura un sistema deposicional progradante-retrogradante
• Ajuste histórico de 344 pozos (iteración modelos estático –dinámico hasta lograr el ajuste histórico)
5
hasta lograr el ajuste histórico)
• Detección de zonas de oportunidades e identificación de riesgos
N
ReservorioNo Reservorio
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Estado InicialEstado Actual
Oportunidades
Mapa de espesor de reservorio
con petróleo
Área en estado cuasi original de
saturaciones
Corte A-A’
6
Pozo Propuesto
Avance del Contacto /
AcuíferoÁreas con drenado
ineficiente
Avance de la
inyección de agua
A’
A
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Análisis de incertidumbre
Escenarios de distribución de facies
7
ReservorioNo Reservorio
Sobre estos escenarios se evalúa el Plan de Desarrollo (pattern, distanciamiento, etc.)
Zona Suroeste
Pattern seleccionado (22 pozos)
Gran variación de la distribución de facies en la zona debido a la falta de
datos duros (pozos)
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Cuantificación de la oportunidad
P10
Desarrollo (22 pozos)
Incremental
8
P50
P90
Curva Base
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Evaluación económica
• Perforar 4 pozos de delineación
• En base a la producción de estos pozos, decidir la perforación de los 17 restantes
Acum. Oil Nro de VAN @xx% TIR
miles m 3 Pozos MUSD %
P10 22
P50 22
P90 22
Económico
No Económico
Económico
Acum. Oil Nro de VAN @xx% TIR3 Pozos MUSD %
9
miles m 3 Pozos MUSD %
P10 22
P50 22
P90 4
Económico
Económico
Económico
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Caudales estimados
10
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Resultados
23%
11
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Reducción de Incertidumbre
12
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Conclusiones
� El modelado integrado permitió descubrir nuevas oportunidades, revitalizando un campo maduro
� El resultado exitoso (10, 40, 40 y 12% de agua) de 4 pozos perforados en base al modelo permitió proponer un FDP para desarrollar toda la oportunidad
13
� Los 4 pozos producen 23 % de la producción de petróleo del campo con sólo el 1.6% de la producción de líquido
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Agradecimientos:
Muchas Gracias
José Luis Massaferro, Gerente Estudios de SubsueloLuciano Di Benedetto, Gerente Desarrollo Mendoza