1.1.3a proyecto aplicaci+¦n de geoestad+¡stica 1

Este trabajo fue preparado para las XI Jornadas Tcnicas de Petrleo en Maturn, Monagas, 19-22 Febrero 1997.

Este trabajo fue seleccionado para su publicacin por un Comit Tcnico a partir de la revisin de la informacin contenida en un resumen sometido por el autor (s). El contenido del trabajo, tal como fuepresentado, no ha sido revisado por las XI JOTPET ni la SVIP y est sujeto a correcciones por el autor (s). El material, tal y como fue presentado, no refleja necesariamente la posicin de las XI JOTPETo de la SVIP, sus representantes ni sus miembros. Los trabajos presentados en eventos de la SVIP son sujetos a revisin para publicacin por la misma SVIP. El permiso para copiarlos est restringidoa un resumen de no ms de 300 palabras. Las ilustraciones no pueden ser copiadas. El trabajo debe tener claramente identificado, donde y por quien es presentado.

Resumen

El presente trabajo consisti en efectuar un estudiointegrado del yacimiento Eoceno "C"/VLG-3676, rea 2 Sur,Ceuta, situado en el Lago de Maracaibo, en la parte occidentalde Venezuela, con la finalidad de definir su esquema ptimode explotacin. Se utiliz informacin de ncleos (700 pies),anlisis de PVT, registros de pruebas de formacin (RFT),estticas y restauracin de presin, evaluacin de perfilesmodernos y datos de historia de produccin.

Se defini un modelo geolgico de bajaincertidumbre haciendo uso de tcnicas geoestadsticas(Kriging) y se valid dicho modelo con el uso de un simuladorde petrleo-negro (Eclipse). Se logr obtener un buen "cotejohistrico" de las presiones de fondo del yacimiento contra lasobtenidas con el modelo, sin necesidad de modificar laspropiedades iniciales de la roca ni de los fluidos delyacimiento.Los resultados del estudio indican que el mejoresquema de explotacin es la perforacin de ocholocalizaciones y la reactivacin de cinco pozos en el rea, conello se obtendra 31.2 MMBNP adicionales (en 20 aos). Laevaluacin econmica del esquema recomendado es altamenterentable

Introduccin

Buscando nuevas oportunidades de generacin depotencial en el rea 2 Sur del Campo Ceuta, se efectu unadescripcin del yacimiento mediante tcnicas geoestadsticas ysimulacin numrica, que nos permiti definir el mejoresquema de explotacin para continuar drenando ydesarrollando sus reservas de crudo liviano en forma ptima yeficiente.

El yacimiento Eoceno "C" / VLG-3676, est localizado enel rea 2 Sur, del Bloque VII, del Campo Ceuta, en el Lago deMaracaibo, con orientacin sureste. Los lmites del yacimientoestn definidos por una falla normal hacia el Norte, una fallainversa hacia el Este , por el Sur y el Oeste lmites arbitrarios.

El petrleo original en sitio (POES) para las arenasprincipales (C2/C3), inicialmente se calcul mediante mtodovolumtrico, dando como resultado 343 MMBNP

encontrndose en estado sub-saturado, con una presin inicialde 9800 Lpca (a 14,500 pbnl), este petrleo producido es de35.8 API y proviene de la Formacin Misoa de edad Eocenoa una profundidad de referencia de 14500 pbnl

Hasta la fecha de inicio del estudio (31-08-95) se hanperforado 11 pozos en el rea, los cuales han acumulado 51.5MMBNP , es decir, 15 % del POES.

El propsito de este trabajo es analizar el comportamientodel yacimiento VLG-3676, con el objeto de verificar elpetrleo original en sitio (POES), cuantificar el volumen dereservas recuperables, identificar su mecanismo de producciny generar un plan de accin que contenga pozos candidatos areparacin y/o nuevas localizaciones que permitan obtener elmximo recobro final del yacimiento.

Los objetivos fueron alcanzados mediante un estudiointegrado del yacimiento, el cual empez con una recopilaciny anlisis de la informacin geolgica, petrofsica y deingeniera de yacimientos disponible, con lo cual se defini elmarco estructural del yacimiento y se estimaron laspropiedades petrofsicas de la roca. Para el estimado de lapermeabilidad se utiliz una correlacin ncleo-perfil. Luegose realiz una caracterizacin de los fluidos del rea enestudio, para lo cual, se utilizaron los resultados de los anlisisPVT9.

Una vez obtenidos los valores de las propiedadespetrofsicas (tope, arena neta petrolfera, porosidad,permeabilidad, saturacin inicial de agua), se procedi adeterminar la continuidad espacial de estos atributos, medianteel clculo de sus respectivos semivariogramas, para luegoestimar sus distribuciones areales mediante el uso delestimador Kriging. Todo esto fue realizado mediante el usodel paquete geoestadstico GEOEAS5.

Posteriormente, se realiz el pronstico de produccinmediante el anlisis de sensibilidades para determinar el mejorplan de explotacin del yacimiento.

El estudio permiti determinar un POES de 405 MMBNP,el cual es mayor en un 18 % que el estimadovolumtricamente. Una vez realizado el anlisis econmico seseleccion el Caso 4 (por agotamiento natural), ya que,proporciona la mayor eficiencia de recobro en un horizonte de

SVIP 058

S.V.I.P.

Sociedad Venezolana

de Ingenieros de Petrleo

Aplicacin de la Geoestadstica en la Definicin del Esquema ptimo deExplotacin de un Yacimiento: Eoceno C/Vlg-3676, rea 2 Sur, CeutaIvette Garca y Walter Poquioma

Ivette Garca y Walter Poquioma SVIP YAC27

20 aos. Esta alternativa contempla la reparacin de cincopozos, perforacin de ocho localizaciones, que producirn enconjunto con seis pozos actualmente activos, todosproduciendo de ambas arenas (C-2/C-3), obtenindose unrecobro de 80.0 MMBNP es decir 19.7 % del POES.

Geologa

El Yacimiento Eoceno "C "/ VLG-3676, se encuentraubicado en el rea 2 Sur del Campo Ceuta en el Lago deMaracaibo, como se observa en la figura 1.

Geologa Estructural.

El yacimiento Eoceno "C"/VLG-3676, se encuentraconstituido por un monoclinal ligeramente ondulado de rumboEste-Oeste y buzamiento de 3 a 5 grados hacia el Sur, limitadohacia el Este por la Falla VLG-3686 de carcter inverso y derumbo SE-NO, con buzamiento hacia el Este y con un saltoque vara entre 200 y 1000 pies. Al Oeste se encuentra la FallaVLC-70 igualmente inversa, de rumbo N-S, con buzamiento alEste. Esta ltima no se considera como lmite de laacumulacin debido al gran espaciamiento existente entre ellay los pozos del rea, por ello se estableci un lmite arbitrarioal Este de dicha falla, en razn a la falla existente y el pozoubicado ms al Este de la misma.

El lmite Norte lo establece un conjunto de fallas normalesde rumbo SO-NE y buzamiento al NO-SE con un salto verticalaproximado de 300 pies. Buzamiento abajo de este lmite, seencuentra el pozo VLG-3720, el cual esta separado del restode los pozos por una falla normal de rumbo SO-NE y salto de100 pies. Al Sur se estableci un lmite arbitrario de acuerdo alos resultados petrofsicos del pozo VLG-3755, que fueajustado petrofsicamente considerando la mximaprofundidad registrada del petrleo y/o contactos de fluidosobservados en cada arena. La figura 2, muestra los lmites y laestructura del yacimiento al tope de las arenas C. Por otrolado, en la figura 3, se observa una seccin estructural endireccin Oeste-Este de las arenas C-2 y C-3 del yacimiento.

La secuencia estratigrfica (figura 4) est representada detope a base por la seccin post-Eoceno la cual se inicia con lasFormaciones La Puerta, Lagunillas y La Rosa de edadMioceno. Infrayacen en forma discordante los sedimentosarenoso-lutticos de la Formacin Misoa de edad Eoceno,parcialmente erosionados en nivel de las arenas " B ",alcanzando por ltimo las arenas "C " subdivididas en "C "superior y "C " inferior, las cuales fueron depositadas en unambiente fluvio-deltico, desarrollando canales entrelazadosen direccin Norte-Sur.

El mapa ispaco-estructural (figura 2 ) muestra los lmitesque confinan al yacimiento VLG-3676.

Norte: Falla normal de rumbo SO-NE con buzamientohacia el Norte.

Sur: Lmite arbitrario establecido de acuerdo a losresultados petrofsicos considerando la profundidad delpetrleo hasta (Oil Down To, ODT ) y/o contactos defluidos observados en cada arena.

Este: Falla inversa del VLG-3686 de rumbo SE-NObuzando al Este, y con un salto que vara entre 200 y 1000

pies.Oeste: Lmite arbitrario paralelo a la falla normal del VLC-

70 de rumbo SE-NO, buzando hacia el Oeste.De acuerdo a los resultados de la revisin petrofsica a

nivel de las unidades sedimentarias C-2 y C-3correspondientes al Eoceno C-Superior, las cuales constituyenel objetivo de este trabajo, se tiene que estas arenas " C ",fueron depositadas en un ambiente fluvio-deltaico,desarrollando canales entrelazados en direccin Norte-Sur.

La acumulacin ha sido preferencialmente por factores detipo estratigrfico originando complejidades en cuanto a lacontinuidad y distribucin de cuerpos individuales deareniscas, particularmente en los intervalos C-2 y C-3. Estodificulta las correlaciones en el rea, especialmente en laszonas an no desarrolladas, como es el caso de la parte Oestey Sur, donde se han establecido lmites arbitrariosmencionados anteriormente.

Las unidades sedimentarias C-2 y C-3 estn caracterizadaspor secuencias alternas de arenas de poco espesor y lutitas,stas ltimas sirven de sello vertical entre las arenas. Lasarenas son generalmente arcillosas

Propiedades Petrofsicas del Yacimiento

Los resultados de los anlisis convencionales1,3 de ncleosde los pozos VLG-3738 y VLG-3743, junto con los registrosFDC de todos los pozos del rea, fueron las herramientasutilizadas para derivar los parmetros petrofsicoscaractersticos del yacimiento Eoceno "C"-Superior, arenas C-2 y C-3 especficamente. A continuacin se presenta unadescripcin de la metodologa empleada en la derivacin dedichos parmetros :

Porosidad :

Un total de 42 muestras correspondientes a los ncleos delos pozos VLG-3738 y VLG-3743, fueron las seleccionadas yanalizadas mediante tcnicas estadsticas observndose en elhistograma que el comportamiento de los datos se aproximan auna distribucin normal obtenindose un valor medio deporosidad del ncleo de 14 % para todo el yacimiento enestudio ( arenas C-2 y C-3).

De los 11 pozos del rea en estudio, slo dos pozos, elVLG-3738 y el VLG-3743, tienen anlisis de ncleos, por loque se aprovech de hallar una relacin de porosidad dencleo con porosidad de registro, con el objeto de obtener unvalor de porosidad puntual para aquellos pozos que no poseenun anlisis de ncleos.

Para establecer una relacin entre los valores de porosidadestimados del registro FDC y la porosidad estimada de losanlisis de ncleos, se elabor un grfico entre estos valores yse encontr una correlacin entre las dos porosidades. Laregresin lineal se efectu considerando las dos capas juntas.Del grfico obtenido se pudo derivar una buena relacin entrelos valores de porosidad medidos en los ncleos ( N ) y losderivados del registro FDC ( R ), resultando la siguienteecuacin de la recta que relaciona ambos atributos :

N = 0.938 R + 2.040

SVIP YAC27 Aplicacin de la Geoestadstica en la Definicin del Esquema ptimo de Explotacin del Yacimiento Eoceno C/Vlg-3676, rea 2 Sur,Ceuta 3

donde las porosidades N y R son presentados enporcentaje.

Otros parmetros :

Topes: Los valores de los topes fueron suministrados porel gelogo del rea. En la tabla 1, se reportan estos valorespara cada uno de los 11 pozos que conforman la regin enestudio al igual que para cada una de las arenas ( C-2 y C-3 ).De la misma fuente de informacin se obtuvieron los valoresde la base de la estructura para cada pozo, y comoconsecuencia de la diferencia entre topes y bases seconsiguieron los valores de Espesores Totales ( EPT).

Arena Neta Petrolifera ( ANP) : Los valores de ANP decada pozo para las arenas C-2 y C-3, fueron suministrados porel petrofsico del rea. Estos valores se reportan en la tablaanterior.

Saturacin de Agua Inicial : Estos valores fueronsuministrados por el petrofsico de la regin para cada uno delos 11 pozos y para cada una de las arenas en estudio. Estosvalores pueden ser observados en la tabla 1.

Determinacin de la Permeabilidad

Para obtener los valores puntuales de permeabilidad de los11 pozos que constituyen el rea en estudio se utiliz lametodologa empleada en el trabajo de Poquioma6 en 1992,inicialmente, se debe hallar una regresin lineal entre losvalores de porosidad a partir de los perfiles de los pozoscompletados en las arenas C-2 y C-3 conjuntamente con lainformacin obtenida de los anlisis de ncleos1,3 tomados enlos pozos VLG-3738 y VLG-3743

Con el propsito de definir la distribucin de lapermeabilidad, se utiliz la correlacin obtenidaanteriormente, es decir, porosidad del perfil contra porosidadde ncleo y porosidad de ncleo contra el logaritmo de lapermeabilidad de ncleo, obtenindose la siguiente relacin :

Log Kn N( ) . .= +0 1635 2 91319

Esta relacin fue utilizada para estimar los valores depermeabilidad de los pozos del rea. Los valores depermeabilidad son mostrados en las tablas 2 y 3 , para lasarenas C-2 y C-3 respectivamente.

Caractersticas Generales del Yacimiento

En la tabla 4, se presenta una lista de las propiedadesfsicas del yacimiento Eoceno "C", VLG-3676, arenas C-Superiores, C-2 y C-3, a manera de dar una idea global de lascaractersticas del mismo. De estas propiedades, algunas yahan sido explicadas en captulos anteriores y las restantessern expuestas a continuacin.

Propiedades de la Roca

Las propiedades de la roca fueron obtenidas a partir de las

evaluaciones petrofsicas realizadas con los perfiles de pozosque atravesaron el yacimiento conjuntamente con lainformacin obtenida a partir de los anlisis de ncleos1,3

tomados en los pozos VLG-3738 y VLG-3743

Con esta informacin, se obtuvo que el valor de laporosidad promedio es de 14 % para la regin en estudio,arenas C-2 y C-3. Para hallar los valores de porosidad de los11 pozos que conforman el rea, se utiliz la metodologaempleada en el trabajo de Poquioma6, en 1992. Estosresultados se muestran en las tablas 2 y 3, junto con losvalores de permeabilidad obtenidos mediante las correlacionesncleo-perfil halladas anteriormente.

Las curvas de permeabilidades relativas sistema agua-petrleo fueron tomadas de los resultados de los anlisisespeciales de ncleos 2,4 de los pozos VLG-3738 y VLG-3743.El comportamiento de las curvas para ambas arenas C-2 y C-3 era similar por lo que se decidi tomar una de ellas quefuera capaz de representar el comportamiento de los fluidosen estas arenas. Este comportamiento se muestra en la figura5.

Para las curvas de permeabilidades relativas sistema gas-petrleo se utiliz el mismo reporte del anlisis especial dencleos, tomando la curva correspondiente al comportamientode permeabilidades relativas agua-petrleo. La figura 6muestra la curva de permeabilidad relativa sistema gas-petrleo resultante

Los valores de saturaciones de agua fueron determinadoscon la evaluacin petrofsica para cada uno de los once pozosy para ambas arenas C-2 y C-3. Estos resultados se muestranen la tabla 1 Los valores de saturaciones de hidrocarburos seobtienen por diferencia, del 100 % menos la saturacin deagua, asumiendo la saturacin de gas igual a cero, ya que elyacimiento es sub-saturado, es decir, la presin del mismo seencuentra por encima de la presin de burbujeo, implicandoque el gas presente est en solucin.

Uso de Tcnicas Geostadsticas en la Descripcin deYacimientos

La aplicacin de tcnicas geoestadsticas en la descripcinde yacimientos se utiliza para generar distribuciones depropiedades, tales como porosidades, permeabilidades,saturaciones iniciales de agua, espesor neto petrolfero y topede la estructura, de un campo de petrleo6.

Geoestadstica es una rama de la estadstica aplicada, lacual difiere de estadsticas convencionales por considerar elhecho de que los datos tambin estn relacionados por sudistribucin en el espacio.

Las tcnicas geoestadsticas de estimacin de reservas deminerales es un mtodo desarrollado por George Matheron enFrancia durante los aos 1960, basado en la aplicacin de la "Teora de Variables Regionalizadas " a la estimacin deprocesos o fenmenos geolgicos en el espacio. Una variabledistribuida en el espacio de forma que presenta una estructuraespacial de correlacin se dice que est regionalizada. As

4 Ivette Garca y Walter Poquioma SVIP YAC27

pues, si Z(x) es el valor de la variable caracterstica Z en elpunto x en el espacio, Z(x) es una Variable Regionalizada.Definido de esta forma, el concepto de Variable Regionalizadaes puramente descriptivo y no tiene ninguna connotacinprobabilstica. Desde un punto de vista matemtico, unaVariable Regionalizada es simplemente una funcin Z(x) queadopta un valor para cada punto x en el espacio.

Este mtodo es similar a la estadstica clsica, pero lapremisa bsica de la geoestadstica es considerar que lasmuestras que se encuentran en una misma regin estncorrelacionadas espacialmente ya que se deben haber formadomediante el mismo proceso geolgico. Una muestra puede darinformacin acerca de una muestra vecina.

La geoestadstica tiene atractivo especial para los gelogose ingenieros de minera, no slo por el reconocimientoexplcito de la relacin espacial que existe entre muestrascontiguas sino tambin por su capacidad de proveer estarelacin en trminos cuantitativos. Esta rea del conocimientotoma en cuenta la continuidad espacial entre los valoresmedidos del mismo atributo a diferentes localizaciones. Eltrmino geoestadstica designa el estudio estadstico defenmenos que fluctan en el espacio.

La geoestadstica considera que las variables de fenmenosnaturales son de carcter mixto, es decir, estn compuestas porlas siguientes partes :

-Estructural : Se deben reflejar las caractersticas estructurales del fenmeno.

-Aleatoria: Se presentan irregularidades y variaciones impredecibles entre las muestras.

La primera es observada primordialmente por losgelogos y la segunda por los estadsticos. El objetivo de lageoestadstica es la caracterizacin del fenmeno natural, loque conduce a varios tipos de aplicaciones, como es laestimacin a partir de un conjunto de medidas y/oproporcionar medidas sobre la incertidumbre de la estimacin.La geoestadstica provee herramientas capaces de integrar lapetrofsica, la ssmica y la geologa. En fin, la innovacin deesta rama de la estadstica es que permite obtener no slo laestimacin sino tambin una medida de incertidumbre a fin deobtener realizaciones aceptables de la variable estudiada.

La herramienta principal que usa la geoestadstica es elllamado Semivariograma, el cual, es capaz de cuantificar lavariabilidad espacial de algn atributo de inters. El mtodoclsico de estimacin en el cual se apoya la geoestadstica esel llamado mtodo de Kriging el cual toma en cuenta lavariabilidad espacial de las propiedades estudiadas. Estemtodo ser explicado ms adelante.

Semivariograma

El semi-variograma, es la herramienta bsica de lageoestadstica el cual se utiliza para describir, visualizar ymodelar la correlacin espacial de una variable regionalizaday se considera como una medida de la varianza. Elsemivariograma es de mucho inters para un ingeniero depetrleo o para un gelogo, ya que incorpora muchas

caractersticas de la continuidad espacial que son importantesen la evaluacin de depsitos de hidrocarburos.

Estas caractersticas se capturan analizando la similitud odisimilitud entre puntos de un rea separados por una distancia"h". Especficamente, el variograma experimental se calcula atravs de la diferencia cuadrada entre los valores del atributoen dos puntos de un rea, separados a una distancia "h". Paraobtener una relacin generalizada, aplicable al rea de inters,el clculo anterior se repite para todas las muestras que estn auna distancia "h" y se obtiene la diferencia cuadrada media.

Una ecuacin matemtica, conocida como "modelo", esajustada con el variograma, donde luego se definen losparmetros que sern usados en Kriging. Los parmetros quese determinan a partir del ajuste son : el tipo de modelo"model", la meseta, "Sill" (Varianza), efecto de pepita,"Nugget"(discontinuidad en el origen) y Rango, " rank" .

El semivariograma se define matemticamente comosigue :

[ ]( ) ( ) ( )hVar

Z x Z x h= - +2

Ec. (1)

y se estima a travs del llamado semi-variogramaexperimental :

( )( )

( ) ( )( )

h Xi Xi hi

N

NZ Z

h

h* = - +=

12

2

1 Ec. (2)

donde:

2 ( )h = Semi-variograma para distancia h.N h( ) = Nmero de pares de muestras para una

distancia h.ZXi = Es el valor de la muestra para la

localizacin Xi .ZXi h+ = Es el valor de la muestra para la

localizacin Xi h+

( )h* = Es el semi-variograma experimental.

Graficando la distancia h en el eje horizontal, y ( )h en el

eje vertical, obtenemos el semi-variograma experimental.Para valores pequeos de h, los valores iniciales son

aproximadamente iguales, y los valores de ( )h* son

aproximadamente cero; cuando h se incrementa, los valoresiniciales se hacen ms independientes, tambin aumenta.Esquemticamente, los procesos de pares al azar contolerancia se muestran en la Figura 7.

.Descripcin del Yac. Eoceno C/VLG-3676, Arenas


Superiores (C-2/C-3)

Preparacin de los Datos de Campo:

La regin bajo estudio esta conformada por 11 pozos(VLG-3676, VLG-3691, VLG-3720, VLG-3722, VLG-3734,VLG-3738, VLG-3740, VLG-3743, VLG-3747, VLG-3749,VLG-3755), a los cuales se les hicieron evaluacionespetrofsicas y correlaciones ncleo-perfil, con el objeto deobtener el valor de cada una de las propiedades petrofsicasnecesarias para describir el yacimiento.

Se realiz un primer estudio geoestadstico con lainformacin de los 11 pozos, los resultados obtenidos conKriging (usando los respectivos semivariogramas), fueronsatisfactorios dentro del rea de control de los once (11)pozos, mientras que fuera de esta, los resultados fueronextrapolados considerando los valores de los semivariogramas.

Debido a la falta de informacin se opt por ubicar algunospuntos de control fuera del rea que limit el estimadoranterior, respetando el espaciamiento ptimo entre pozos (600metros).

A estos puntos de control se les asignaron valores con basea relaciones establecidas entre atributos ssmicos ypropiedades petrofsicas, tendencia sedimentolgica einformacin petrofsica de los pozos cercanos.

Es importante resaltar que este estudio generar un modeloinicial, el cual deber ser actualizado y mejorado coninformacin adicional que generarn las localizacionesadicionales.

El archivo de datos para cada una de las arenas en estudioC-2 y C-3, se muestran en las tablas 8 y 9, respectivamente.

Esta informacin fue utilizada para derivar elsemivariograma correspondiente a cada propiedad petrofsica.

Hay que recordar que el objetivo principal de unsemivariograma, es el de representar a travs de un modelodefinido por una ecuacin matemtica la tendencia espacial dealgn atributo propiedad de inters.

Semivariogramas

Diversos semivariogramas fueron desarrollados usando losdatos anteriormente descritos en las tablas 5 y 6, para cada unade las variables : Porosidad, Permeabilidad, Espesor Neto,Saturaciones de Agua y Tope de Estructura. En la figura 7, semuestra un ejemplo del estimado del semivariograma de lapermeabilidad en la arena C-3.

Una vez modelados los semivariogramas se procedi aestimar los valores de localizaciones no muestreadas,siguiendo la tendencia definida por el semivariograma.

Tcnica de Kriging Puntual:

Usando como datos de entrada los parmetrosdeterminados a partir del anlisis del semivariograma :Modelo, Meseta, Efecto de Pepita y Rango ; se estimaron lasvariables permeabilidad , porosidad, espesor neto, saturacinde agua y tope de la estructura en el yacimiento Eoceno"C"/VLG-3676, arenas C-Superior C-2 y C-3.

Esta tcnica de Kriging convencional puntual dio comoresultados una suavizacin en la distribucin de laspropiedades. La Figura 9, muestra un mapa de los resultadosusando Kriging puntual para la permeabilidad de las arenas deC-3. Anlogamente se realizaron los mapas de los otrosparmetros estudiados, tanto para las arenas de C-3, como lasde C-2.

Simulacin Numrica del Yac., Construccin del Modelode Simulacin

Modelo Geolgico:

La estructura geolgica corresponde al Campo Ceuta, rea2 Sur, Yacimiento Eoceno C/VLG-3676, la cual consiste en unmonoclinal ondulado limitado por fallas sellantes. Estaestructura se encuentra dividida verticalmente en 7 capas ypara fines de este estudio se escogieron dos paquetes devolumen poroso denominadas arenas C-2 y C-3 pertenecientesa un mismo yacimiento, separadas por pequeas capas delutitas que representan una barrera de permeabilidad verticalentre ambas arenas. La razn de esta escogencia, es debido aque se tiene informacin de ncleo slo de estos intervalos,adems las arenas ms productoras son las pertenecientes a C-3 y de donde se tiene hasta la fecha la mayor acumulacin dehidrocarburos. Adicionalmente, debido a la gran extensinareal del yacimiento caracterizado por las arenas C-2 y C-3 serequiere optimizar la poltica de explotacin para el desarrollodel rea en estudio.

Geometra

La geometra escogida es de tipo tridimensional y la mallafue diseada con el programa Grid del Simulador Eclipse8. Elmallado escogido fue de tipo irregular para ambas capas C-2 yC-3 respectivamente, de 25 celdas en el eje X, 35 celdas en eleje Y y 2 celdas en el eje Z, con un total de 1750 celdas.

La malla fue orientada perpendicularmente a la direccindel fluido (petrleo) y paralela a los lmites del yacimiento.Con la finalidad de representar con mayor exactitud eldesplazamiento de los bloques con respecto a la horizontal seutiliz la opcin de Geometra de Puntos de Esquina (CornerPoint Geometry).

Las capas en estudio fueron adicionadas al tope estructuralde la arena C-2, con el espesor total de cada arena, C-2 y C-3respectivamente. Finalmente se adicionaron los pozos a laestructura (figura 2 ) con lo que quedo definido el modelogeomtrico de la regin en estudio.


Caractersticas Petrofsicas

El grado de heterogeneidad de las capas en estudio fuerepresentado mediante las propiedades petrofsicas obtenidasde cada uno de los pozos, asignando as a cada una de lasceldas valores de porosidad, permeabilidad, Saturacin depetrleo y de agua y la relacin de espesores neto a bruto apartir de los mapas de cada una de estas propiedades.

Estos mapas fueron generados mediante la informacinobtenida mediante las tcnicas geoestadsticas del paqueteGEOEAS5, al utilizar el estimador Kriging

Propiedades Roca-Fluido

Las curvas de permeabilidades relativas sistema agua-petrleo fueron tomadas de los resultados del anlisis especialde ncleos2 , 4 de los pozos VLG-3743 y VLG-3738. Elcomportamiento de las curvas reportadas en este estudio paraambas arenas ( C-2 y C-3 ) era similar por lo que se tom unacurva promedio que representar el comportamiento de losfluidos (gas-petrleo-agua) en ambas arenas.Para las curvas depermeabilidades relativas sistema gas-petrleo se utiliz elmismo anlisis especial de ncleos, tomando la curvacorrespondiente al comportamiento de permeabilidadesrelativas sistema agua-petrleo mostrada en la figura antesreferida. Estos comportamientos son mostrados en las figuras5 y 6.

Datos de P.V.T.

En el rea en estudio se disponen de cuatro anlisis dePresin-Volmen-Temperatura, PVT 9 y mediante el programaCPVT7, se validaron estos reportes de resultados con lafinalidad de escoger el ms representativo de los fluidosprovenientes de cada arena.

De acuerdo con lo anterior, los resultados de los anlisisPVT escogidos, fueron los de los pozos VLG-3743 y VLG-3734 para las arenas C-2 y C-3 respectivamente.

Estimacin del POES y Reservas Recuperables por elMtodo Volumtrico

El clculo del petrleo original en sitio (POES), de losnuevos yacimientos es particularmente importante porquesirve como gua para los programas de desarrollo del campo.

El Mtodo volumtrico empleado para calcular el petrleoen el yacimiento se basa en : 1) Informacin obtenida deregistros y de anlisis de ncleos de donde se determina elvolumen total, porosidad y saturacin de fluidos, y 2) delanlisis del fluido de donde se determina el factor volumtricodel petrleo. A las condiciones iniciales, un acre-pie de rocaproductiva del yacimiento contiene:

POESS A h

oiWi

= - 7758 1F ( ( ))

(BNP/acre-pie)

donde, 7758 barriles equivalen a un acre-pie, es laporosidad expresada como fraccin del volumen total; Swi , lasaturacin de agua innata expresada como fraccin delvolumen poroso; y b oi, el factor volumtrico inicial delpetrleo en el yacimiento.

Usando valores promedios ponderados, tenemos que:

( )POES

C -=

-2

7758 0 14 38901514951 0 49..

.

POES MMBNPC - =2 144 .

POESC- = -

37758 0 143 1 0 39) 480299

1635. ( .

.

POES MMBNPC - =3 199 .

POES POES POESTOTAL C C= +- -2 3

POES MMBNPTOTAL = 343 .

El recobro por agotamiento natural utilizado fue de 15 %,derivado de una ecuacin de regresin mltiple10. Si se suponeun factor de recobro de 15 % las reservas recuperables son de51.45 MMBNP para ambas arenas.

Tabla de Comportamiento de Flujo Vertical

El comportamiento de flujo vertical de los doce pozos quese encuentran en la regin en estudio, fueron incluidos en elprograma VFP del Simulador Eclipse8, obtenindose lasiguiente tabla :

Comunicacin Vertical

De acuerdo a las pruebas de produccin realizadas con elobjeto de probar la posible comunicacin entre las arenas C-2y C-3 se comprob la existencia de una barrera vertical entreel flujo de fluidos de ambas arenas, las cuales se comprobaronmediante el comportamiento histrico de presin de estasarenas.

Restricciones econmicas del Modelo:

Para realizar el cotejo, se fijaron los siguientes parmetrosde control :

Qo mnima / pozo = 30 BNPD.Qo mnima / yacimiento = 360 BNPD.RGP mxima / pozo = 10.000 PCN/BNP.RGPmxima/yacimiento=70.000 PCN/BNP.% A y S mxima / pozo = 0.95% A y S mxima / yacimiento = 0.80


Cotejo Histrico

En el yacimiento Eoceno C-Superior/VLG-3676 se tieneinformacin de presiones a partir de registros de pruebas deformacin (RFT) en seis pozos y medidasestticas/restauracin en tres pozos, que han permitidoestablecer tendencias para las diferentes arenas queconstituyen el yacimiento.

Con la finalidad de verificar el modelo geolgicogeoestadstico desarrollado, se realiz un cotejo delcomportamiento histrico de presiones del yacimiento.

Para el cotejo de presiones se escogi el pozo VLG-3740 ,debido a que tiene medidas de presin en las arenas C-2 y C-3para aos distintos, lo que permite suponer una tendencia en ladeclinacin de la presin. Este cotejo de presin para ambasarenas se observa en la figura 10. El cotejo de produccin deagua no fue realizado, ya que esta se consider pocosignificativa (1-3 % de A y S).

En vista de que el modelo numrico de simulacin delyacimiento represent aceptablemente el histrico depresiones de las arenas estudiadas (C-2/C-3), se dio comoaceptado el modelo geoestadstico y se procedi a calcular elPOES del yacimiento dando como resultado 405.1 MMBNPpara las arenas C-2 y C-3. Este volumen result en un 18 %mayor que el estimado volumtricamente.

No se realiz cotejo histrico de la relacin gas-petrleo yaque la presin del yacimiento (arenas C-2 y C-3), actualmentese encuentra muy por encima de la presin de burbujeo. Lapresin de burbujeo para la arena C-2, segn los resultados delos anlisis PVT9, es de 3085 lpca, siendo 7600 lpca (a 15000pbnl ) la presin actual para esta arena.

La presin de burbujeo para la arena C-3 es de 3408 Lpcay la presin actual de 7300 lpca (a 15000 pbnl ). La presin enla arena C-3 es mucho menor que la presin en la arena C-2,debido a que la primera a sido la ms drenada.

Debido a este comportamiento de presin la RGP delyacimiento es igual a la Rsi, que para la arena C-2 y C-3equivale a 631 PCN/BNP y 923 PCN/BNP, respectivamente.

Posteriormente, se efectu la calibracin del ndice deproductividad (IP), para cada pozo del rea, este fue calculadomediante un proceso de ensayo y error asignando un valor deIP a cada pozo siendo este el que reprodujera lo ms cercanoposible un promedio de la ltima tasa de produccin depetrleo mensual de cada pozo. Una vez obtenida lacalibracin del IP para cada pozo, se procedi a laconstruccin de los modelos de prediccin delcomportamiento futuro.

Predicciones:

Una vez cotejado el modelo, se efectuaron 10 corridas deprediccin. El propsito del anlisis de sensibilidades es el de

conocer los parmetros crticos que pudieran afectar elcomportamiento de la produccin de los pozos y larentabilidad de la perforacin.

Se realizaron varias sensibilidades para estudiar elcomportamiento ptimo de los pozos en relacin al mximorecobro, las sensibilidades son las siguientes:

Caso Base

Pozos actuales produciendo ( 6 Pozos ):- Con las mismas capas. (Primera Prediccin).- Produccin en conjunto, arenas C-2 y C-3. ( 2da. Prediccin).

Pozos actuales produciendo ms la reactivacin de cincopozos (11 pozos en total).

- Con las mismas capas. ( 3era. Prediccin).- Produccin en conjunto, arenas C-2 y C-3.

(4 ta. Prediccin).Caso con Pozos Adicionales:

- Pozos actuales ms siete pozos produciendo de la arena C-2,13 pozos en total ( 5 ta. Prediccin).- Pozos actuales ms ocho pozos produciendo de la arena C-3,14 pozos en total (6 ta. Prediccin).- Pozos actuales ms ocho pozos produciendo de las arenas C-2/C-3, 14 pozos en total. ( 7 ma. Prediccin).- Pozos actuales ms la reactivacin de cinco pozos ms sietepozos produciendo de la arena C-2, 18 pozos en total ( 8 va.Prediccin).- Pozos actuales ms la reactivacin de cinco pozos ms ochopozos produciendo de la arena C-3 19 pozos en total ( 9 na.Prediccin).- Pozos actuales ms la reactivacin de cinco pozos ms ochopozos produciendo de las arenas C-2/C-3, 19 pozos en total (10 ma. Prediccin).

De acuerdo al factor de recobro obtenido para cadaprediccin se seleccionaron los mejores casos, a los cuales seles hizo una evaluacin econmica. En la siguiente tabla 12, semuestran para todas las predicciones los valores de laproduccin acumulada (Np) para el ltimo ao de prediccin(2014) y el factor de recobro(Fr), obtenido mediante larelacin Fr=Np/N , donde N es igual a 405.1 MMBNP.

Al realizar las predicciones se observ una declinacinbrusca de la tasa de petrleo, por lo que se decidi utilizar elmtodo de Levantamiento Artificial por Gas, para todos lospozos a partir de Enero de 1996, en vista como iba la cada depresin. Se asume 1800 Lpca de compresin para Gas Lift,con una GRL ptima de aproximadamente 1500 PCN/BNP,una declinacin de 15 % por ao, dando como resultado parauna profundidad promedio de 13000 pies y THP de 300 Lpcauna inyeccin de 1 MMPCN de gas por pozo.

A continuacin se explica con ms detalle los 4 casosseleccionados (predicciones 2,4,7 y 10).

Agotamiento Natural- Caso Base


Para iniciar el proceso de predicciones, se defini un CasoBase, el cual consisti en efectuar una corrida considerandoagotamiento natural del yacimiento bajo el mismo esquema deexplotacin y con los pozos activos para Agosto de 1994. Estecomportamiento de produccin fue tomado como base paradeterminar las ventajas que presente cualquier cambio en elesquema de explotacin actual, para ello se escogieron lossiguientes casos:

Caso 1: Se contina con el sistema actual de explotacinpero con los seis pozos produciendo en conjunto de las arenasC-2 y C-3. El recobro en este caso es de 61.3 MMBNP ( 15.1% del POES) en un periodo de 20 aos. Los resultados de estecaso se muestran grficamente en las figuras 11 y 12.

Caso 2: En este caso se mantiene el sistema actual deexplotacin pero con la reactivacin de cinco pozos del rea (VLG-3676, VLG-3691, VLG-3720, VLG-3743 y VLG-3747 )produciendo en conjunto de las arenas C-2 y C-3, para lo cualhabra que hacer reparaciones mayores. El recobro en estecaso sera de 73.4 MMBNP (18.1 % del POES) en un lapso de20 aos. Los resultados de este caso se muestran en las figuras11 y 12.

Caso 3: Consiste en mantener el sistema actual deexplotacin pero con la perforacin de ocho pozos nuevosproduciendo en conjunto. La ubicacin de estos ocho pozosfueron en base a los mapas de saturacin de petrleo, arenaneta petrolfera y presin, donde se observ mejorcombinacin de estas caractersticas se ubicaron los pozos,respetando el espaciamiento ptimo entre pozos (600 metros).El recobro obtenido fue de 76.9 MMBNP (19 % del POES) enun periodo de 20 aos. Los resultados de este caso se muestrangrficamente en las siguientes figuras 11 y 12.

Caso 4: Este result ser el mejor en cuanto a recobro serefiere. Consiste en una combinacin del Caso 2 y el Caso 3,ya que se reactivan los cinco pozos ms la perforacin de ochopozos nuevos produciendo en conjunto. El recobro obtenidofue de 80 MMBNP ( 19.8 % del POES) en un periodo de 20aos. Los resultados de este caso se muestran en las figuras 11y 12 La ubicacin de todos los pozos y localizaciones semuestran en la figura 13. Los resultados de las recuperacionesfinales de los cuatros casos de predicciones se pueden ver enla tabla 7.

Evaluacin Econmica

Con el propsito de evaluar la factibilidad econmica delos cuatro casos anteriores se llev a cabo un anlisiseconmico, utilizando el programa MASTER 95, el cual es

usado para evaluar la rentabilidad de las propuestas deinversin del Departamento de Exploracin y Produccin deMaraven,S.A. Caracas.

Segn los resultados de esta evaluacin econmica, elcuarto caso es el ms rentable (Perforacin de ocho pozosnuevos ms la reactivacin de cinco pozos produciendo enconjunto.

Conclusiones

1. La integracin de los datos de geologa y de ingenierade yacimientos, con la utilizacin de tcnicas geoestadsticas,dan como resultado un apropiado modelo del yacimiento.

2. Los semivariogramas calculados representanadecuadamente la relacin espacial de los parmetros delyacimiento.

3. Las arenas C-2/C-3 se encuentran inicialmentesubsaturadas debido a que su presin inicial (9700 Lpca y9893 Lpca, respectivamente) est muy por encima de supresin de burbujeo (3085 Lpca y 3408 Lpca,respectivamente) y la presin actual es de 7600 Lpca y 7300Lpca.

4. El POES de la arena C-2 es de 199 MMBNP y de laarena C-3 es de 206 MMBNP lo cual hace un total de 405MMBNP.

5. Las reservas remanentes a la fecha (Agosto 1994) sonde 8.3 MMBNP para C-2 y 10 MMBNP para C-3, con un totalde 18.3 MMBNP.

6. Las tcnicas geoestadsticas (Kriging) reducen laincertidumbre en la descripcin de yacimientos, permitiendoobtener un modelo del mismo ms representativo, lo cualreduce al mnimo el tiempo para lograr el Cotejo Histrico. Enel siguiente trabajo se logr una buena comparacin de laspresiones sin efectuar otras realizaciones.

7. De los casos analizados (sensibilidades) el Caso 4 es elms adecuado, es decir, la reactivacin de cinco (5) pozos msla perforacin de ocho (8) localizaciones.

8. Existe una diferencia del 18 % en el POES calculadopor el mtodo de simulacin ( 405 MMBNP) y el calculadopor el mtodo volumtrico ( 343 MMBNP). Esto se debe a queen el mtodo volumtrico se utilizan promedios ponderados delas propiedades mientras que en la simulacin se realiza unbalance de masas tomando en cuenta la distribucin espacialde las propiedades roca-fluido, logrando que los resultadossean ms confiables.

9. El Caso 4 es el proyecto que mayor factor de recobro(20.3 % del POES) aporta y a pesar que existe interferenciaentre los pozos nuevos y los productores, an as es rentable,debido a que ocurre una aceleracin de la produccin.

10. El Caso 4 es el proyecto que alcanz mayor valorpresente (6248.7 MMBs.) y una tasa interna de retorno de


81.86 % , por lo que es el ms rentable.

Recomendaciones

1. Actualizar el modelo geolgico geoestadstico obtenidocon datos adicionales mediante la toma de presiones de losyacimientos, perforacin de localizaciones adicionales, tomade ncleos, etc.

2. Una vez obtenidos los datos adicionales, redimensionarel modelo, subdividiendo en diversos nmeros las capas enforma vertical con un mayor detalle.

3. De las predicciones, se nota que los yacimientosnecesitarn un mantenimiento de presin mediante tcnicas derecuperacin adicional ( Inyeccin de agua y/o gas), a partirdel ao 2003.

Agradecimientos

Los autores desean expresar su agradecimiento a laempresa MARAVEN, S.A. filial de Petrleos de Venezuela,en especial al personal tcnico de la segregacin Ceuta y atodas las personas que contribuyeron para que este trabajo sellevara a cabo.

Referencias

1.Core Laboratories : " Anlisis Convencionales deNcleos. Pozo VLG-3738. Campo Ceuta. Maraven,S.A.".Maracaibo,1990.

2. Core Laboratories : " Anlisis Especiales de Ncleos.Pozo VLG-3738. Campo Ceuta. Maraven,S.A.".Maracaibo,1990.

3.Core Laboratories : " Anlisis Convencional deNcleos. Pozo VLG-3743. Campo Ceuta. Maraven,S.A.".Maracaibo,1990.

4. Core Laboratories : " Anlisis Especiales de Ncleos.Pozo VLG-3743. Campo Ceuta. Maraven,S.A.".Maracaibo,1990.

5. Evan Englund; Allen Sparks: "GEOEAS (GeoestatisticalEnvironmental Assessment Software) Users Guide ". LasVegas, 1988.

6. Walter Poquioma, Intevep, S.A., and M. Kelkar : "Aplication of Geostatistics to Forescast Performance for WaterFlooding an Oil Field ". University of Tulsa. SPE 23677,1992.

7. Jaime Almeida : " Programa CPVT ". Validacin deDatos de Informes PVT crudos, Livianos y Pesados. Intevep,Marzo 1988.

8. Intera Information Technologies Limited : " Eclipse 100Black Oil Simulator. Reference Manual Version 92A ". 1992.

9. Zilberberg Asociados, Consultores Petroleros, C.A. : "Anlisis de PVT. rea 2 Sur. Estudio de Recoleccin BsicaCampos : Ceuta Sureste, rea 8 ( B Sup. ) y Ceuta rea 2 Sur( Eoceno C ) ". Maraven,S.A. , Diciembre, 1993.

10. Richard Corrie, Octavio Lindo y Pedro Marcial : "Estimacin de la eficiencia de extraccin primaria de petrleoen yacimientos del Eoceno y Post-Eoceno, que producen porexpulsin del gas en solucin en la Cuenca de Maracaibo ".Pre-Impresin de la Revista de la Facultad de Ingeniera,UCV, 1995.

11. Khalid aziz and Antonin Settari : " PetroleumReservoir Simulation ". Elsevier applied science publishers,LONDON and NEW YORK, 1985.

12. H. C. Slider : " Practical Petroleum ReservoirEngineering Methods ". Petroleum Publishing Company,Tulsa, 1976.

13. Michael Edward Hohn : " Geostatistics and PetroleumGeology ". Van Nostrand Reinhold, New York, 1988.

14. F. Javier Samper Calvete, Jess Carrera Ramrez : "Geoestadstica. Aplicaciones a la Hidrologa Subterrnea".Centro Internacional de Mtodos Numricos en Ingeniera.Barcelona,1990.

15. B. C. Craft y M. F. Hawkins : " Ingeniera Aplicada deYacimientos Petroliferos". Editorial TECNOS, Madrid, 1968.


POZOS ARENA

TOPES(pies)

EPT(pies)

ANP(pies)

Swi(%)

VLG-3676 C-2C-3

1428114721

440265

32.573.5

51.742.1

VLG-3691 C-2C-3

1441814821

402254

41.053.5

57.345.5

VLG-3720 C-2C-3

1425514655

400266

69.580.0

45.143.7

VLG-3722 C-2C-3

1456215001

439230

5.0068.5

63.349.7

VLG-3734 C-2C-3

1439014803

414253

19.048.0

53.638.6

VLG-3738 C-2C-3

1431214755

443258

37.575.5

46.730.5

VLG-3740 C-2C-3

1478015221

441212

48.071.0

40.836.6

VLG-3743 C-2C-3

1464115091

450220

40.030.5

46.842.1

VLG-3747 C-2C-3

1510115507

406196

20.049.0

56.037.3

VLG-3749 C-2C-3

1454115009

468219

53.538.0

40.835.4

VLG-3755 C-2C-3

1528215690

408192

94.055.0

39.428.4

Tabla 1.- Topes estructurales, Espesores Totales, Arena Neta Petrolfera y Saturaciones Iniciales de Agua

POZOS Porosidaddel

Registro(%)

Porosidaddel ncleo

(%)

LOG( K )

K(md)

VLG-3676 15.1 16.20 5.56189 260.3VLG-3691 15.7 16.77 5.65509 285.7VLG-3720 14.2 15.36 5.42455 226.9VLG-3722 13.8 14.98 5.36242 213.2VLG-3734 13.1 14.33 5.25615 191.7VLG-3738 12.6 13.86 5.17930 177.6VLG-3740 14.9 16.02 5.53246 252.8VLG-3743 14.8 15.92 5.51611 248.7VLG-3747 12.9 14.14 5.22508 185.9VLG-3749 18.2 19.11 6.03768 418.9VLG-3755 9.7 11.14 4.73458 113.8

Tabla 2.- Valores de Permeabilidad para los 11 pozos de la regin en la Arena C-2

POZOS Porosidaddel

Registro(%)

Porosidaddel ncleo

(%)

LOG( K )

K(md)

VLG-3676

15.7 16.77 5.6550 285.7

VLG-3691

13.8 14.98 5.3624 213.2

VLG-3720

14.1 15.27 5.4098 223.6

VLG-3722

14.5 15.64 5.4703 237.5

VLG-3734

14.7 15.83 5.5014 245.0

VLG-3738

14.6 15.73 5.4850 241.1

VLG-3740

14.8 15.92 5.5161 248.7

VLG-3743

14.7 15.83 5.5014 245.0

VLG-3747

15.0 16.11 5.5471 256.5

VLG-3749

15.9 16.95 5.6845 294.3

VLG-3755

9.6 11.05 4.7198 112.2

Tabla 3.- Valores de Permeabilidad para los 11 pozos de la regin en la Arena C-3


AREA ( ACRES )

ARENA NETA (PIES)

POROSIDAD (%)

PERMEABILIDAD (mD)

FVF PET (BY/BN)

GRAVEDAD PET. (API)

VISCOSIDAD PET. (CPS)

Pi @ 14500 pies (LPC)

Pb @ 14500 pies (LPC)

Pact @ 14500pies (LPC)

POES (MMBNP)

10, 000

230-430

14.2

235

1.5

35

0.5

9900

3400

7500

405

Tabla 4. Caractersticas Generales del Yacimiento

DATOS DE 11 POZOS + 55 PSEUDOPOZOS PARA GENERAR LOSVARIOGRAMAS11POZOESTE METROSNORTE METROSTOPES C-2 PIESEPT C-2 PIESANP C-2 PIESANE C-2 PIESPORO C-2 %PERM C-2 mdSh C-2 %Sw C-2 %3676 262092.4 1068886 14281 440 32.5 19.5 15.1 260.3 48.3 51.73691 259981.7 1068315 14418 402 41.0 3.0 15.7 285.7 42.7 57.33720 260293.1 1069065 14255 400 69.5 41.0 14.2 226.9 54.9 45.13722 261465.6 1067759 14562 439 5.0 0.0 13.8 213.2 36.7 63.33734 261058.9 1068480 14390 414 19.0 4.5 13.1 191.7 46.4 53.63738 262045.6 1068885 14312 443 37.5 31.5 12.6 177.6 53.3 46.73740 262035.3 1066267 14780 441 48.0 40.0 14.9 252.8 59.2 40.83743 260345.3 1067220 14641 450 40.0 28.0 14.8 248.7 53.2 46.83747 260993.6 1064690 15101 406 20.0 6.0 12.9 185.9 44.0 56.03749 262436.0 1067753 14541 468 53.5 44.0 18.2 418.9 59.2 40.83755 260978.0 1063436 15282 408 94.0 27.5 9.7 113.8 60.6 39.4

Tabla 5.- Archivo de datos para generar los Semivariogramas de las propiedades petrofsicas de las arenas C-2

DATOS DE 11 POZOS + 55 PSEUDOPOZOS PARA GENERAR LOSVARIOGRAMAS11POZOESTE METROSNORTE METROSTOPES C-3 PIESEPT C-3 PIESANP C-3 PIESANE C-3 PIESPORO C-3 %PERM C-3 mdSh C-3 %Sw C-3 %3676 262092.4 1068886 14721 265 73.5 53.5 15.7 285.7 57.9 42.13691 259981.7 1068315 14821 254 53.5 26.5 13.8 213.2 54.5 45.53720 260293.1 1069065 14655 266 80.0 50.5 14.1 223.6 56.3 43.73722 261465.6 1067759 15001 230 68.5 39.0 14.5 237.5 50.3 49.73734 261058.9 1068480 14803 253 48.0 48.0 14.7 245.0 61.4 38.63738 262045.6 1068885 14755 258 75.5 72.0 14.6 241.1 69.5 30.53740 262035.3 1066267 15221 212 71.0 71.0 14.8 248.7 63.4 36.63743 260345.3 1067220 15091 220 30.5 17.0 14.7 245.0 57.9 42.13747 260993.6 1064690 15507 196 49.0 46.0 15.0 256.5 62.7 37.33749 262436.0 1067753 15009 219 38.0 32.5 15.9 294.3 64.6 35.43755 260978.0 1063436 15690 192 55.0 17.5 9.6 112.2 71.6 28.4

Tabla 6.- Archivo de datos para generar los Semivariogramas de las propiedades petrofsicas de las arenas C-3

BASE CASECASO BASE CASE 4CASO 4CASE 3CASO 3CASE 2CASO 2CASE 1CASO 1

Fr ( %)Fr ( %)

NP (MMSTB)NP (MMBNP) 51.151.1 61.361.3 73.473.4 77.377.3 82.382.3

12.612.6 15.115.1 18.118.1 19.119.1 20.320.3

Tabla 7. Resultados de los Acumulados de Petrleo de los cuatro Casos de Prediccin


GOLF OF VENEZUELA

CARIBBEAN SEA

LAKE

MARACAIBO

N

0 50 100

km

TOMOPORO

VENEZUELAVENEZUELA

N

30 km

I I

VII IXIX

VIV

XIII

V XI

I II

VII

FIELDCEUTA

VII

BLOQUE11

AREA 1

2 SOUTH

TOM-5X5 km

7

2 CENTER

2 NORTH4

3

8 NORTH

8 CENTER

8 SOUTH

3780

3779

37735

6

3783

FALLA VLC-70

LMITE ARBITRARION

VLG-3732

NVLG - 3734VLG - 3749

VLG - 3743

VLG - 3740

D

D

L

D L

VLG - 3676VLG - 3691

VLG - 3720VLG - 3738FALLA NORMAL

FALLA VLG-3686

VLG - 3722LIMITE ARBITRARIO

L

CEUTA FIELD

AREA 2 SUR

Fig. 1 Mapa de Ubicacin, Yacimiento Eoceno C, VLG-3676, rea 2 Sur de Ceuta

Title

AREA 2

SUR

B L OQUE 1 1

A R E A 1

AREA 8TOM - 2

T OM - 5X

SAN

LORENZO

VLG -3729

A R E A7

A R E A 2

C E NTR O

A R EA 2

NORT E

V LG -3 7 37VL G - 3 73 2

AL TO D EC EUT A

N

VLG - 3734

VLG - 3749

VLG - 3743

VLG - 3740

VLG - 3747

VLG - 3755

D

D

L

15000'

14500'

15300'

15000'

15500' 15600'

14500'

14200'

D L

VLG - 3676VLG - 3691

VLG - 3720VLG - 3738

14200'

NORMAL FAULT

VLC-70 FAULT

VLG-3686 FAULT

ARBITRARY BOUNDARY

VLG - 3722ARBITRARY BOUNDARY

L

Fig. 2 Mapa Estructural del Yacimiento Eoceno C, VLG-3676, rea 2 Sur de Ceuta

15500

16000

16000

VLG-3775 VLG-3772 VLG-3780

15500

16000

VLG-3777 VLG-3755

C-1

C-2

C-3

C-4

C-5

Fig. 3 Seccin Estructural en direccin Oeste-Este de las arenas C-2 y C-3 del yacimiento

STRATIGRAPHIC COLUMN

E

O

C

E

N

E

MISOA

FM

SANDSB

LOWER

UPPER

B-1B-2B-3B-4B-5

LA

GU

NIL

LAS

F

M

LA ROSA FORMATION

LOWER LAGUNILLAS

LAGUNAMEMBER

BACHAQUERO MEMBER

BACH-1BACH-2BACH-3

LAG-1LAG-2LAG-3

MI

OCENE

ER-EO

PAUJ FORMATION ( P.E )

B-6B-7

SANDSC

UPPER

LOWER

C-1C-2C-3

C-4C-5C-6C-7

LA PUERTA FORMATION

PLEISTOCENE MILAGRO FORMATION

PLIOCENE ONIA FORMATION

ER-PC

PALEOCENE GUASARE

Fig. 4 Secuencia Estratigrfica del yacimiento

PERMEABILIDAD RELATIVA AGUA-PETRLEO

Sw (%)

0,0000

0,1000

0,2000

0,3000

0,4000

0,5000

0,6000

0,7000

0,8000

0,9000

1,0000

0,225 0,275 0,325 0,375 0,425 0,475 0,525 0,575 0,625 0,675

Kro

Krw

Fig. 5 Curvas de Permeabilidad Relativa sistema Agua- Petrleo


PERMEABILIDAD RELATIVA GAS-PETRLEO

Sg (%)

0,0000

0,1000

0,2000

0,3000

0,4000

0,5000

0,6000

0,7000

0,8000

0,9000

0,0000 0,0500 0,1000 0,1500 0,2000 0,2500 0,3000 0,3500 0,4000 0,4500 0,5000

Krg

Kro

Fig. 6 Curvas de Permeabilidad Relativa sistema Gas- Petrleo

X3

X2

X1

ZX0dh dh

h

Fig.7 Datos para el Clculo de Semivariogramas

Fig. 8 Clculo del Semivariograma de la Permeabilidad de las arenas C-3.

Fig. 9 Distribucin Areal de la Permeabilidad en las Arenas de C-3, mediante el uso del Kriging

1979 1984 1989 19942

4

6

10

8

P(psig)

(10*3)

Time (yrs)

Bubble pressure C-2 = 3085 psig

Bubble pressure C-3 = 3408 psig

History pressure (VLG-3740) vs. time, C-2 sand

Simulated pressure vs. time, C-2 sand

Simulated pressure vs. time, C-3 sand

History pressure (VLG-3740) vs. time, C-3 sand

Fig. 10 Comparacin de las presiones histricas de las arenas C-2 y C-3, contra las presiones simuladas


case 2case 1 case 3

case 4

1979 1989 1999 2009Time (yrs)

Qo (stbd) 10*3.0

8.0

16.0

24.0

Fig. 11 Pronstico del Comportamiento de la Tasa Produccin de Petrleo en los diferentes Casos

Case 2Case 1 Case 3

Case 4

1979 1989 1999 2009

Time (yrs)

.0

2040

60

80

Np (MMSTB) 10*3

Fig. 12 Pronstico del Comportamiento del Acumulado de Produccin de Petrleo en los diferentes Casos Fig.13 Ubicacin de todos los pozos y localizaciones

propuestas en el Yacimiento en estudio

1.1.3a proyecto aplicaci+¦n de geoestad+¡stica 1

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