De la teoría a la práctica: Integración de datos estáticos y dinámicos para la definición del desarrollo de campos complejos. Campo Pauto - Piedemonte Oriental Cordillera Oriental de Colombia

De la teoría a la práctica: Integración de datos estáticos y dinámicos para la definición del desarrollo de campos complejos. Campo Pauto - Piedemonte Oriental Cordillera Oriental de Colombia.

ALZATE, JUAN-CARLOS1, AGUIRRE, HECTOR1.; LINARES, ROBERTO1., GALINDO, PEDRO1., PEÑUELA, GHERSON2., 1 Bp, Colombia, 2 Bp, Sunbury, UK.

© Copyright 2009 ACGGP. This paper was prepared for presentation at the X Simposio Bolivariano Exploración Petrolera en Cuencas Subandinas held in Cartagena, Colombia, July 2009. This paper was selected for presentation by the X symposium Technical Committee following review of information contained in an abstract submitted by the author(s).

Resumen El Piedemonte Oriental de la cordillera Oriental colombiana se caracteriza por una geología compleja donde baja calidad de imagen sísmica genera alta incertidumbre geológica para posicionamiento de pozos y manejo optimo del yacimiento. El campo de Pauto es una escama de thrust que conforma parte de una zona triangular. En el caso particular de la escama de Pauto, se han perforado 5 pozos con separaciones entre 1.5 y 9 kms, que combinado con pocos datos de producción y con reservorios de baja porosidad y permeabilidad, hacen difícil establecer su conexión vía pruebas de interferencia y definir la mejor opción para la monetización de los recursos ya descubiertos.

comportamiento dinámico del Complejo Pauto corroborado con los siguientes pozos a perforar.

será

Introducción Bp Exploration Colombia llevó a cabo una campaña de perforación de pozos exploratorios y appraisal durante la década de los 90, en los contratos de Piedemonte y Recetor, permitiendo identificar acumulaciones comerciales de hidrocarburos a dos niveles estructurales diferentes, conformando los Campos de Pauto y Floreña (Figuras 1 y 2). Todo el trabajo de perforación fue realizado con base en sísmica 2D preexistente, buena parte adquirida durante los años 90.

En este artículo se presenta la metodología usada en la integración de la interpretación sísmica 3D, modelamiento estructural, datos geológicos y dinámicos (presiones y fluidos) y del modelamiento numérico en yacimientos con alta incertidumbre desarrollado por BP. Dicha integración es ilustrada con los datos estáticos y dinámicos obtenidos por el pozo FRA5pw a finales del 2008. Como resultado de la integración de información se seleccionó un modelo estructural mediante el cual se explica la interconexión de al menos 3 escamas cabalgantes. El modelo geológico resultante confirma los volúmenes de recursos disponibles permitiendo generar a su vez una estrategia con menos incertidumbre para el desarrollo del ahora denominado Complejo Pauto. Esta estrategia ayudará al aumento del recobro comercial de hidrocarburos en una zona de alta complejidad geológica. Este mejor entendimiento del

Figura1: Localización Licencia Piedemonte El presente trabajo se enfoca en la acumulación relacionada al campo de Pauto, el cual es una escama de thrust que conforma parte de una zona triangular (Martínez 2006). Se han perforado 5 pozos con separaciones entre 1.5 y 9 kms, que combinado con pocos datos de producción y con

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ALZATE, JUAN CARLOS., AGUIRRE, HECTOR., LINARES, ROBERTO., GALINDO, PEDRO., PEÑUELA, GHERSON.

reservorios de baja porosidad y permeabilidad, hacen difícil establecer su conexión vía pruebas de interferencia y definir la mejor opción para la monetización de los recursos ya descubiertos. Complicación adicional surge cuando varios de estos pozos penetran al menos 2 veces el mismo reservorio gracias a la tectónica compresiva del área.

Figura2: Esquema estructural Licencia Piedemonte Campo Pauto (Martínez 2006) La incertidumbre proveniente de la baja calidad de imagen y de los pocos datos dinámicos disponibles proveniente de los pozos; que en contraposición con el potencial estimado de los mismos datos de producción, los cuales sugieren una acumulación importante de hidrocarburos, llevó a la compañía a adquirir un programa sísmico 3D durante el año 2006 y con cuyos resultados preliminares se soportó la perforación del reemplazo del pozo FRA5, el cual probó hidrocarburos en la zona mas norte conocida del campo, pero fue suspendido por razones mecánicas en 1998. Figura 3

La información necesaria para planear la perforación del pozo es un proceso multidisciplinario que involucra determinar: • • • •

Modelo geológico a perforar Coordenadas de Subsuelo Recursos a ser probados Plan de adquisición de datos dinámicos

Todo lo anterior con el establecimiento de la incertidumbre asociada a los métodos y técnicas usadas para determinar lo escenarios de perforación. A continuación se presenta una descripción del trabajo llevado durante la planeación, ejecución y manejo de resultados del pozo FRA5pw que permitió el establecimiento de un modelo estructural para el campo Pauto y sus implicaciones para el desarrollo futuro de dicho campo.

Figura 3: Imagen sísmica 2D arriba y 3D abajo, para la zona del pozo FRA5.

Modelo Geológico y Coordenadas de Subsuelo El modelo geológico regional establecido para esta zona oriental de la cordillera oriental de Colombia es de tipo zona triangular (Martínez 2006), aunque modelamientos recientes (Linares et al, 2009), sugieren un modelo de antiformas apiladas en duplex (Antiformal duplex stack), en la cual se destaca el apilamiento de múltiples estructuras que involucran rocas del Cretácico y Teciario, incluyendo la Fm Mirador, reservorio objetivo del pozo. Figura 2. Del conocimiento regional de los campos de Cusiana, Cupiagua, Cupiagua Sur, Floreña y Pauto, la estructura general de dichos campos es un anticlinal asimétrico con un flanco frontal de alto ángulo a invertido, afectado por splays frontales de la falla principal y retrocabalgamientos que afectan la parte central de las estructuras. El pozo FRA5 original perforó dos secciones completas de la Formación Mirador, comprobándose su contenido en hidrocarburos de gas condensado (para el caso de este manuscrito, se denominan mirador superior y mirador inferior simplemente basados en su posición relativa al pozo).

INTEGRACION DE DATOS ESTATICOS Y DINAMICOS PARA LA DEFINICION DE DEL DESARROLLO DE CAMPOS COMPLEJOS

Debido a la mala calidad de la imagen sísmica y al espaciamiento entre líneas, la incertidumbre en el mapa estructural al tope de la formación Mirador durante la planeación del proyecto era alta, de tal manera que varios modelos estructurales satisfacían los datos (Figura 4) y adicionalmente plantean varias alternativas para nuevas oportunidades de incremento de recursos, por lo que el objetivo del pozo a parte de accesar a los recursos ya probados incluyó: • •

Un plan de toma de datos de presión Perforación de una sección appraisal para evaluar potencial de hidrocarburos de reservorios por debajo de los ya encontrados.

Debido a la incertidumbre, el objetivo en subsuelo se definió a 100 mts de la penetración original en dirección similar al rumbo de las capas asegurar así la continuidad de los reservorios, el éxito del pozo, satisfacer los modelos propuestos, corroborar el modelo estructural. La interpretación de la versión sísmica 3D preliminar para ese tiempo permitió establecer como caso base un modelo de retrocabalgamiento para el campo de Pauto, en concordancia con el conocimiento regional del área y un alta probabilidad de tener comunicado el mirador superior con el pozo PSB1, localizado 4.5 km hacia el sur (Figura 1).

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herramientas de cómputo que implementan una filosofía que captura el impacto de la incertidumbre con modelos apropiadamente simplificados. Como resultado, varios modelos alternativos que reproducen la producción observada son usados para predecir el comportamiento futuro. Adicional a conocer impacto de la incertidumbre en los hidrocarburos a producir, los resultados se usan para determinar que pruebas son esenciales para seguir disminuyendo la incertidumbre y sus riesgos asociados. Para el éxito del mismo, es clave la interacción del equipo de subsuelo en términos de representar numéricamente los rangos de las incertidumbres que se quieren evaluar. La siguiente es una lista de las principales incertidumbres cuyos rangos fueron acordados previo a su uso en las corridas del simulador numérico junto con TDRM™. • • • • • • • • • • •

Capacidad de almacenamiento y conectividad de yacimiento Estructura Dos modelos generales estructurales Incertidumbre en la presencia sinclinales/anticlinales entre pozos Posición y transmisibilidad de las fallas Porosidad y volumen neto de roca (heterogeneidad de yacimiento) Contactos de agua-hidrocarburos Capacidad de flujo de yacimiento Permeabilidad de la matriz Permeabilidad del sistema fracturado Productividad del pozo (kh / skin)

La importancia de lo presentado anteriormente, lo ilustraremos con dos ejemplos relacionados con el grado de comunicación hidráulica entre volúmenes de yacimiento.

Figura 4: Diferentes modelos estructurales viables para la perforación del pozo FRA5pw, que satisfacen, los datos de la penetración previa y la información sísmica. El caso base usado es la figura de arriba a la izquierda Recursos a probar Debido al grado de incertidumbre de subsuelo, se decidió aplicar una tecnología liderada por BP a nivel mundial denominada Top-Down Reservoir Modelling, TDRM™ (Williams, G. et al., 2004). Dicha técnica usa una serie de

La Figura 5 es un esquema conceptual de la distribución de fluidos de yacimiento en el Complejo Pauto intersectado por tres pozos (PSB1, VLC2, y FRA5). Las líneas punteadas representan una alta posibilidad de comunicación entre volúmenes, mientras las continuas representan una baja posibilidad o ninguna comunicación. Para llegar a este resultado, se requirió de la implementación de multiplicadores de transmisibilidad a lo largo de la posible localización de fallas detectadas durante la interpretación sísmica. Teniendo en cuenta todos los rangos de las incertidumbres listadas anteriormente y mediante la aplicación de TDRM™, 100 modelos dinámicos fueron seleccionados por presentar ajustes razonables de la historia de la producción e inyección de los pozos de la zona. La figura 5 también presenta la distribución de los multiplicadores de transmisibilidad en las líneas en rojo del diagrama. De ellos se concluye que existe una muy baja probabilidad que VLC2 y PSB1 estén conectados, mientras

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ALZATE, JUAN CARLOS., AGUIRRE, HECTOR., LINARES, ROBERTO., GALINDO, PEDRO., PEÑUELA, GHERSON.

que uno de los dos Miradores en el FRA5 tiene una alta probabilidad que este en comunicación hidráulica con PSB1.

de 190 psi en un rango entre 140 a 230 psi. La presión medida por XPT en el Mirador inferior del pozo nuevo, indicó una caída de 150 psi, resultado que confirmó la distribución de fluidos más hacia el norte de PSB1 que hacia el sur

Con estos modelos se hizo la predicción de la presión a la que se debería encontrar en el pozo reemplazo del FRA5. La figura 6 muestra que el p50 de la caída de presión esperada era

Baffle between PSB1 and FRA5 blocks 100%

14

Yacimiento intersectado por VLC2, PSB1 y FRA5

90% 12

x

80%

y Frequency

FRA5 block

N

70%

p50 = 0.56

Frequency Cumulative %

60%

8

50% 6

40%

Cumulative

10

30%

4

20% 2 10%

0.96

0.88

0.80

0.72

0.64

0.56

0.48

0.40

0.32

0.24

0.16

0% 0.00

PSB1 block

0.08

0

Transmissibility multiplier, factor Baffle north VLC2 40

Central block

100% 90%

35

80% 30

Frequency

ck tal

blo

VLC2 block

Cumulative %

p50 = 0.04

60%

20

50% 40%

15

Cumulative

70%

Frequency 25

30%

Fro n

10 20% 5

10%

0.96

0.88

0.80

0.72

0.64

0.56

0.48

0.40

0.32

0.24

0.16

0.08

0% 0.00

0

Transmissibility multiplier, factor

Figura 5 Esquema conceptual de la posible comunicación de tres pozos en el Complejo Pauto. El rango del multiplicador de transmisibilidad va desde la no conexión hidráulica (0) a la comunicación total (1). QG PRESSURE(psi)

FRA5 LM Pressure Depletion Histogram

6450

120%

8

6500

6550

6600

6650

13650

7

13700

100% 6

13750

Frequency

40%

13850

TV DS S (ft)

p50 = 190 psi

3

1998

13800

Cumulative

60%

4

13900

150 psi

13950

2 20%

14000

1 14050

240

220

200

180

160

140

120

100

80

60

40

0% 20

0 0

Frequency

80%

Cumulative %

5

Confident pressure point with good mobility and short stabilization time

14100

14150

Pressure (psi)

2008

Confident pressure point with good mobility and short stabilization time

FRA5PY FRA5PW CUERVOS Linear (FRA5PY)

6700

INTEGRACION DE DATOS ESTATICOS Y DINAMICOS PARA LA DEFINICION DE DEL DESARROLLO DE CAMPOS COMPLEJOS

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Figura 6. Caída depresión esperada y medida en FRA5 debido a la producción e inyección en el PSB1. Los datos medidos, verifican la distribución de fluidos y su continuidad entre estos dos pozos. Resultados La perforación del pozo FRA5pw fue exitosa en cuanto a encontrar los reservorios del Mirador y que se pueden resumir así: •

•

•

El pozo encontró los dos Miradores previamente perforados por el FRA5 con una presión de yacimiento menor a la originalmente medida en 1998, indicando depletamiento y por lo tanto conexión con otro u otros pozos productores. La sección de appraisal no encontró ningún reservorio adicional por debajo de la Fm Mirador, estableciéndose que el pozo perforó una sección de la formación Los Cuervos, cruzo la falla de Pauto y entró dentro de algún intervalo del Carbonera inferior (C6-C8), los datos palinológicos no fueron diagnósticos para determinar específicamente cual miembro del Carbonera La posición final de entrada del pozo, coincidió a la altura de la falla que separa los dos reservorios de mirador, con una localización casi exactamente en el rumbo de la misma, por lo que no se pudo establecer mediante proyección geométrica la vergencia de esta falla.

Sin embargo, los datos dinámicos fueron claves para determinar cual de los dos modelos estructurales era el más adecuado para explicar las caídas de presión observadas después de 10 años. La Figura 7 ilustra el concepto que explica las diferencias de caídas de presión. PSC2 es un productor de dos formaciones Mirador y que por condiciones iniciales de presión, la formación Superior no podría estar en comunicación con el Mirador Superior en el FRA5. Por lo tanto, la producción de la Mirador Inferior en PSC2 es la única responsable de la caída de cerca de 500 psi que fueron detectados en el Mirador Superior en el pozo remplazo del FRA5. Por otra parte, la caída de presión del Mirador Inferior en el FRA5 era consistente con la conexión hidráulica con PSB1, quien antes de ser convertido a inyector había mostrado agotamientos cercanos a los 500 psi y recientemente había presentado un incremento de presión asociada con el reemplazamiento del volumen producido. A nivel regional, se establece que el campo de Pauto, es mas bien un complejo de múltiples escamas inter digitadas, que involucran las formaciones Mirador y Barco, aunque este último se encuentra la parecer muy limitado arealmente (figura 8). La sísmica 3D indica que la estructuración del complejo Pauto continua hacia el norte por debajo de la escama del campo de Floreña. Adicionalmente los recientes hallazgos publicados en prensa sobre el pozo Hurón-1, indican que el trend de las estructuras sigue mas al norte de la licencia de Piedemonte.

Figura 8: Esquema de distribución del Complejo Pauto, como una inter digitación de escamas de thrust. Conclusiones y trabajo futuro La integración de los datos estáticos y dinámicos, aunado con le establecimiento de las incertidumbres en cuanto a posición de la estructura, calidad de reservorio, tamaño de la estructura y conexiones, permite el poder planear pozos de desarrollo y appraisal en ambientes de alta incertidumbre. La misma integración multidisciplinaria permite el tratamiento de los datos post perforación para la determinación de los casos más probables en cuanto a modelo geológico y los escenarios de posterior desarrollo y extracción de los recursos en el subsuelo. Se confirma el STOIIP estimado inicialmente con los datos dinámicos, ya que se encontró el depletamiento esperado; a su vez, el hecho que dicho pozo este en un compartimiento bajo inyección aumenta el recobro en un 50% con respecto a un escenario de depletamiento. Las oportunidades que se generan por adoptar el modelo geológico podrían aumentar recursos en un 12% con respecto al STOIIP actualmente establecido para el Complejo Pauto. Para poder llevar a cabo tanto el refinamiento como la confirmación del modelo geológico y de yacimiento, así como la confirmación de nuevos volúmenes se han trazado accione a seguir con le desarrollo del campo, entre las cuales destacan:

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ALZATE, JUAN CARLOS., AGUIRRE, HECTOR., LINARES, ROBERTO., GALINDO, PEDRO., PEÑUELA, GHERSON.

• • • • • •

Pruebas extensas en el Mirador Inferior de FRA5pw con cierres de PBU cada 6 meses Inyección de trazadores en PSB1 y toma de muestras en FRA5pw Perforación de un nuevo pozo al norte de FRA5 buscando encontrar la continuidad de complejo por debajo de la escama de Floreña Perforación de un pozo al sur de PSB1 buscando penetrar la misma escama ya probada y obtener el beneficio de la inyección de PSB1 Poner a producción el Mirador Superior de FRA5pw Planeamiento y perforación de a lo menos 3 pozos a diferentes escamas estructurales del complejo pauto, buscando determinar conexiones con otros pozos o el descubrimiento de volúmenes adicionales.

5800

5900

6000

6100

PRESSURE(psi) 6200 6300 6400

6500

6600

6700

Referencias Linares, R.,. Aguirre, H., Alzate, J.C., Galindo, P., New Insights Into The Piedemonte License Triangle Zone In The Llanos Foothills – Colombia., X Simposio Bolivariano de Exploración Petrolera en Cuencas Subandinas. (2009). Memorias en publicación. Martínez, J.: Structural evolution of the llanos foothills, Eastern Cordillera, Colombia, Journal of South American Earth Sciences 21 (2006), 510-520, Elsevier Portafolio, 2009, Hallan más gas que crudo en proyecto Hurón, futura propiedad de Ecopetrol. Portafolio Digital. Disponible en: http://m.portafolio.com.co/news/key/140300;jsessionid=9AB6 F8EED3901738CC4E187D21E8A835.wap1 Williams, GJJ., Mansfield, M., MacDonald, D.G., Bush, M.D. TopDown Reservoir Modelling, SPE 89974, presentado en SPE Annual Technical Conference and Exhibition (2004)

6800

12400

12600

12800

PSC2

Pres ~ 500 psi low er M irador Guamalera Sheet

PSB1

1998

2008

DEPTH (ft)

13000

13200

13400

Pres ~ 140 psi low er M irador Pauto Sheet

rad Mi rco Ba

13600 Suspended pont 13800

FRA5 PY 14000

FRA5 PW

or

r1 Mi

r2 Mi

Suspended pont

2008 1998

14200

Figura 7. Arriba, esquema de presión v/s profundidad en el cual las caídas de presión medidas en el área del FRA5 son explicadas con el modelo de forethrust. Abajo, modelo estructural interpretado después de la perforación del pozo FRA5pw, comparar con los casos de perforación en la figura 4.