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DESAFOS EN SUBSUELO EN EL MODELADO DE RESERVORIOS PARA EL PROYECTO HAMACA.U.K. Acharya, A. Kent, D. Betancourt, M.W. Waite, T. Tankersley, S. Johansen, C. Robertson Petrolera Ameriven.

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Copyright 2004, Society of Petroleum Engineers Inc.

Este documento fue preparado para su presentacin en las Operaciones Trmicas Internacionales de SPE y para el Simposio de Crudos Pesados y la Reunin Regional Occidental celebrada en Bakersfield, California, EE.UU., 16 a 18 marzo, 2004.

Este trabajo fue seleccionado para ser presentado por un comit de programa SPE siguiendo la revisin de la informacin contenida en una propuesta presentada por el autor (s). El contenido del paper, tal como se presenta, no han sido revisados por la Sociedad de Ingenieros de Petrleo y estn sujetas a correccin por el autor (s). El material, tal como se presenta, no refleja necesariamente la posicin de la Sociedad de Ingenieros de Petrleo, sus funcionarios o miembros. Los trabajos presentados en las reuniones de la SPE estn sujetos a revisin de la publicacin por los Comits editoriales de la Sociedad de Ingenieros de Petrleo. Est prohibido el recurso electrnico, distribucin o almacenamiento de cualquier parte de este documento con fines comerciales sin el consentimiento por escrito de la Sociedad de Ingenieros de Petrleo. El permiso para reproducir bajo impresin se limita a una propuesta de no ms de 300 palabras; ilustraciones no pueden ser copiadas. La propuesta debe contener el reconocimiento evidente de dnde y por quin fue presentado el documento. Escribe Bibliotecario, SPE, P.O. Box 833836, Richardson, TX 75083 hasta 3.836, EE.UU., fax 01-972-952-9435.

ExtractoEl proyecto Hamaca es una importante base de recursos para la produccin de Petrleo Crudo Extra Pesado en la Faja del Orinoco de Venezuela. El proyecto es operado por la Petrolera Ameriven, un agente de operacin propiedad de ConocoPhillips, ChevronTexaco, y Petrleos de Venezuela, S.A. (PDVSA). La produccin primaria comenz en Septiembre del 2001 desde unos pocos pozos horizontales; el desarrollo de la perforacin continu por los prximos 34 aos para mantener una produccin estable de 190 000 bppd de produccin fra. Los retos del subsuelo implican la construccin de un modelo representativo del reservorio a una escala muy fina en honor a un sistema muy heterogneo sobre una gran rea, con variaciones de temperatura a travs del campo y sus efectos en las viscosidades del petrleo, las variaciones verticales y laterales en las propiedades del petrleo y presin del fluido, escalando el modelo lo suficiente como para ser capaz de correr el modelo dinmico en el hardware y software disponible en la computadora. El modelo es calibrado usando un pequeo historial de produccin de Hamaca (menos de 2 aos), luego es usado para predecir el rendimiento de los escenarios desarrollados conteniendo cientos de pozos horizontales perforados en el futuro.El paper discute los retos de la seleccin adecuada de metodologas de modelamiento, de coincidencia de los limitados datos histricos de produccin, del modelamiento de influencia de produccin en campos contiguos, de poblar el modelo con cientos de trayectorias de pozos para futuros pozos horizontales, y la realizacin de anlisis sensibles para evaluar el efecto en las provisiones de incertidumbre de produccin en algunos parmetros claves del yacimiento.

IntroduccinEl proyecto Hamaca produce Petrleo Crudo Extra Pesado (PCEP) de la Franja Petrolfera del Orinoco de Venezuela (Figura 1). El proyecto es operado por la Petrolera Ameriven, un agente de operacin en nombre de ConocoPhillips (40%), ChevronTexaco (30%), y PDVSA, Compaa Nacional Venezolana de Petrleo.La produccin comenz en Septiembre de 2001, y el desarrollo de la perforacin continuar a lo largo de la vida del proyecto. La produccin a escala completa de 190 000 bppd (produccin fra) se iniciar una vez finalizada la instalacin de las facilidades de mejoramiento de crudo pesado. El petrleo pesado est actualmente mezclado con un crudo ms ligero para facilitar el transporte por tubera. Cuando comience la produccin a escala completa, el petrleo pesado ser mezclado con diluyente (nafta) y se transportar a unos 200 km a travs de tuberas a un complejo de mejoramiento en la costa de Venezuela. El mejorador requerir nafta, que se canalizar de regreso para diluir la produccin futura de petrleo.Esta ingeniera de reservorio para este proyecto es un desafo. Es necesario construir un modelo de tierra muy grande que incluya pequeas reas con considerables datos y grandes reas con muy pocos datos, escalar esto para la simulacin de flujo, el fino ajuste del modelo con la historia limitada de produccin, y luego pronosticar la futura produccin. El modelo puede ser frecuentemente actualizado para acomodarlo a una agresiva campaa de perforacin y a la afluencia de los datos de produccin inicial. Los desafos se acentan por la necesidad de cuantificar el pronstico de los riesgos en un amplio rango, basados en un limitado subsuelo y datos de produccin inicial, con las cuales se afecta las decisiones de billones de dlares.Puesto que la simulacin del flujo es slo tan buena como los datos que van dentro de ella, se hacen esfuerzos para asegurar que el modelo captura y realmente representa la singularidad del yacimiento y las incertidumbres presentes en la caracterizacin del reservorio. Sin embargo, el modelo debe seguir siendo lo suficientemente pequeo como para ser ejecutado en el hardware y software disponible. A partir del modelo esttico de tierra, los componentes como por ejemplo el modelo de la grilla, la preparacin de datos, generacin de trazas de pozos futuras, PVT, y SCAL fueron trados en la simulacin del modelo de flujo de una forma prctica, imitando el comportamiento del yacimiento conocido e incorporando el consejo de los expertos dueos de la compaa y otros con experiencia operativa en la Faja Petrolfera del Orinoco. En cada paso del camino nos detuvimos para evaluar los progresos realizados y para asegurarnos de que estbamos en el camino correcto.

Descripcin del ReservorioHamaca es un pequeo segmento de la Faja Petrolfera del Orinoco que se extiende varios cientos de millas de este a oeste en la seccin este de Venezuela (Figura 1), sin embargo, el rea de operacin de Hamaca en s mismo es bastante grande. sta cubre un rea de alrededor de 160 000 acres (657 km2) y contiene ms de 40 mil millones de barriles de petrleo. Ms de 100 pozos de control verticales y ms de 170 pozos horizontales fueron completados en Noviembre del 2003. Varios de stos han establecido rcords mundiales de longitud de tubera ranurada. El rea se encuentra localizada en el margen sur de la Cuenca Oriental de Venezuela. Los reservorios estn en los estratos del Mioceno que suavemente se sobrepone al Precmbrico Escudo Guayans, expuestos hacia el sur, y suavemente hundidos dentro de la cuenca hacia el norte. Las arenas fueron depositadas por sistemas deltaicos fluviales y fluviotidales que desembocan en la cuenca. El intervalo del reservorio se divide en 10 intervalos estratigrficos con significacin gentica. Cada intervalo estratigrfico contiene complejos canales fluviales y fluviotidales principales. Los mejores intervalos del yacimiento son sistemas de canales mendricos que son tpicamente de 6 a 15 m (20 a 50 pies) de espesor y de a 4 km (800 a 13000 pies) de ancho, y en general son alargadas en una direccin N-S. Los sistemas mendricos individuales comnmente se amalgaman con otros para crear ms unidades continuas con geometras tridimensionales muy complejas. La capacidad de produccin de un pozo individual est parcialmente determinada por la cantidad de arena neta en contacto con el pozo y la estructura interna de estos complejos cuerpos de arena.Hay numerosas fallas pequeas en la zona, pero la mayora tiene muy poco desplazamiento para aislar arenas por un solo tiro vertical. Algunos sistemas de fallas han servido como lugar para la precipitacin de cementos de carbonatos, y otros sistemas de fallas podran haber reducido ligeramente la permeabilidad debido al corrimiento de la arcilla dentro del sistema. La transmisibilidad de estas fallas no se puede evaluar plenamente en este estado en el desarrollo de la zona. Dado que la densidad del crudo extra pesado y el agua son tan similares, hay una pequea flotabilidad que empuja el fluido a travs de las barreras de transmisibilidad. Sin embargo, esta situacin no se mantendr una vez que los regmenes de presin cambien drsticamente.Los canales de arena tpicos no son consolidados pero s permeables, con permeabilidades sobre los 40 darcys y porosidades que en ocasiones exceden el 35%. Hay volmenes significativos de arena con peor calidad que la del reservorio depositada en entornos no canalizados. Todas estn encerradas en lignitos y lutitas endurecidas que definen los complejos lmites del sistema del reservorio. La saturacin de agua (Sw) vara a travs del rea operacional y verticalmente entre arenas. Sw vara de 100% en el contacto agua-petrleo hasta un mnimo de 3% en la zona de petrleo. El mayor desafo es estimar la saturacin de agua irreductible. En un ambiente de petrleo pesado, solo un pequeo porcentaje del agua mvil puede causar problemas considerables de produccin porque el agua fluye muy fcilmente.Existen grandes variaciones en la temperatura del reservorio debido a la gran rea operacional, el espesor del intervalo estratigrfico (superior a 700 pies), la pendiente regional de aproximadamente medio grado, y variaciones significativas en el gradiente de temperatura. La temperatura dentro del modelamiento de las arenas del reservorio vara de 100 a 144 grados F a travs del rea operacional. Las variaciones de temperatura impactan significativamente sobre las viscosidades del petrleo del crudo extra pesado, y por lo tanto la produccin potencial. Estos presentes desafos alejan el pronstico de la productividad de pozos futuros para un buen control de pozos. Las viscosidades del petrleo varan alrededor de 14000 a 620 centipoises sobre el rea operativa.El desempeo de operacin en la seccin norte de la zona operativa de Hamaca est afectado por la depletacin que ha ocurrido en la vecindad del Campo Bare, en produccin desde 1985. Cualquier pronstico para la prediccin del rea operativa Hamaca puede necesitar considerar el agotamiento hasta la fecha y la produccin futura de la propiedad de compensacin.

Modelado del ReservorioMantener la descripcin actual del reservorio con la constante de flujo de nueva informacin es un reto. Como nuevos pozos se perforan y existe ms informacin disponible, el equipo de modelado de yacimientos de Ameriven actualiza el modelo tierra; en consecuencia, la simulacin de flujo se repite y los pronsticos previos son re-evaluados.

Modelado de Tierra. Modelos geocelda se construyen utilizando tcnicas de modelado geoestadsticos avanzados. Los detalles de los esfuerzos de modelado de tierra por Hamaca han sido discutidos en otros lugares. Se presentan brevemente a continuacin.El modelo de tierra se construye por separado para cada uno de los 10 intervalos estratigrficos, sobre la base de dos deflectores continuos u horizontes de barrera relativamente continuos (Figura 2). Estos horizontes se infieren a ser lutitas marinas depositadas en tiempos de inundacin marina regional. Estos tres intervalos principales son la simulacin de flujo por separado, para facilitar las limitaciones de procesamiento en nuestros sistemas informticos, y son referidos como el modelo Inferior, Medio y Superior.Desde la identificacin de espacios abiertos de canales de arena es un tema importante, pozos de confirmacin fueron perforados en cada pad de desarrollo, en un patrn regular (Figura 3). Estos pozos proporcionan registros por cable, muestras de ncleos convencionales y de pared lateral para anlisis de rutina y anlisis de ncleos especiales, la porosidad, la permeabilidad, y los datos de presin, las muestras de petrleo y agua, las muestras paleontolgicas, y la informacin sobre la distribucin de arena. Los lugares y las extensiones de espacios de canales abiertos se corroboran an ms con los datos ssmicos 3D.En el desarrollo de los modelos geocelda para Hamaca, el tamao de la cuadrcula fue determinada primero. Para el rea a tratar se utilizaron 100 metros de cuadricula. Para 2.000 metros de pozos horizontales, esto produce alrededor de 20 celdas de la grilla por pozo. Verticalmente, cada celda fina de la cuadrcula promedio es de 2 pies de espesor. El modelo entero contiene 330 celdas en la direccin X, 370 celdas en la direccin Y, y 309 celdas verticales, y as contiene cerca de 38 millones de celdas finas de rejillas (Figura 4).Propiedades de las rocas como la porosidad, saturacin de agua, y arcillosidad se ven limitados por los pozos verticales de confirmacin, que tienen suites completas de registros. Pozos de produccin, que slo tienen registros de rayos gamma y de resistividad, tambin se utilizan para limitar el modelo. Se emplean tcnicas geoestadsticas avanzadas para rellenar todas las celdas en el modelo de tierra y para evitar problemas relacionados con la agrupacin desigual de los datos.La asignacin de permeabilidad horizontal y vertical a una celda de la cuadrcula del modelo se basa en la porosidad para esa celda de cuadrcula. Un estudio de micro-modelado se realiz para transformar la relacin de porosidad-permeabilidad derivada de la escala bsica de conexin a la escala del modelo geocelda del reservorio. Los micro-modelos detallados son de alta calidad para producir porosidad, distribuciones verticales y horizontales de permeabilidad y relaciones multivariantes que son consistentes con las caractersticas del flujo a escala macro. Las relaciones de porosidad-permeabilidad aumentadas de escala se extraen y se utilizan para rellenar la permeabilidad "efectiva" en el modelo de yacimiento a escala macro utilizando un mtodo geoestadstico llamado la tcnica de la "nube transformada", previo al flujo de la simulacin.La simulacin de flujo se utiliz para validar las relaciones de permeabilidad porosidad determinados a partir del estudio de micro-modelado, como se discute en una seccin posterior. El estudio incluy la historia de empate del rendimiento de la produccin de los pozos donde fluyen las presiones de fondo de pozo (FBHP) disponibles. Para la mayora de los pozos la unin era mejor cuando se utiliz la permeabilidad anistropa de micro-modelado. El proceso de ampliacin de la escala (que se discutir ms adelante) reduce an ms las permeabilidades verticales de las celdas gruesas de la rejilla en las regiones donde las lutitas de pequea escala estn presentes.Las estimaciones de la saturacin total de agua, Sw, y la saturacin de agua irreducible, Swir, son cruciales para un desarrollo de crudo pesado debido a la gran diferencia de movilidad entre los dos fluidos. El problema en Hamaca es un reto por varias razones. La salinidad del agua de formacin cambia considerablemente en las diferentes zonas del yacimiento y en las diferentes partes de la zona de operacin. Esto fue confirmado por pruebas de pozos realizados especficamente para recuperar aguas de formacin y de un cuidadoso anlisis de los registros elctricos con cable de acero y datos de Dean-Stark de ncleos convencionales. Geocientficos de Ameriven ahora mapean la salinidad del agua de formacin en tres dimensiones para una mejor definicin de Sw.La saturacin de agua se complica por zonas, llamadas por los operadores como "rocas de alta porosidad" en la Faja Petrolfera del Orinoco, que contienen deflectores en los reservorios pequeos que no permiten que el agua drene por completo del reservorio. Debido a que la diferencia de densidad entre el aceite y el agua es muy pequea, el agua permanece suspendida dentro de la columna de petrleo; las diferencias de flotabilidad entre el petrleo y el agua son insuficientes para superar las fuerzas de tensin superficial dentro de las capas desconcertantes. Sin embargo, cuando fuertes diferencias de presin se desarrollan debido a la produccin, estas aguas sern convertidas probablemente en aguas mviles. Para evaluar este riesgo, los volmenes tridimensionales que contienen roca esponjosa son cuidadosamente mapeados. Un segundo tipo de "roca de alta porosidad es reconocida por encima de contactos agua/petrleo menos profundos donde existen extensas zonas de transicin. Estos tambin se asignan como sub-dominios en el modelo de la tierra.Otro fenmeno comn a los operadores de la Faja Petrolfera del Orinoco es el concepto de una "ponchera" (traducido literalmente, un recipiente de coccin superficial). En situaciones normales del reservorio, el petrleo est estancado en las partes ms altas de un acufero permeable, donde la trama estructural de las camas, faltas de sellos, y acuamientos estratigrficos definen un cierre de cuatro vas. Sin embargo, en gran parte del sistema del reservorio de Hamaca, esencialmente todos los estratos permeables estn saturados con petrleo. El agua es atrapada dentro de los estratos porosos donde el cierre de cuatro vas en la base de la arena evita que el agua fluya por debajo de la estructura en la cuenca ms profunda hacia el norte. La 'ponchera' es la inversin conceptual de un campo petrolero normal. Aunque el agua no puede fluir hacia fuera debido al cierre de cuatro vas, la columna de petrleo suprayacente puede estar en comunicacin a travs de un sistema de reservorio comn. Todos los contactos de petrleo/agua, ya sea relacionado con poncheras o acuferos regionales interconectados, se asignan y se incluyen en el modelo de tierra.Dos estimaciones de saturacin de agua se hacen en todas las partes del modelo de tierra; una estimacin de la saturacin total de agua (Sw) y una estimacin de la saturacin de agua irreducible (Swir). Sw se calcula utilizando un modelo de Indonesia (Poupon- Leveaux). Estimar Swir ha sido muy difcil. Amplias experimentaciones se realizaron en base a petrofsica convencional, anlisis Dean-Stark de ncleos convencionales, y el anlisis de los registros magnticos nucleares. Hasta la fecha, todos los estimadores de Swir resultaron deficientes, ya que permiten ms movilidad del agua en el modelo de simulacin que en los soportes de datos de produccin. Sin embargo, se necesita una cierta movilidad del agua en el modelo para hacer frente a las rocas de alta porosidad, poncheras y acuferos regionales.En nuestros actuales modelos de simulacin, el agua mvil por debajo del contacto agua-petrleo es igual a la saturacin total de agua (Sw) menos nuestro estimador de la saturacin de agua irreducible (Swir). reas por encima del contactos petrleo-agua son tratados como dos dominios separados. En la mayora de las reas por encima de los contactos de petrleo-agua, toda el agua es considerada inmvil (Swir = Sw). Sin embargo, en zonas donde las 'rocas de alta porosidad' son mapeadas por los gelogos, el agua es permitida para ser mvil en las celdas donde la porosidad efectiva (Pe) y la saturacin total de agua (Sw) son suficientemente altas (25% y 50%, respectivamente). En estas celdas, el agua mvil es igual Sw - Swir.La produccin de agua en el modelo de simulacin se produce ya sea por la intrusin de agua del acufero o por la expansin del agua connata (y la contraccin del volumen de poro) como por la depletacin de la presin en el yacimiento, o por las aguas en movimiento dentro y fuera de los volmenes de roca de "alta porosidad".Una variacin de temperatura de alrededor de 40 grados (Fahrenheit) se observa en el rea de operaciones. La temperatura es ingresada en el modelo geocelda como una funcin de un gradiente de temperatura que vara geogrficamente (derivado del registro de la temperatura en 40 pozos de confirmacin), y la profundidad de sobrecargar cada celda (Figura 5). Estas temperaturas estimadas se utilizan ms tarde en la simulacin de flujo para asignar valores PVT apropiadas para cada una de las celdas de la rejilla. Las temperaturas en el extremo sur de la zona son inferiores a las del norte debido a los gradientes de temperatura generalmente ms bajos y menos sobrecargados.

Simulacin de Flujo. Simulacin de flujo se lleva a cabo en el modelo de la tierra geocelda utilizando un simulador de flujo. A medida que el modelo de la tierra se actualiza con nueva informacin, el modelo de simulacin de flujo tambin se actualiza. Simulacin de flujo tambin se utiliza para detectar inconsistencias en el modelado tierra y para proporcionar una base para la asignacin de ciertos tipos de datos en el modelo geocelda. Dos conjuntos de modelos de simulacin de flujo se realizaron en el presente estudio: modelos de red de rejilla fina y modelados de rejilla gruesa. Cada uno de los tres modelos de campo completo de rejilla fina (Baja, Media y Alta) tena alrededor de 12,5 millones de celdas y el hardware de simulacin de flujo existente y software eran insuficientes para ejecutar estos grandes modelos. Un pequeo sector fue tallado en el modelo inferior para llevar a cabo varios estudios de sensibilidad.El modelo del sector tena dimensiones de 135 x 60 x 99 celdas, y cada celda era 100m x 100m x 2 pies. Todos los pozos horizontales que producen en el intervalo ms bajo del modelo se incluyeron en el sector. Adems, se incluyeron varios pozos desde una posicin adyacente del campo Bare para proporcionar el agotamiento de la presin y para investigar la restriccin del flujo relativa a una falla prominente. El modelo del sector se utiliz para resolver cuestiones tales como, la permeabilidad debe ser asignada utilizando un mtodo anisotrpico, cul es el mtodo apropiado para la asignacin de las saturaciones de agua irreductible, y lo que es una relacin de ampliacin de la escala apropiada.La historia de empate del desempeo del pozo en el modelo se utiliza para decidir si se debe utilizar un mtodo isotrpico o anisotrpico para la asignacin de la permeabilidad. Los estudios indicaron que para la mayora de los pozos el caso anisotrpico da un mejor empate. El caso anisotrpico tambin fue pensado para representar mejor las heterogeneidades del yacimiento que el caso istropo, por lo que fue seleccionado para los estudios finales de campo completo.A continuacin, se tuvo en cuenta para determinar un medio adecuado para asignar Swir en el modelo. La Figura 6 muestra el modelo, se calcul el perfil del agua de produccin por un pozo tpico en el modelo del sector, cuando Swir es determinada a partir de correlaciones petrofsicas. Las tasas de produccin de agua son de varios rdenes de magnitud mayor que las tasas observadas. Sin embargo, cuando se utiliz un mtodo hbrido ms reciente para asignar el Swir, las tasas llegaron dentro del rango observado en el campo (Figura 7). Este tipo de comportamiento se observ en otros pozos, por lo que el mtodo hbrido pareca proporcionar una mejor representacin del comportamiento del reservorio. Los detalles del mtodo hbrido en definitiva fueron presentados en la seccin anterior sobre la saturacin de agua.Tambin se utilizaron modelos sectoriales para determinar una relacin de escalamiento de radio vertical apropiado, se procede aplicar el modelo de simulacin de flujo de campo completo. El mejoramiento de la resolucin se llev a cabo usando un software3 propietario, basado en flujo. Se consideraron tres relaciones de ampliacin de la escala vertical: 1:3, 1:5 y 1:7. El proceso consista en correr la cuadrcula fina y mejorar los modelos del sector a travs de condiciones idnticas para la prediccin por 40 aos y comparar los resultados del mejoramiento del modelo de rejilla gruesa con los modelos de la red. El modelo 1:7 dio resultados que fueron significativamente diferentes del modelo fino de la red; el modelo 1:3 dio el mejor empate y el modelo 1:5 dio resultados muy cercanos a los del modelo 1:3 (Figuras 8 y 9). El caso 1:3 habra requerido casi 4 millones de celdas de la red en cada uno de los tres escalamientos, modelos de campo completo. Debido a que estos modelos seran difciles de correr en nuestros sistemas informticos, y los beneficios del caso 1:3 fueron modestos en comparacin con el caso 1:5, se decidi a ir con relacin al escalamiento de radio 1:5.Para los modelos de campo completos el mejoramiento redujo las dimensiones del modelo 330 x 370 x 309 a 292 x 275 x 63, una reduccin de 38 millones de celdas de la cuadrcula a unos 5 millones de celdas de la cuadrcula. El escalamiento tuvo lugar principalmente en la direccin vertical, reduciendo el nmero total de capas (309-63). Area, algunos engrosamientos tuvieron lugar en el lmite exterior del modelo. En el rea operativa real, sin embargo, el engrosamiento no areo fue hecho; se conservaron las rejillas originales 100m x100m.El tamao del modelo mejorado (5 millones de celdas) todava era demasiado grande para correr la simulacin de flujo utilizando nuestro hardware y software. El modelo se divide en tres modelos ms pequeos, Alto, Medio y Bajo, basado en datos geolgicos, con cada modelo que consta de alrededor de 1.680.000 celdas de la cuadrcula. Cada uno de estos modelos ms pequeos contiene unidades de flujo estratigrficas distintas.Los efectos de las variaciones de temperatura dentro del campo estn representados en la simulacin a travs de sus efectos sobre las viscosidades en el petrleo. Valores de viscosidad del petrleo muerto estaban disponibles en cerca de 40 muestras cada una a tres temperaturas diferentes (122, 140 y 212 grados Fahrenheit). Se recogieron muestras de diferentes pozos en diferentes lugares y de diferentes arenas en la zona de operaciones. Los anlisis PVT del petrleo vivo tambin estaban disponibles en algunas muestras. Esta informacin fue utilizada para desarrollar correlaciones entre la viscosidad del petrleo muerto y las propiedades del petrleo vivo. Doce tablas PVT fueron utilizadas en los modelos, cada tabla representa una gama de 4 grados. La Figura 10 muestra la variacin de viscosidad para la capa 18 en el modelo de simulacin y la Figura 11 muestra las regiones PVT correspondientes a las regiones asignadas para representar estas variaciones. La asignacin fue hecha de manera similar para otras capas en el modelo. Las doce tablas PVT representan colectivamente un rango de 102 a 144 grados y cubren todo el rango probable encontrado en Hamaca. La variacin de la viscosidad del petrleo vivo del modelo en el rea de operaciones vari de aproximadamente 14.000 cp en la regin ms superficial a aproximadamente 620 cp en la regin ms profunda.

Trazas de Pozos. Tres tipos de pozos estn actualmente en simulacin: pozos ya perforados en el rea de Bare y Hamaca, pozos que se han planeado, pero que todava no han sido perforados y pozos "hipotticos" que seran perforados en el futuro.Las trazas de pozos para los pozos existentes se obtuvieron a partir de los registros direccionales. Las trazas de pozos para los pozos que estaban previstos pero an no perforados fueron obtenidas de los estudios detallados de simulacin del sector realizados para planificar bien los paths. El tercer conjunto de pozos, llamados pozos "hipotticos", se utilizan para simular futuras perforaciones para producir 190.000 bpd en los prximos 34 aos. Los pozos hipotticos fueron diseados utilizando un proceso automatizado que tiene en cuenta la geologa del reservorio, el volumen de hidrocarburos en sitio, la vecindad del pozo a una fuente de agua mvil, y la Pi estimada del pozo. La Figura 12 es una seccin transversal tpica del modelo que contiene pozos hipotticos.

La Simulacin de Flujo de los Modelos de Campos Completos. Los modelos inferiores, medios y superiores se realizaron por separado. Cada modelo tiene dimensiones de 292 x 275 x 21 celdas, produciendo alrededor de 1.680.000 celdas de la cuadrcula. Cada modelo incluye pozos del Campo Bare (329 pozos en el modelo inferior, 59 pozos en el modelo medio y 6 pozos en el modelo superior), las principales fallas, doce regiones PVT e historia de produccin tanto de Bare y Hamaca. Los tres modelos se llevaron a cabo en un modo no trmico y de no equilibrio usando la versin paralela del simulador proveedorA travs de los aos, se hicieron diversos ajustes para los diferentes modelos para mejorar el empate con la historia de produccin. Estos ajustes han variado para dar cabida a los avances en nuestros esfuerzos de caracterizacin de yacimientos. Por ejemplo, en una versin anterior del modelo de simulacin de flujo, las permeabilidades en las tres direcciones, Kx, Ky y Kz, se redujeron en todos los tres modelos, pero con diferentes factores de reduccin para cada uno de los tres modelos. En la versin actual no se realizaron ajustes globales a la de los modelos Bajos y Medios; slo ajustes cercanos al hoyo del pozo para dar cuenta del efecto del dao.Cuando el empate histrico, se hicieron intentos para mantener el alcance de los ajustes locales al mnimo; la mayora de las correcciones se hicieron sobre una base global cuando sea necesario. Como resultado, algunos pozos dieron mejores empates de historia que otros. No se intent hacer coincidir cada empate por ajustes locales. La razn era que, dado que el modelo se utiliza para predecir la produccin de los pozos que se perforarn en el futuro, el conocimiento local necesario para el empate histrico con la produccin futura no se conoce a priori. Por otro lado, consideramos ms lgico hacer cambios globales en todo el modelo (que podra ser un artefacto de correlaciones y transformaciones utilizadas en el modelado de tierra), y reservan los cambios locales para tiempos posteriores, cuando algunos datos de produccin de los nuevos pozos estn disponibles.Despus del empate histrico, se utilizaron estos modelos de simulacin de campo completo calibrados en el modo de prediccin para evaluar diferentes escenarios para el desarrollo de Hamaca.

Estudios de SensibilidadLos resultados de este estudio fueron de importancia estratgica para Ameriven, involucrando la inversin de grandes sumas de dinero, por lo que era esencial que los modelos de los yacimientos sean lo ms slidos y representativos para el reservorio como sea posible. Adems, dado que los datos histricos disponibles utilizados para calibrar el modelo eran de alcance limitado, es esencial que se realicen algunos estudios de sensibilidad para evaluar el impacto de la variabilidad en los datos de entrada en los pronsticos de los modelos.Muchas variables diferentes del reservorio fueron evaluadas, tales como, la saturacin crtica de gas, compresibilidad de la roca, permeabilidad relativa del gas (puntos finales y forma), propiedades PVT, condiciones de operacin, ubicacin de pozos futuros, y el tamao de malla del modelo. Varias de estas variables se encontraron que tenan un impacto significativo en la tasa de produccin y el nmero de pozos necesarios para mantener los objetivos de produccin. La figura 13 muestra la sensibilidad de la recuperacin de petrleo a variaciones (tanto el de gama baja y el de gama alta) en algunas de estas variables. Las variables ms importantes en la actualidad se estn utilizando para construir mejores y modelos ms representativos, lo que ayudar a reducir las incertidumbres en las previsiones del proyecto.

ResumenEl modelado y la simulacin exitosa de la zona de operacin de Hamaca requiere que superemos varios retos que son nicos para las operaciones en la Faja.

Tamao. Dado que la simulacin de yacimientos se lleva a cabo en un rea muy grande (33 km x 37 km), el modelo geocelda contiene casi 38 millones de celdas en la cuadrcula. Despus del escalado, los tres modelos de simulacin de flujo siguen siendo muy grandes, con ms de 1,68 millones de celdas cada uno.

Saturaciones. Las saturaciones de fluidos de Hamaca han requerido que manejemos Sw y Swir de una manera nica ya que el modelo de simulacin se ejecuta en un modo de no-equilibrio. Las reas de "roca esponjosa" se han definido y tratado de manera diferente.

Temperatura. Las grandes variaciones de temperatura y los cambios resultantes en la viscosidad del petrleo han presentado retos que se han tratado de manera efectiva. La simulacin de flujo se lleva a cabo en un modo no trmico, sin embargo, las grandes variaciones de temperatura observadas en el rea de operacin se han contabilizado mediante el uso de mltiples regiones PVT.

Nmero de pozos. Ameriven ha desarrollado un proceso automatizado para disear e implementar en el modelo cientos de pozos horizontales que son representativos de pozos a ser probablemente perforados durante la vida del proyecto.

Mejora del modelo continuo. La influencia continua de nuevos datos ha requerido que nuestro programa de modelado sea organizado de manera eficiente para permitir que las actualizaciones del modelo se produzcan con la suficiente rapidez para hacer frente a las decisiones de varios miles de millones de dlares del proyecto.

AgradecimientosQueremos agradecer a los Sres. Francis Connors y Scott Hanson por el uso de sus anlisis e interpretaciones de Sw y Swir y a la Sra. Anilec Fermn por los resultados de los estudios de sensibilidad. Adems, los autores desean agradecer a la gestin de Ameriven, ChevronTexaco, ConocoPhillips y PDVSA por el permiso para presentar este trabajo.

Referencias

1. Tankersley, T. H., Waite, M. W., Reservoir Modeling for Horizontal Well Exploitation of a Giant Heavy Oil Field SPE 87308, to be published in SPE Reservoir Evaluation & Engineering, December, 2003.

2. Waite, M., Johansen, S., Betancourt, D., Acharya, U. K., Modeling of ScaleDependent Permeability Using Single- Well Micro-Models: Application to Hamaca Field, Venezuela, SPE Paper 86976, to be presented at SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium and Western Regional Meeting to be held in Bakersfield, California, March 16-18, 2004.

3. Durlofsky, L.J., Behrens, R.A., Jones, R.C. and Bernath, A., Scaleup of Heterogeneous Three Dimensional Reservoir Description, SPE Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, Texas, October 22-25, 1995

Figura 1 Ubicacin en el mapa del proyecto Hamaca

Figura 2 Modelo Inferior, Medio y Superior

Figura 3 Ubicacin de los Pozos Confirmados

Figura 4 Modelo geocelda del campo completo Hamaca

Figura 5 Gradiente Trmico y Temperatura del Reservorio

Figura 6 Produccin de Agua para el Pozo 01 (usando Swir no-Hbrido)

Figura 7 Produccin de Agua para el Pozo 01 (usando Swir Hbrido)

Escala Fina 3:1 Escalada

5:1 Escalada 7:1 Escalada

Figura 8 Comparacin de Permeabilidad Horizontal, Kx para diferentes radios escalados

Escala Fina 3:1 Escalada

5:1 Escalada 7:1 Escalada

Figura 9 Saturacin de Gas al Final del ao 2041

Figura 10 Viscosidad del Petrleo para Capa del Modelo

Figura 11 PVT Regin para la misma capa modelo en Fig. 10.

Figura 12 Ejemplo muestra la seleccin de la traza para la mayor parte de la fila sur de los pozos. La propiedad desplegada es mejorada la escala PHI

Diagrama Tornado de Sensibilidad

Figura 13 Variaciones porcentuales en las recuperaciones de petrleo de la recuperacin del caso base que muestra la sensibilidad a diferentes parmetros del yacimiento.