Uso de análisis nodal en la reconstrucción del historial de presiones para la estimación de reservas de un yacimiento de gas de estratos múltiples

Abstract

El Yacimiento Puesto Touquet, ubicado en la Cuenca Neuquina de la República Argentina fue descubierto en el año 1983 tras la perforación del pozo Ptu x-1, perforado por la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales YPF en una estructura anticlinal, dicho pozo, fue el primero en incorporar dentro de esta cuenca al Grupo Cuyo Inferior como unidad productora de hidrocarburos. Fueron hallados con gas varios niveles ubicados entre 545 y 810 metros bajo boca de pozo, mbbp, en el miembro Cutral Có de la Formación Los Molles. Dado que los resultados obtenidos en el pozo posterior, Ptu x-2, no fueron buenos, y debido también a la falta de gasoductos, no se desarrolló el área por carecer de un valor económico explotable. En el año 1993 Pluspetrol interviene el pozo descubridor, logrando aumentar su caudal de 54 Mscm/d por orificio de ф 16 mm a 161.9 Mscm/d por orificio de ф 18 mm. Dados estos resultados se decide desarrollar el yacimiento, perforando 5 pozos adicionales, resultando uno de ellos improductivo (Ptu 1002); los restantes aportan gas seco y fueron puestos en producción en el año 1996. Posteriormente se perforaron 8 pozos adicionales obteniendo resultados alentadores, incorporándose nuevas reservas probadas, que hasta entonces eran probables y delimitando nuevas reservas probables. En la actualidad el yacimiento tiene 17 pozos perforados hasta una profundidad final promedio de 1000 mbbp, de estos pozos, 14 se encuentran en producción con un caudal promedio de gas de 16429 scm/d/pozo (580120 scf/d/pozo), asimismo, el yacimiento tiene acumulada una producción de 402.7 MMscm de gas. El yacimiento Puesto Touquet cuenta con 5 niveles productivos no comunicados entre sí, todos ellos pertenecientes a la Formación Los Molles, los cuales, hasta antes de este estudio, habían sido considerados como una sola unidad para el propósito de estimación de reservas, básicamente, por la carencia de datos históricos de presión en cada uno de los niveles productivos. En la necesidad de encontrar la mejor alternativa de desarrollo del yacimiento, con la finalidad de maximizar el factor de recuperación final, estimar las reservas y minimizar el riesgo de las inversiones a realizar en el área; y realizar una simulación numérica del yacimiento, fue necesario superar este inconveniente, para ello se decidió hacer uso del Análisis Nodal para poder reconstruir la historia de presión para cada uno de los niveles productivos del yacimiento. Para reconstruir la historia de presión fue necesario previamente distribuir la producción total para cada uno de los niveles productivos, para esto se utilizaron los resultados obtenidos de los Registros de Ensayos de Producción (Production Log Tester, PLT). Luego, utilizando los datos de los controles de producción existentes para los pozos, se determinó las presiones de fondo fluyente en cada uno de los niveles productivos del mismo mediante Análisis Nodal. Por último, mediante Análisis Nodal en el medio poroso de cada uno de los niveles productivos se determinó la presión estática del reservorio para el control de producción respectivo. Dado que se disponía con información de las presiones iniciales de los niveles productivos en los pozos, obtenidas de los Ensayos de Múltiples Formaciones (Repeat Formation Tester, RFT), fue posible determinar la capacidad inicial (k h, md-ft) de los niveles productivos en los pozos, dicho valor se consideró constante debido a que la saturación de agua del yacimiento era irreductible a lo largo de la historia productiva. Otra consideración realizada fue que no existe flujo cruzado entre los niveles productivos, por lo que las formaciones eran estratificadas. Con el historial de presiones obtenido, se realizaron los cálculos del Balance de Materiales, el cual fue subdividido en dos, uno para la Zona Depletada y otro para el Yacimiento Total, para el segundo caso se le asignaron presiones iniciales a las zonas no depletadas, esto debido a que existen numerosas fallas y barreras de transmisibilidad, y se promediaron dichas presiones con las obtenidas de la reconstrucción antes mencionada. Los resultados obtenidos del Balance de Materiales de la Zona Depletada fueron comparados con los resultados obtenidos del Análisis de Declinación de Curvas de Producción. Los resultados del Balance de Materiales del Yacimiento Total fueron comparados con los obtenidos del Cálculo Volumétrico. En ambos casos, los resultados obtenidos fueron aceptables. Las ponderaciones de presiones se realizaron utilizando los resultados de la Interpretación Petrofísica de los Registros Eléctricos de los pozos. Asimismo, los límites de la zona depletada fueron obtenidos del radio de drenaje calculado con las recuperaciones finales del Análisis de Declinación de Curvas de Producción. Para la etapa de simulación se requirió de un trabajo previo de recopilación, ordenamiento e interpretación de datos de petrofísica, perfiles, workovers, estudios previos, etc. El modelado geológico de los estratos del yacimiento fue adoptado del correspondiente estudio de Geología de Detalle realizado en el programa Landmak. Se utilizó el simulador Black-Oil Simbest II del paquete Workbench de la compañía Baker Hughes Software lnc. Los archivos de propiedades petrofísicas, estructurales y de espesores de cada capa fueron exportados del ambiente Landmark y modificados para ser adecuados al formato del simulador. A partir del ajuste histórico se simularon diversas alternativas de desarrollo para extraer las reservas remanentes en el yacimiento. Los resultados obtenidos fueron comparados con los otros métodos, obteniendo resultados aceptables. Asimismo, se dejó al yacimiento caracterizado y simulado para que puedan realizarse estudios futuros sobre esta base con un menor esfuerzo y un mayor sustento.