Análisis productivo de reservorios de baja calidad formación Ostrea (miembros C-D-E) yacimiento : Peña Negra Lote x - Talara

Abstract

La madurez alcanzada en la explotación de los mejores reservorios del Lote X, Cuenca Talara, Perú, determina la necesidad de buscar oportunidades de negocio para el rejuvenecimiento del campo. Una de las alternativas, ha sido la puesta en producción, de arenas de limitado espesor permeable, que difícilmente podría ser identificado por los antiguos registros eléctricos debido a la resolución de los mismos, sin embargo, mostraban presencia de hidrocarburos en los registros litológicos. El presente trabajo muestra la metodología empleada para la identificación, definición y adecuación de las operaciones para la recuperación económica de los hidrocarburos almacenados en reservorios de baja capacidad de almacenamiento y flujo de la formación Ostrea en los miembros C, D y E¸ a través de la caracterización del reservorio y nos permita tener un mejor conocimiento de la capacidad productiva, volúmenes de reservas y factibilidad de completar su desarrollo. La metodología empleada se ajusta al flujo de procesos de reservorios, definido por una representación gráfica de un conjunto de procesos que integra reservorios. El mapa contextual consta de: Adquisición y procesamiento de datos, Modelo Estático, Modelo Dinámico y Modelo Desarrollo. El modelo estático inicia con la generación de los modelos estructural basados en la interpretación de las secciones estructurales en el Tope de la Formación Ostrea: Miembro C (MK6) y Miembro D (MK7). Estratigráficamente está dividida en cinco miembros: Lagoon, Peña Negra, C, D y E. Su litología consiste de intercalaciones de areniscas y lutitas. La mineralogía está compuesta principalmente: cuarzo, minerales arcillosos, feldespato y calcita, el análisis del mineral arcilloso muestra un alto porcentaje de caolinita e illita, que reduce la Capacidad de Almacenamiento y de Flujo. Para el modelo de petrofísica se utilizó perfiles sintéticos para calcular la porosidad a partir de la resistividad corta (SN) usando regresiones con coeficientes de ajuste mayor a 70%. Se logro tener un buen grupo de datos como  y Sw. Con la información obtenida e integrada se calculó el Petróleo Insitu (POIS).

El modelo dinámico se inicia con el modelo de fluidos (PVT) para obtener datos representativos se usó correlaciones como: Standing y Beggs-Robinson, considerando gravedad API y Solubilidad del Gas inicial (Rsi). Para el modelo de presiones se reconstruyo la historia de presiones a partir de ensayos existentes, extrapolando la curva nos mostraba que aun presentaba energía el reservorio. La historia de producción se efectuó partiendo de la información de historiales de completación y estimulación además de los ensayos de producción individuales por formación. Integrando la información obtenida en los procesos, se logró hacer el balance de materia obteniendo la Presión actual y POIS para el Miembro C, no se puedo efectuar para el miembro E, por no tener datos de presión. El modelo desarrollo integró el modelo estático y dinámico y se elaboró propuestas para la ejecución de reparaciones y perforación de pozos, con la finalidad de mejorar su factor de recuperación de los reservorios Ostrea. Además, ha permitido tener un mayor conocimiento de la distribución areal de las características de estos reservorios.