Con el objetivo de incrementar la producción, optimizar costos y reducir riesgos se aplicó la metodología “Plan de desarrollo acelerado de campos” (aFDP) como solución más ágil para generar el plan de desarrollo de un campo maduro ubicado en la cuenca de Burgos con producción de gas en areniscas de baja permeabilidad de la formación Eoceno Queen City.
Esta metodología incluyó la integración y automatización de procesos de caracterización y evaluación de planes de explotación. Y permitió obtener distintos escenarios confiables en un tiempo de ejecución 30% menor comparado a metodologías tradicionales. Integrando en un sólo flujo de trabajo los modelos estático y dinámico en dos etapas.
En la primera, se actualizó el modelo estático aplicando un flujo de trabajo automatizado con tareas de modelado de velocidades. Con conversión a profundidad de interpretación sísmica, modelado estructural, modelado de propiedades petrofísicas y el cálculo de volumen de hidrocarburos.
En la segunda correspondiente al modelo dinámico se empleó un nuevo flujo de trabajo automatizado que aceleró el ajuste histórico del campo. Una vez ajustado el modelo dinámico, se determinó el índice de calidad de yacimiento a partir de parámetros dinámicos para jerarquizar las localizaciones propuestas de acuerdo con el potencial de cada una.
La metodología aFDP brindó elementos de decisión confiables para el desarrollo del campo. Integrando las incertidumbres y evaluando los candidatos a perforar o intervenir considerando su probabilidad de éxito. Lo que permitió elegir los mejores pozos para el desarrollo futuro del campo y un diseño óptimo de recuperación de reservas.
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Con el objetivo de generar de manera acelerada el plan de desarrollo de campo se implementó un flujo de trabajo llamado “Plan de desarrollo acelerado de campos” o aFDP (accelerated Field Development Plan) por sus siglas en inglés. Esta metodología integra y automatiza distintos procesos de caracterización y evaluación de planes de explotación permitiendo que la toma decisiones sea mejor informada y más rápida.
Además, el análisis permite tener una identificación de riesgos y un plan de mitigación. La metodología busca maximizar la optimización de las reservas recuperables. El flujo de trabajo general aFDP se basa en 8 pasos principales.
La primera tarea incluye la revisión de la información sísmica que permita dar soporte a la caracterización del yacimiento. Mientras, la segunda integra flujos de trabajo de incertidumbre y sensibilidad del modelo geológico y propiedades de roca y fluido. En el tercer punto se calcula el índice de oportunidad de yacimiento y se obtienen volúmenes conectados buscando identificar los sweet spots. Mientras, en el punto 4 se definen, completan y programan los pozos propuestos.
En la quinta tarea se crean y corren muchos casos para realizar un análisis de incertidumbre y sensibilidad para tener un criterio de selección. Mientras, en la tarea 6 se usa el mismo análisis de sensibilidad e incertidumbre para tener valores probables de volumen. Los valores de volumen son usados en la tarea 7 para hacer una jerarquización de pozos. Finalmente, la última tarea incluye la identificación de riesgos y la generación de un plan de mitigación.
Conclusiones
El análisis previo fue empleado para jerarquizar las 89 localizaciones con base en la probabilidad de acumular 0.1 BCF en los primeros 6 meses de producción, obteniéndose un total de 40 localizaciones con una probabilidad de éxito mayor al 50%. Además, se calculó un potencial de producción adicional de 26 MMpcd, lo cual impacta en un incremento en reservas de 80.3 BCF por localizaciones nuevas.
Se actualizó el modelo estático de manera rápida y eficiente desde el modelo de velocidades hasta el cálculo de volumen. Por medio de la automatización de un flujo de trabajo que integra procesos de modelado geofísico y geológico, el cual fue aplicado en una única plataforma.
Igualmente, se automatizó el flujo de ajuste de historia, el cual permitió correr más de 300 casos de simulación y reproducirse en los tres bloques del campo de estudio. Se identificó que la incertidumbre en la distribución de porosidades tiene un efecto directo en la permeabilidad. Derivado de la ecuación de correlación que se utilizó para la población de esta propiedad.
La metodología permitió identificar zonas con mejor potencial y con ello, elegir las localizaciones con mayor probabilidad de éxito de acumular más de 0.1 BCF en los primeros 6 meses de producción posterior a su terminación.
Los Ingenieros Areli Carrillo Moreno, Luis Eduardo Aguilar Pavón, Juan Luis Sánchez Zacarías, Lutgardo García Herrera, Dalia Martínez Cruz e Itzamná González Juárez presentaron el trabajo en la anterior edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).