Evaluación del Barrido con Polímero en el Bloque Grimbeek II, Manantiales Behr, Chubut

1. Evaluación del Barrido con Polímero en el Bloque Grimbeek II, Manantiales Behr, Chubut Autores: Thaer Gheneim (YPF), Gastón Jarque (YPF), Esteban Fernández Righi (YPF), Victoria Eguia (YPF), Ma Magdalena Rodríguez (YPF), Peter Colonomos (VistaEnergy) Work Shop EOR, IAPG Neuquén, Nov-2010

2. Contenido • Objetivos • Ubicación Geográfica • Resultado de Casos Óptimos • Incertidumbres del Proyecto • Modelo Estático • Modelo de Simulación Numérica • Descripción del Modelo • Cotejo Histórico • Predicción • Escenarios Inyección de Polímeros. • Escenarios Inyección de Agua. • Análisis Económico Escenarios. • Diseño Proyecto Piloto Inyección de Polímeros en Gbk-II

3. Objetivos • El objetivo del trabajo es: • Evaluar el proceso de inyección de polímeros en el campo Grimbeek II. • Mostrar los diferentes escenarios evaluados y la selección del Mejor Caso de Negocios. • Describir el Diseño del Proyecto Piloto.

4. A A` Gbk - II Manantiales Behr A` A S N Tomado de Jalfin et al. 2001 Ubicación Geográfica El área de estudio se encuentra ubicada al sur de la República Argentina, Provincia de Chubut, Cuenca del Golfo San Jorge, Área de Reserva Manantiales Behr.

5. Ubicación Geográfica Bloque Gbk-II Campo Grimbeek

6. Datos Básicos Grimbeek II • Objetivo Principal: miembro inferior San Diego (Complejo II) de la formación Yac. El Trébol. • Arenas de origen Fluvial. • Profundidad objetivo: (1020 m – 1100 m) • Contacto Agua-Petróleo: Capas A10-20-30-40-50-A56 WOC: 444 mbnm. Capas A60-65 WOC: 437 mbnm. • Capas A70-71-75-80-85-100 WOC: 430 • Cantidad de capas productivas promedio por pozo: 3-4 • Espesor útil Promedio por capa: 3 m • Hu Promedio por pozo: 9 m • Porosidad: 28 % • Sw: 34,2% • Swcr: 25,7% • Permeabilidad: 1-4 Darcy. • Presión Original: 47 – 49 Kg/cm3 @ -400 mbnm • Temperatura: 61,5 °C • Densidad del Petróleo: 20 API • Presión de Burbuja: 37 Kg/cm2 • Viscosidad en Cond. de fondo: 120 cp. • Rs: 11 m3/m3 • Bo: 1.05 m3/m3 • Pozos Perforados: 56 pozos • Pozos en Producción de Petróleo: 50 pozos

7. Incertidumbres del Proyecto • Incertidumbres geológicas y petrofísicas: • Modelo petrofísico en un ambiente de alta heterogeneidad vertical y baja salinidad. • Proporción de arenas buena calidad y de mediana calidad. • Permeabilidades absolutas. • Impacto de la geología del campo en la eficiencia de barrido. • G.O.R actual del campo. • Incertidumbres Operativas: • Inyectividad del agua y el polímero. • Tasa Optima de Inyección. • Diseño Fit For Purpose de la Planta de Mezclado de Polímeros.

8. MODELO ESTÁTICO

9. Modelo Estático Modelo Petrofísico Modelo Sedimentológico-Estratigráfico Modelo Estructural Modelo Geoestadístico

10. Modelo Estático • Características del Modelo: • Grilla 20 x 20 x 0.5 mts. • 2 Facies (Arenas-Arcillas) • 3 Tipos de Arena • Seis subgrillas a partir de los siete topes de • complejos. • Dirección N-S. • Conforme a tope y base y número de capas • constante y espesor variable. Arena Arcillas

11. Continuidad de Arenas Mapa estructural al Tope C-II

12. Mapa STOOIP (m)

13. MODELO DINÁMICO

14. Modelo de Simulación Numérica • Características Principales: • Modelo geológico escalado exportado de Roxar RMS • Modelo de simulación de 144x84x78 • Celdas de 50 metros en la dirección areal y 1 metro en z • End-point scaling para permeabilidad relativa. • Función J para presión capilar y para calcular la saturación inicial de agua. • Modelo del ajuste basado en 30% de rocas de buena calidad y 70% de rocas de mediana calidad. • PVT inicial con Rs de 12.32 m3/m3, Pb 36 bars y viscosidad de 120 cp. • Ajuste del corte de agua y presiones RFT. • Las presiones dinámicas se cotejaron utilizando los índices de productividad.

15. Modelo de Simulación Mapa de So a enero 2011 Distribución de Regiones

16. Ajuste de Historia del Campo RPR vs. DATE (AJUSTE) • RPR vs DATE (OBS) FOPRvs DATE FWPR vs. DATE • FOPRH vs DATE FWPRH vs. DATE RPR vs. DATE (AJUSTE) • RPR vs DATE (OBS) • Conclusiones: • Mecanismo de producción primaria: expansión de fluidos (convencional y efecto foamy). • Diferencias en el corte de agua provienen principalmente de tres fuentes: • Agua de terminación • Agua proveniente de arenas de mala calidad o arcillas. • Problemas mecánicos. • Factor de recuperación muy bajo por primaria. • Presión Promedio Actual: menor a 35 bar. • Pb: 37 kg/cm2 • Ajuste razonable de presión RFT (diferencia de menos de 5 bar). • Diferencias en el corte de aguano limitan la aplicabilidad del modelo para modelar procesos de secundaria. • Razón de movilidad alrededor de 40 indica que la inyección de polímeros puede ser atractiva. RPR (BARSA) RPR (BARSA)

17. Ajuste de Historia por Pozo Ajuste de Agua Pobre Modelo de pozos controlado por petróleo WOPRvs DATE WLPR vs. DATE • WOPRH vs DATE WLPRH vs. DATE WOPRvs DATE WLPR vs. DATE • WOPRH vs DATE WLPRH vs. DATE WOPRvs DATE WLPR vs. DATE • WOPRH vs DATE WLPRH vs. DATE 10% de los pozos tienen un alto corte de agua no atribuible al avance del acuífero. m3/d Ajuste de Agua Mejorado m3/d v Ajuste de Agua Bueno m3/d

18. Incertidumbres del Modelo • Incertidumbres geológicas y petrofísicas: • Posibilidad de comunicación con otras zonas. • Cálculo de saturación de agua en un ambiente de alta heterogeneidad vertical y baja salinidad. • Proporción de arenas de buena calidad y de mediana calidad. • Permeabilidades absolutas.

19. Predicciones • Caso Base • Producción en Primaria (PD) • Casos de Secundaria y de Polímero: • 62 pozos nuevos en patrón. • 103 pozos nuevos en patrón. • 218 pozos nuevos en patrón. • 41 pozos nuevos en line drive • Sensibilidades al caso de seleccionado: • Slug de Polímeros • Concentración del Polímero • Distribución de Calidad de Arena • Permeabilidades Absolutas

20. Caso Base ___ Caudal Total de Producción de Petróleo Caso Base (m3/día) ____ Corte de Agua Caso Base (m3/día) ___ Acumulada Total de Petróleo Caso Base (m3) ____ Acumulada Total de Agua Caso Base (m3)

21. Comentarios de las Predicciones • Datos de polímeros provenientes de los fabricantes. • Pozos sometidos a polímeros muestran problemas de inyectividad con caudales de inyección alrededor de 60 m3/d con la concentración de polímero diseñada para dar una movilidad de 1. • Inyectividad debe ser validada en una prueba de campo. • Corridas diseñadas para por lo menos duplicar el factor de recuperación en primaria. • Pozos colocados en la zona de mayor espesor útil. • Se calculó un volumen poral contactado por los pozos y un POES asociado a ese volumen poral. • Los resultados de recuperación, se presentan con el POES original y con el POES contactado.

22. Área Contactada Resumen de predicciones Experiencia Internacional

23. Sensibilidad al Tamaño del Slug de Polímeros FOPT vs. DATE (SEC) FOPT vs. DATE (POL) FOPT vs. DATE (POL_2018) 44% FOPT vs. DATE (POL_2019) FOPT vs. DATE (POL_2020) FOPT vs. DATE (POL_2021) 33% 22% %FR 11% 0%

24. Sensibilidad a la Concentración de Polímeros FOPT vs. DATE (SEC) FOPT vs. DATE (POL) FOPT vs. DATE (VISC_1/3) FOPT vs. DATE (VISC_2/3) FOPT vs. DATE (VISC_1/2) 44% 33% 22% %FR 11% 0% Es posible mantener el FR del caso base de polímeros aún bajando la concentración del polímero.

25. Resumen de Casos y Sensibilidades

26. Análisis Económico

27. Comparación de Casos Secundaria y Polímeros Producción _ Inyección Los requerimientos y producción de agua disminuyen en un 67% al utilizar polímeros en la mezcla.

28. Comparación de Casos Secundaria y Polímeros 38% 33% 27% 22% 16% %FR 11% 5% 0% Mapa de Distribución de So a enero 2011

29. DISEÑO DEL PILOTO

30. Características Principales del Proyecto Piloto • El proyecto piloto estará configurado por un arreglo central confinado (5 spot normal) de 4 pozos inyectores en la zona de mejores propiedades petrofísicas del yacimiento a una distancia de 200 mts. entre inyectores y a 141 metros del pozo productor central. • Adicionalmente cuatro arreglos periféricos (5 spot invertidos) permitiendo de esta manera la toma de decisiones tempranas al evaluar el comportamiento de producción (caudales, presión, corte de agua, etc.) del pozo productor central Gbk-643, así como la evaluación de los pozos en los arreglos periféricos que permitirán la extrapolación al caso de negocios. • Para la evaluación del piloto se estima inyectar, 100 m3/d por pozo de agua durante 8 meses, transcurso de tiempo durante el cual se estima se producirá el rompimiento del frente de agua en el pozo productor central del arreglo y permitirá calibrar modelos. • Posteriormente la inyección de 100 m3/d de polímeros inicialmente hasta su estabilización en 40 m3/d por un periodo de 2 años que permitirá la toma de decisión sobre la masificación.

31. Objetivos del Piloto • Avanzar en la maduración de la tecnología de polímeros en YPF, mejorando nuestra calidad predictiva en procesos EOR. • Determinar la inyectividad de agua y polímeros. • Evaluar los efectos de la geología del reservorio en el proceso, en particular la eficiencia de barrido. • Ganar experiencia operativa.

32. Prueba de Inyectividad: Objetivos • Determinar la presión de fractura de la formación. • Determinar el máximo caudal inicial de solución de polímero que se puede inyectar por debajo de esa presión y el caudal inicial alcanzable fracturando. • Estimar el tamaño de la fractura asociada a cada etapa de inyección.

33. Prueba de Inyectividad: Procedimiento

34. Plan de Mitigación de Incertidumbres • Extracción de corona en uno de los pozos nuevos. Análisis completo para calibrar modelos. Especial atención a aspectos a la caracterización (laminaciones, arcilla, saturación de agua). Curvas de presión capilar. • Trazadores (en agua y en solución de polímero) • Ensayos de presión • Comunicación inyectores-productor • Step-rate en inyectores al comienzo • Fall-off en inyectores periódicamente • Monitoreo de presiones dinámicas • Perfiles de tránsito de fluido