Evaluación de pozos de alto ángulo en arenas apretadas naturalmente fracturadas con fluidos composicionales Julián Alfonso Clavijo Alvarez Universidad Nacional de Colombia Facultad de Minas Medellín, Colombia 2017 Evaluación de pozos de alto ángulo en arenas apretadas naturalmente fracturadas con fluidos composicionales Julián Alfonso Clavijo Alvarez Tesis o trabajo de investigación presentada(o) como requisito parcial para optar al título de: Magister en Ingeniería de Petróleos Director (a): Ph.D. Juan Manuel Mejía Este trabajo de investigación se enmarca en el proyecto: “EVALUACIÓN EXPERIMENTAL Y PRUEBA PILOTO DE RECOBRO MEJORADO DE HIDROCARBUROS EN EL PIEDEMONTE LLANERO MEDIANTE LA INYECCIÓN DE GAS MEJORADO CON AGENTES QUÍMICOS” Soportado por los Grupos de Investigación: Yacimientos de Hidrocarburos, Dinámicas de Flujo y Transporte en Medios Porosos Universidad Nacional de Colombia Facultad de Minas Medellín, Colombia 2017 Dedicado a mi mamá y hermanos por ser el motor de mi vida. Agradecimientos La motivación de este estudio es resultado de la filosofía del personal técnico y directivo de Equion Energía Ltd., en donde se promueve la investigación, la formación de su personal y a repensar la forma de hacer las cosas. Agradezco la colaboración, soporte técnico y motivación de Carlos Herrera, ingeniero de Yacimientos de Equión. Su apoyo técnico ha ampliado la perspectiva de Equión en la evaluación de yacimientos naturalmente fracturados Un agradecimiento a Juan Manuel Mejía, director de este trabajo de grado, por su orientación durante el desarrollo y al conocimiento compartido durante la realización de la maestría. A Zorel Gutierrez, Geólogo de Piedemonte por su trabajo innovador que nos ha permitido ahondar en el entendimiento de yacimientos naturalmente fracturados. A mis compañeros de la maestría Magda, Harold, Alejandro, Diego, Oscar por todo el aporte de conocimiento y momentos compartidos durante la maestría. A Elias Roys (ingeniero de yacimientos de Equion) y Yessica Mateus (soporte CMG Colombia) por su soporte en el manejo de CMG/CMOST. Agradezco el aporte de todo el personal técnico de Equión y Ecopetrol que de una y otra forma influenció y permitió la realización de este estudio. Resumen y Abstract V Resumen Los yacimientos naturalmente fracturados representan un gran reto para la industria, ya que tradicionalmente exhiben niveles de recobro bajos asociado a la combinación de varios fenómenos como la entrada temprana de agua por canalización en la red de fracturas conectada, productividad de pozos variada dependiente del grado de fracturamiento natural, declinación agresiva de las fases hidrocarburo asociado al grado de conexión/alimentación entre la matriz y las fracturas naturales, entre otros. Los más recientes esfuerzos se han enfocado en la maximización del recobro en campos existentes a través del diseño de pozos que incrementan la probabilidad de alcanzar productividades económicamente rentables. El siguiente estudio de modelamiento tiene como principal motivación el entendimiento del impacto de las principales variables que gobiernan el flujo de fluidos en yacimientos naturalmente fracturados como las propiedades de fractura (magnitud y dirección de las fracturas) y el espaciamiento, así como su influencia en el diseño de pozos de alto ángulo en arenas apretadas. El recobro de hidrocarburos en yacimientos con las condiciones de Mirador en el Complejo Pauto, tiene un comportamiento sensible a cualquier valor de exceso de permeabilidad (Kf/Km) en donde pozos con trayectorias de alto ángulo recuperan un volumen mayor de hidrocarburo en comparación con pozos verticales. Por su parte el diseño de la trayectoria en función del plano de fracturas debe ser parte fundamental del flujo de trabajo debido a que trayectorias perpendiculares al plano de fracturas presentan incrementales de entre 20% y 40% en comparación con trayectorias paralelas al plano de fracturas o trayectorias verticales respectivamente. Palabras clave: YNF, apretadas, fracturas, exceso de permeabilidad, pozos, alto ángulo. VI Evaluación de pozos de alto ángulo en arenas apretadas naturalmente fracturadas con fluidos composicionales Abstract Naturally fractured reservoirs represent one of the main challenges faced by the oil industry in recent years, given that traditionally low recoveries are exhibited due to a combination of different phenomena such as early water encroachment associated to channeling through the natural fractured network, variability on wells productivity depending on the degree or intensity of natural fractures, aggressive hydrocarbon decline rate due to the level of connectivity between the matrix/fracture, among others. Recent efforts have been focused on Hydrocarbon recovery maximization on existing fields by designing Wells that increase the probability to reach productivities that are financially profitable. The following modelling study is motivated to provide a better understanding of the impact associated to the uncertainty on the main variables that govern fluids flow on naturally fractured reservoirs such fracture properties (magnitude, orientation) and fracture spacing and its influence on high angle wells for tight sands on a well design basis. The hydrocarbon recovery on reservoirs such as Mirador on Pauto Complex is sensitive to any excess permeability scenario (Kf/Km) where high angle wells exhibit higher recoverable volume when compared to vertical wells. On the other hand, well design such as the orientation in respect to the fracture plane must be an essential part of the workflow given that Np of wells perpendicular to the fracture plane is 20% to 40% higher when compared to wells parallel to the fracture plane and vertical ones respectively. Keywords: NFR, tight, fractures, permeability excess, Wells, high angle Contenido VII Contenido Pág. Resumen .......................................................................................................................... V Abstract........................................................................................................................... VI Lista de figuras ............................................................................................................... IX Lista de tablas .............................................................................................................. XIII Lista de Símbolos y abreviaturas ............................................................................... XIV Introducción .................................................................................................................... 1 1. Marco Teórico y Descripción del Campo ................................................................ 4 1.1 Geología estructural ........................................................................................... 4 1.2 Propiedades de la matriz .................................................................................... 6 1.3 Propiedades de fractura ..................................................................................... 7 1.3.1 Orientación y familias de fracturas ................................................................... 8 1.3.2 Espaciamiento de fracturas ........................................................................... 10 1.3.3 Apertura de fractura ....................................................................................... 12 1.3.4 Permeabilidad de fractura .............................................................................. 12 1.4 Interacción roca-fluido ...................................................................................... 14 1.4.1 Curvas de permeabilidad relativa ................................................................... 14 1.4.2 Presión capilar ............................................................................................... 18 1.5 Diseño pozos ................................................................................................... 23 2. Descripción del Modelo y Metodología de Evaluación ........................................ 29 2.1 Modelo Físico ................................................................................................... 29 2.1.1 Tamaño y tipo de malla .................................................................................. 30 2.1.2 Tamaño de celda ........................................................................................... 31 2.1.3 Refinamiento Local (LGR) ............................................................................. 31 2.2 Metodología de Evaluación .............................................................................. 33 2.3 Construcción del modelo base y de sensibilidad .............................................. 35 2.3.1 Descripción Caso Base .................................................................................. 36 2.3.2 Análisis de sensibilidad .................................................................................. 38 VIII Título de la tesis o trabajo de investigación 3. Evaluación y Resultados ........................................................................................42 3.1 Recobro de hidrocarburos ................................................................................. 42 3.1.1 Recobro de hidrocarburos en función del exceso de permeabilidad ...............48 3.1.2 Recobro de hidrocarburos en función del diseño de pozo ..............................50 4. Conclusiones y recomendaciones ........................................................................55 4.1 Conclusiones .................................................................................................... 55 4.2 Recomendaciones ............................................................................................ 57 Bibliografía .....................................................................................................................59 A. Anexo: Sensibilidad al tamaño de celda y refinamiento local. ............................61 A.1 Tamaño de celda ................................................................................................61 A.2 Refinamiento Local (LGR) .................................................................................66 B. Anexo: Resumen escenarios evaluados en estudio de sensibilidad ..................74 Contenido IX Lista de figuras Pág. Figura 1-1: Sección balanceada que muestra la geometría de la cuña tectónica [1]. . 4 Figura 1-2: Secciones estructurales sobre los pozos del Complejo Pauto [2]. En Blanco se enmarca las diferentes estructuras apiladas del Complejo Pauto y las líneas verdes corresponden a la Formación Mirador. ................................................................. 5 Figura 1-3: Correlación porosidad – permeabilidad a partir de datos de corazones adquiridos en pozos del Complejo Pauto.......................................................................... 7 Figura 1-4: Vista en estereográfica en hemisferio inferior de polos de fracturas abiertas en Campos Floreña y Complejo Pauto [4]. .......................................................... 8 Figura 1-5: Esquema estructural del complejo Pauto con representación polar de las fracturas medidas de UBI en pozo los puntos blancos representan fracturas abiertas críticamente estresadas [5]............................................................................................... 9 Figura 1-6: Afloramiento Q. Piñalerita Formación Mirador, Piedemonte Llanero Colombiano, fracturas (líneas rojas) atraviesan la matriz de al menos tres tipos de roca (líneas amarillas) hay cierta diferencia en el comportamiento de las fracturas según sea el caso de propiedades elásticas [5]................................................................................... 10 Figura 1-7: Núcleos con fracturas abiertas a parcialmente abiertas, de alto ángulo y presentan una intensidad menor a 1 pie (Las aperturas más pronunciadas son producto de la manipulación del núcleo) [5]. ................................................................................. 11 Figura 1-8: Escala microscópica de fracturas y fallas con diversas aperturas intra e inter granulares [5]. ........................................................................................................ 11 Figura 1-9: Variación de la permeabilidad como función del esfuerzo efectivo en BKD-1 muestra macro fracturada [6]. ............................................................................. 13 Figura 1-10: Comparación capacidad de flujo a partir de registros eléctricos y pruebas de transientes de presión. .............................................................................................. 13 Figura 1-11: Curva de permeabilidad relativa gas-aceite campo Complejo Pauto. .... 15 Figura 1-12: Curva de permeabilidad relativa gas-aceite ajustada usando correlación Corey [8]. .............................................................................................................. 16 Figura 1-13: Curva de permeabilidad relativa gas-aceite fractura vs matriz usando correlación Corey y número capilar. ............................................................................... 17 Figura 1-14: Presión capilar máxima aceite agua estimada a partir de datos de presiones para el campo Complejo Pauto. ..................................................................... 19 Figura 1-15: Presión capilar aceite-agua para la matriz medidas en laboratorio (convertidas a partir de sistema Hg-Aire). ....................................................................... 20 X Título de la tesis o trabajo de investigación Figura 1-16: Presión capilar aceite-agua matriz a partir correlación Brooks-Corey. .... 20 Figura 1-17: Regiones típicas generadas en un sistema de gas condensado [9] ....... 21 Figura 1-18: Presión Capilar gas aceite en sistemas de gas condensado. ................. 22 Figura 1-19: Área de drenaje para permeabilidades isotrópicas y anisotrópicas. Una relación pura pondría el pozo adicional en el centro de los cuatro pozos existentes. En un yacimiento con permeabilidad anisotrópica esto puede llevar a la peor ubicación posible dado que la relación geométrica ubicaría el pozo nuevo en un área ya depletada por la producción de pozos adyacentes [13]. ............................................................................ 24 Figura 1-20: Comparación productividad pozo vertical vs pozo alto ángulo. ............... 27 Figura 1-21: Interpretación prueba restauración de presión pozos vertical vs alto ángulo desde el mismo pozo original. ............................................................................. 27 Figura 1-22: Comparación daño de formación en pozos del campo. .......................... 28 Figura 2-1: Malla caso de estudio 63x63x10 celdas con refinamiento local. ............. 30 Figura 2-2: Sensibilidad refinamiento local. a) Refinamiento 1-LGR1; b) Refinamiento 2 –LGR1 (Corto) Tipo X; c) Refinamiento 3-LGR2; d) Refinamiento 4 –LGR2 (Corto) Tipo X. ............................................................................................................... 32 Figura 2-3: Diagrama de flujo resumen proceso para generación y evaluación análisis sensibilidad NFR. ............................................................................................................ 33 Figura 2-4: Orientación malla en relación a la orientación de las fracturas y la estructura del campo Complejo Pauto. ........................................................................... 36 Figura 2-5: Rango curvas Krog usadas en el análisis de sensibilidad. ...................... 40 Figura 3-1: Rango acumulado gas para todas las simulaciones realizadas. ............. 43 Figura 3-2: Rango acumulado condensado para todas las simulaciones realizadas. 43 Figura 3-3: Rango caudal de gas inicial para todas las simulaciones realizadas. ..... 44 Figura 3-4: Producción de gas acumulada escenarios simulados por trayectoria. Figura superior Gp pozo vertical; Figura inferior izquierda Gp pozos alto ángulo paralelo al plano de fractura; Figura inferior derecha Gp pozos alto ángulo perpendicular al plano de fractura. ............................................................................................................... 45 Figura 3-5: Caudal de gas inicial escenarios simulados por trayectoria. Figura superior Qg pozo vertical; Figura inferior izquierda Qg pozos alto ángulo paralelo al plano de fractura; Figura inferior derecha Qg pozos alto ángulo perpendicular al plano de fractura. ............................................................................................................... 45 Figura 3-6: Presión en la matriz escenarios simulados por trayectoria. Figura superior Pmatriz pozo vertical; Figura inferior izquierda Pmatriz pozos alto ángulo paralelo al plano de fractura; Figura inferior derecha Pmatriz pozos alto ángulo perpendicular al plano de fractura. ............................................................................................................... 46 Figura 3-7: Saturación aceite final en la fractura escenarios simulados por trayectoria. Figura superior So fractura pozo vertical; Figura inferior izquierda So fractura pozos alto ángulo paralelo al plano de fractura; Figura inferior derecha So fractura pozos alto ángulo perpendicular al plano de fractura. .................................................................................. 46 Figura 3-8: Saturación aceite final en la matriz escenarios corridos por trayectoria. Figura superior So matriz pozo vertical; Figura inferior izquierda So matriz pozos alto ángulo paralelo al plano de fractura; Figura inferior derecha So matriz pozos alto ángulo perpendicular al plano de fractura. .................................................................................. 47