Casabe油田注水过程的综合分析:减少不确定性和提高采收率的策略

IF 0.1 Q4 ENERGY & FUELS Fuentes el Reventon Energetico Pub Date : 2020-12-10 DOI:10.18273/revfue.v18n2-2020008
E. Navas, R. Jiménez, G. Caldera, J. Ortiz, O. Agudelo, M. Hernández, J. López, G. Mora
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Estas condiciones motivaron al equipo técnico del campo a realizar análisis integrados y multidisciplinarios que comprenden estudios de geología, yacimientos e ingeniería de subsuelo, validados con la experiencia operativa obtenida en el campo, con el fin de explotar más eficientemente los hidrocarburos de cada una de las 23 capas productoras. Este análisis integrado incorpora cambios en los volúmenes de inyección de agua por arena en función de los volúmenes remanentes de petróleo, calculados a partir de las eficiencias volumétrica y de desplazamiento y de los estudios de conectividad hidráulica. A partir de estos volúmenes, se definieron pronósticos de producción incremental usando curvas de flujo fraccional. También se determinaron perfiles de inyección por pozo que generen una condición de balance en el sistema. Todo esto, con el fin de incrementar el factor de recobro en el campo, mejorar la utilización del agua de inyección y disminuir el índice de falla relacionado a desbalances en el sistema producción–inyección. 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摘要

卡萨贝油田由一个不对称的背斜结构组成,向东倾斜中等,受到涉及白垩纪和古近纪沉积序列的跨压断层的影响。因此,发生了正常和反向故障,在现场定义了8个操作块。总体上产生的松散储层的高度非均质性、储层的区域连续性有限以及不利的流动关系是相关特征。这些条件促使该领域的技术团队进行综合和多学科分析,包括地质、矿床和地下工程研究,并根据该领域的运营经验进行验证,以更有效地开采23个生产层中的每一个。这一综合分析结合了根据体积和排量效率以及水力连通性研究计算的剩余油量而导致的每砂注水量的变化。根据这些量,使用分数流量曲线定义了增量产量预测。还确定了在系统中产生平衡条件的油井注入剖面。所有这些都是为了提高油田的采收率,提高注入水的利用率,降低与生产-注入系统不平衡有关的故障率。到目前为止的结果表明,在研究地区,断层指数下降了25%,产量增加了21%,油田下降趋势从15%逆转到7%,与水处理能源和化学消耗有关的成本下降了30%。
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Análisis integrado del proceso de inyección de agua en el campo Casabe: una estrategia para reducir la incertidumbre y mejorar la eficiencia de recobro
El Campo Casabe está formado por una estructura anticlinal asimétrica con buzamiento moderado hacia el este, afectado por fallas transpresionales que involucran secuencias sedimentarias del Cretáceo y Paleógeno. Como consecuencia, se produjeron fallas normales e inversas que definen 8 bloques operativos en el campo. Se resaltan como características relevantes la alta heterogeneidad de yacimientos no consolidados producidos en conjunto, la limitada continuidad areal de los yacimientos y las desfavorables relaciones de movilidad. Estas condiciones motivaron al equipo técnico del campo a realizar análisis integrados y multidisciplinarios que comprenden estudios de geología, yacimientos e ingeniería de subsuelo, validados con la experiencia operativa obtenida en el campo, con el fin de explotar más eficientemente los hidrocarburos de cada una de las 23 capas productoras. Este análisis integrado incorpora cambios en los volúmenes de inyección de agua por arena en función de los volúmenes remanentes de petróleo, calculados a partir de las eficiencias volumétrica y de desplazamiento y de los estudios de conectividad hidráulica. A partir de estos volúmenes, se definieron pronósticos de producción incremental usando curvas de flujo fraccional. También se determinaron perfiles de inyección por pozo que generen una condición de balance en el sistema. Todo esto, con el fin de incrementar el factor de recobro en el campo, mejorar la utilización del agua de inyección y disminuir el índice de falla relacionado a desbalances en el sistema producción–inyección. Los resultados a la fecha indican que en las zonas de estudio se ha obtenido una reducción del 25% en el índice de falla, un incremento de la producción del 21%, una reversión de la tendencia de la declinación del campo del 15% al 7% y una reducción del 30% de los costos asociados a consumo de energía y química para tratamiento de agua.
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