Evaluación del comportamiento productivo en reservorios de baja calidad

Abstract

El análisis de riesgo e incertidumbre durante proyectos de exploración y explotación de campos petroleros siempre ha sido un factor determinante para su valorización comercial. El tomar decisiones como desarrollar campos nuevos, implementar sistemas de producción y ampliaciones de contratos está fuertemente vinculado con la estimación de reservas y las ventas de los hidrocarburos por producir. Durante la fase exploratoria, se realizan inversiones asociadas a la toma de información para la caracterización estática y dinámica del campo (sísmica, pozos exploratorios, pruebas de presión, entre otros) teniendo en cuenta la alta incertidumbre en la estimación del hidrocarburo in place y los volúmenes recuperables de petróleo y gas. Conforme se van obteniendo las tasas de producción de los pozos, se van modelando los perfiles de producción mediante los métodos tradicionales de análisis de curvas de declinación, para así dar mayor consistencia a las tasas del hidrocarburo por producir y a los volúmenes recuperables hasta el fin del proyecto. Sin embargo, no se presenta un buen ajuste del perfil productivo del campo para reservorios apretados como el caso del Noroeste Peruano, porque los modelos tradicionales están desarrollados para flujos dominados por frontera. Se propone entonces una nueva metodología llamada “Curva de declinación Exponencial Extendida“ que permite modelar el comportamiento productivo durante las etapas transiente y pseudoestable de los pozos. Los resultados obtenidos muestran un ajuste 70% mejor que las curvas tradicionales de Arps para 27 pozos de un yacimiento del Noroeste Peruano.