Optimización de la inyección de agua en el reservorio Salina mediante la simulación numérica de alta resolución en el Lote XIII-A

Abstract

Incrementar el factor de recobro de campos maduros es una tarea fundamental para rentabilizar la producción de petróleo en el noroeste del Perú. Esto es posible con la aplicación de mecanismos de recuperación secundaria como la inyección de agua. Pero debido a la alta heterogeneidad del reservorio, el modelamiento numérico de estos yacimientos es complejo. Por otro lado, no existe una adecuada eficiencia de barrido, debido a factores como la razón de movilidad del agua con respecto al petróleo y la heterogeneidad areal y vertical de la roca reservorio. Para poder desarrollar las reservas remanentes es necesario que se represente con alta precisión la heterogeneidad del reservorio y las propiedades de roca fluido. Es por ello que se implementó un modelo de simulación numérica de alta resolución (10 millones de celdas) para así poder realizar un ajuste historio de producción con mayor precisión y pronósticos ajustados a la realidad. Asimismo, se evalúo tres escenarios óptimos de desarrollo del campo asociados al proyecto de inyección de agua. De los tres casos analizados, el Caso 2 es la que permite recuperar un incremental de 3.8% y un factor de recobro final de 17%. Para ello se debe perforar solo 2 de las 4 propuestas debido a riesgo estructural y de fluidos asociado a las propuestas. Para la implementación del proyecto se necesita una inversión de 1.84 MMUSD con lo que se obtendrá un VAN de 2.95 MMUSD con un payback de 18 meses. Según el cálculo volumétrico del POES se obtuvo un volumen de 36 MMSTB, la producción acumulada actual es de 5171 MBO con unas reservas primarias de 223 MBO y unas reservas secundarias de 772 MBO.

Increasing the recovery factor for mature fields is a fundamental task to make oil production profitable in northwestern Peru. This is possible with the application of secondary recovery mechanisms such as water injection. But due to the high heterogeneity of the reservoir, the numerical modeling of these reservoirs is complex. On the other hand, there is no adequate sweep efficiency, due to factors such as the mobility ratio of the water with respect to oil and the areal and vertical heterogeneity of the reservoir rock. In order to develop the remaining reserves, it is necessary to represent with high precision the heterogeneity of the reservoir and the properties of fluid-rock. That is why a high- resolution numerical simulation model (10 million cells) was implemented in order to perform a production history adjustment with greater precision and forecasts adjusted to reality. Likewise, three optimal field development scenarios associated with the water injection project were evaluated. Of the three cases analyzed, Case 2 is the one that allows recovering an incremental of 3.8% and a final recovery factor of 17%. For this, only 2 of the 4 proposals must be drilled due to the structural and fluid risk associated with the proposals. An investment of 1.84 MMUSD is required for the implementation of the project, which will result in an NPV of 2.95 MMUSD with a payback of 18 months. According to the volumetric calculation of the OOIP, a volume of 36 MMSTB was obtained, the current cumulative oil production is 5171 MBO with primary reserves of 223 MBO and secondary reserves of 772 MBO.