Realizar una caracterización del yacimiento Brilling, de manera estática y dinámica

1. Realizar una caracterización del yacimiento Brilling, de manera estática y dinámica.

1.1. Modelo Estático.

El yacimiento Brilling.Data se presenta como un anticlinal asimétrico conformado por dos sistemas de fallas que definen los límites de la estructura, uno Noroeste y otro de dirección Sureste que dividen al yacimiento en tres regiones. El yacimiento está compuesto por 8 estratos, de los cuales 7 son productivos y el otro es un lente lutitico.

El yacimiento cuenta con 19 pozos perforados, de ellos 10 pozos son productores, tales como: U1, U2, U3, U4, U5, L1, L2, L3, LU1, LU2, los cuales presentan una completación desde la arena 2 a la 5 excepto los pozos LU* que tienen una completación doble, la primera abierta de la arena 2 a la 5 en modo AUTO y la segunda solo del estrato 7 con producción activa como los restantes(OPEN); 8 son inyectores de agua ubicados en los flancos, como: I1, I2, I3, I4, I5, I6, I7, I8, estos están completados del estrato 1 al 8; y finalmente un inyector de gas (GI) ubicado en la cresta de la estructura, completado de 1 a 2. Todos los pozos están completados a una profundidad promedio de 7300 pies. El reservorio posee un POES estimado de 5,61773x108STB, un GOES de 4,60578x108MSCF y un factor de Recobro final 35,453 %, presenta una presión inicial de 3814,7 psia.

• Desde el punto de vista Petrofísico.

En este aspecto se describe el comportamiento de parámetros básicos de porosidad, saturación y permeabilidad en cada una de sus direcciones. A continuación se presenta la distribución de dichas propiedades en función de cada estrato existente en el Brilling.Data:

Estratos Porosidad Permeabilidad x (md) Permeabilidad y (md) Permeabilidad z (md) Saturación de Agua

1 0.16256 – 0.22 4.2 4.2 0.21 0.1–1

2 0.25 – 0.31 4.2–1393.9 4.2–1393.9 0.21–70 0.1–1

3 0.19 – 0.34 4.2–1381 4.2–1393.9 0.21–72 0.1–1

4 0.18 – 0.25 4.2 4.2 0.21 0.1–1

5 0.25 – 0.31 4.2–500 4.2–1393.9 0.21–75 0.1–1

6 0 0 0 0 0

7 0.27 – 0.34440 699.1–2783.6 699.1–2783.6 34,95–139.18 0.1–1

8 0.16256 – 0.22 4.2 4.2 0.21 0.1–1

Nota: todos los valores presentes en la tabla fueron obtenidos de manera apreciativa al visualizar el 3D del yacimiento.

1.2. Modelo Dinámico.

El yacimiento presenta dos tablas PVT, debido a la variedad de crudos en el yacimiento, uno de 35º API en la región 1 y 3 u otro de 20 ºAPI en la región 2, las cuales suministran información de las propiedades PVT de los fluidos, tales como presión, factor volumétrico, viscosidad, solubilidad del gas, etc.

Los mecanismos de producción del yacimiento son empuje por gas en solución y empuje hidráulico. El yacimiento ha sido sometido a un proceso de recuperación secundaria mediante la inyección de agua en la parte baja de la estructura, la cual fue reforzada para los mismos límites de tiempo con inyección de gas en el tope de la misma. La inyección de agua por flancos se inicio el 1 de Enero de 1990 controlada con una presión de fondo de 5500 psia y control de agua con una tasa de 50000 BD y la inyección de gas el mismo día controlada por la tasa de gas con un valor igual al de agua y la misma presión de fondo.

El reservorio presenta una relación gas petróleo en solución de 0,77 MSCF/STB para todas las regiones. La distribución de las profundidades de los contactos viene expresada en la siguiente tabla:

Región CGP CAP

1 7100 7500

2 7000 7550

3 7000 7600

La

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