Diseño del modelo estático de la arena T superior del campo Singue
Este estudio consistió en la caracterización estática de la arena T Superior del Campo Singue. Los modelos usados fueron: estructural, estratigráfico, sedimentológico, y petrofísico. Como resultado principal se obtuvo la estimación del petróleo original en sitio (POES) y sus reservas. La caracteriza...
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| description | Este estudio consistió en la caracterización estática de la arena T Superior del Campo Singue. Los modelos usados fueron: estructural, estratigráfico, sedimentológico, y petrofísico. Como resultado principal se obtuvo la estimación del petróleo original en sitio (POES) y sus reservas. La caracterización estática inició con el modelo estructural en el que se definió la orientación y geometría de la estructura delimitando los cierres que confinan la acumulación de hidrocarburos. Para el modelo estratigráfico se correlacionó litológicamente los estratos de manera que estos sean secuenciales. En el modelo sedimentológico se definieron las facies analizando la calidad de roca y caracterizando unidades de flujo. Finalmente, para el modelo petrofísico se realizó el poblamiento de la porosidad, permeabilidad, y saturación de fluidos. Los resultados obtenidos fueron los siguientes: Los promedios de porosidad efectiva y saturación de agua de formación para la arena T Superior fueron de 17,80% y 31,20% respectivamente. • Con información del núcleo del pozo SB2 se determinó estadísticamente rangos de porosidad efectiva y permeabilidad de 15% - 20% y 100mD - 1000mD respectivamente. • El POES calculado mediante método volumétrico fue de 21,87 millones de barriles con reservas estimadas en 8,75 millones de barriles. Este volumen se justifica debido al empuje hidráulico de la arena T Superior. • El POES calculado en el modelo estático fue de 23,07 millones de barriles con reservas estimadas en 9,23millones de barriles. La caracterización estática desarrollada en este estudio se puede usar como una herramienta principal para la planificación del desarrollo del Campo Singue. Esta caracterización fue diseñada por ensayo y error, e incorporó criterios y técnicas multidisciplinarias para reducir el grado de incertidumbre para que el resultado fuese una representación muy cercana a la realidad de la distribución de propiedades de roca y fluido en el yacimiento. |
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En el modelo sedimentológico se definieron las facies analizando la calidad de roca y caracterizando unidades de flujo. Finalmente, para el modelo petrofísico se realizó el poblamiento de la porosidad, permeabilidad, y saturación de fluidos. Los resultados obtenidos fueron los siguientes: Los promedios de porosidad efectiva y saturación de agua de formación para la arena T Superior fueron de 17,80% y 31,20% respectivamente. • Con información del núcleo del pozo SB2 se determinó estadísticamente rangos de porosidad efectiva y permeabilidad de 15% - 20% y 100mD - 1000mD respectivamente. • El POES calculado mediante método volumétrico fue de 21,87 millones de barriles con reservas estimadas en 8,75 millones de barriles. Este volumen se justifica debido al empuje hidráulico de la arena T Superior. • El POES calculado en el modelo estático fue de 23,07 millones de barriles con reservas estimadas en 9,23millones de barriles. La caracterización estática desarrollada en este estudio se puede usar como una herramienta principal para la planificación del desarrollo del Campo Singue. Esta caracterización fue diseñada por ensayo y error, e incorporó criterios y técnicas multidisciplinarias para reducir el grado de incertidumbre para que el resultado fuese una representación muy cercana a la realidad de la distribución de propiedades de roca y fluido en el yacimiento.This study contains the static characterization of the T Superior sandstone of the Singue Oilfield. The models used in this characterization were: structural, stratigraphic, sedimentological and petrophysical. The main results obtained were the estimated original oil in place (OOIP) and its reserves. The static characterization began with the structural model in which we set the orientation and geometry of the structure. For the stratigraphic model the layers were correlated sequentially. In the sedimentological model the facies were defined by analyzing the rock quality and characterizing flow units. Finally, for the petrophysical model we entered data for porosity, permeability, and fluid saturation. The results obtained were as follow: • The average effective porosity and water saturation for the T Superior sandstone were 17,80% and 31,20% respectively. • Using core information from the SB2 wellbore we determined statistically ranges for effective porosity of 15% - 20% and permeability of 100mD – 1000mD. • The OOIP calculated using volumetric method was 21,87 million barrels and its reserves were estimated in 8,75 million barrels. This volume is justified due to the hydraulic production mechanism of the T Superior sandstone. • The OOIP calculated using the static model was 23,07 million barrels The OOIP calculated using the static model was 23,07 million barrels and its reserves were estimated in 9,23 million barrels. The static characterization of this study can be used as a main tool for developing the Singue oilfield. This characterization was made by trial and error, and includes multidisciplinary techniques in order to reduce the degree of uncertainty until the outcome be a close representation of the reality of the distribution of rock and fluid properties in the reservoir.Quito: UCE.Erazo Basantes, Jorge Augusto2016-09-07T20:30:30Z2016-09-07T20:30:30Z2016info:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/bachelorThesisapplication/pdfCaiza Arellano, Verónica Josefina y Pabón Cruz, Guillermo José (2016). Diseño del modelo estático de la arena T superior del campo Singue. Estudio Técnico presentado como requisito parcial para aprobar el trabajo de titulación, para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos. Carrera de Ingeniería en Petróleos. Quito: UCE. 75 p.BIBLIOTECA DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL / TP / 21http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/6883spahttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/3.0/ec/info:eu-repo/semantics/openAccessreponame:Repositorio de la Universidad Central del Ecuadorinstname:Universidad Central del Ecuadorinstacron:UCE2024-12-12T08:29:41Zoai:dspace.uce.edu.ec:25000/6883Institucionalhttp://www.dspace.uce.edu.ec/Universidad públicahttps://www.uce.edu.ec/http://www.dspace.uce.edu.ec/oai.Ecuador...opendoar:24872024-12-12T08:29:41Repositorio de la Universidad Central del Ecuador - Universidad Central del Ecuadorfalse |
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