Evaluación de pozos de alto ángulo en arenas apretadas naturalmente fracturadas con fluidos composicionales

Abstract

Los yacimientos naturalmente fracturados representan un gran reto para la industria, ya que tradicionalmente exhiben niveles de recobro bajos asociado a la combinación de varios fenómenos como la entrada temprana de agua por canalización en la red de fracturas conectada, productividad de pozos variada dependiente del grado de fracturamiento natural, declinación agresiva de las fases hidrocarburo asociado al grado de conexión/alimentación entre la matriz y las fracturas naturales, entre otros. Los más recientes esfuerzos se han enfocado en la maximización del recobro en campos existentes a través del diseño de pozos que incrementan la probabilidad de alcanzar productividades económicamente rentables. El siguiente estudio de modelamiento tiene como principal motivación el entendimiento del impacto de las principales variables que gobiernan el flujo de fluidos en yacimientos naturalmente fracturados como las propiedades de fractura (magnitud y dirección de las fracturas) y el espaciamiento, así como su influencia en el diseño de pozos de alto ángulo en arenas apretadas. El recobro de hidrocarburos en yacimientos con las condiciones de Mirador en el Complejo Pauto, tiene un comportamiento sensible a cualquier valor de exceso de permeabilidad (Kf/Km) en donde pozos con trayectorias de alto ángulo recuperan un volumen mayor de hidrocarburo en comparación con pozos verticales. Por su parte el diseño de la trayectoria en función del plano de fracturas debe ser parte fundamental del flujo de trabajo debido a que trayectorias perpendiculares al plano de fracturas presentan incrementales de entre 20% y 40% en comparación con trayectorias paralelas al plano de fracturas o trayectorias verticales respectivamente.

Abstract: Naturally fractured reservoirs represent one of the main challenges faced by the oil industry in recent years, given that traditionally low recoveries are exhibited due to a combination of different phenomena such as early water encroachment associated to channeling through the natural fractured network, variability on wells productivity depending on the degree or intensity of natural fractures, aggressive hydrocarbon decline rate due to the level of connectivity between the matrix/fracture, among others. Recent efforts have been focused on Hydrocarbon recovery maximization on existing fields by designing Wells that increase the probability to reach productivities that are financially profitable. The following modelling study is motivated to provide a better understanding of the impact associated to the uncertainty on the main variables that govern fluids flow on naturally fractured reservoirs such fracture properties (magnitude, orientation) and fracture spacing and its influence on high angle wells for tight sands on a well design basis. The hydrocarbon recovery on reservoirs such as Mirador on Pauto Complex is sensitive to any excess permeability scenario (Kf/Km) where high angle wells exhibit higher recoverable volume when compared to vertical wells. On the other hand, well design such as the orientation in respect to the fracture plane must be an essential part of the workflow given that Np of wells perpendicular to the fracture plane is 20% to 40% higher when compared to wells parallel to the fracture plane and vertical ones respectively.