Cálculo del volumen de petróleo original en sitio a través de la aplicación de geoestadística y el método montecarlo, caso estudio campo del oriente ecuatoriano.

Abstract

El presente trabajo de investigación persigue el objeto de aplicación de la geoestadística y el método montecarlo en el cálculo del volumen del petróleo original en sitio (POES), caso estudio campo del oriente ecuatoriano. El área de estudio es llamada “Campo UPSE”, por razones de confidencialidad de información. El campo presenta 2 fallas que debido a su disposición dividen el campo en 3 regiones, por lo cual para cada una de ellas se estima el POES (reservas de petróleo) en los yacimientos productores (U, T y Hollín). Dichos resultados son comparados teniendo como referencia valores de POES proporcionados por la empresa “Best Energy Services S.A.” (obtenidos a través de la simulación numérica de yacimientos); para corroborar resultados de los métodos aplicados, en el cual el método que presentó menor error con respecto al POES total del campo fue el método geoestadístico (método más extenso debido a los procedimientos que implica). En el análisis de influencia de los parámetros en el cálculo de POES se consideró 3 escenarios (valor mínimo, valor de la media, y valor máximo) para los parámetros NTG, porosidad, y saturación de petróleo. En el cual se determinó a la porosidad como la de mayor influencia y al NTG de menor influencia. El GRV y el factor volumétrico del petróleo no fueron analizados mediante cálculos debido a que estos parámetros no presentaron incertidumbres en su determinación. Este último debido a conocimientos de la cuenca oriente es determinado como parámetro que no impacta considerablemente los cálculos por lo cual se podría estimar a través de correlaciones. Finalmente, para el análisis económico se realizó la predicción al año 2027 de la producción histórica con el fin de conocer la producción acumulada total de pozos existentes (caso base) y se generaron 3 escenarios de pozos tipo (P90, P50 y P10) para agregar pozos en el presente año (2019), con la producción acumulada generada con la adición de los pozos tipo se determinó la productividad (renta) de UPSE, como un campo económicamente rentable para los 3 escenarios.