Optimización del Esquema de Explotación del Proyecto de Recuperación Secundaria en el Yacimiento MVR-1, Arena M3U del Campo Mata-R, Área Mayor Oficina (AMO), Municipio Pedro María Freites Estado Anzoátegui.

Abstract

Se actualizó el modelo estático y dinámico con la información de los nuevos pozos perforados en el Campo Mata R desde Enero del 2005 hasta Diciembre del 2011. Esta actualización permite el eficiente monitoreo del comportamiento de producción y presión del yacimiento, validar los volúmenes de gas y condensado originalmente en sitio y las reservas a desarrollar de dichos fluidos bajo las premisas del esquema óptimo de explotación mediante recuperación secundaria suplementaria, tal que permita la recuperación de las reservas remanentes de gas y condensado del yacimiento M3U, MVR-1. El proyecto se basó en el nuevo modelo geológico resultado del estudio integrado del área Mata R. Este modelo geológico ha sido soportado en una interpretación geoestadística de las arenas de la Formación Oficina, integrando la data validada de pozos existentes, pozos nuevos, análisis de núcleos y la información derivada del levantamiento sísmico 3D. Una vez finalizada la actualización de la caracterización estática del yacimiento M3U MVR 1, se procedió a modelar nuevamente el comportamiento dinámico mediante la simulación composicional usando la aplicación ECLIPSE 300® para simular la recuperación secundaria suplementaria mediante la inyección de gas seco. Tomando en cuenta el volumen poroso actualizado y los fluidos originales en sitio ajustados, se procedió a realizar el cotejo del modelo de simulación. Este proceso se hizo buscando reproducir un comportamiento similar al comportamiento real del yacimiento. El plan óptimo de recuperación secundaria suplementaria corresponde al Caso 2, que considera el Caso Base, adicionando a la propuesta la inyección de 93,6 MMMPCN de gas seco a través de 4 pozos inyectores (MVR-51, MVR-57, MVR-105, ZM-308) a partir del año 2013 durante 10 años, 8 trabajos menores a pozos, interdistribuidos entre el año 2012 y el año 2013, calculándose unas reservas recuperables de 194,9 MMMPCN de gas y 11,5 MMBN de condensado, siempre y cuando se logre acumular los volúmenes de inyección simulados. De esta manera el factor de recobro calculado es de 78 % para el gas y 32 % para condensado.