EVALUACIÓN DINÁMICA DEL NUEVO MODELO ESTÁTICO QUE UNIFICA LOS YACIMIENTOS NAE1/JM15 Y NAE1/JM 38, PERTENECIENTES A LOS DOMOS CENTRAL-NORTE DEL CAMPO SAN JOAQUIN, DISTRITO GAS ANACO

Abstract

Primeramente, se analizó el modelo estático de los yacimientos, donde de acuerdo a conclusiones aportadas por el geólogo, se infirió que existe una comunicación hidráulica entre estos yacimientos, y a su vez con yacimientos ubicados en la arena NA E2. Seguidamente, se validó la información de los yacimientos, tales como históricos de producción, datos de presión y pruebas PVT, con la finalidad de partir de una data real y confiable para obtener resultados con un mayor grado de confiabilidad. Se procedió a generar y analizar el comportamiento de producción y presión, así como las propiedades de los fluidos presentes en los yacimientos en estudio (gravedad API, relación gas-condensado, entre otros), lo cual permitió validar mediante el modelo dinámico, la comunicación hidráulica entre los yacimientos JM-15 y JM-38 arena NA E1 y yacimientos JM-15, JM-62, JM 46 Y G-14 ubicados en la arena NA E2, definiendo así un nuevo yacimiento JM-15 NA E1,2. A partir de esto se estimaron los Volúmenes Originales en Sitio para el nuevo yacimiento generado, a través del método Volumétrico y declinación energética y las reservas a través de las curvas de declinación de presión y Producción. Como resultado del modelo dinámico se obtuvieron volúmenes de 124.92 MMMPCN de GCOES mediante el método volumétrico, así como también un GOES de 109.96 MMM PCN y un COES de 22.88 MMBN. El GCOES fue comparado por el método de declinación de presión P/Z2F Vs. Gas Producido Acumulado Total (Gptt); con un porcentaje de error de 2.5 %. Además de esto se determinó que el yacimiento produce principalmente por expansión de los fluidos aportando un porcentaje aproximado de 85% de la energía. Se calcularon reservas recuperables y remanentes mediante el método de declinación de presión, obteniéndose para el gas unas reservas de 104,31 MMMPCN y 14,31 MMMPCN respectivamente, para el condensado 4.038 MBN en las reservas recuperables y 132 MBN para las reservas remanentes; estas reservas fueron validadas por el método de declinación de producción con un porcentaje de error de 3.5% para el gas y 1 % para el condensado.