Abstract:
El presente trabajo sirvió para demostrar que el uso de modelos predictivos de Balance de Materia y Simulación
Numérica tiene un alto grado de aplicabilidad en el Ecuador. Estos flujos de trabajo tienen como finalidad definir los
mecanismos y las estrategias para optimizar la producción de hidrocarburos de un campo dado. Los modelos
predictivos fueron elaborados en base a datos de producción de petróleo y agua de los pozos que producen en este
campo y en este reservorio. Fueron necesarios los datos de evaluación de pruebas de transientes de presión, así como
el análisis de los registros eléctricos de todos los pozos. En base a un análisis de correlación de variables tales como
porosidad, saturación, altura sobre el contacto o LKO, se pudieron determinar los puntos críticos Swi y Sor, así como
las curvas de permeabilidad relativa. Fue necesario el análisis de correlaciones PVT y la comparación de estos
resultados con los datos de laboratorio. Esta información fue de vital importancia para la construcción del modelo de
balance de materia, que sirvió para determinar el volumen de petróleo original in situ (POES) de cada tanque del
sistema. La construcción del modelo geológico se llevó a cabo a partir de datos de pozos tales como marcadores
geológicos y registros eléctricos. También se utilizaron los mapas estructurales elaborados a partir de la información
sísmica 2D. Con todos estos componentes, se procedió al ensamblaje del modelo de simulación numérica. Una vez
que el modelo numérico fue inicializado, se realizó el ajuste histórico. Con el modelo calibrado, se procedió al cálculo
de la curva base de producción del campo y mediante el planteamiento de diversos escenarios de optimización se
calcularon perfiles alternativos con mayores niveles de producción y con volúmenes de reservas incrementales muy
notables. Para cada uno de estos escenarios, se realizó la correspondiente evaluación económica.
