Please use this identifier to cite or link to this item: http://hdl.handle.net/20.500.14076/11575
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dc.contributor.advisorCarrillo Barandiaran, Lucio Francisco-
dc.contributor.authorCáceres Masías, Jaime Gustavo-
dc.creatorCáceres Masías, Jaime Gustavo-
dc.date.accessioned2018-06-01T00:49:05Z-
dc.date.available2018-06-01T00:49:05Z-
dc.date.issued2003-
dc.identifier.urihttp://hdl.handle.net/20.500.14076/11575-
dc.description.abstractEl siguiente informe presenta los resultados del modelo de simulación de reservorios preparado durante el año 2001 y actualizado en el año 2002, para el reservorio de crudo liviano Chanta en el campo Dorissa, el cual pertenece a la cuenca Marañón y está situado en la selva norte del Perú (Fig.1). La formación Chanta es una arenisca creada en un ambiente sedimentario marino que data del cretácico y que fue desarrollada en un ambiente alternativo complejo de playas y mareas altas. El objetivo principal de este estudio fue identificar las zonas potenciales con mejores saturaciones de petróleo remanente, capaces de sustentar la perforación de pozos nuevos o de alguna recompletación en un pozo ya existente. Se ha encontrado una sola zona atractiva en la parte sur del reservorio (al sur del pozo 13) con capacidad para soportar un pozo nuevo, adicionalmente a esta ubicación, se han probado algunas locaciones adicionales; sin resultados positivos. Los resultados del modelo están directamente ligados a la mejor interpretación geológica que se pueda obtener con la información actual existente, considerando la marcada heterogeneidad de las facies vista en los cores y más recientemente en el registro de resistividad del pozo Dorissa 1201, lo cual induce a una caracterización geológica mucho más minuciosa, aunque a veces difícil de lograr, debido a la baja densidad de pozos existentes en el campo (Fig.5). Además, como factor adicional en contra, se tiene la segregación por gravedad específica de la producción, en los pozos que están produciendo mezclado de las formaciones: Vivían y Chonta, lo que nos lleva a tener algunas distorsiones a la hora del ajuste de la historia de producción. Se observó en el pozo Dorissa 1201, una fuerte componente horizontal, con marcadas canalizaciones de flujo debido a diferencias en las permeabilidades horizontales de estos pequeños estratos que forman parte de cada una de las 3 capas principales en que se ha subdividido nuestro modelo. (Fig. 4). El estimado del OOIP del modelo actualizado es de 22.9 MMBO (caso Upd1202). Como dato adicional el OOIP del modelo anterior que fue de 11.5 MMBO (Norte) y 16.3 MMBO (Sur) 27.8 MMBO en Total, el que tenía una estructura significativamente más grande hacia el flanco oeste del campo (Fig.5). El incremento del régimen de extracción sería una de las alternativas más simples y económicas para mejorar la producción del campo en vista del elevado costo de perforación de pozos de re-entre o direccionales.es
dc.description.uriTrabajo de suficiencia profesionales
dc.formatapplication/pdfes
dc.language.isospaes
dc.publisherUniversidad Nacional de Ingenieríaes
dc.rightsinfo:eu-repo/semantics/restrictedAccesses
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/es
dc.sourceUniversidad Nacional de Ingenieríaes
dc.sourceRepositorio Institucional - UNIes
dc.subjectSimulación de reservorioses
dc.subjectDorissa Chontaes
dc.subjectIngeniería de reservorioses
dc.titleCampo dorissa-reservorio Chonta modelo de simulaciónes
dc.typeinfo:eu-repo/semantics/reportes
thesis.degree.nameIngeniero de Petróleoes
thesis.degree.grantorUniversidad Nacional de Ingeniería. Facultad de Ingeniería de Petróleo, Gas Natural y Petroquímicaes
thesis.degree.levelTítulo Profesionales
thesis.degree.disciplineIngeniería de Petróleoes
thesis.degree.programIngenieríaes
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