UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DEL CARMEN

Facultad de Ciencias Químicas y Petrolera

YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS

“Campo Internacional Dukhan, Qatar”

PR E S E N TAN

Paola Carolina Mendoza García

Hugo Alejandro Solano Arcos
Octavio Padilla Amezcua
Jorge Augusto Navarrete Rivera
Manuel Andrés Pech Pech

DOCENTE

Dra. Angelica Gabriela Vital Ocampo

20 de mayo del 2020
Dukhan
El campo petrolífero en tierra grande y maduro Dukhan, está ubicado
aproximadamente 80 km al oeste de Doha. Este se encuentra en el oeste de
la península de Qatar formando un anticlinal largo y estrecho de unos 70
km de largo y 8 km. de ancho en dirección N-S.

El campo fue descubierto en 1939 y la primera producción se produjo en

1949.

Cubre un área de aproximadamente 640 km2 y produce alrededor de 360 -

370 MMSCFD de gas crudo asociado (RAG) en siete unidades de
separación de petróleo y gas, además de 800 MMSCFD de gas rico en Figura 1. Localización geográfica
capa de condensado. del Campo Dukhan

2
Además tiene más de 750 de pozos perforados.

 300 pozos productores de petróleo,

 182 pozos de inyección de agua,
 58 pozos inyectores y productores de gas
 El resto son pozos cerrados, de observación o
abandonados.
Figura 2. Mapa de localización de los pozos del Campo Dukhan

Figura 3. Distribución del gas y aceite en el campo Dukhan 3

Registros de Campo

Figura 4. Características del Yacimiento

4
Figura 5. Distribución del gas y aceite en el campo Dukhan

5
Estratigrafía

Figura 6. Posiciones relativas

Figura 7. Estratigrafía y sección transversal estructural del campo de

petróleo y gas de Dukhan 6
Propiedades Petrofísicas y de los Fluidos
Tabla 1. Propiedades
PROPIEDADES
STOIIP 557 MMSTB
GOC 6,940 ft
Presión Inicial de Yacimiento 3,536 psig
Porosidad Promedio 15-18 %
Permeabilidad Promedio 10-100 md
Viscosidad del aceite 1.5 cp
Temperatura de yacimiento 102 ° C
Viscosidad del Aceite 0.25 cp
Desidad del Aceite 38 °API
Presión del Punto de Burbuja 3,506 psig
Boi 1.619 RB/STB
Rsi 1,034 SCF/STB
Almacenamiento en Tanques 3.4 MMbbl 7
 Yacimiento Arabe C
• Es el segundo yacimiento productor en el horizonte. Tiene Tiene
50 km de largo por 5 km de ancho.

• Tiene bajo contenido en sodio

• La columna de aceite original tenía un grosor de 1.400 pies en el
Khatiyah a 400 pies en el sector Jaleha.
• La permeabilidad promedio es de aproximadamente 30 md
• El grosor promedio es de 85 pies.
• La porosidad promedio del yacimiento es del 15% al 20%.

Fig. 8. Depósito Dukhan Arab C. TVDss =

profundidad vertical verdadera submarina; OOWC =
contacto original de aceite / agua.
8
 La producción de árabe C comenzó a fines de la
década de 1940, principalmente desde la sección
inferior.

La recuperación hasta finales de 1987 fue de

aproximadamente 300 mmb desde un petróleo
inicial en lugar de 3700 mmb.

Figura 9. Respuestas de registro típico árabe 'c' y divisiones del Yacimiento

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Inundación de agua de formación con pozos
inyectores
La formación Nahr Umr ha sido la principal fuente de agua para Arabe C desde que comenzó el plan piloto de
inyección de agua de inundación en pozos 1965, y se expandió a todo el depósito después de 1969.Para 1991
había alrededor de 9 pozos de inyección controlada para el mantenimiento de la presión árabe C.(A.E.
Sharshar,1991)

Pozos de Inyección de agua de formación

La finalización en la mayoría de los pozos de inyección de formación consiste en un conjunto de carcasa de 9

5/8 "al nivel de Lekhwair, debajo del acuífero habitual de la fuente de agua del acuifero (Nahr Umr) pero por
encima del acuífero alternativo de la fuente de agua (Yamana / Sulaiy). Un revestimiento de 7" se superpone a
la parte inferior del 9 5 / 8 ", y la zapata del 7" generalmente se coloca en la anhidrita Hith o Lower Qatar por
encima del depósito de inyección (Arab C o Arab D). (A.E. Sharshar,1991)

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Inyección de agua accionada
Un plan piloto con 1 pozo fuente, 5 pozos de inyección y 2 pozos de observación ha estado en marcha desde
1975. Muchos de los pozos de inundación de agua de formación se han convertido para inyección de agua. En
1991 habían 30 pozos están equipados para P.W.I.(A.E. Sharshar,1991)

Pozos Productores
Se establece una cadena de protección de 9 5 / 8 ", generalmente en Lekhwair, luego se establece una cadena de
producción de 7" o 6 5 / 8 "justo por encima o a través del horizonte de producción objetivo. La mayoría de los
productores" descalzos "han sido revestidos con un liner de 5 "y perforado selectivamente. (A.E. Sharshar,1991)

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Yacimiento Arabe D
Es el principal yacimiento del horizonte productor de petróleo, tanto con impulsión de agua como con
impulsión de la capa de gas en expansión. Tiene 70 km de largo y 6 km de ancho, y promedia entre 180 y
120 pies de espesor(A.E. Sharshar,1991).
La presión cayó de 3250
psi en 1950 a 2650 psi a
mediados de los setenta.
Por lo que Se estableció un
patrón periférico de
inyectores de agua para
detener / revertir la
disminución de la Presión.
(Tyson,1996)

Figura 10. Patrón Periférico de pozos Inyectores

La inyección de agua de formación comenzó en los pozos periféricos en 1970 de Nahr Umr y se expandió
para alcanzar una capacidad (56 pozos) en 1986. Muchos de estos pozos se han convertido a P.W.I. (A.E.
Sharshar,1991)
12
 Producción
La producción de petróleo comenzó
a principios de 1955.

La producción sostenida de petróleo

comenzó en 1960.

La producción acumulada de
petróleo es de alrededor de 28
MMSTB, lo que representa
alrededor del 5% de la STOIIP
Figura 11. Comportamiento de producción del yacimiento

13
Métodos EOR
El método EOR de inyección de gas se probó utilizando modelos de segmento de simulación de yacimientos
y se desarrolló y documentó un conjunto de objetivos piloto WAG de la siguiente manera:

• Proporcione datos sobre la inyectividad / productividad del pozo en varios tipos de rocas para permitir la
ampliación de las tasas para una inundación de WAG o inyección de gas (GI).

• Reduzca la incertidumbre en la estimación de la recuperación incremental de petróleo al agua (WF)

mediante la inyección de CO2.

• Proporcione datos suficientes para permitir el diseño de inyección de gas CO2 en pozos e instalaciones para
escalar a escala comercial. • Minimice el impacto en las operaciones actuales de WF y GI fuera del área
piloto.

14
En 1976, se inició la inyección de agua en el campo Dukhan para mantener la presión del
yacimiento.

Figura 12. Comportamiento de producción del yacimiento

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Prueba Piloto Inyección de Gas

Figura 14. Sección transversal de los pozos productores e inyectores

Figura 13. Pozos de modelo piloto de la parte superior del árabe C

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Resultados

Figura 15. Comparación de la producción acumulada de petróleo en prueba piloto

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 Conclusión

Se diseñó un piloto de CO2 para los depósitos Dukhan Arab C y D. El piloto, diseñado para usar productores e
inyectores horizontales:

Proporcionará datos sobre la inyectividad y productividad del pozo.

Reducirá la incertidumbre en la estimación de la recuperación incremental de petróleo de la inyección de gas
CO2 en relación con la inundación de agua.
Proporcione datos para permitir el diseño de inyección de gas CO2 en instalaciones y pozos a escala comercial.
Minimice el impacto en las operaciones actuales fuera del área piloto
 

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 BIBLIOGRAFÍAS
 Jeff Broad. (2007). Deposition of “Asphaltenes” during CO2 Injection and Implications for EOS
Description and Reservoir Performance . Dubai: SPE.
 Ozgur Ozen. (2014). Dukhan Field CO2 Injection EOR Pilot:Reservoir Modeling & Planning. Qatar: SPE.
 Llewellvn Tyson. (1996). New Life For a Mature Reservoir Through The Judicious Application of
Technology - Arab D, Dukhan Field, Qatar.. Abu Dhabi: SPE.
 M. S. Al-Bidaiwi. (2012). Gas Flaring Reduction Initiatives in Dukhan Oil & Gas Field. Doha Qatar: SPE.
 A.E. Sharshar. (1991). Dukhan Field Multiwell Corrosion Study. Baharain: SPE.
 O.M. Khalifa. (2015). Coupling Integrated Data Management with Reservoir Surveillance Workflows for
Giant Mature Field in Qatar. Doha,Qatar: SPE.
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Arab C Reservoir Monitoring. Doha, Qatar: SPE.
 Wan Abdul Manan Wan Hasan. (2009). Cased Hole-Resistivity-A Solution of Dukhan Field Arab C
Reservoir Monitoring. Doha,Qatar: SPE.
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 BIBLIOGRAFÍAS
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 Jeff Broad. (2007). Deposition of “Asphaltenes” during CO2 Injection and Implications for EOS
Description and Reservoir Performance . Dubai, U.A.E.: SPE.
 Rasoul Sorkhabi. (2010). The Qatar Oil Discoveries. 23/Mayo/2020, de GEO ExPro Sitio web:
https://www.geoexpro.com/articles/2010/01/the-qatar-oil-discoveries

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