1 Schlumberger Confidential Arquitectura y fluidos de los yacimientos registrados por pruebas de...
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Pruebas de Formación
Arquitectura y fluidos de los yacimientos registrados por pruebas de formación. Respuestas adicionales para modelar Yacimientos Mexicanos.
Oscar Perez Michi, Schlumberger [email protected] , Tel: 229 9290110
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Pruebas de Formación
Agenda
• Introducción: Incertitumbre en la caracterización de los Yacimientos Mexicanos.
• Técnicas de evaluación de arquitectura, contactos, fluidos y propiedades de los hidrocarburos.
• Aplicación de la tecnología en casos de Yacimientos Carbonatados en México.
• Conclusiones.
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Pruebas de Formación
Introducción
Existen 3 tipos de datos que apoyan al desarrollo de un yacimiento:• Datos estáticos: Influencian el estimado de los hidrocarburos in situ.• Datos dinámicos: Influencian el comportamiento del flujo de fluidos y drene de los
fluidos en el yacimiento. • Datos de diseño: Definen las posibles restricciones de producción (como la estrategia
de perforación, los mecanismos de producción, el número de puntos de drenaje, etc…)
Valor Proyecto
GastoReservas
Opex
Pozos y facilidades
Capex
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Pruebas de Formación
Incertidumbre y análisis de riesgos
Sensibilidad reservas
200.9
152.0
258.8
231.8
239.5
316.8
332.2
270.4
285.8
262.7
262.7
262.7
50.0 100.0 150.0 200.0 250.0 300.0 350.0 400.0
(MMBBL)
Minimum Maximum
Kv
Equiprobable
Aquifero
Kr
TransmFallas
API
- Propiedades del fluido y permeabilidad relativa- Contacto de Fluidos, estado del acuífero- Conectividad Horizontal entre las capas- Hetereogenidades del Yacimiento Kv - Kh- Arquitecturas de Fallas y transmisibilidad
• El ejercicio debe ser, minimizar estas incertidumbres permitiendo definir los alcances de producción económica:
- La información Estática nos direcciona a obtener solo los hidrocarburos In Situ.- La información Dinámica nos permite entender el comportamiento del flujo de fluidos 4-D en el
yacimiento.
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Pruebas de Formación
• >90 % de la producción de aceite proviene del Cretácico y el Jurásico superior, consistiendo de complejos yacimientos con brechas y carbonatos fracturados naturalmente.
• Los principales descubrimientos se hicieron entre los 70-80s, la mayoría de los campos estan bajo recuperación secundaria.
• La evaluación hoy en día presenta dificultades y los modelos poseen importantes incertidumbres.
Incertidumbres Campos Petroleros Mexicanos
1. Complejidad modelando la red de fracturas que llevan a un rendimiento pobre del proceso de recuperación secundaria (Inyecciones de agua ineficientes, inyección de N2 mostró un rompimiento antes de lo esperado).
2. Yacimientos divididos en diversos compartimentos.
3. Identificación de los contactos de fluidos.
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Pruebas de Formación
Respuestas directas del Registro: Presiones Distribuidas, Fluido ID, RGA, Composición, Transición de fase, densidad (API), Ph.
Cuestiones Resueltas:Contactos, Fluido ID, Variaciones composicionales, compartmentalización, conectividad del agua, aseguramiento de flujo
CFA Analizador Composicional de Fluido
LFA Live Fluid Analyzer
Perfil de presión y análisis de fluidos in-situ (DFA)
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Pruebas de Formación
Análisis de Fluidos en el Fondo (Downhole Fluid Analysis – DFA)
Live Fluid Analyzer - LFA
•LFA y CFA son complementarios
Compositional Fluid Analyzer - CFA
ph – LFA-ph
•LFA –ph Igual a LFA plus ph de agua2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
OD
(path
length
= 2
mm
)
210020001900180017001600
Wavelength (nm)
(normalized) methane ethane propane n-butane n-heptane CO2
Análisis de Fluidos In Situ
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Pruebas de Formación Ligero/Medio
Oil 37 API,GOR 1200 scf/bbl
Gas condens. >50APIGOR> 5000 scf/bblWBM sampling
Ultra Pesado <10 API, GOR <100 scf/bbl. Asfaltenos
28 API, GOR 500 scf/bbl
Filtrado OBM
Ilustración DFA: Crudo Mexicano
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Pruebas de Formación
Caso 1: Carbonatos de la Faja de Oro
Determinación de los contactos de fluido y caracterización de la zonas de transición para determinar reservas estimadas y la estrategia de completación.
Entorno Exploratorio
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Pruebas de Formación
Contacto?
Fluido residual: Aceite o Agua?
Agua Libre?
Nivel de Agua libre vs OWC – Abra Fm
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Pruebas de Formación
FWL
Presiones DistribuidasFluido ID
2824m
2779m
2763m
2722m
2691m
2634m
Caracterización de la transición
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Pruebas de Formación
Análisis de Fluidos In Situ.
2634 m RGA=1200 scf/bbl
2691 m RGA=1250 scf/bbl
2722 m RGA=1250 scf/bbl
Fase Producible Aceite
Fase Producible Aceite
Fase Producible Aceite
2763 m Fase movil Agua
Fase Producible Agua
2779 m Fase movil Agua
2824 m Fase movil Agua
Caracterización de la transición
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Pruebas de Formación
Caracterización de la transición
• El contacto es 25m más alto de lo que se ve en registros• La roca es mayormente mojada por aceite• El aceite en la transición esta ligado por presión capilar y el agua es
libre• La columna de aceite es homogénea (Presión, fluidos)
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Pruebas de Formación
Registro: API 35 ACEITE (del gradiente) , GOR 1200 scf/bblLab: API 37, GOR 1200 scf/bbl
K = 75mdKv/kh= 0.03P = 3842 psiSkin=9
80% del corte de agua en la zona de transición: Estación 2763m
Detalles de las Medidas
0.01 0.1 1 10 100 1000 100000.01
0.1
1
10
100
Log-Log plot: dp and dp' [psi] vs dt [sec]
3850
3950
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
0
5
10
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History plot (Pressure [psia], Downhole Rate [B/D] vs Time [sec])
Propiedades uniformes a tráves de la columna de aceite
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Pruebas de Formación
Caso 2: Carbonatos de Fm Kimmer
Determinación de la arquitectura del yacimiento, compartimentos y estatus del acuífero.
Entornos Marinos de desarollo
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Pruebas de Formación
Los registros convencionales no permiten determinar la estructura de yacimiento o donde se encuentra el contacto.
Notamos algunas variaciones en las viscosidades del fluido a partir de la estación MRF a tráves de la columna, pero el pozo produce con diferentes cortes de agua.
Columna Típica de Cantarell
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Pruebas de Formación
Transición
Acuífero
Columna de Aceite
Determinación de la estructura
Programa :En Pozo abierto DST para determinar la localización del acuífero?
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Pruebas de Formación
Fluidos & Pérfil de Presiones
1: API 55
2
3?
4: API 27
5
Fluido ID
3725m
3761m
3908m
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Pruebas de Formación
Zoom sobre el acuífero
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Pruebas de Formación
Arquitectura del yacimiento
• Compartmentalización • Variación composicional de los hidrocarburos en la columna. • El yacimiento es un solution gas drive con complejidades que pueden
ser modeladas para planear un desarrollo posterior. • Se requieren terminar cada yacimiento para drenar lo• El agua no empuja los fluidos del yacimiento• Se requieren mecanismos de empuje para mentener la presión
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Pruebas de Formación
Revelando el verdadero yacimiento
Propiedades del aceite Uniformes
Gradientes de Aceite 3500
3000
2500
2000
1500
GOR
• Modelos conceptuales de yacimientos
• Las mediciones brindan entendimiento del yacimiento
• Se trata de solution gas drive y no water drive
Most of the ideas are in place
Integración de los Datos
Roca y saturación,NMR
Información Estática
Resgistros de Imagenes
Sísmica
Registros Convencionales
Integracion de los Datos
Pruebas de Formación:
Liga dinámico a como fluye el
fluido
Propiedades de los Fluidos
Resgistros de Imagenes
Sismica
Registros Convencionales
Muestras
Pérfiles de presión
Extensión e integración de la evaluación de wireline en agujeros descubiertos para ayudar a Pemex a construir modelos más precisos que incluyan los detalles estructurales del yacimientos, las propiedades de los fluidos, valoración de los contactos y las zonas de transición
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Pruebas de Formación
Conclusiones
• Las predicciones de flujos y fluidos en base a registros estáticos son problemáticas en carbonatos porosos y mucho más en yacimientos naturalmente fracturados.
• Las medidas del yacimiento son solo hechas en el pozo, ademas de la sísmica, FMI y las presiones transitorias. Las pruebas de formación dan a Pemex respuestas del yacimiento a nivel campo. La presión es una medidad de escala del yacimiento, las presiones distribuidas nos brindan la resolución vertical.
• Los fluidos son los productos de intéres. El “registro” de fluidos es la medida más innovadora de Schlumberger de los últimos años, aplicada en México para desenmarañar extensos yacimientos no del todo conocidos.
• El trabajo que se ha hecho con las pruebas de formación en los yacimientos de carbonatos mexicanos, los contactos, la caracterización de las zonas de transición y la estructura del yacimiento, brinda a Pemex un valor económico considerable y un mejor entendimiento de sus campos.
• Los riesgos de Pemex en la etapa de desarrollo puede ser dramaticamente reducidos.