Análisis Furbero agostoWeb2014

rgano de Divulgacin Tcnica e Informacin de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico A.C.

Vol. 54 No. 8 AGOSTO DE 2014www.aipmac.org.mx/web/revista

Foto de portada: Camiones vibradores sismogrficos.Brigada AIBSV-01, municipio de Mina, Nuevo Len.

PetroleraIngeniera

Contenido

INGENIERA PETROLERA.- Publicacin mensual de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico A.C., Av. Melchor Ocampo 193 Torre A Piso 12. Col. Vernica Anzures C.P. 11300, Mxico D.F., Tels: 5260 2244 y 5260 7458. Solicitada la Autorizacin como Correspondencia de Segunda Clase de Administracin de Correos nm. 1 de Mxico D.F. Distribuido por la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A.C. Publicacin editada e impresa por 4AM FOR ADVERTISING AND MARKETING S.A. DE C.V., Enrique J. Palacios No. 108, Col. Prado Ermita, C.P. 03590, Del. Benito Jurez, Mxico D.F., Tels: 5601 7571 y 55 3211 6077. Edicin: 1000 ejemplares. Certificado de licitud de ttulo nm. 8336 y Certificado de licitud contenido nm. 5866 ante la Comisin Calificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas. Certificado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo nm. 003322 ante la Direccin General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia debe dirigirse a la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTCULOS TCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR. ISSN 0185-3899. Revista Indizada en LATINDEX y PERIDICA.

Editorial

Estimacin de la saturacin de aceite remanente (SOR) empleando mediciones resistivas, dielctricas y datos de ncleos, para las rocas cretcicas del campo KMZJuan Gerardo del ngel MoralesMara de Jess Correa LpezJavier ngeles Ziga

Anlisis de la efectividad de la roca almacn en los plays terciarios de la regin marina rea Coatzacoalcos HolokRicardo Trejo RamrezPrimo Dionisio Chvez Vzquez

Desarrollo no convencional de un yacimiento naturalmente fracturado (YNF) en el campo Furbero del APATGDavid de Israel Ruiz Torres Hctor Bernal Ramrez Ma. Lidia de la Huerta Cobos Iveth Leticia Bache Canella Larissa G. Spinoso Caldern Miguel Gonzlez Gonzlez

Monitoreo continuo del avance de los contactos agua-aceite y gas-aceite mediante pozos monitores-productores en el APKMZ, caso Zaap-50Luis Norberto Velzquez BuenoJesus Rodrguez RomnAntonio Rojas Figueroa

438

439-452

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465-477

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436 | Ingeniera Petrolera436 | Ingeniera Petrolera

Directiva Nacional 2014-2016

Presidente M. en I. Flix Alvarado Arellano

Vicepresidente Ing. Alfonso Carlos Rosales Rivera

Secretario Ing. Rodolfo Morado Gonzlez

Tesorero M. en I. Ral Pea Herrera

Coordinador Nacional de Ayuda Mutua Ing. Jess Ruiz Bustos

Coordinador Nacional de Fondo de Retiro M. en I. Ramiro Rodrguez Campos

Director de la Comisin de Estudios Ing. Jos Guadalupe Galicia Barrios

Director de la Comisin Editorial M. en I. Plcido Gerardo Reyes Reza

Director de la Comisin Legislativa Dr. Nstor Martnez Romero

Director de la Comisin de Membresa Ing. Lauro Jess Gonzlez Gonzlez

Consejo Nacional de Honor y JusticiaM. en I. Carlos Rasso ZamoraIng. Javier Hinojosa PueblaM. en C. Javier Chvez Morales

M. en I. Adn E. Oviedo Prez M. en I. Jos Luis Fong Aguilar

Revista Ingeniera Petrolera

Director Editorial M. en I. Plcido Gerardo Reyes RezaCoordinacin Editorial Laura Hernndez Rosas email: [email protected]

Delegacin Ciudad del Carmen

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Delegacin Coatzacoalcos

M I. Eleuterio Oscar Jimnez Bueno

Delegacin Comalcalco

Ing. Rafael Prez Herrera

Delegacin Mxico

Ing. Luis Francisco Snchez Len

Delegacin Monterrey

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Delegacin Poza Rica

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Delegacin Reynosa

Ing. Jos Adalberto Ros Espit

Delegacin Tampico

Ing. Jorge Alberto Hernndez Cant

Delegacin Veracruz

Ing. Juan Echavarra Snchez

Delegacin Villahermosa

Ing. Jorge Rodrguez Collado

Presidentes Delegacionales

Ingeniera Petrolera | 437 Ingeniera Petrolera | 437

*Asesora durante el proceso de revitalizacin de la revista Ingeniera Petrolera

Consejo Editorial

Lic. Eva Myriam Soroa ZaragozaConsultora Editorial*

Lic. Franco VzquezAsistencia tcnica

Roberto AguileraUniversity of Calgary

Vctor Hugo Arana OrtizPetrleos Mexicanos

Jorge Alberto Arvalo VillagrnPetrleos Mexicanos

Jos Luis Bashbush BauzaSchlumberger

Thomas A. BlasingameTexas A&M University

Rodolfo Gabriel Camacho VelzquezPetrleos Mexicanos

Hber Cinco LeyUniversidad Nacional Autnoma de Mxico

Yuri Valerievich FairuzovUniversidad Nacional Autnoma de Mxico

Faustino Fuentes NucamendiPetrleos Mexicanos

Nstor Martnez RomeroColegio de Ingenieros Petroleros de Mxico, A.C.

Michael PratsConsultor EUA

Edgar R. Rangel Germn Comisin Nacional de Hidrocarburos

Fernando J. Rodrguez de la GarzaPetrleos Mexicanos

Fernando Samaniego VerduzcoUniversidad Nacional Autnoma de Mxico

Francisco Snchez SesmaUniversidad Nacional Autnoma de Mxico

Csar Surez Arriaga UMSNH

Csar Trevio TrevioUniversidad Nacional Autnoma de Mxico

Jaime Urrutia FucugauchiUniversidad Nacional Autnoma de Mxico

Surendra Pal Verma JaiswalUniversidad Nacional Autnoma de Mxico

438 | Ingeniera Petrolera

Editorial

Responsabilidad y experiencia, fortaleciendo el gremio

Sin duda, el progreso de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico depende de forma directa de la integracin de personas con experiencia que quieran resultados visibles, que reafirmen y fortalezcan a la Asociacin para cumplir con su objetivo de contribuir al desarrollo de la Industria Petrolera Mexicana.

Desde su creacin, hace ms de 50 aos, la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico ha enfrentado diversos retos, que la han fortalecido, y a lo largo de su historia ha sido ejemplo para sus similares y pionera en actividades dentro del gremio petrolero. Hoy ms que nunca tiene como misin contribuir al progreso y a la divulgacin de la ingeniera en la Industria Petrolera, promover la superacin tecnolgica y profesional de excelencia, fomentar la fraternidad de sus asociados, y fortalecer la confianza de los mismos; establecer nexos con instituciones que desarrollen conocimientos referente a la Industria Petrolera, adems de establecer y conservar relaciones con asociaciones semejantes y colegios de profesionales del pas y del extranjero.

Por todo ello, es un honor muy grande colaborar en esta nueva administracin; en este reto estn involucrados muchos ingenieros que aceptaron cabalmente el compromiso y comprenden la relevancia de representar los intereses de todos los asociados, motivo por el cual no se escatimarn esfuerzos para trabajar en pro de nuestra querida AIPM.

Esta gestin que recin inicia, busca principalmente la unidad y el fortalecimiento de los lazos entre todos los agremiados, tiene la conviccin de trabajar en armona, pues de esta manera ser posible reforzar el liderazgo y prestigio labrados durante su existencia. Nuestra poltica estar abierta a experiencias y nuevas ideas, para escuchar con detalle y respeto las opiniones y recomendaciones que beneficien a la comunidad.

Un factor importante es la revista Ingeniera Petrolera, que seguir encauzada a lograr la excelencia con el objetivo final de ser una publicacin arbitrada, por lo que la calidad en su contenido marcar la diferencia, de ah que los trabajos que se publiquen sean de relevancia para la industria petrolera nacional e internacional, y un aliciente para todos los profesionistas con inquietud, iniciativa y espritu innovador, que puedan contar con un foro inmejorable para compartir sus experiencias y conocimientos.

En este nmero se pueden consultar artculos de diversas especialidades como son los relacionados con los yacimientos, el desarrollo y optimizacin de la explotacin de campos y el rea de geociencias, que sin duda son de de gran inters.

Fraternidad y Superacin

Ingeniera Petrolera | 439VOL. 54 No. 8, AGOSTO 2014 ISSN 0185-3899

Estimacin de la saturacin de aceite remanente (SOR) empleando mediciones resistivas, dielctricas y datos de ncleos, para las rocas

cretcicas del campo KMZ

Juan Gerardo del ngel MoralesMara de Jess Correa Lpez

Javier ngeles ZigaPemex, APKMZ

Informacin del artculo: recibido: septiembre de 2013-aceptado: agosto de 2014

Resumen

La determinacin de la cantidad y distribucin de aceite remanente o residual (Sor) en un yacimiento, es esencial para estimar el volumen de aceite que queda por recuperar, y con esto determinar el mejor proceso de recuperacin mejorada.

Esta estimacin es muy importante en un proceso de recuperacin mejorada, despus de que se ha aplicado un proceso de recuperacin convencional debido a aspectos econmicos y tiempo de vida del proyecto, lo que implica un conocimiento confiable de este valor.

La saturacin de aceite residual puede ser estimada por:

a) Registros geofsicos de varios tipos

b) Anlisis convencionales y no convencionales de muestras de ncleos

c) Clculos de ingeniera de yacimientos

d) Pruebas de presin

e) Estudios de trazadores

Cada mtodo tiene sus ventajas y limitaciones, pero el objetivo principal de su aplicacin es estimar la cantidad y distribucin de aceite residual o remanente en el yacimiento. La estimacin de SOR mediante registros geofsicos y ncleos, dan como resultado la distribucin vertical de SOR en la vecindad inmediata del pozo.

El Activo de Produccin KMZ (caracterizacin de yacimientos) emple una metodologa denominada Mesar_Sxo (Mtodo de estimacin de saturacin de aceite remanente mediante saturacin de agua en la zona lavada) cuyo propsito fue determinar Sor y distribuirlo en un modelo 3D para calcular el volumen de aceite remanente. (Mayo 2009).

Durante el ao 2012 se iniciaron los trabajos para estimar Sor mediante el registro dielctrico de ltima generacin, del cual se efectu la toma de informacin en dos pozos, as como el reprocesamiento de los registros de resonancia magntica para el mismo fin, previo anlisis de la informacin disponible.

Asimismo se tienen un par de ncleos en estudio (que corresponden al pozo donde fue corrido el registro dielctrico), destinados a soportar las estimaciones de Sor y un par de ncleos ms con pruebas de desplazamiento de fluidos que se emplean para corroborar lo observado en los registros geofsicos de pozo.

Artculo arbitrado


Estimacin de la saturacin de aceite remanente (SOR) empleando mediciones resistivas, dielctricas y datos de ncleos, para las rocas cretcicas del campo KMZ, p.p 439-452

VOL. 54 No. 8, AGOSTO 2014 ISSN 0185-3899

En este trabajo se mostrar la integracin de la informacin disponible y los resultados en la estimacin de SOR para los campos cretcicos del Activo Ku-Maloob-Zaap.

Palabras clave: Saturacin de aceite remanente, campos cretcicos del Activo Ku-Maloob-Zaap.

Estimating remaining oil saturation (SOR), using resistive measurements, dielectric and core data for the Cretaceous rocks KMZ field

Abstract

Evaluating the amount and distribution of the residual oil saturation (ROS) in a reservoir, as well as determining the best enhanced recovery process, are the most important tasks to accurately estimate the remaining oil volume to be recovered.

The accuracy of this volume directly impacts economic aspects and the productive life of a reservoir, therefore it is crucial to count with reliable results.

The residual oil saturation can be estimated using one or multiple sources of information:

a) Multiple type of well logs

b) Conventional and nonconventional analysis of core samples

c) Calculations from reservoir engineering

d) Pressure tests

e) Tracer analysis

All sources of information have pros and cons, however if one is looking for the vertical distribution of ROS near the wellbore, core samples and well logs are normally good options.

The reservoir characterization department of the KMZ (Ku-Maloob-Zaap) asset in Pemex, developed a methodology to evaluate ROS using the water saturation in the invaded (flushed) zone. This methodology is known as MESAR_SXO, and it was used to distribute ROS in a 3D model in May 2009.

Other methodologies based on well logs have been analyzed, such as Dielectric measurements using the latest generation tools and NMR (Nuclear Magnetic Resonance) Enhanced Diffusion Techniques. Additionally, the laboratory results of core samples were used for validation purposes.

This article presents the results of ROS using well logs and core samples in the Cretaceous period of a highly fractured carbonate reservoir. It compares the results of all measurements and it provides best practices for further improvements in the evaluation of this parameter in the KMZ asset.

Keywords: Remaining oil saturation, cretaceous fields Active Ku-Maloob-Zaap.

Ingeniera Petrolera | 441

Juan Gerardo del ngel Morales, Mara de Jess Correa Lpez, Javier ngeles Ziga


Introduccin

El Activo de produccin Ku Maloob Zaap es el ms importante productor de hidrocarburos del pas, contribuyendo con 33% de la produccin nacional de crudo. Est integrado por los campos Ku, Maloob, Zaap, Bacab y Lum, sus yacimientos

estn conformados por cuatro horizontes geolgicos productores.

Se encuentra aproximadamente a 100 Km al NW de Ciudad del Carmen, Campeche, en aguas territoriales del Golfo de Mxico y cubre un rea aproximada de 193 km2, Figura 1.

Figura 1. Plano de ubicacin.

Fisiogrficamente forma parte de la plataforma continental entre las isobatas 50 y 90 metros y estructuralmente se encuentra dentro de la provincia geolgica del Pilar Reforma-Akal.

Campo Ku

El descubrimiento del campo Ku fue con la perforacin del pozo Ha-1A, perforado en 1980, sin embargo, la produccin del campo se inici con el pozo Ku-89 de la plataforma Ku-I en 1981.

Campo Maloob

El campo Maloob se descubri en 1979 con la perforacin del pozo Maloob-1, su explotacin inici en 1988 con la produccin de seis pozos en la plataforma Ku-H.

Campo Zaap

Descubierto en 1990 con la perforacin del pozo Zaap-1, inicia su explotacin en noviembre de 1992 con la entrada a produccin del pozo Zaap-2051 de la plataforma Ku-M.

A) Antecedentes

El presente estudio considera un total de 100 pozos que fueron evaluados con la metodologa Mesar_Sxo (2009), que incluye a los campos Ku-Maloob-Zaap, un par de pozos con mediciones dielctricas en Maloob-Zaap (2012), cuatro pozos con mediciones de resonancia magntica nuclear en Maloob-Zaap y datos de dos ncleos del campo Zaap que fueron empleados para estimar informacin.




Las mediciones fueron hechas en rocas que contienen aceite, agua y gas para considerar todas las fases que componen el yacimiento.

B) Objetivo

Mostrar los resultados de la estimacin de aceite remanente mediante registros geofsicos de pozo, registros de ltima generacin y datos de ncleos, mostrar la correlacin existente entre ellos, as como los siguientes pasos en la caracterizacin de este parmetro.

Desarrollo

La saturacin de aceite remanente se puede referir a:

a) La saturacin de aceite irreducible que se encuentra en estado inmvil dentro de la porosidad.

b) La saturacin de aceite despus de un tiempo de produccin primaria o posterior a la aplicacin de un proceso de inyeccin, el cual no est distribuido en forma homognea en las rocas del yacimiento y es de gran inters para la consideracin de los procesos secundarios o terciarios de recuperacin.

Consideraciones

Debido a que las estimaciones de aceite remanente son el resultado de la evaluacin y anlisis de los registros geofsicos de pozo y estudio de ncleos, en forma prctica se puede decir que tienen un componente de aceite remanente

irreducible y un componente de aceite remanente mvil, de tal manera que la separacin de estos componentes no est considerada en este estudio y por lo tanto los resultados se mostrarn como estimaciones de aceite remanente total.

Existen diversas herramientas y/o tcnicas de registros geofsicos de pozo para estimar el aceite remanente (Sor), las cuales se mencionan a continuacin:

a) Metodologa de estimacin de aceite remanente mediante el anlisis de las saturaciones de agua en la zona lavada (Mesar_Sxo).

b) Mediciones mediante la herramienta dielctrica.

c) Mediciones con herramienta de resonancia magntica.

d) Estimaciones mediante estudios de ncleos.

El principio que rige todas las mediciones de registros geofsicos de pozo (para la estimacin de aceite remanente) indica que durante las operaciones de perforacin generalmente el peso de la columna de lodo es mayor que la presin del yacimiento. Esta diferencial de presin origina que parte del lodo o filtrado de lodo se filtre hacia la formacin. Este fenmeno causa que toda, o parte del agua de formacin y algo de hidrocarburo sea desplazado, as parte de la formacin que queda, total o parcialmente saturada con filtrado de lodo, y de aqu se origina el trmino saturacin de la zona barrida o lavada. El grado de invasin disminuye con la distancia y es proporcional a la permeabilidad. Es aqu en esta zona barrida por el filtrado de lodo donde se determina la saturacin de aceite remanente, Figura 2.

Figura 2. Diagrama que muestra la zona barrida por el filtrado de lodo, (zona lavada).




Mesar_Sxo

Tcnica que emplea la evaluacin y el anlisis de los registros convencionales para obtener la saturacin de agua Sxo y a partir de all se estima la Sor.

Para este mtodo la saturacin de la zona lavada se expresa en funcin de la resistividad de la zona barrida por el filtrado de lodo y la porosidad (considerando el sistema poroso) de acuerdo con la siguiente, ecuacin 1.

(1)

Donde:

Sxo =Saturacin de agua de la zona lavada o barrida, adimensional

= Porosidad, fraccinRmf = Resistividad del filtrado de lodo, ohm-m

Rxo = Resistividad de la zona lavada o barrida, ohm-m

m = Exponente de cementacin, adimensional, entre 1.7-1.85

n = Exponente de saturacin, adimensional: 2.0

La resistividad de la zona barrida, Rxo, se obtiene directamente de registros elctricos con profundidad de investigacin muy somera, como es el caso del registro microesfrico enfocado, MSFL.

El parmetro de resistividad del filtrado de lodo, Rmf, es el de mayor influencia e incertidumbre. Este parmetro puede ser obtenido de los datos del lodo de perforacin del encabezado del registro corrigindolo a las condiciones de temperatura del fondo del pozo. Esta correccin sera suficiente en el caso de que el filtrado de lodo desplazara toda el agua de formacin, sin embargo, generalmente, no toda el agua de formacin es desplazada, por lo tanto, es necesario utilizar un valor de resistividad entre el filtrado de lodo, Rmf, y del agua de formacin, Rw, lo cual puede evaluarse con las grficas del mtodo de Pickett, Figura 3.

Figura 3. Grfica tipo Pickett para determinar Rmf a condiciones de formacin.




La saturacin de aceite remanente se determina con la

ecuacin 2.

(2)

Todo debe de comportarse de acuerdo a la ley fsica de que a una mayor permeabilidad debe de existir una mayor invasin de filtrado de lodo, una mayor movilidad y por lo tanto, una mayor cantidad de aceite desplazado. Lo cual se corrobora con los resultados obtenidos en los pozos, Figura 4.

Figura 4. Estimacin de aceite remanente Sor mediante aplicacin de metodologa Mesar_Sxo.

Registros dielctricos

Registro de ltima generacin que basado en ciertas condiciones de lodo, estima la Sor a una profundidad de investigacin de cuatro pulgadas mediante la induccin de un impulso elctrico.

Los registros dielctricos se introdujeron a finales de los 70s para medir la porosidad llena de agua en la zona lavada, independiente de la salinidad del agua de formacin y de los exponentes m, n de Archie. La tecnologa genero inters pero desapareci debido a ciertos factores

que complicaban la interpretacin, durante el ao 2012 reapareci en Mxico la misma tecnologa pero con una mejora en su hardware que permiti la medicin confiable de la porosidad llena de agua con una forma de interpretacin ms consistente.

Las herramientas dielctricas determinan la constante dielctrica y la conductividad de la formacin en el agujero, desde la parte real e imaginaria de la constante de propagacin compleja de ondas electromagnticas viajando a travs de la formacin (Calvert et al., 1977 Daev, 1970; Meador and Cox, 1975). (Efecto como de microondas).




El principio de medicin radica en que el agua es una sustancia dipolar muy susceptible a la polarizacin, y de ese modo tiene permitividades dielctricas muy altas, Figura 5, es por esa razn que el lodo de perforacin a emplear debe ser agua de mar y en consecuencia al

efectuar la resta del volumen total poroso menos el volumen de agua identificado, el volumen restante ser el aceite remanente contenido en los poros de la formacin, Figura 6.

Valores tpicos de permitividad de fluidos y rocas

Agua Dulce 80.0

Agua Dulce 70.0

Agua Dulce 1.0

Agua Dulce 2.0

Agua Dulce 6.8

Agua Dulce 7.5-8.0

Figura 6. Grfica que muestra los resultados de aceite remanente Sor mediante registro

dielctrico. (Ver ltimo track).

Figura 5. Grfica que muestra el gran contraste de permitividades del agua respecto del aceite. Principio fundamental para la medicin de

Sor con dielctrico.




La dificultad que se encontr en la toma de esta informacin es de nivel operativo, debido a que el lodo solicitado para la toma es agua de mar y normalmente se emplea lodo de baja densidad (70% aceite, 30% agua) para controlar el pozo, lo que estamos haciendo para reducir esta desventaja es intentar probar las mediciones dielctricas con este tipo de lodo (baja densidad) y empleando los registros de resonancia y convencionales intentar obtener una buena correlacin, tomar la informacin dielctrica en pozos distribuidos a lo largo de los campos y validar la correlacin con el mtodo Mesar_Sxo para obtener datos basados en resistividad y validados con dielctrico.

Resonancia magntica nuclear

Este es un registro que lee un poco ms de cuatro pulgadas en la formacin y con el cual podemos inferir la porosidad total de la roca y el volumen del fluido dentro de la misma, y si las condiciones de la formacin y el lodo

son adecuadas se puede estimar el volumen del aceite remanente en ese medio.

Los registros de resonancia magntica nuclear son empleados bsicamente para la obtencin de una porosidad sin influencia de la matriz, basados en la polarizacin magntica del medio (donde el hidrgeno juega el papel ms importante) y la medicin de su tiempo de relajacin; por ejemplo, para poros pequeos se tienen tiempos de relajacin pequeos y viceversa. Tambin la distribucin de los tiempos de relajacin pueden permitir la interpretacin de otros parmetros como la permeabilidad, la saturacin de agua irreductible, la identificacin de hidrocarburos mediante procesos de difusin y en cierta forma la saturacin de aceite remanente.

La saturacin de aceite remanente depende entonces de la identificacin del hidrocarburo y de su presencia volumtrica dentro de la porosidad estimada, Figura 7.

Figura 7. Grfica que muestra los resultados de aceite remanente Sor mediante reprocesamiento del registro de

resonancia magntica nuclear. (Ver ltimo track).




Estudios de ncleos

En dos pozos de Zaap se efectu el corte de ncleos preservados desde plataforma y llevados inmediatamente al laboratorio para su anlisis; la tcnica empleada en laboratorio fue Dean Stark, cuyo principal propsito es obtener la saturacin de aceite remanente para la

correlacin con los registros geofsicos de pozo y en uno de esos dos pozos se emple tambin la tcnica de desplazamiento de fluidos para corroborar los resultados obtenidos con Dean Stark. Los resultados mostraron valores muy cercanos a lo obtenido con los registros de pozo, Figura 8.

Figura 8. Grfica que muestra la buena correlacin entre las pruebas de ncleos y registros geofsicos de pozo, respecto del aceite remanente Sor.




Integracin de resultados

La informacin fue integrada hallando resultados interesantes.

La estimacin de aceite remanente empleando Mesar_Sxo fue terminada e integrada a un modelo esttico

3D, Figura 9, a nivel de pozo encontr valores que varan de acuerdo al sistema poroso de la rocas entre 15-35%. Y a nivel volumtrico se hall, por ejemplo, que el campo Ku tiene un 37% de aceite remanente cuyo valor es muy cercano al estimado por el modelo de simulacin, Figura 10.

Figura 9. Distribucin de aceite remanente en el modelo esttico 3D del APKMZ. Los valores promedio observados estn en el rango de 30-35%.

Figura 10. Diagrama de estimacin volumtrica empleando el modelo 3D para estimar el aceite remanente. (Sor = 39%).




Cuando se grafic lo obtenido con Mesar_Sxo respecto de lo obtenido con dielctrico se observ una gran similitud, lo cual es una buena noticia para la validacin de los resultados, sin embargo, an falta ms informacin de dielctrico

para confirmar las observaciones, Figura 11.

Figura 11. Correlacin de estimacin de aceite remanente con dielctrico y Mesar_Sxo. (Ver grfica espejo en los dos ltimos tracks). Obsrvese la

buena correlacin.




El registro de resonancia responde bien al reprocesamiento y arroja valores que se ubican ligeramente por debajo de Mesar_Sxo, sin embargo, se observ que si no se tiene experiencia en el registro difcilmente dar un resultado consistente debido al ruido que presenta la seal por causa del sistema poroso y el proceso de invasin.

La observacin integrada muestra valores interesantes que se presentan en la Figura 12, donde se observ una ventana de aceite remanente promedio de 24-40% que corrobora lo estimado con Mesar_Sxo ; para enriquecer el anlisis se incluyeron algunos resultados del campo Cantarell.

Figura 12. Integracin de resultados de estimacin de aceite remanente, se observa una ventana promedio de 24-40%.

An falta tomar ms informacin de registros dielctricos para dar validez a los datos arrojados por el modelo 3D, y falta observar lo que resulte de otras tcnicas, sin embargo, estos resultados son muy buenos y al tenerlos incorporados en un modelo 3D nos pueden ayudar como materia prima para los estudios de recuperacin mejorada.

Conclusiones

Se encontr una buena correlacin entre el mtodo Mesar_Sxo y las mediciones dielctricas, de tal forma que la abundancia de registros convencionales puede ser muy til debido a la dificultad en la toma dielctrica.

La resonancia magntica arroja valores ligeramente menores a los observados con Mesar_Sxo pero presenta ciertas dificultades en su reprocesamiento.

Los ncleos sugieren valores de aceite remanente, muy cercanos a lo obtenido con los registros geofsicos.

Se tiene un modelo esttico con los datos de aceite remanente obtenidos con resistividad (Mesar_Sxo) que sern complementados con los datos dielctricos y de resonancia para darle mayor peso a la poblacin y distribucin de Sor.




Se insistir en la toma de la informacin dielctrica con el lodo adecuado (agua de mar), pero con los pozos bien distribuidos en el campo. Y se documentar una prueba tecnolgica para observar la respuesta dielctrica en el lodo de uso comn en

nuestros campos, (lodo de baja densidad).

Agradecimientos

Al Ing. Antonio Rojas Figueroa, Coordinador de diseo de proyectos del Activo de Produccin KMZ, por su apoyo en todos los trabajos que se generan desde Caracterizacin de yacimientos del APKMZ.

Al Ing. Carlos Buenrostro (QRI), por su valioso apoyo en el reprocesamiento de los registros de resonancia magntica nuclear y sus importantes comentarios para la ejecucin de este estudio.

A los ingenieros Erick Denogean Gonzlez y Miguel A. Prez Martnez por su apoyo en la carga y distribucin del aceite remanente Sor en el modelo 3D y por la estimacin volumtrica del mismo en apoyo a este trabajo.

Referencias

1 Archie, G. E. The electrical resistivity log as an aid in determining some reservoirs characteristics. Trans. AIME (1942), VOL. 146, PP54.

2 Determination of residual oil saturation. Interstate Oil Compact Commission, Oklahoma City, Ok., June 1978.

3 Orlando Gmez Rivero. A Practical Method for Determining Cementation Exponents and Some Other Parameters as an Aid in Well Log Analysis. The Log Analyst, U.S.A., 1976.

4 Orlando Gmez River. A Conciliatory Porosity Exponent Relationship; Its Application to Practical Well Log Analysis. SPWLA, U.S.A., 1981.

5 Pickett, G., R.: A review of current techniques for determination of water saturation from logs. JPT, vol. 18, num. 11, p. 1425-33.

Semblanza de los autores

Juan Gerardo del Angel Morales

Actualmente es el principal analista petrofsico para el Activo de Produccin Ku-Maloob-Zaap, con ms de 18 aos de experiencia en la interpretacin de registros, anlisis de ncleos, e integracin ncleo-registro. Anteriormente fue petrofsico en el Instituto Mexicano del Petrleo, responsable de la evaluacin de propiedades petrofsicas de los principales yacimientos de la Regin Marina Noreste (Cantarell y KMZ). Ha desarrollado tcnicas para la evaluacin de contactos de fluidos, tipos de roca y la determinacin de la saturacin de aceite residual. Ha impartido cursos de su especialidad para diversos sectores de Pemex y participado en ms de 30 artculos en varios foros.




Mara de Jess Correa Lpez

Es Ingeniera de petrleo en Pemex con ms de 15 aos de experiencia, Superintendente del departamento de caracterizacin de yacimientos en el Activo de Produccin Ku Maloob Zaap. Ha sido responsable del clculo de los volmenes de hidrocarburos y de reservas, interpretacin ssmica y modelo petrofsico del principal campo de la Regin Marina Noreste. Actualmente como lder del equipo es responsable del desarrollo del campo a travs de la caracterizacin integral de yacimientos del APKMZ.

Javier Angeles Zuiga

Petrofsico experto para el Activo de Produccin KMZ hasta el 2013. Siete aos de experiencia como analista de registros en carbonatos naturalmente fracturados. Encargado del monitoreo del contacto gas-aceite y aceiteagua en carbonatos fracturados de baja porosidad, tiene experiencia en estudios bsicos para la caracterizacin de yacimientos y como gelogo en las cuencas del norte de Mxico. .


Anlisis de la efectividad de la roca almacn en los plays terciarios de la regin marina rea Coatzacoalcos Holok

Ricardo Trejo RamrezPrimo Dionisio Chvez Vzquez

Pemex


Resumen

El proyecto cubre un rea de 13500 km2 dentro de la plataforma continental sur del Golfo de Mxico e incluye parcialmente los proyectos Coatzacoalcos y Golfo de Mxico B. En esta rea se analiz una columna sedimentaria clstica de 3500 a 4000 m de espesor del Mioceno al Reciente con el apoyo de informacin ssmica 2 y 3D y la informacin proporcionada por 38 pozos distribuidos en las proximidades de la actual lnea de costa de Tabasco y Veracruz y hacia aguas profundas.

Conforme a los estudios previos de petrofsica bsica efectuados a varios ncleos y a la informacin derivada de estudios de procedencia, para el Mioceno-Plioceno existieron para el rea de estudio al menos tres fuentes principales de aporte de sedimentos. Para el Mioceno Superior, los datos de procedencia sugieren qu sedimentos arenosos de composicin cuarzo feldesptica derivados del Macizo y la Sierra de Chiapas eran transportados y distribuidos a lo ancho de la porcin sur central del rea de estudio y hacia aguas profundas. En contraste, la composicin mineralgica del armazn de las areniscas para las porciones aledaas a los pozos Ch-Na, y hacia aguas profundas aledaas al pozo Ta, existi aporte de sedimentos derivados tanto de la Sierra Madre Oriental como del Complejo Volcnico de Los Tuxtlas. Con ligeras variaciones, las reas fuente, trayectorias principales de distribucin de sedimentos, as como sus reas de influencia permanecieron con ligeros cambios durante el Mioceno-Plioceno imprimiendo diferencias en la composicin mineralgica del armazn de las areniscas. La efectividad de la roca almacn va a estar ligada con la profundidad de los sedimentos dado que entre mayor sea la profundidad de los mismos se ve afectada su porosidad y permeabilidad. La columna sedimentaria est afectada por cuerpos de sal alctona emplazados a diferentes niveles estratigrficos y conformando altos estructurales sobre los que se depositaron secuencias de espesores reducidos o secciones condensadas.

Palabras clave: Roca almacn, plays terciarios, regin marina, rea Coatzacoalcos.

Analysis of reservoir rock efectiveness in tertiary plays, Coatzacoalcos-Holok offshore area

Abstract

The project covers an area of 13,500 km2 in the Gulf of Mexicos southern continental shelf and partially including the Coatzacoalcos and Gulf of Mexico B Projects. In this area, a Miocene to Recent clastic sedimentary column with a 3500 to 4000 m thickness was analyzed with the support of 2D and 3D seismic data and information provided by 38 wells distributed both in the vicinity of the present shoreline along the states of Tabasco and Veracruz and into deeper water depths.

According to previous studies of basic petrophysics performed in some cores and information derived from sediments provenance studies, during Miocene-Pliocene times existed at least three main sources of sediment in the study area.

Artculo arbitrado


Anlisis de la efectividad de la roca almacn en los plays terciarios de la regin marina rea Coatzacoalcos Holok, p.p.453-464


These results suggest that during Late Miocene, sandy sediments with a feldspar and quartz composition derived from the Chiapas Massif and were transported and distributed at the south-central portion of the study area and into deeper water depths. In contrast, mineralogical composition of the sandstone frame nearby the CH-Na wells, and the Ta well into deeper water depth, suggest that a sediment supply derived from both the Sierra Madre Oriental and Los Tuxtlas Volcanic Complex existed. Source areas, main sediment distribution trajectories and their areas of influence had minor changes during Miocene-Pliocene times, resulting in slight differences in the sandstone frames mineralogical composition.

Reservoir rocks effectiveness will be linked to the depth of sediments, since porosity and permeability are increasingly affected at greater depths. The sedimentary column is affected by allochthonous salt bodies emplaced at different stratigraphic levels, thus forming structural highs above which sequences of reduced thickness or condensed sections were deposited.

Keywords: Rock efectiveness, tertiary plays, offshore area Coatzacoalcos.

Introduccin

El objetivo principal de este trabajo fue conocer los rangos de porosidad y permeabilidad de los pozos productores en el rea y posteriormente establecer valores de corte, los cuales se aplicaron a los mapas de isopacas, condicionados por la profundidad y valores de porosidad y

permeabilidad se le asignaron colores para poder identificar las reas con ms prospectividad de tener roca almacn de mejor calidad. La metodologa de play fairway fue la que se aplic para el anlisis de la efectividad de la roca almacn y as poder obtener mapas de riesgo compuesto del almacn.

Figura 1. Mapa de ubicacin de las reas donde se realiz este anlisis.


Ricardo Trejo Ramrez, Primo Dionisio Chvez Vzquez


Desarrollo

De acuerdo a la metodologa del play fairway, debemos conocer la presencia y la efectividad de cada elemento del sistema petrolero, el anlisis de la roca almacn debe contar con ciertos productos que sern insumos para el anlisis de riesgo, para conocer la presencia de la roca almacn es necesario tener informacin de mapas de facies, espesor de arena neta y para la efectividad son los mapas de porosidad y permeabilidad.

Para comenzar esta actividad fue necesario tomar las lecturas de pseudomarcadores provenientes de la ssmica, los cuales corresponden a la profundidad en que el pozo cort cada nivel estratigrfico correlacionado en las secciones ssmicas basndose en la TZ validada de cada uno, esto con la finalidad de construir las zonas donde se efectuarn los clculos de espesores de arena neta porosa y porosidad efectiva promedio.

Tabla 1. Pseudomarcadores ssmicos.

La validacin y edicin de registros geofsicos fue con la finalidad de generar resultados completos y confiables. Este proceso incluy la validacin de los archivos Las y las imgenes Tif en caso de tenerlos. La informacin fue validada de manera individual, analizando cada uno de los servicios corridos a los pozos, posterior al proceso de validacin se realiz la edicin de las curvas que lo requeran, tal como empalme de registros, correccin por

desfase en la profundidad de corridas, normalizacin de registros de potencial espontneo y rayos gama.

La evaluacin de los registros geofsicos consisti en la identificacin de los componentes minerales presentes en las rocas, identificar principalmente su volumen de arcillosidad y su porosidad, con la finalidad de estimar los espesores netos de arenas porosas y sus porosidades




efectivas promedio, para la elaboracin de mapas de espesor y porosidad respectivamente. El modelo mineralgico fue general: arcilla-cuarzo-feldespatos-caliza y el modelo de porosidad neutrn-densidad, debido a que el ejercicio

en general const de la identificacin y cuantificacin de los espesores de arena netas porosas y estimacin de la porosidad efectiva.

Figura 2. Ejemplo de los resultados de las evaluaciones de registros.

Los resultados obtenidos fueron procesados con sus respectivos valores de corte (cotoff) para la generacin de los mapas de isopacas de arena neta porosas y de porosidad. Los valores de corte utilizados para el clculo de los espesores de arena netas porosas y su porosidad

promedio fueron: volumen de arcilla VCL =40% y para la porosidad efectiva Phie =12%. Estos cortes se definieron con base en los rangos de porosidad mostrados en los ncleos de los pozos en el rea.

Figura 3. Histograma de porosidad total tomada de ncleo.




Como resultado de aplicar los valores obtenidos en el clculo de espesores de arena neta porosa y sus valores

de porosidad se obtuvieron mapas para cada nivel con la finalidad de conocer su distribucin en el rea.

Figura 4. Mapa de espesor de arena neta porosa del Plioceno.

Otro de los insumos para el anlisis de la efectividad de la roca almacn son los mapas de isopacas. Como toda la ssmica que se trabaj en el estudio es migrada en tiempo y no se realiz la conversin a profundidad de las mallas interpretadas, se decidi trabajar con pseudo-isopacas. Para obtener las pseudo-isopacas, se trabaj con las iscronas desde el fondo marino a cada cima de cada nivel hasta la

cima del Cretcico, teniendo como referencia siempre el fondo marino. Se utilizaron las velocidades de los pozos cercanos para obtener una velocidad promedio y utilizarla para convertir las iscronas en profundidad. Es importante sealar que esta conversin es una aproximacin de los espesores de los niveles trabajados, es por eso que le llamamos pseudo-isopacas.

Figura 5. Ejemplo de cmo se obtuvo la pseudo-isopaca para cada nivel.




Para analizar la efectividad de la roca almacn tanto de gas como para aceite se establecieron lmites de corte en las pseudo-isopacas, los valores fueron estimados con base

en la profundidad, porosidad y permeabilidad, como se observa en las Figuras 6 y 7.

Figura 6. Distribucin de los datos de porosidades extrados de todos los ncleos cortados en el rea de estudio y cmo vara con respecto a la

profundidad.

Figura 7. Distribucin de los datos de permeabilidad extrados de todos los ncleos cortados en el rea de estudio y cmo vara con respecto a la

profundidad.




Una vez establecidos los valores de corte, se procedi a generar los mapas de efectividad de gas y aceite para el negeno.

Como resultado de aplicar esta metodologa, se logr tener una distribucin lateral y vertical de las facies.

Se obtuvieron los rangos de porosidad efectiva y permeabilidad mnimos para que los pozos que producen gas y aceite sean econmicos rentables.

Los rangos de riesgo para la efectividad quedaron establecidos con los siguientes valores: aceite 18% y 50 md y 4000 m se asign el color verde(bajo riesgo), de 4000 a

4500 m color amarillo (riesgo medio) y 4500 m color rojo (alto riesgo).

Gas 10% y 10 md y 4000 m se asign el color verde, de 4000 a 6000 m color amarillo y 6000 m color rojo. Con estos valores se generaron mapas de efectividad para gas y aceite.

Se generaron ocho mapas de efectividad de gas y ocho mapas de efectividad de aceite.

Se generaron cinco mapas de riesgo compuesto de la roca almacn indicando las reas de alto y bajo riesgo.

Figura 8. Mapas de efectividad de gas del Plioceno.




Figura 9. Mapas de efectividad de gas del Mioceno.

Figura 10. Mapas de efectividad de aceite del Plioceno.




Figura 11. Mapas de efectividad de aceite del Mioceno.

Los niveles miocenos para el rea de aguas profundas son los que presentan menor riesgo considerando la profundidad y porosidad de la roca almacn.

Figura 12. Mapa de riesgo compuesto de la roca almacn del Plioceno Medio.




Figura 13. Mapa de riesgo compuesto de la roca almacn del Plioceno Inferior.

Figura 14. Mapa de riesgo compuesto de la roca almacn del Mioceno Superior.




Figura 15. Mapa de riesgo compuesto de la roca almacn del Mioceno Medio.

Conclusiones y recomendaciones

Se determin mediante el anlisis petrofsico que se le practic a los ncleos en intervalos productores y mediante las evaluaciones petrofsicas, que la porosidad mnima para tener acumulacin de gas es del orden de 10% y para aceite en el orden de 18%.

Los depsitos de canales y abanicos en algunos casos acuados contra los cuerpos de sal migran hacia aguas profundas y pueden constituir trampas potencialmente almacenadoras y excelentes reas de oportunidad debido a las porosidades estimadas en las evaluaciones.

Aplicando la metodologa del play fairway se generaron los mapas de efectividad del Mioceno y Plioceno y los mapas de riesgo combinado de la roca almacn para estos mismos niveles.

Se recomienda continuar con el anlisis de las secuencias genticas en el Negeno y realizar el anlisis de riesgo para cada play aplicando la metodologa del play fairway.

Referencias

Estudios Interregional Region Sur-Marina. 2009.

Estudio de Plays Terciarios rea Holok-Coatzacoalcos. 2011.

Agradecimientos

A los ingenieros Francisco Gonzlez Pineda, Administrador del Activo de Exploracin Cuencas del Sureste Marino y Roberto Rojas Rosas, lder de la coordinacin de modelado geolgico regional por dar su apoyo y consentimiento para dar a conocer los trabajos que se generan en el grupo de plays, al mismo tiempo extiendo el agradecimiento a mis compaeros que integran este grupo porque sin su ayuda y colaboracin no se hubiera podido conseguir estos resultados.





Ricardo Trejo Ramrez

Egresado del Instituto Tecnolgico de Ciudad Madero donde curs la Ingeniera en Geociencias.

En Pemex Exploracin y Produccin trabaj como gelogo de pozo llevando el control y elaboracin del registro de hidrocarburos en la Regin Norte (cuenca de Burgos) y en la Regin Sur (cuencas de Macuspana y Huimanguillo).

A la fecha ha trabajado en equipos multidisciplinarios en estudios de anlisis de play fairway, cuencas, sistemas petroleros y apoyo para documentar la roca almacn en al menos 14 localizaciones cenozoicas en la regin marina.

Dentro de lass actividades desarrolladas actualmente, estn las de realizar el anlisis estratigrfico y sedimentolgico en los plays terciarios en la Coordinacin de modelado geolgico regional en el activo de Exploracin Cuencas del Sureste Marino, en la cual est como responsable.

Pertenece a la Asociacin Mexicana de Gelogos Petroleros, AMGP.

Primo Dionisio Chvez Vzquez

Ingeniero Gelogo egresado de la Universidad Autnoma de San Luis Potos.

Curs la Maestra en calidad en la Universidad La Salle.

Desarrollo profesional

Se ha desempeado en el control geolgico de pozos en la Superintendencia de operacin geolgica de la Regin Marina de Campeche, Especialista Tcnico A, responsable de los estudios de plays del Terciario en la Coordinacin de Modelado Geolgico Regional del AEPCS, RMSO.

Particip en la propuesta de localizaciones exploratorias para su perforacin en los proyectos exploratorios de la Regin Marina.

Pertenece a la Asociacin Mexicana de Gelogos Petroleros (AMGP) desde 1985, donde ha desarrollado el cargo de Coordinador de ayuda mutua en la Delegacin Carmen y como Coordinador Nacional de Ayuda Mutua en el bienio 2010-2012, y a la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico desde 1987, donde ha desarrollado el cargo de Coordinador de trabajos tcnicos de la Delegacin Ciudad del Carmen.


Desarrollo no convencional de un yacimiento naturalmente fracturado (YNF) en el campo Furbero del APATG

David de Israel Ruiz Torres Hctor Bernal Ramrez

Ma. Lidia de la Huerta Cobos Iveth Leticia Bache Canella Larissa G. Spinoso Caldern

Pemex Miguel Gonzlez Gonzlez

Informacin del artculo: Recibido: octubre de 2013-aceptado: septiembre de 2014

Resumen

El desarrollo del Campo Furbero, tiene como objetivo fortalecer y maximizar el potencial petrolero de un yacimiento naturalmente fracturado en el proyecto Aceite Terciario del Golfo mediante un desarrollo no convencional.

Como paso inicial, se defini un marco estructural para poder identificar los rasgos estructurales y lineamientos principales; posteriormente se aplicaron atributos tales como varianza, extraccin de fallas y delineacin de fracturas a la ssmica 3D del campo para identificar y mapear las fracturas naturales, construyndose paralelamente un modelo geomecnico para determinar las direcciones de esfuerzos y para anlisis de comparacin con el atributo de extraccin de fallas y delineacin de fracturas. Por ltimo se realiz una re-ingeniera a la definicin y diseo de las perforaciones y terminaciones de los pozos.

Utilizando diseos de pozos tipo J con ngulos de penetracin 45 a 75, en zonas donde por encima de la seccin carbonatada se tiene objetivo de areniscas, y tambin con la finalidad de incrementar el rea de contacto con el yacimiento y para obtener altos gastos y un mayor factor de recuperacin se perforan pozos horizontales en direccin del esfuerzo mnimo para generar fracturas transversales que interconecten las naturales creando una red de fracturas en la vecindad del pozo.

Matriz de jerarquizacin de localizaciones, herramienta no convencional que involucra variables geolgicas, petrofsicas y de yacimientos, las cuales reflejan el grado de conocimiento del rea donde se ubica la oportunidad. Los parmetros utilizados son: control estratigrfico, calidad del yacimiento (, k, Sw, NetPay), nmero de yacimientos, espaciamiento de pozos vecinos, intervalos potenciales, gastos iniciales esperados (bpd).

Terminacin de pozos, se lleva a cabo multifracturando, consiste en el fracturamiento secuencial de ms de un intervalo a travs de sistemas divergentes slidos, que pueden ser esferas biodegradables; tcnica que permite disparar en una sola intervencin todos los intervalos que se desee, (mltiples yacimientos).

La principal problemtica que se tiene es la gran declinacin que muestra este tipo de yacimientos.

Palabras clave: Flujo de trabajo no convencional, campo Furbero, proyecto aceite Terciario del Golfo.

Artculo arbitrado


Desarrollo no convencional de un yacimiento naturalmente fracturado (YNF) en el campo Furbero del APATG, p.p.465-477


Unconventional development workflow for a naturally fractured reservoir, case of study, Furbero field (APATG)

Abstract

The development in the Furbero field has the main goal of strengthen and increase the petroleum potential of a natural fractured reservoir with an unconventional development workflow in the Aceite Terciario del Golfo project.

The work flow start, defining the structural model, in order to identify the principal structural traits as a faults, fractures, anticlines, etc., mapping the naturals fractures, using special seismic attributes (variance, coherence, 3D fault extraction), at the same time it was estimated the principals in situ stress components and correlated the 3D faults seismic extraction, with the construction of a 3D Geomechanical model. As a final step it was re-defined the wells trajectories and completion designs.

In zones or areas where it has double reservoir, sandstone reservoir over the natural fractured reservoir, was drilled with wells with angles of penetration from 45 to 75, type S and J. In zones with only one target or reservoir to develop, the best design was horizontal wells, in order to increase the contact area well-reservoir, raise the oil rate production and increase the recovery factor. This kind of well was drilled in direction to de minimum stress, making a fracture network over the well trajectory vicinity, between the natural fractures and the hydraulics fractures.

Matrix of opportunities, an unconventional tool to rank the new wells to be drill. This tool has, the geological, petrophysical and, engineering variables to evaluate each opportunity, which is direct result of the knowledge and confidence about the reservoir. The matrix evaluate the following parameters: stratigraphic confidence, reservoir quality like porosity, water saturation, permeability etc., number of reservoirs to exploit, distance to the next well in production, expected oil rate.

The completion was made by multi hydraulic fracturing, this technique consists in fracturing by sequence of two or more intervals using solid divergent like biodegradable spheres.

The principal problem with the naturally fractured reservoirs its the quickly production declination.

Keywords: Flow of non-standard work, Furbero field, Tertiary Gulf oil project.

Introduccin

El desarrollo del campo Furbero, tiene como objetivo fortalecer y maximizar el potencial petrolero de un yacimiento naturalmente fracturado en el proyecto aceite Terciario del Golfo mediante un desarrollo no convencional.

El rea que comprende el campo Furbero se ubica en la porcin sureste del proyecto Chicontepec, dentro del estado de Veracruz y abarcando los municipios de Coatzintla, y Papantla de Olarte un rea de 330 km2 dentro del Paleocanal de Chicontepec, Figura 1.


David de Israel Ruiz Torres, Hctor Bernal Ramrez, Ma. Lidia de la Huerta Cobos, Iveth Leticia Bache Canella, Larissa G. Spinoso Caldern, Miguel Gonzlez Gonzlez


Figura 1. Ubicacin del Campo Furbero dentro del Paleocanal.

Antecedentes

Al inicio del proyecto y finales de 2011, el desarrollo del campo Furbero se llev a cabo de una manera convencional bajos los esquemas y diseos de explotacin de yacimiento de areniscas; dado que el campo tiene potencial a dos niveles estratigrficos, areniscas y carbonatos, teniendo este ltimo un comportamiento del tipo naturalmente fracturado, lo que conllev a redisear la forma de desarrollar el campo, de una manera no convencional.

Objetivo

El presente documento tiene como objetivo mostrar la metodologa y flujo de trabajo no convencional utilizada para el desarrollo del yacimiento naturalmente fracturado en el campo Furbero dentro del Activo de produccin aceite Terciario del Golfo.

Desarrollo del tema

a) Metodologa de trabajo

Como paso inicial, se defini un marco estructural para poder identificar los rasgos estructurales y lineamientos principales; posteriormente se aplicaron atributos tales como varianza, extraccin de fallas y delineacin de fracturas a la ssmica 3D del campo para identificar y mapear las fracturas naturales, construyndose paralelamente un modelo geomecnico para determinar las direcciones de esfuerzos y para anlisis de comparacin con el atributo de extraccin de fallas y delineacin de fracturas. Por ltimo se realiz una re-ingeniera a la definicin y diseo de las perforaciones y terminaciones de los pozos.

Para el desarrollo del campo se emple la metodologa de trabajo bajo el flujo mostrado en la Figura 2.




Figura 2. Flujo de trabajo.

b) Marco geolgico estructural

La columna geolgica del campo Furbero comprende desde el Jursico Inferior al reciente. Los yacimientos de este campo se encuentran limitados de la siguiente manera: yacimiento naturalmente fracturado hacia su base por una seccin de plataforma carbonatada y hacia la cima por una discordancia de carcter regional que conforma la base del paleocanal, separando la secuencia de areniscas de la seccin calcrea naturalmente fracturada; suprayaciente encontramos el yacimiento de areniscas, delimitado por dos grandes discordancias regionales, Disc A y C, siendo esta ltima correspondiente a la base la formacin Guayabal del Eoceno Medio.

A partir del anlisis e interpretacin ssmica 3D, se correlacionaron los diferentes horizontes o niveles estratigrficos que limitan y conforman el YNF, realizando un total de 125 inlines y 138 crosslines para cada unidad, apoyndose con secciones y configuraciones estructurales as como mapas de variacin de espesores se construy el modelo tridimensional estructural con la finalidad de identificar los fallamientos que afectan el campo. Se aplic el atributo de varianza para definir fallas que en un momento dado compartamentalicen el yacimiento, Figura 3.

Figura 3. Modelado estructural y atributo de varianza.




c) Atributos smicos y modelo geomecnico

Se gener un modelo a partir del atributo ssmico; extraccin de fallas y delineacin de fracturas ajustado con informacin de pozo como registro de imgenes y ncleos, Figura 4, en el cual se observa una tendencia principal de

fracturamiento NW-SE, tambin se observa que existe una tendencia de fracturas secundarias NNW-SSE, generando zonas con fracturamiento conjugado, como se observa en el ncleo cortado sobre anomala del modelo de extraccin de fallas y delineacin de fracturas, el cual sirvi tambin para corroborar y/o ajustar el modelado de fracturas, Figura 5.

Figura 4. Extraccin de fallas y delineacin de fracturas.

Figura 5. Ncleo cortado, anomala del modelo de extraccin de fallas y delineacin de fracturas, en el cual se observan dos

set de fracturamiento.




Figura 6. Modelo geomecnico.

Paralelo a este modelado se gener un volumen geomecnico a partir de un cubo de impedancia, registros de pozo, reporte de perforacin e informacin de fracturas (ncleos). Esto

mediante una distribucin tridimensional tomando como gua la impedancia acstica de las propiedades petrofsicas, mecnicas y de presin de poro, Figura 6.

Este modelo es de vital importancia, ya que define los esfuerzos que rigieron la formacin de las fracturas, as mismo nos da pie al anlisis de comparacin de la distribucin del atributo de extraccin de fallas y delineacin de fracturas.

d) Desarrollo del campo

La explotacin del campo Furbero desde sus inicios en 2008 se desarroll de una manera convencional de un yacimiento de areniscas, mediante pozos verticales configurados bajo una malla virtual con espaciamiento de 300m, conforme al radio de drene del rea, de la misma manera se inicia el desarrollo de la seccin carbonatada del campo con una perforacin direccional con seccin vertical (tipo S) en la zona yacimiento. Al anlisis del comportamiento de produccin, de los

modelos estructurales y de fracturas se vio la necesidad de desarrollar el campo de una manera no convencional y principalmente bajo el concepto de fracturas naturales, el cual se lleva a cabo de la siguiente manera:

Visualizacin, localizacin

Utilizando como base el modelado del atributo ssmico de extraccin de fallas y delineacin de fracturas, se procede a ubicar las localizaciones, a perforar conforme a las zonas donde se muestre mayor densidad de fracturas, orientando la trayectoria del mismo, perpendicular a stas, de tal manera que se corte el mayor nmero de fracturas. Dentro de la programacin del desarrollo del campo se realiz una zonificacin de acuerdo a densidad de fracturas, informacin de amarre cercana (pozos e informacin dura), as como infraestructura de desarrollo, Figura 7.




Figura 7. Zonificacin del campo vs distribucin del YNF.

ii) Matriz de jerarquizacin de localizaciones

Como parte de la estrategia en el desarrollo de campos, se elabor en la Coordinacin de diseo de explotacin una herramienta no convencional, una matriz de jerarquizacin

de localizaciones que asegura que las oportunidades que ofrecen ms y que tienen menor riesgo sean las que se perforen primero; esta matriz refleja el grado de conocimiento geolgico y petrolero, Figura 8.

Figura 8. Matriz de jerarquizacin de localizaciones.




Algunas variables involucradas en dicha matriz, son:

Control estratigrfico

- Para el caso del YNF, densidad de fracturas

Calidad del yacimiento (, k, Sw, NetPay)

Nmero de yacimientos

- Nmero de niveles potenciales

Espaciamiento de pozos vecinos

- Distancia de la localizacin a perforar con respecto a los pozos productores, (anlogos)

Intervalos potenciales

Gastos iniciales esperados (bpd)

- Gasto inicial pronosticado para la localizacin, esta variable es una de las principales a jerarquizar

Inicialmente se evalan de forma independiente y posteriormente en forma integral. Para su evaluacin se utilizan literales, las cuales representan un rango de valor, tales como: Favorable F ( 8); Alentador A (0.51-0.79); Neutral N (0.5); Discutible DI (0.30-0.49) y Desfavorable DE ( 0.30), mientras que su(s) resultado(s) es representado mediante la utilizacin de un cdigo de semforo o bien: alto, medio y bajo. El valor del riesgo de la localizacin, se obtiene de la divisin del valor 1 (unidad), entre el resultado de la multiplicacin de las variables, (inverso), Figura 9.

Figura 9. Valores de calificacin de la matriz de jerarquizacin de localizaciones.

iii) Perforacin de pozos

Los diseos de pozos a perforar son regidos bajo la premisa, mximo contacto con la formacin, que para el YNF mayor cantidad de fracturas contactadas.

Utilizando diseos de pozos tipo J con ngulos de penetracin 45 a 75, en zonas donde por encima de la seccin carbonatada se tiene objetivo de areniscas, lo que hace que el pozo pueda ser intervenido simultneamente en estos objetivos, como se muestra en el esquema de la Figura 10.




Figura 10. Pozo alto ngulo con doble objetivo.

Tambin bajo el mismo esquema de visualizacin, orientacin y posicionamiento de las propuestas para perforacin, Figura 11, y con la finalidad de incrementar el rea de contacto con el yacimiento que para este caso ms fracturas naturales y para obtener altos gastos iniciales y un

mayor factor de recuperacin se perforan pozos horizontales en direccin del esfuerzo mnimo para generar fracturas transversales que interconecten las naturales creando una red de fracturas en la vecindad del pozo, Figura 12.

Figura 11. Pozo horizontal visualizado y perforado bajo el esquema de YNF.




Figura 12. Diseo de pozos horizontales en direccin del esfuerzo mnimo para generar fracturas transversales que interconecten las naturales creando una red de

fracturas en la vecindad del pozo.

iv) Terminacin de pozos

La terminacin se lleva a cabo mediante multifracturamiento, tcnica que consiste en el fracturamiento hidrulico secuencial de ms de un intervalo a travs de sistemas divergentes slidos, que pueden ser esferas biodegradables, adicionalmente, utilizando fluidos de fractura libre de polmeros, lo cual inhibe considerablemente el dao a la formacin favoreciendo con ello las condiciones para que el

yacimiento fluya sin restricciones. Esta tcnica nos permite disparar en una sola intervencin, todos los intervalos que se desee (mltiples yacimientos) y posteriormente realizar una etapa de fracturamiento hidrulico por cada intervalo disparado. Actualmente se estn probando diferentes tipos de terminacin, tales como agujeros entubados y cementados, as como agujero descubierto, empacadores hinchables y puertos de fractura realizando varias etapas multifractura, Figura 13.

Figura 13. Pozo multifracturado, (simultneo).




Problemtica

La principal problemtica que se tiene es la gran declinacin que muestra este tipo de yacimientos, siendo este factor el principal objetivo a atacar dentro del desarrollo no convencional del campo.

Resultados

En general los resultados se pueden resumir en que un aumento en los gastos iniciales, % xito por pozo, mantenimiento de presin-declinacin, Figuras 14 y 15.

Figura 14. Estadstica de resultados.

Figura 15. Comportamiento de produccin de un pozo horizontal, donde se muestra una estabilidad en su comportamiento, logrando aminorar la fuerte declinacin de

este tipo de yacimientos.




Siguientes pasos

Continuar con la utilizacin de nuevas tecnologas en el modelado de microfracturamiento y yacimientos de baja permeabilidad.

Utilizacin de fsica de rocas para la evaluacin de fracturas abiertas.

Sistema artificial de origen, dado que el yacimiento se caracteriza por ser de baja permeabilidad y baja presin.

Diseo y ejecucin de hectrea fracturada.

Nomenclatura

Nombre Smbolo

Activo de produccin aceite Terciario del Golfo

APATG

Yacimiento naturalmente fracturado YNF

Barriles por da bpdPermeabilidad k

Porosidad Saturacin de agua Sw

Espesor neto impregnado NetPay

Agradecimientos

Un especial agradecimiento a los principales colaboradores de este documento, aquellos especialistas que conforman el grupo multidisciplinario del desarrollo del campo Furbero; Lidia, Larissa, Iveth, Miguel, Ivan, Octavio as como un especial agradecimiento a los ingenieros Hctor Bernal y Heriberto Crdova, cabezas principales en el diseo de explotacin del APATG, quienes depositaron su confianza en mi y en mi grupo de trabajo para poder llevar adelante este proyecto.

Referencias

Ibarra Quintero, J.G., Reyes Reza, P.G., Carballo Cabrera, et al. 2011. Modelo Geomecnico 3D, Campo Furbero. Ingeniera Petrolera LI (11): 21-36.

Narvez Ramrez, A. 2012. Retos y Avances en el Desarrollo y Operacin de un Yacimiento No Convencional, Chicontepec. Trabajo para ingresar a la Academia de Ingeniera A.C., Comisin de Especialidad de Ingeniera Petrolera, 8 de diciembre. http://academiadeingenieriademexico.mx/archivos/ingresos/narvaez/trabajo_final.pdf.

Proyecto Aceite Terciario del Golfo, Sector 8 Presidente Alemn-Furbero. Informe Tcnico-Econmico (enero 2012).


David de Israel Ruiz Torres

Ingeniero Gelogo egresado de la Universidad Autnoma de San Luis Potos.

Ingres a Petrleos Mexicanos en febrero de 2005 asignado a la Coordinacin de prospectos y caracterizacin inicial, rea Tampico.

Ha realizado varios diplomados de Geociencias de exploracin, con la Universidad de Nuevo Len y con Compaa Nacional de Aceite, Gas y Metales de Japn (JOGMEC), de 2005 a 2011 se desarroll como Gelogo intrprete en proyectos de explotacin, de 2011 a 2014 Lder del desarrollo del campo Furbero en el proyecto Chicontepec. Actualmente es encargado de despacho del grupo de Programas operativos y cartera de proyectos en APATG.

Ha participado con la presentacin de trabajos tcnicos en el Congreso Mexicano del Petrleo, (AIPM-AMGP), de 2005 y 2013.




Es miembro activo de la AMGP de 2004 a la fecha, en el periodo de 2005-2007 ocup el cargo de jefe local de ayuda mutua, de 2010-2012 estuvo a cargo como jefe de la editorial de la gaceta tcnica El Trilobite.

Ma. Lidia De la Huerta Cobos

Ingeniera Geloga egresada de la Universidad Autnoma de San Luis Potos

Ingres a Petrleos Mexicanos en octubre de 1998 asignado a la Coordinacin de caracterizacin inicial y delimitacin de campos, en el Activo de Exploracin Litoral de Tabasco.

Ha realizado varios diplomados de Geociencias de exploracin, Entrenamiento en la metodologa de inversin ssmica elstica (Fugro-Jason), Diplomado en Petrofsica con PEMEX-NEXT-SLB-COMESA.

De 1998 a 2002 se desarroll como Gelogo intrprete en proyectos de caracterizacin de campos del Activo de Exploracin Litoral de Tabasco.

De 2002-2007 se desarroll como Petrofsico y Geloga intrprete de desarrollo de los Campos de la Faja de Oro Marina en el AIPRA.

De 2007-2014 se desarroll como Geloga intrprete de desarrollo de campos de Furbero, Corralillo, Tajn y Coyotes-Soledad Norte

Actualmente est como Geloga intrprete en el desarrollo de campos de la Faja de Oro Terrestre, Proyecto Tres Hermanos del APPRA.

Ha participado como coautora con la presentacin de trabajos tcnicos en el Congreso Mexicano del Petrleo (AIPM-AMGP) de 2013; en Cancn Quintana Roo.

Es miembro activo de la AMGP de 2004 a la fecha, de 2010-2012 ocup el cargo de jefe local de membresas.

Iveth Leticia Bache Canella

Ingeniera Petrolera egresada de la Escuela Superior de Ingeniera y Arquitectura del Instituto Politcnico Nacional.

Ingres a la Compaa Mexicana de Exploracin en junio de 2008, asignada a la Gerencia de Proyectos Explotacin Sur en el rea de recuperacin secundaria en Villahermosa, posteriormente ingres a Petrleos Mexicanos en julio de 2009, asignada a la Coordinacin de diseo de explotacin.

Ha efectuado estudios de comportamiento de yacimientos por medio de recuperacin secundaria de campos petroleros de la Regin Sur, de septiembre de 2010 a 2013 se ha desarrollado como ingeniero de yacimientos en el campo Furbero, en el proyecto Chicontepec. Actualmente se desempea como ingeniero de yacimientos en los campos Furbero-Presidente Alemn- Remolino, en el proyecto Chicontepec.

Ha participado en la elaboracin de trabajos tcnicos presentados en el Congreso Mexicano del Petrleo 2009 y 2013.

Es miembro activo del CIPM desde 2010.

478 | Ingeniera Petrolera VOL. 54 No. 8, AGOSTO 2014 ISSN 0185-3899

Monitoreo continuo del avance de los contactos agua-aceite y gas-aceite mediante pozos monitores-productores en el APKMZ, caso Zaap-50

Luis Norberto Velzquez BuenoJesus Rodrguez RomnAntonio Rojas Figueroa

Petrleos Mexicanos


Resumen

En el presente trabajo se realiza un planteamiento de la importancia de mantener un monitoreo continuo del comportamiento de los fluidos y las presiones en un yacimiento, razn por lo que en el Activo de Produccin Ku Maloob Zaap (APKMZ) se plante el proyecto de pozos monitores productores.

El objetivo de estos pozos es monitorear el comportamiento esttico y dinmico del contacto agua-aceite (CAA) y el contacto gas-aceite (CGA) y contribuir a la produccin del activo con una cuota regulada en funcin del comportamiento productivo del pozo.

Se plante el uso de sensores permanentes de presin y temperatura permitiendo un seguimiento continuo de presiones en zona de gas, aceite y agua, mediante las cuales se obtiene informacin del avance del CGA y CAA, y as regular su ritmo de produccin para evitar conificaciones de gas y/o agua y mantener una produccin estable de aceite.

De acuerdo con los resultados obtenidos, el pozo Zaap-50 ha cumplido sus dos objetivos:

Monitor, se tienen mediciones dinmicas del CAA y CGA de forma continua y en tiempo real, el comportamiento esttico y las mediciones de presin en zonas de gas, aceite y agua se obtiene mediante cierres programados.

Productor, el pozo inici produciendo un promedio de 2750 bpd (100% aceite) y actualmente produce un promedio de 3100 bpd manteniendo un corte de agua de 0%, con lo cual ha logrado una recuperacin de aceite de alrededor de 1 MMbl en menos de un ao.

Palabras clave: Monitoreo continuo, contactos agua-aceite.

Monitoring Water-oil and gas-oil contacts using monitoring-producers wells in Ku Maloob Zaap fields, case Zaap-50

Abstract

This paper arises the importance of monitoring the fluids and pressure behavior in the reservoir, in this context the Ku-Maloob-Zaap assets has taken a step by implementing real time monitoring wells that provide the dual function of producing and monitoring contacts.

The main purpose of these wells is monitor the static and dynamic behavior of the oil-water and the oil-gas contact in

Artculo arbitrado


Luis Norberto Velzquez Bueno, Jesus Rodrguez Romn, Antonio Rojas Figueroa


different areas of the reservoir and contribute to the production of the field with a regulated rate depending on the well productivity.

It was raised to the use of permanent gauges of pressure and temperature enabling continuous monitoring of pressure in zone of gas, oil and water, this information let to obtained the moving oil-gas and oil-water contacts and regulate its production rate for avoid gas and water coning.

According with the results obtained, the well Zaap-50 has complied both objectives:

Monitoring, continuously there are dynamic measurements of WOC and GOC in real time also with closures scheduled the static behavior and pressure measurements in gas, oil and water zones.

Producer, the well started producing about 2750 bpd (100% oil) and now it produces about 3100 bpd without water.

Keywords: Contacts, water, gas and pressure.

Introduccin

El Proyecto Integral Ku Maloob Zaap est integrado por los campos Ku, Maloob, Zaap, Bacab y Lum; los cuales se ubican en la porcin central de la Sonda de Campeche, al Occidente de la Pennsula de Yucatn, frente a los estados de Campeche y Tabasco, dentro de las aguas territoriales del Golfo de Mxico.

Sus tres yacimientos principales (Ku Maloob Zaap) se encuentran en la formacin Cretcico, son yacimientos naturalmente fracturados de aceite pesado de 21 API (Ku) y 13.7 API (Maloob y Zaap). De ellos proviene ms del 90% de la produccin actual del activo. El poder cumplir con las metas de produccin del APKMZ depende en gran parte de mantener un monitoreo continuo del comportamiento de los fluidos y presiones en las distintas zonas del yacimiento, y con ello prevenir problemas en la vida productiva de

los pozos debido a la conificacin de gas y/o agua en el yacimiento, la cual depende de la productividad del pozo, la cada de presin y la distancia del intervalo disparado al CGA y CAA, al mantener un monitoreo continuo de los contactos de los fluidos en el yacimiento se puede regular la produccin para evitar la conificacin temprana de agua y/o gas prolongando la vida productiva de los pozos y el factor de recuperacin del campo, razn por la cual se plante el proyecto de pozos monitores-productores.

Bajo este esquema se documentaron seis pozos, de los cuales dos se encuentran operando (Zaap-50, Maloob-50), uno no logr su objetivo de monitor por problemas mecnicos en su terminacin (Ku-1284) y tres se perforarn en los prximos aos (Zaap-51, Maloob-51, Ku-50). En la Figura 1 se puede observar la ubicacin de los pozos planteados como monitor-productor en los campos Ku Maloob Zaap.


Monitoreo continuo del avance de los contactos agua-aceite y gas-aceite mediante pozos monitores-productores en el APKMZ, caso Zaap-50, p.p.478-491


Figura 1. Ubicacin de pozos monitores-productores KMZ.

Este tipo de pozos son productores pero plantea el uso de sensores permanentes de presin y temperatura de alta resolucin y en comunicacin en tiempo real, permitiendo un seguimiento continuo de presiones en zona de gas, aceite y agua; usando la informacin de presin en las tres fases para monitorear el avance del CGA y CAA de manera dinmica (conificacin de gas y agua) y esttica, as como el clculo del ndice de productividad del pozo.

Tradicionalmente la estrategia del APKMZ era mantenerse alejado del CAA para evitar los problemas de conificacin debido a las limitaciones de manejo de agua en superficie. El diseo de este tipo de pozos se basa en una nueva estrategia de perforar y terminar los pozos cruzando el CGA y el CAA, y poder monitorear presiones en gas, aceite y agua mediante sensores de presin y temperatura de alta resolucin.

El pozo Zaap-50 actualmente en operacin, productor en el yacimiento Zaap Cretcico, est ubicado en la plataforma Zaap-A en la zona oeste del campo, inici su perforacin en febrero de 2012 y termin a finales de junio de 2012. Es un pozo monitor-productor terminado con un liner ranurado de 7 5/8 para dar estabilidad al agujero y lograr una comunicacin total pozo-yacimiento en las tres fases (gas, aceite y agua), el aparejo de produccin contempla una cola extendida con una seccin ranurada de 9 m para producir en zona de aceite y ocho sensores permanentes, tres en agua, tres en aceite y dos en gas, con lo cual se pueden identificar los distintos gradientes de presin dentro del yacimiento. En la Figura 2 se muestra el estado mecnico del pozo Zaap-50.




Figura 2. Estado mecnico Zaap-50.

Desarrollo

El poder mantener un monitoreo continuo del comportamiento de los fluidos y presiones en las distintas zonas del yacimiento es importante para prevenir problemas en la vida productiva de los pozos, debido a la conificacin de gas y/o agua en el yacimiento.De la mano de reducir prdidas de produccin surge el planteamiento de pozos monitores-productores, planteando el uso de sensores permanentes de presin y temperatura para monitorear el comportamiento de los fluidos en el yacimiento.

Para lograr un correcto monitoreo del comportamiento de los fluidos en el yacimiento, se requiere primero realizar una correcta distribucin de los sensores de presin y temperatura en las tres fases en el yacimiento, para ello es importante trabajar con la interpretacin de la posicin del CGA y CAA con base en registros geofsicos, tomar en cuenta el espesor del yacimiento en contacto con el pozo y la distancia vertical entre sensores para tener certidumbre en los gradientes detectados entre ellos.

Para el caso del Zaap-50, la parte superior del yacimiento se atraves a 3106 md (2946 mvbnm), con una profundidad total de 3746 md (3550 mvbnm), contando con un espesor expuesto en las tres fases (gas, aceite y agua), de 740 md (604 mv).

Durante la terminacin del pozo el CGA con base en registros TMDL se ubicaba a 2960 mvbnm, slo 14 m por debajo de la cima del yacimiento atravesada por el pozo. El CAA de acuerdo con la interpretacin petrofsica de los registros geofsicos, se ubic en una zona cuyo volumen de arcilla, porosidad efectiva y litologa tienen valores prcticamente constantes, donde se observa que la cada de resistividades somera y profunda con un gradiente general de resistividad se asocia principalmente a un cambio de fluido mayormente conductivo a 3465 mvbnm, profundidad donde fue marcado el CAA. En la Figura 3 se presenta la evaluacin petrofsica del pozo Zaap-50.




Figura 3. Evaluacin petrofsica Zaap-50.

La distribucin de sensores se realiz con base a tener en un periodo menor a un ao tres sensores en zona de gas, dos sensores en zona de aceite y tres sensores en zona de agua. Al momento de terminarse el pozo se contaba nicamente con 14mv en zona de gas por lo cual inicialmente slo se coloc un sensor en esta fase.

Para la separacin entre los tres sensores superiores se consider el contar con una diferencial de presin de al menos dos veces el rango de error mximo de los sensores (0.14 kg/cm2) para poder contar con una buena definicin de un gradiente de presin en zona de gas, resultando en tener al menos 30mv de separacin entre sensores.

Para los dos sensores en zona de aceite se consider posicionarlos 50 mv por arriba y por debajo de la seccin

ranurada para producir, quedando con una separacin de 100 mv entre ellos y asegurando el contar con al menos un dato de presin en zona de aceite durante la vida productiva del pozo.

La distancia entre los tres sensores en agua se obtuvo bajo las mismas consideraciones de la separacin de los sensores en gas, el contar con un diferencial de presin de al menos dos veces el rango de error mximo de los sensores, resultando en tener al menos 3 mv de separacin entre sensores, sin embargo, al contar con una profundidad dentro del acufero de 85 mv se decidi dar una mayor separacin entre los sensores en esta fase.

En la Figura 4 se presenta el anlisis realizado para la distribucin de los sensores en zona de gas, aceite y agua.




Figura 4. Anlisis distribucin de sensores de presin Zaap-50.

Una vez instalados los sensores permanentes se tiene informacin de presin y temperatura que nos permiten identifican los gradientes en zona de gas, aceite y agua mediante los cuales se puede posicionar el CGA y CAA en

distintos periodos de tiempo. En la Figura 5 se muestran los gradientes identificados en distintos periodos de tiempo a partir del pozo Zaap-50.

Figura 5. Comportamiento gradientes de presin Zaap-50.




La versatilidad de contar con el comportamiento del CGA y CAA en el tiempo radica en la capacidad de vincular las condiciones operativas del pozo (ritmos de produccin) y la interferencia que causa en cada uno de los contactos para prevenir con ellos irrupciones tempranas de gas y/o agua. En la Figura 6 se presenta el comportamiento del CGA y CAA y las condiciones operativas del pozo Zaap-50.

En esta figura se observa cmo inicialmente se tena un cono de agua de 180 m y en un periodo de alrededor de tres meses el pozo mejor su ndice de productividad, ya

que manteniendo las condiciones operativas del pozo se reflej una disminucin en el cono de agua de 80 m, cabe sealar que la disminucin no se da de manera inmediata, la estabilizacin se dio en un tiempo de alrededor de dos meses. A partir de este periodo se observa que el comportamiento del CAA es un reflejo de las condiciones operativas del pozo, actualmente se tiene un cono de agua de 55 m. En el caso del CAA no se identifica un avance, lo que puede explicarse por el efecto de mantenimiento de presin mediante la inyeccin de nitrgeno que se realiza en este yacimiento.

Figura 6. Comportamiento contacto gas-aceite y contacto agua-aceite.

En el gas resulta ms complicado identificar los efectos de conificacin debido a generarse de manera inmediata y se refleja como una dispersin de puntos, sin embargo, al igual que el agua, inicialmente se tena un cono de gas de 16 m y posterior al periodo en el que mejor el ndice

de productividad se observa un cono de gas menor a 5 m. Al mantener un seguimiento del CGA da a da tambin se puede evaluar el avance del mismo, actualmente en un promedio de 3 m/mes. En la Figura 7 se presenta el comportamiento del CGA en el pozo Zaap-50.




Figura 7. Comportamiento contacto gas-aceite Zaap-50.

Es importante conocer el ndice de productividad del pozo, ya que los conos de gas y/o agua estn asociados directamente a ste y los ritmos de produccin del pozo, por lo cual es importante aforar el pozo y realizar pruebas de incremento para estimarlo. Para evaluar el ndice de productividad y las caractersticas de la formacin del Zaap-50, se realiz una prueba de presin-produccin a tres distintos gastos y cierre de pozo, el programa de la prueba fue el siguiente:

1. Se aline a separador de prueba y se realiz aforo a un estrangulador de 4 (Ptp 7.5 kg/cm2, Q

BN 3.5 MMpcd).

2. Se estrangula el pozo de 4 a 1 1/8 (Ptp 15 kg/cm2, y Q

BN 3.5 MMpcd) y se realiz aforo por un periodo de

17 hrs.

3. Al finalizar aforo se regres a las condiciones iniciales de operacin (Ptp 7.5 kg/cm2, Q

BN 3.5 MMpcd y un

estrangulador de 4).

4. Se estrangula el pozo de 4 a 1 (Ptp 20 kg/cm2, y QBN

2.5 MMpcd) y se realiz aforo por un periodo de

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