PEMEX - Day 1 Presentation 8-7-2006

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“Reservas de petróleo”Evaluación y clasificación

Reynosa, México7 al 8 de agosto de 2005

Guale Ramírez – Gerente DirectorJohn McLaughlin – Ingeniero

Ryder Scott Company

2

Ryder Scott Company

Introducción breve

3

Ryder Scott Company

Establecida en Bradford, Pennsylvania en 1937 para proporcionar análisis convencionales de núcleo para los productores de petróleo en el área

Independiente, con participación accionaría de empleados

4

La estructuración de Ryder Scott

• 125 Empleados• 70 Ingenieros y geólogos

• Oficina principal en Houston• Sucursales en Denver y

Calgary

• Ryder Scott no es dueña ni tiene o intereses en la participación de ninguna propiedad de petróleo o gas

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Nuestro objetivo comoperitos en la evaluación de reservas

• Lograr cálculos confiables y precisos de reservas a través de los mejores métodos en la evaluación técnica y la aplicación de definiciones y lineamientos de las reservas.

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Temas del curso

• Aplicaciones prácticas y los mejores métodos para la evaluación de reservas.– Métodos geocientíficos– Métodos de ingeniería

• Resumen de las definiciones de reservas por SPE/WPC y SEC y los principios fundamentales para el registro apropiado de reservas.

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• Introducción a las reservas de petróleo• Aplicaciones prácticas - Geología

– Temas de registros relacionados con SPE/WPC y SEC

• Límites de áreas probadas buzamiento abajo• Localizaciones no-desarrolladas• Uso de datos sísmicos

– Métodos estándares de la industria y errores comunes

Orden del día – Primer día

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• Aplicaciones prácticas - Ingeniería– Analogía– Análisis volumétrico– Análisis de rendimiento– Balance de materiales– Simulación de yacimiento– Otro vistazo a “Probables No-desarrollados”– Guía para desarrollar un caso convincente que apoye

los registros de reservas• Ejercicios finales

– Ejemplo de clasificación y la regla “one-offset”– Ejemplo de clasificación de contactos

Orden del día – Segundo día

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Introducción -Reservas de petróleo

Las reservas son aquellas cantidades de hidrocarburos remanentes que serán producidas comercialmente a de acumulación conocida a partir de una fecha determinada, bajo ciertas definiciones indicadas, y condiciones económicas.

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IntroducciónLo que anticipamos

Debido a los eventos ocurridos en el 2004 (Shell y otros), creemos que el proceso de asignación de reservas recibirá más atención que nunca.

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Las causas mayores de subestimación de reservas

• Análisis inapropiado de datos técnicos para los cálculos de reservas

• Incumplimiento con definiciones y lineamientos de reservas establecidas

• Falta de controles de administración y gobierno corporativo

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Establecer un proceso integrado de evaluación e informe de las reservas

1. Las reservas son cantidades físicas - Técnico

2. Los lineamientos para los informes de reservas son las reglas aplicadas para registrar esas cantidades

3. Los sistemas para los informes de reservas son los procedimientos y herramientas que aseguran el cumplimiento requerido 1

23

13

Las definiciones de reservas

• Las definiciones de reservas están diseñadas para promover la uniformidad y los estándares para los métodos de evaluación, de forma tal que el riesgo y gama de incertidumbre sean aproximadamente los mismos dondequiera se calculen reservas.

• “La mayoría de los ingenieros que se encargan de la clasificación de reservas se ha dado cuenta, que es difícil, si no imposible, redactar definiciones de reservas que cuales cubran todas las situaciones posibles. Cada caso debe ser estudiado en lo que se refiere a sus propias características.” (Sitio Web de SEC-Interpretaciones y orientación)

14

¿Preguntas?

15

MÉTODOS GEOCIENTÍFICOS

Aplicación práctica y los mejores métodos para el cálculo de

reservas

16

PRINCIPIOS PARA REGISTRO DE RESERVAS

• Los mejores métodos geocientíficos

1. Temas de SEC/SPE/WPC2. Métodos estándares de la industria

y errores comunes

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Mejores métodos geocientíficos

• Temas de SEC/SPE/WPC1. Área probada

-Límites de buzamientos hacia abajo2. Localizaciones no-desarrolladas

-La regla de un espaciamiento (“offset”)

3. Uso de datos sísmicos4. Reservas no-probadas

18


Área probadaLímites de buzamientos

descendentes

19

Área probada – Límites de buzamientos descendentes

• El área de un yacimiento considerado

probado incluye (A) la porción delineada

por perforaciones y definida por los

contactos de gas-petróleo y/o petróleo-

agua, si los hay; y (B) las porciones

inmediatamente adyacentes todavía no

perforadas, pero las cuales pueden ser

consideradas de forma razonable como

económicamente productivas en base a

datos geológicos y de ingeniería

disponibles. A falta de información de los

contactos de fluidos, la ocurrencia

estructural más baja conocida de

hidrocarburos controla el límite probado

más bajo del yacimiento.

• El área del yacimiento considerado como

probada incluye (1) el área delineada por

perforaciones y definida por contactos de

fluido, si los hay, y (2) las porciones no

perforadas del yacimiento que pueden ser

razonablemente evaluadas como

comercialmente productivas en base a datos

geológicos e ingenieros disponibles. A falta

de datos de los contactos de fluidos, los

hidrocarburos más bajos conocidos

controlan el límite probado a menos que se

indique lo contrario por medio de datos

geológicos, de ingeniería o de rendimiento

definidos.

SEC SPE/WPC

20

SEC 1978 – si solo se dispone de datos del registro• A falta de información sobre los contactos de fluidos, la ocurrencia estructural más

baja de hidrocarburos conocida controla el límite probado más bajo del yacimiento.– Si solamente se dispone de los datos del registro, la interpretación petrofísica debe ser

definitiva– Los contactos del registro y/o núcleo satisfacen la definición para reservas probadas– Definitivo cuando se une con datos de pruebas de flujo– Típicamente, se considera un método conservador para determinar reservas probadas– La posición conservadora de SEC genera diferencias significativas en relación con los

lineamientos de SPE/WPC

SPE/WPC 1997 – combinación de datos• A falta de datos de los contactos de fluidos, la ocurrencia de hidrocarburos más baja

conocida controla el límite probado a menos que se indique lo contrario por medio de datos geológicos, de ingeniería y rendimiento definitivos.

– Permite la incorporación de datos de gradientes de MDT para extrapolar ambos contactos de fluidos buzamiento hacia arriba y buzamiento abajo

– Tanto los datos de gradientes de hidrocarburos como los de agua deben originar de la misma zona correlativa para tener validez

– Cambio completo de la postura inicial del foro de SPEE 2000

SEC vs. SPE/WPC – “Área probada”

21

Well A Well B

O = 31.1%K = 1100 md LKO Log

SPE Proved VolumeIncrement

OWC (RFT)

Reservoir cross section through wells A and B

O = 32.4%K = 1600 md

DIFERENCIAS SIGNIFICATIVAS ENTRE LAS DEFINICIONES DE RESERVAS DE SEC Y LAS DE SPE / WPC


22

• La determinación de los hidrocarburos más bajos conocidos

Formation Pressures

Wireline test data established

Pressure PSIA

Base of sand

Top of sand

Base of sand

Top of sand

MDT

8100

8200

8300

8400

8500

8600

8700

88004880 4920 4960 5000 5040 5080 5120 5160 5200

Well BMDT Pressures

Calculated OWC

Well AMDT Pressures


DIFERENCIAS SIGNIFICATIVAS ENTRE LAS DEFINICIONESDE RESERVAS DE SEC Y LAS DE SPE / WPC

23

• La determinación de los hidrocarburos más bajos conocidos


DIFERENCIAS SIGNIFICATIVAS ENTRE LAS DEFINICIONESDE RESERVAS DE SEC Y LAS DE SPE / WPC

24


Localizaciones No-desarrolladasLa regla de un espaciamiento

25

SEC 1978• El área de un yacimiento considerado probado incluye:

– (A) la porción delineada por perforaciones y definida por contactos de gas-petróleo y/o petróleo-agua, si los hay, y

– (B) las porciones inmediatamente adjuntas aún no perforadas, pero las cuales pueden ser consideradas razonablemente como económicamente productivas en base a datos geológicos y de ingeniería disponibles.

SPE/WPC 1997 • El área de un yacimiento considerado probado incluye:

– (A) el área delineada por perforaciones y definida por contactos de fluidos, si los hay, y

– (B) las porciones no perforadas del yacimiento las cuales pueden ser consideradas razonablemente comercialmente productivas en base a datos geológicos y de ingeniería disponibles.


26

Reservas probadas de SPE/WPC• Localizaciones probadas no-desarrolladas:

– Las localizaciones son sitios vecinos directos de pozos con producción comercial confirmada.

– Las localizaciones se encuentran dentro del área confirmada probada estructuralmente arriba de los contactos de fluidos buzamiento hacia abajo.

– Deben disponer de una certeza razonable en cuanto a la continuidad de la formación en base a datos geológicos y de ingeniería.

– Deben demostrar una buena correlación de pozo a pozo para apoyar la continuidad.

– Se podrían usar los datos sísmicos para apoyar la continuidad.

– Se podrían usar datos del gradiente MDT para apoyar la continuidad.

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Reservas probadas de SPE/WPC (Continuación)

• Localizaciones probadas no-desarrolladas :– El espaciamiento de pozos reglamentario se aplica

cuando sea pertinente– A falta de un espaciamiento reglamentario del pozo,

el área probada es el área de drenaje justificado y apoyado técnicamente.

– Un área de drenaje justificado técnicamente puede ser apoyado por analogía a otros pozos, pero los parámetros del yacimiento para las localizaciones propuestas deben ser comparadas para confirmar las asignaciones del área propuestas.

– En algunos casos el área de drenaje justificado o apoyado técnicamente puede ser menor que el área de espaciamiento reglamentario.

28

• Reservas Probadas No-desarrolladas:– Solamente se podrá afirmar con certeza la

existencia de reservas probadas para otras unidades no perforadas cuando se puede demostrar con certeza, que hay una continuidad de producción proveniente de la formación productiva existente.

– La certeza se debe basar en una respuesta de producción entre los pozos en cuestión.

– La certeza no se podrá apoyar con registros, MDT, o datos sísmicos

SEC 1978 – Definición actual - continuación

Definiciones de reservas de SEC

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Definiciones de reservas SEC - Probadas

1

2

3

12 3

LKH

LKH

Yacimiento 1 Yacimiento 2

Estructura sísmica

fault

Desplazamiento de la Falla

Pozo

Probado, acreaje asignado

Campo “X”

30

La renuencia de SEC en aceptar datos sísmicos

El uso extendido de datos sísmicos tridimensionales ha reducido significativamente el riesgo asociado con el descubrimiento y desarrollo de reservas de petróleo y gas. Sin embargo, la SEC has sido renuente a adoptar esta tecnología para el registro de reservas. ¿Por qué?

31


El uso de datos sísmicos

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La certeza razonable aplicada al registro de reservas probadas basada en datos sísmicos

– Históricamente, la SEC ha descartado el uso de datos sísmicos en la mayoría de los casos por ser demasiado riesgoso para definir reservas probadas.

• Prohíbe el uso para:– Recalificar bloques fallados sin probar o estructuras

análogas cercanas– Extender los límites de buzamiento hacia abajo debajo de

la penetración de pozo más baja registrada en el yacimiento

– Extender los límites de buzamiento hacia arriba por encima del control del pozo

– Extrapolar el espesor de la zona productiva neta por encima del control del pozo subterráneo en el yacimiento

33

Preguntas presentadas a Ron Winfrey - SPEE Forum 2000

– Históricamente, la SEC ha descartado el uso de datos sísmicos únicamente, por ser demasiado incierto para clasificar reservas probadas

– ¿Extensión debajo de los hidrocarburos más bajos conocidos?– ¡No!

– ¿Recalificación de estructuras análogas cercanas sin probar?– ¡No!

– ¿Recalificación de extensiones dentro de áreas anormales?– No, a menos que sea apoyado por el rendimiento.

– ¿Uso de datos sísmicos para espesores crecientes más allá del control del pozo?

– No, demasiado especulativo.

– ¿Clasificación de eventos sísmicos no-perforados similares como probados no desarrollados?

– ¡No!

Temas importantes de SEC Dependencia de datos sísmicos

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¿Cuándo podemos utilizar los datos sísmicos para aumentar las reservas probadas?– Los registros de rendimiento y otros datos de ingeniería de

apoyo serian necesarios, de forma tal que una combinación de datos sísmicos y de ingeniería apoyarían la expansión del límite de buzamiento hacia abajo del yacimiento.

– Dicha evidencia tendría que ser convincente para la aceptación de la SEC.

– Los datos sísmicos no son indicadores de la continuidad de producción y, por lo tanto, no pueden ser los únicos indicadores de reservas probadas adicionales más allá del hidrocarburo más bajo conocido establecido por una perforación de pozo.

– El uso de datos sísmicos de alta calidad y bien calibrados, pueden mejorar la descripción del yacimiento para ejecutar análisis volumétricos.

– Los datos sísmicos pueden ser utilizados para mostrar una extensión lateral del yacimiento sobre el hidrocarburo más bajo conocido.

Temas importantes de SEC Dependencia de datos sísmicos

35

– ¿Aumento del espesor basado en datos sísmicos?

•¡No!– ¿Disminución del espesor basado en datos

sísmicos? •¡Sí! Reconocer y aceptar los datos sísmicos.

– Limitar el espesor máximo al intervalo total visto en penetraciones actuales

Temas importantes de SEC Espesor

36

Los mejores métodos geocientíficos

Ejemplo:El uso de datos sísmicos según

los lineamientos de SEC

37

Sección transversal estructural

38

Línea de buzamiento sísmica

Yacimiento

39

Mapa de la profundidad estructural de la parte superior de la arena

First Well

Sidetrack

40

Profundidad estructural de la parte superior de la arena y amplitud sísmica asociada

41

Mapa de isópacas de la zona de arena productiva neta basado en la amplitud

sísmica

42

Mapa de isópacas de la zona productiva neta relacionada con el espesor en los pozos y extrapolada

para concordar la amplitud sísmica

43

Mapa de isópacas de la zona productiva neta con el espesor de la amplitud sísmica limitado al espesor del pozo

44

La zona productiva neta limitada por el contacto de gas-agua buzamiento abajo y el buzamiento arriba limitado por el gas

más alto conocido penetrado por un pozo

45

La zona productiva neta limitada por la discontinuidad lateral en la amplitud sísmica

46

Reservas no-probadas

47

Reservas probables (SPE/WPC)• Las reservas probables son:

– Aquellas reservas no-probadas cuyo análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere que tendrán más probabilidad de ser recuperables.

– En este contexto, cuando se usan métodos para establecer probabilidades, debería haber por lo menos una probabilidad del 50% de que las cantidades recuperadas realmente sean iguales o mayores que la suma de reservas probadas estimadas más las reservas (2P) probables.

Sources: SPE/WPC Reserves Definitions 1997

48

Well

Proved, Assigned Acreage

Proved Developed

Proved Undeveloped

Probable

Ejemplo probable - SPE/WPC

1

2

3

12 3

LKH

LKH

falla

Un espesor de arena

Cuña probable

Un espesor de aren por debajo de LKH

Campo “X”

Estructura sísmicaDesplazamiento de la Falla


49

Reservas probables (SPE/WPC)• Ejemplos típicos

– Volúmenes debajo de los hidrocarburos “más bajos conocidos” – Factor de recuperación mejorado mayor que el utilizado para reservas

probadas – Zonas que no han sido probadas – Análisis de registro cuestionable – Bloques fallados sin penetraciones – Espaciamiento hacia abajo sin aprobación reglamentaria – Espaciamiento hacia abajo con patrones de drenaje cuestionables – Limitación de mercado, contrato– Recuperación mejorada sin pruebas exitosas – Ciertos pozos de delimitación (“step-out wells”) para desarrollo– Tratamientos de reparación de pozos sin el apoyo apropiado– Interpretación del rendimiento alternativo

50

Reservas posibles (SPE/WPC)•Las reservas posibles son:

– Aquellas reservas no-probadas cuyo análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere que tendrán menos probabilidad de ser recuperables que las reservas probables.

– En este contexto, cuando se usan métodos para establecer probabilidades, debería haber por lo menos una probabilidad del 10% de que las cantidades recuperadas realmente sean iguales o mayores que la suma de reservas probadas estimadas más las reservas (3P) posibles.

Sources: SPE/WPC Reserves Definitions 1997

51

Well

Proved, Assigned Acreage

Proved Developed

Proved Undeveloped

Probable

Possible

Ejemplo posible - SPE/WPC

1

2

3

12 3

LKH

LKH

fault

Campo “X”

Un espesor de aren por debajo de LKH

Desplazamiento de la FallaEstructura sísmica

Cuña probable

Un espesor de arena


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Reservas Posibles (SPE/WPC)•Ejemplos típicos

– Áreas que se encuentran lejos de un control geológico

– Límites definidos geofísicamente – Análisis de registro cuestionable– Viabilidad comercial cuestionable– Segmentos de falla que no han sido probados y

que no pueden ser consideradas como probables – Posibilidades de recuperación mejoradas

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Resumen• Temas de SEC/SPE/WPC

1. Área probada -Límites de buzamientos hacia abajo

2. Localizaciones no-desarrolladas -La regla de un espaciamiento (“offset”)

3. Uso de datos sísmicos4. Reservas no-probadas

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¿Preguntas?

55

PRINCIPIOS PARA REGISTRO DE RESERVAS

• Los mejores métodos geocientíficos

1. Temas de SEC/SPE/WPC2. Métodos estándares de la industria

y errores comunes

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Los mejores métodos geocientíficos

• Métodos estándares de la industria-El método volumétrico1. Determinación de la zona productiva neta2. Correcciones para los pozos desviados3. Trazado de mapas estructurales4. Mapas de isópacas de arenas netas5. Contactos de fluidos6. Mapas de isópacas de la zona productiva neta

57

Los mejores métodos geocientíficos Métodos estándares de la industria

El método volumétrico

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El método volumétrico• Ecuaciones que rigen el método volumétrico

(rb/stb) factor volume formation oil initialoiB

(fraction) saturation waterinitialwiS

(fraction) porosity

(ft) thickness pay neth

(acres) AreaA

(stb) Place In Oil OriginalOOIP

oi

wi

BS1hA7,758OOIP

(cf/scf) factor volume formation gas initialgiB

(fraction) saturation waterinitialwiS

(fraction) porosity

(ft) thickness pay neth

(acres) AreaA

(scf) Place In Gas OriginalOGIP

gi

wi

BS1hA43,560OGIP

Yacimientos de petróleo Yacimientos de gas

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El método volumétrico

1COMPARATIVEGEOLOGICAL

2VOLUMETRIC

3MATERIALBALANCE

4PRODUCTION

DECLINE

5SPECIAL

FLOW TESTS

STAGE 5LATE

PRODUCINGLIFE

STAGE 4MID

PRODUCINGLIFE

STAGE 3EARLY

PRODUCINGLIFE

STAGE 2INITIAL

DEVELOPMENT

STAGE 1IDENTIFICATIONMETHOD

1COMPARATIVEGEOLOGICAL

2VOLUMETRIC

3MATERIALBALANCE

4PRODUCTION

DECLINE

5SPECIAL

FLOW TESTS

STAGE 5LATE

PRODUCINGLIFE

STAGE 4MID

PRODUCINGLIFE

STAGE 3EARLY

PRODUCINGLIFE

STAGE 2INITIAL

DEVELOPMENT

STAGE 1IDENTIFICATIONMETHOD

Junto con los estudios de campo análogos, el método volumétrico es una herramienta efectiva para la cuantificación de reservas antes de cualquier producción – sin embargo, no debería ser ignorada en ninguna etapa de depleción.

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Un geólogo, geofísico o ingeniero debe usar:

• Principios básicos– Geología estructural y estratigráfica– Propiedades petrofísicas– Técnicas y métodos correctos de cartografía/

mapeo– Correlaciones precisas

• Registros de pozo y datos sísmicos– Integración de mapas de fallas y estructuras– Trazado de líneas de contorno interpretativas

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Desviación delPozo

Buzamiento

Métodos deCalculación

Factores deCorrección

Prueba de Producción DST

Evaluación deLa formación

Núcleos/testigos de pared

convencionales

Registros con cable (LWD)

Fuentes deDatos

Los pasos de un análisis volumétrico estándar

MapeoVolumétrico

Determinación dezona productiva

Los pasosdel proceso

VolúmenesEn Sitio

DeterminaciónEstructural

Zona de acuñamiento

Mapas de isópacos de la zona productiva

Mapeo deIsópacas

Mapeo deIsópacas

Contornos dela zona noproductiva

Limites inferioresY

superiores

Mapeo de laArena Neta

EstructuraControlada

Subterránea

EstructuraSísmica

Análisis digitalDel registro

Análisis de laHoja del cálculos

Del registro

Parámetros delAnálisis del registro

62

Los mejores métodos geocientíficos El método volumétrico

Determinación de lazona productiva

63

• Los resultados de los análisis de registros proveen datos claves para el mapeo volumétrico y la determinación de reservas

• Datos de mapeo– Parte superior e inferior del yacimiento operante– Contactos de fluido

• Parámetros del yacimiento– Porosidad– Saturación del fluido / hidrocarburo

Determinación de la zona productiva

Resumen de la determinación de la zona productiva

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• Siempre se debe calibrar los resultados del análisis de registros con otros datos pertinentes– Prueba de la columna de perforación– Datos MDT– Datos de la(s) muestra(s)– Análisis de los resultados del control de

lodos– Producción cercana– Medir saturación y porosidad de los

núcleos/testigos



65

• Calcular la porosidad y saturación de fluidos/ hidrocarburos utilizando los algoritmos apropiados

• Aplicar correcciones según sea necesario

• Siempre debe anotar y documentar su trabajo



66

Determinación de la zona productivaDEFINITION FOR GROSS SAND THICKNESS

DefiniciónDefinición::Espesor bruto de arena

Solamente el espesor total de las arenas. Solamente se considera la litología. La calidad del yacimiento no se considera.

GrossDepth Top of Reservoir Gross

Depth Markers Lithology Reservoir Interval or Sand8000' Shale @8000' Thickness Thickness8010' Sand 10' 10'8020' Sand 10' 10'8030' Shale 10'8040' Sand 10' 10'8050' Sand 10' 10'8060' Sand 10' 10'8070' Shale 10'8080' Sand Base of 10' 10'8090' Shale Reservoir 10'8100' Sand @8100' 10' 10'

100' 70'

67


• Espesor de la zona productiva– Valores del límite de porosidad

• Se debe establecer que la zona tenga la permeabilidad suficiente para mantener una tasa de producción comercial

• Generalmente igualar un valor mínimo de permeabilidad a un valor de porosidad equivalente para establecer un valor límite de registro

• El límite de porosidad mínimo debe ser apoyado por:

– Datos del núcleo/testigo– Pruebas de la columna de perforación o de

producción– Analogía con una producción cercana

Métodos decalculación


Análisis de la hojaDe cálculo del

registro

Los parámetrosdel análisis del

registro


68

Análisis del registro - Parámetros

• Espesor de la zona productiva– Gráfica de porosidad vs. permeabilidad

k (m

d)

Porosidad (%)

Porosidad mínima

Límite de permeabilidad





registro


registro

69

Determinación de la zona productivaDefinición del espesor de la zona productiva

La porción del espesor total de la arena que tiene buena calidad de yacimiento y que pudiera producir hidrocarburos a tasas de producción comerciales si tuviera hidrocarburos. La calidad del yacimiento es determinada utilizando un límite de porosidad mínimo. Este límite de porosidad mínimo está relacionado con la permeabilidad del yacimiento e igualado a una tasa de producción económica mínima por pruebas, cálculos empíricos, o por una analogía a un yacimiento similar en el mismo campo o a otro campo muy cercano. Para ser incluida como una arena productiva, la arena en el intervalo de investigación debe tener un valor de porosidad igual o mayor que la porosidad mínima establecida para el yacimiento.

Gross Calculated Minimum Net Sand ThicknessDepth Top of Reservoir Porosity Porosity >Minimum Porosity

Depth Markers Lithology Reservoir Interval or For This Cutoff For Cutoff For Reservoir8000' Shale @8000' Thickness Interval This ReservoirPorosity Cutoff Is 18%

8010' Sand 10' 25% 18% 10'8020' Sand 10' 26% 18% 10'8030' Shale 10'8040' Sand 10' 27% 18% 10'8050' Sand 10' 27% 18% 10'8060' Sand 10' 27% 18% 10'8070' Shale 10'8080' Sand Base of 10' 15% 18% 0'

8090' Shale Reservoir 10'8100' Sand @8100' 10' 20% 18% 10'

100' 60'

70


• Espesor de la zona productiva– Estándares para determinar la

zona productiva• La saturación del agua es lo suficiente baja

para una completación sin producción de agua

• Los hidrocarburos son móviles• La zona es permeable





registro


registro

71


• Espesor de la zona productiva– El valor límite de saturación de agua

• Se debe establecer el valor máximo de Sw

– Generalmente lo equivalente deSw < Sw crítica (agua móvil)

• El valor límite de la saturación de agua debe ser apoyada por:

– Datos del núcleo/testigo– Pruebas de la columna de perforación o de

producción– Analogía a una producción cercana





registro


registro

72

Análisis del registro - Parámetros

• Espesor de la zona productiva– Valor límite de la zona productiva neta

DETERMINATION OF CUTOFF VALUES

1

10

100

1000

10000

0 5 10 15 20 25 30 35

SIDEWALL CORE POROSITY-%

SID

EWA

LL C

OR

E PE

RM

-Km

d

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Swc

Kmd Sw (CRITICAL)





registro


registro

73

Determinación de la zona productivaDefinición del espesor de la zona productiva

Net Pay ThicknessGrossNet Sand ThicknessCalculated Maximum >Minimum Porosity &

Depth Top of Reservoir>Minimum Porosity Sw Sw <Maximum Sw CutoffsDepth Markers Lithology Reservoir Interval orCutoff For ReservoirFor This Cutoff For For This Reservoir8000' Shale @8000' Thickness Porosity Cutoff Is 18%Interval This Reservoir Sw<60% & Porosity>18%

8010' Sand 10' 10' 45% 60% 10'8020' Sand 10' 10' 42% 60% 10'8030' Shale 10'8040' Sand 10' 10' 45% 60% 10'8050' Sand 10' 10' 80% 60% 0'8060' Sand 10' 10' 100% 60% 0'8070' Shale 10'8080' Sand Base of 10' 0' 100% 60% 0'8090' Shale Reservoir 10'8100' Sand @8100' 10' 10' 100% 60% 0'

100' 60' 30' Net Pay Sand30' Net Water Sand60' Total Net Sand

Sw Contact

La porción del espesor total de la arena que tiene buena calidad de yacimiento (la porosidad de los intervalos de interés es mayor que el mínimo valor de porosidad límite) y produciría hidrocarburos sin agua (la saturación de agua de los intervalos de interés es menor que el máximo valor límite de la saturación de agua) y produciría hidrocarburos a tasas de producción comerciales si tuviera hidrocarburos. El límite máximo de saturación de agua puede ser determinado en base a datos de pruebas, cálculos empíricos, por una analogía a un yacimiento similar en el mismo campo o a otro campo muy cercano.

74


Correcciones para pozos desviados

75

Desviación de pozos

• Problemas comunes– No se aplicó una corrección– Se usó un ángulo equivocado– Uso de inspección de trabajos de

reparación de registros TVD– No se dispone de ningún estudio

direccional

Desviación delpozo

Factores decorrección

• Pozos desviados– Pozos con forma de

“S”


76

Buzamiento• Pozos perforados direccionalmente

– Pozo vertical como punto de referencia• Es necesario corregir un pozo desviado a una

penetración de pozo vertical equivalente.• En la mayoría de los casos, una corrección de la

perforación del pozo desviado es todo lo que es necesario.

• Sin embargo, se deben considerar correcciones adicionales para el buzamiento profundo bajo ciertas circunstancias.– Buzamientos abruptos– Pozos sumamente desviados

Buzamiento



Desviación delpozo

77

Buzamiento• Terminología (Tearpock y Bischke)

– (MLT) Espesor del registro medido• El espesor entre dos puntos específicos de profundidad en un registro

sin tomar en cuenta la desviación del pozo o buzamiento– (TVDT) Espesor de profundidad vertical verdadero

• El espesor del registro medido en un pozo desviado entre dos puntos de profundidad específicos corregidos tomando en cuenta la desviación del pozo.

– (TVT) Espesor vertical verdadero• El espesor entre dos puntos de profundidad específicos en un registro

medidos en una dirección vertical– Igual al espesor visto en un pozo vertical– En un pozo desviado, el espesor del registro medido tomando en

cuenta tanto la desviación del pozo como el buzamiento– (TST) Espesor estratigráfico verdadero

• El espesor de un intervalo dado, medido perpendicularmente a la parte superior e inferior del intervalo– Se puede calcular multiplicando TVT por el COSENO del

buzamiento



Desviación delpozo

Buzamiento

78

Correcciones para pozos desviados

• Corrección del buzamiento– Corrección buzamiento hacia arriba– Corrección buzamiento hacia abajo– Corrección con contactos de fluido



Desviación delpozo

Buzamiento

79

BuzamientoEspesor medido

Well #1 Well #2Drilled Updip Drilled Vertical

127' Well #3Drilled Downdip

150'

475'

Top of Reservoir50'100' 127' 150'150'200'250' 475' 300'350'400'450'500'

Base of Reservoir

El espesor en un registro entre la parte superior e inferior del yacimiento sin las correcciones para el ángulo del agujero del pozo o el ángulo del buzamiento de profundidad.



Desviación delpozo

Buzamiento

80

BuzamientoEspesor de profundidad vertical verdadero (TVDT)

El espesor medido en un registro entre la parte superior e inferior del yacimiento corregido para el ángulo del agujero del pozo.


Well #3 82' Drilled Downdip

150'

365'

Top of Reservoir50' 82'100' 150'150'200'250' 365' 300'350'400'450' Base of Reservoir500'



Desviación delpozo

Buzamiento

81

BuzamientoEspesor vertical verdadero (TVT)

El mismo espesor entre la parte superior e inferior del yacimiento como se puede observar en un pozo vertical.


Well #3 150' Drilled Downdip

150'

150'

Top of Reservoir50'100' 150' 150' 150' 150' Base of Reservoir200'250'300'350'400'450'500'

Recordar: Nuestro punto de referencia es la intersección entre la perforación del pozo en la parte superior del yacimiento. Debemos igualar la geometría de la perforación a un pozo vertical pasando por el punto de referencia.



Desviación delpozo

Buzamiento

82

BuzamientoPozo desviado con un contacto de fluido

En un pozo con un contacto de fluido, nuestro punto de referencia es donde la perforación del pozo se intersecta el contacto de fluido.

Well #2Well #3 Drilled Vertical

Drilled Downdip

150' 100' 79'Oil/Water ContactIs the Point of Reference

Si aplicamos la corrección del espesor vertical verdadero de este punto de referencia, entonces estamos corrigiendo como un pozo vertical que pasa por el punto de referencia en el contacto de fluido. El espesor vertical verdadero de este cálculo es incorrecto y subestimaría el espesor actual del petróleo.



Desviación delpozo

Buzamiento

83

BuzamientoPozo desviado con un contacto de fluido (continuación)

El cálculo correcto utiliza el ángulo de la perforación del pozo solamente para mantener la relación apropiada entre la parte superior del yacimiento y el contacto.

Well #2Well #3 Drilled Vertical

Drilled Downdip

150' 100' 79'Oil/Water ContactIs the Point of Reference

Para obtener el verdadero espesor vertical de la parte superior a la base del yacimiento, debemos corregir el espesor de tanto la perforación del pozo como del buzamiento, para pasar un pozo vertical equivalente por la parte superior e inferior del yacimiento.

El espesor remanente entre el contacto de fluido y la base de un pozo vertical equivalente es la diferencia entre el espesor vertical verdadero y el espesor de la profundidad vertical verdadero (TVDT) del petróleo.



Desviación delpozo

Buzamiento

84

Buzamiento• Pozos perforados direccionalmente

– Problemas comunes• No hay conocimientos prácticos del

proceso• No se aplica corrección al buzamiento• Uso de corrección cuando no se requiere• Las correcciones de los buzamientos

arriba/abajo están intercambiadas• Correcciones en contactos de fluidos mal

aplicadas



Desviación delpozo

Buzamiento

85


Mapeo estructural

86

• Pasos claves– Identificar fallas y puntos altos

• Características estructurales importantes para atrapar hidrocarburos

– Mapa de tiempo del horizonte del interés• Producir un mapa de tiempo para un evento en

un registro sísmico que se conecta directamente al horizonte (superficie) de interés o, si esto no es posible, por lo menos es “similar” al horizonte de interés.

– Convertir mapa de tiempo a mapa de profundidad• Requiere conocimiento (generalmente impreciso)

de velocidad al mapa del horizonte• Una de las mayores dificultades potenciales en la

interpretación de datos sísmicos

Estructura sísmicaMapeo

Volumétrico


EstructuraSísmica

87

Estructura controlada subterránea• Identificar fallas y puntos altos• Identificar la parte superior de la

porosidad

EstructuraControlada

Subterránea

Punto de correlación

Parte superior de laporosidad

MapeoVolumétrico


EstructuraSísmica

88

Errores basados en la geociencia

• Típicamente asociados con:– La selección de la parte superior e

inferior de la zona productiva operante

89

Seleccionando la parte superior e inferior de la zona productiva operante• Error en el mapeo, utilizando el marcador o

parte superior de la formación en vez de la parte superior de la zona productiva operante

¡Se deben aceptar los requisitos de la zona productiva operante!

Valor límite de porosidad y saturación de agua

Pruebas de flujo disponibles

90

Seleccionando la parte superior e inferior de la zona productiva operante

• Potencial de error en la determinación del “limite interior del agua” como resultado de escoger incorrectamente la base de la zona productiva operante.

91


Mapa de isópacas dela arena neta

92

Mapeo de las arenas netas

Limites superiorese inferiores

Límites superiores e inferiores• No exceder el control del pozoMapeo

Volumétrico

93

Contornos de lazona no-productiva

• Contorno de la zona no-productiva a media distancia entre el último pozo con zona o arena productiva y primer pozo con zona o arena no-productiva

ZeroPay

Contours

• El contorno de la zona no-productiva basado en proyecciones de la tasa de aguado establecida de arena neta

Projection of Sand Thinning

MapeoVolumétrico



94

Contornos de lazona no-productiva

• La arena neta termina gradualmente en la intersección de un límite estratigráfico

• Recuerde utilizar la corrección “wedge”

ZeroPay

Contours

MapeoVolumétrico



95


Contactos de fluido

96

Reservas probadas

Definicionesde reservas • El párrafo (a) del reglamento S-X, Regla 4-10 de la

SEC define las reservas probadas como:– El área de un yacimiento considerado

probado incluye:• La porción delineada por perforaciones y

definida por los contactos de gas-petróleo y/o petróleo-agua, si los hay

• A falta de información de los fluidos de contactos, la ocurrencia de hidrocarburos más baja conocida controla el límite inferior probado del yacimiento

98

Reservas probadas• Amplitudes sísmicas

– El uso de datos sísmicos de alta calidad y bien calibrados, puede mejorar la descripción del yacimiento para ejecutar análisis volumétricos, incluyendo los contactos de fluidos. Sin embargo, los datos sísmicos no son un indicador de la continuidad de producción y, consecuentemente, no pueden ser el único indicador de reservas probadas adicionales más allá del hidrocarburo más bajo conocido establecido por una penetración de pozo.

Definicionesde reservas

99

Límites superiores e inferiores• Amplitud sísmica

Límite de amplitud buzamiento descendente

MapeoVolumétrico



100

EVALUACIÓN DE LA FORMACIÓN – DATOS MDT

• MDT– Contactos de fluido

• Organización por zonas verticales– Continuidad del yacimiento

Fuentes dedatos


Registros con cable

LWD

Núcleos/testigosde pared

convencionales

Evaluación deFormaciones y

Pruebas

101

Selección incorrecta del límite del buzamiento descendente en yacimientos estratificados verticalmente

• La suposición de comunicación vertical sin el apoyo adecuado de datos de presión puede llevar a la sobreestimación de volúmenes en sitio.

102

EVALUACIÓN DE LA FORMACIÓN – DATOS MDT

MDTPRESSURE VS DEPTH

11,800

11,900

12,000

12,100

12,200

12,300

12,400

12,500

12,600

12,700

12,800

3,000 3,500 4,000 4,500 5,000 5,500 6,000

MDT Pressure - psi

DEP

TH -T

VD

ss -

ft

Pressure Pts Top of 'D' Top of 'C' Top of 'B2' Top of 'B1' Top of 'A ' Top of 'YC' Original Reservoir Pressure

D Sand

C Sand

B1 Sand

B2 Sand

A Sand

C sand appears to be divided into C1 and C2 sands.

Evaluación deFormaciones y

Pruebas

Fuentes dedatos


Registros con cable

LWD

Núcleos/testigosde pared

convencionales

103

Errores basados en la geociencia

• Típicamente asociados con:– La asignación de límites de

buzamientos descendentes en yacimientos estratificados

104

Mejores métodos geocientíficos El método volumétrico

Isópacas de la zona productiva neta

105

Mapeo de isópacas• Los componentes de mapas de isópacas de la

zona productiva neta– La profundidad de la estructura en la parte

superior de la arena neta del yacimiento operante

– La profundidad de la estructura en la parte inferior de la arena neta del yacimiento operante

– Mapa de isópacas de la arena neta total– Contactos de fluidos– Límite interior de los fluidos– Zona de máximo llenado (“fill-up”)

Mapeo deisópacas

MapeoVolumétrico

Mapeo deisópacas

106

Zona de acuñamiento• Tipos de zona de acuñamiento

Gas

Petróleo

Intersecciones de fallas

Gasóleo y Agua

Zona deacuñamiento

Mapas de isópacasde la zonaproductiva

MapeoVolumétrico

Mapeo deisópacas

Mapeo deisópacas

107

Mapas de isópacas de lazona productiva netaMétodo de Wharton

• La intersección del contacto petróleo-agua en el mapa estructural de la parte superior de la arena se convierte en la línea límite “cero” en el mapa de isópacas de petróleo neto.

MapeoVolumétrico

Mapeo deisópacas

Mapeo deisópacas


108

Mapas de isópacas de la zona productiva neta

Método de Wharton• La intersección del contacto petróleo – agua en el

mapa estructural de arena base se convierte en el límite interior de agua

• Dos áreas principales de isópacas de petróleo neto – Zona de llenado máximo – Zona de acuñamiento

MapeoVolumétrico

Mapeo deisópacas

Mapeo deisópacas


109

Zona de acuñamiento• El error “neto-a-bruto” del 100%

para la distribución vertical de arena neta/zona productiva neta

MapeoVolumétrico

Mapeo deisópacas

Mapeo deisópacas


Zona deacuñamiento

110

Los pasos de un análisis volumétrico estándar

Desviación delpozo

Buzamiento

Métodos decálculo


Prueba de Producción DST

Evaluación deLa formación

Núcleos/testigos de pared

convencionales

Registros con cable (LWD)

Fuentes dedatos

Mapeovolumétrico

Determinación dezona productiva

Los pasosdel proceso

VOLÚMENESEN SITIO

Determinaciónestructural

Zona deacuñamiento

Mapas de isópacas

de la zona productiva

Mapeo deIsópacas

Mapeo deisópacas

Contornos dela zona no-productiva

Límites inferioresy

superiores

Mapeo de laarena neta

Estructuracontrolada

subterránea

Estructurasísmica

Análisis digitaldel registro

Análisis de lahoja de cálculos

del registro

Parámetros delanálisis del

registro

111

¿Preguntas?

PEMEX - Day 1 Presentation 8-7-2006

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