Revista Ingeniería Petrolera Marzo-Abril 2023

Petrolera Ingeniería Contenido

68-88

89-112

Órgano de Divulgación Técnica e Información de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Vol. 63, No. 2, MARZO-ABRIL DE 2023

www.aipmac.org.mx/editorial/

113-125

Construcción del primer modelo de alta resolución en Pemex para el diagnóstico y optimización del esquema de explotación de un yacimiento costa afuera

Omar Cruz Samberino

Erick Rafael Martínez Antúnez

Flujo de trabajo optimizado para determinar el volumen original de aceite en los yacimientos naturalmente fracturados

Alfredo León García

Claudia León Villeda

Fernando Samaniego Verduzco

Restauración estructural en el Bloque Pox del Cinturón Plegado Akal y su posible relación con el origen de la secuencia sísmica caótica del Mioceno

Jorge Alberto Briseño Sotelo

Manuel Machorro Jiménez

Víctor Manuel Padilla Hernández

Juana Orquídea Salas Ramírez

Aída Rubí Bravo Almazán

Alejandro Torres Filiberto

126-145

Caso de éxito en control de agua con modificadores de permeabilidad relativa para carbonatos HP/HT

José María Petríz Munguía

Luis Alejandro García Contreras

Iván López García

Erick Acuña Ramírez

Larry Eoff

Iván Ernesto Narváez Escobar

Saraí Santos Ramírez

Foto de portada: cortesía de Pemex.

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Universidad Nacional Autónoma de México

técnica

Construcción del primer modelo de alta resolución en Pemex para el diagnóstico y optimización del esquema de explotación de un yacimiento costa afuera

Omar Cruz Samberino Erick Rafael Martínez Antúnez Pemex

Artículo recibido en junio de 2022-evaluado y aceptado en febrero de 2023

Resumen

El trabajo presente nos habla de la construcción de un modelo de alta resolución, el cual consideró las características de un modelo estático completo (conocidos como modelos geocelulares), acopló los procesos físicos de la roca y los fluidos (variación de composición por profundidad, efectos de drene e imbibición, roca altamente mojada por aceite, efectos de baja salinidad por inyección de agua de mar, efectos de compactación, entre otros) y que generó un ajuste histórico que sirvió de base para llevar a cabo el diagnóstico y optimización del esquema de explotación de un yacimiento de arenas costa fuera.

Palabras clave: Modelo, simulación, alta resolución, yacimiento, arenas.

Building of the first high-resolution model in Pemex for the diagnosis and optimization of the exploitation scheme of an offshore field

Abstract

This work is a chronicle of the construction of the high-resolution model, which took the characteristics of a complete static model (cell sizes and rock properties), coupled the physical processes of the rock and the fluids (effects of composition’s variability by depth, drainage and imbibition effects, highly oil-wet rock, low salinity effects due to sea water injection, compaction effects, among others), and that generated a historical adjustment that served as the basis for carrying out a diagnosis and optimization of the exploitation scheme of an offshore sand reservoir.

Keywords: Model, simulation, high resolution, reservoir, sands.

Introducción

Las reservas de hidrocarburos son uno de los principales medidores de la capacidad de la economía de varios países a nivel mundial. Éstas son evaluadas anualmente por entes independientes a las empresas operadoras que presentan los valores de estas reservas, las cuales se estiman mediante diversos métodos.

El cálculo de los pronósticos de producción, que se utilizan para la estimación de las reservas de hidrocarburos, se puede realizar por medio de diferentes herramientas de modelado dinámico de yacimientos. Existen tres principales que pueden mencionarse a continuación: Modelo de declinación (MD), Balance de Materia (BM) y Simulación Numérica de Yacimientos (SNY).

Los modelos MD son útiles para estimar el comportamiento de un pozo o yacimiento en un periodo de tiempo corto (1 ó 2 años máximo), debido a la poca cantidad de información real que requiere para realizar su evaluación y la gran cantidad de premisas que se consideran, lo cual permite su aplicabilidad para una gama amplia de yacimientos. Los modelos de BM tienen un grado adicional de complejidad, al requerir la consideración de más procesos y fenómenos físicos, los cuales utilizan una mayor cantidad de información, pero de la misma manera, permite realizar estimaciones con menos premisas, por periodos más largos de tiempo y con menor incertidumbre; sin embargo, aún se tienen que realizar muchas suposiciones relacionadas con las condiciones del yacimiento, propiedades de la roca y fenómenos físicos. Los modelos de SNY consideran toda la ingeniería aplicada en los dos modelos anteriormente mencionados, e incrementan en gran medida la cantidad de información requerida para poder realizar las estimaciones con mayor precisión; contemplan la forma del yacimiento y la heterogeneidad de las propiedades de la roca en las tres direcciones espaciales; discretizan los fluidos a nivel de componentes, incluyendo fluidos no hidrocarburos; contempla gran cantidad de fenómenos físicos presentes en el yacimiento en su estado natural y durante la aplicación de algún proceso de recuperación secundaria y mejorada. En resumen, es una herramienta que integra información de casi todas las especialidades que tienen contacto con la administración, manejo y explotación de los yacimientos de hidrocarburos.

Pero, así como el ser humano va incrementando sus capacidades cognitivas a medida que adquiere experiencia y tiene contacto con tecnología nueva, los modelos de simulación van incrementando sus capacidades predictivas cuando se integra información nueva de los yacimientos que se va generando continuamente y del desarrollo de nuevos equipos de cómputo que permiten realizar cálculos más precisos, con mayor cantidad de variables y en menos tiempo.

El yacimiento en evaluación, el cual será llamado Yacimiento en Estudio (YE), cuenta con los 3 tipos de modelos dinámicos (MD, BM, SNY), los cuales dan soporte técnico a los diferentes análisis que se realizan para, el posicionamiento de pozos, estimación de volúmenes de hidrocarburos, tamaño de acuíferos, entre otros estudios, pero, para el cálculo del esquema de explotación y las reservas de hidrocarburos, se utiliza el modelo de SNY. Este último a lo largo de la historia del yacimiento en estudio, ha cambiado significativamente cinco veces, donde los primeros cuatro cambios se vieron limitados en gran medida por los recursos computacionales de la época.

Un procedimiento que era ejecutado de manera común y en muchas ocasiones necesario cuando se construía un modelo SNY, era realizar el escalado de la malla geológica, lo que significaba que se realizaban una combinación de celdas que no solo cambian las dimensiones de cada celda, también se modificaban las propiedades del yacimiento con valores promedio resultado de la combinación de las celdas. A pesar de que la asignación de las propiedades a las celdas, que pasan por el proceso de escalamiento, es realizada mediante algoritmos de interpolación, estos tienen cierto grado de incertidumbre asociada.

Esta práctica se implementó en el yacimiento YE, ya que en su momento los equipos de cómputo no tenían la capacidad adecuada para un modelo de alta resolución. Esta limitación se mantuvo desde 1996 hasta 2019, periodo en el que se llevaron a cabo las cuatro modificaciones en el modelo de SNY del yacimiento YE.

Mientras el yacimiento YE se mantuvo bajo el esquema de recuperación primaria, el modelo SNY representó de manera adecuada el comportamiento dinámico. Sin embargo, al momento que se implementó un proceso de recuperación secundaria mediante la inyección de agua de mar, el modelo de SNY comenzó a tener discrepancias que cada vez eran más fuertes, principalmente en el cálculo de la producción de agua (qw).

Para el año 2018, se realizó una toma de adquisición sísmica que permitió que el modelo geológico tuviera un cambio significativo a nivel estructural; por consiguiente, era adecuado realizar un nuevo modelo de SNY que contemplara toda la información acumulada en 20 años de historia de explotación, pero, además, que pudiera respetar la resolución que ofrece la malla proveniente del modelo geológico, el cual permitiría que la dinámica de los fluidos en el yacimiento se representara mejor, para lograr un mejor ajuste presión-producción y eventualmente mejorar los pronósticos de producción. Cabe señalar, como se mencionó en párrafos anteriores, la limitante de los modelos del yacimiento YE era la capacidad de los equipos computacionales, el cual para el año 2020 quedó subsanado.

Por lo anterior, el objetivo principal de este artículo es mostrar el flujo de trabajo de generación del modelo de SNY de alta resolución, mediante la explicación de cada uno de los subprocesos, la información utilizada y los criterios tomados en algunos puntos que permitieron realizar un ajuste histórico adecuado, proporcionando mayor certidumbre técnica al simulador, con el cual se obtienen los perfiles de producción futura del yacimiento YE.

Omar Cruz Samberino, Erick Rafael Martínez Antúnez

Construcción del primer modelo de alta resolución en Pemex para el diagnóstico y optimización del esquema de explotación de un yacimiento costa afuera, p.p. 68-88

Proceso de actualización

Regularmente los modelos SNY se actualizan a medida que se obtiene información de los yacimientos, lo cual permite ir incrementando el grado de certidumbre de las herramientas con las cuales se generan los perfiles de producción (pronósticos). Sin embargo, el proceso de actualización puede clasificarse en dos tipos, lo cuales se describen a continuación.

Actualización menor: Implica integrar al modelo SNY los datos más recientes de producción e inyección de líquidos; comportamiento de presión de los pozos productores, inyectores y monitores (en caso de que apliquen) y de los datos de la distribución de la terminación de todos los pozos, tanto cerrados como operando. Este tipo de actualización requiere un tiempo relativamente corto si se compara con una actualización mayor de un modelo de SNY.

Actualización mayor: Implica integrar al modelo SNY, además de los datos que se utilizan para una actualización menor, la información más reciente de las áreas de geología, geofísica, petrofísica, sedimentología y modelado estático. Está información nueva realiza cambios en la forma de la estructura de los yacimientos y distribución de propiedades estáticas que impactan de manera significativa en el movimiento de los fluidos y en el cálculo de los volúmenes presentes en los yacimientos. Requiere de un tiempo considerable para su ejecución, lo cual podría representar meses de trabajo enfocado en este procedimiento.

Por lo anterior, se requiere implementar un proceso que cuenta con una serie de siete puntos principales para poder asegurar una actualización mayor satisfactoria, que va desde la generación del modelo estático hasta la generación de los perfiles de producción pronóstico. Este proceso se representa de forma general en la Figura 1.

Generación del modelo estático

Etapa en la cual las áreas especializadas en la caracterización estática de yacimientos, Figura 2, reúnen e integran toda la información perteneciente a registros de pozos, pruebas de laboratorio en núcleos, sísmica, entre otros, para generar un modelo geocelular, el cual, al momento de entregarse al área de simulación numérica, puede contar con las propiedades distribuidas siguientes para cada celda:

•

•

•

•

•

•

Figura 1. Diagrama de flujo para la actualización mayor de un modelo de SNY.

La malla que contiene en el modelo geológico regularmente tiene una alta resolución, esto quiere decir que el tamaño de las celdas oscila en valores que van desde menos de un metro a decenas de metros. Por ejemplo, un modelo de alta

resolución tendría un tamaño de celda de 20 m en el eje X, 20 m en el eje Y y 1 m en el eje Z; y puede llegar a tener valores bloques mayor a un millón de celdas.

Control de calidad de la malla

En esta etapa el modelo geológico lo recibe el área de simulación numérica y se procede a realizar las primeras evaluaciones a la malla. Anteriormente, derivado de limitaciones que se tenían con los equipos informáticos, se procedía a realizar todos los subprocesos siguientes:

1. Identificación de celdas con volúmenes negativos.

2. Identificación de celdas distorsionadas.

3. Distribución de las propiedades de la malla.

4. Escalamiento de las propiedades.

5. Seccionamiento de la malla.

Sin embargo, gracias a los avances informáticos y el uso de simuladores de yacimientos con nuevos algoritmos matemáticos, es posible omitir los puntos 2, y 4

En caso dado que el punto 1 tenga un valor de desviación general del 10%, el modelo deberá revisarse en conjunto con el área de modelado para su ajuste.

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Figura 2. Etapa de generación del modelo estático.

Construcción del primer modelo de alta resolución en Pemex para el diagnóstico y optimización del esquema de explotación de un yacimiento costa afuera, p.p. 68-88

donde:

Fd, es el factor de desviación (%).

Nncv, es el número de celdas con volumen negativo.

Nct, es el número de celdas totales del modelo.

En caso dado que en el punto 3 se defina que la distribución de las propiedades de la malla no representa la distribución real en el yacimiento, el modelo tendrá que revisarse nuevamente con el personal de Caracterización Estática de Yacimientos (CEY) y Caracterización Dinámica de Yacimientos (CDY). En este punto la información de pruebas de laboratorio realizadas en núcleos representativos del yacimiento y pruebas de presión en pozos, adquieren gran relevancia.

Integración de la información dinámica

Esta etapa se caracteriza principalmente por requerir de toda la información relacionada con la ingeniería de yacimientos, que es de vital importancia para modelar el comportamiento dinámico del flujo de fluidos presentes en los yacimientos. Mucha de la información que se utiliza en este punto ha sido utilizada por los modelos MD y BM. Cabe resaltar que gran parte de la información como insumo para los modelos SNY se obtiene también de estos modelos anteriormente mencionados. De hecho, los modelos de BM sirven de apoyo para realizar el ajuste de parámetros tales como el tamaño del acuífero, volumen original de hidrocarburos y mecanismos de empuje presentes en el yacimiento. A continuación, un listado de los principales datos y procesos que se integran en los modelos de SNY.

1. Distribución de pseudotipos de rocas mediante la correlación de WindLand [1].

2. Curvas de permeabilidades relativas y presiones capilares para procesos de drene, imbibición y procesos especiales.

3. Modelo PVT de los fluidos para componentes hidrocarburos y no hidrocarburos.

4. Curvas de variación de volumen poroso y transmisibilidad (en caso de que aplique).

5. Evaluación del tamaño de acuífero por modelo de los resultados de BM.

6. Datos de componentes especiales relacionados con procesos de recuperación secundaria y mejorada.

Los puntos anteriormente mencionados se utilizaron para un yacimiento de arenas, con fluidos de tipo aceite negro costa fuera. La aplicación o no de alguno de los puntos dependerá de la cantidad de información disponible en el yacimiento, así como los métodos de producción y mecanismos presentes en el yacimiento.

Inicialización

En este punto se realiza simulación de prueba que solo cuenta con la información de los puntos anteriores, sin datos de producción, la cual permite verificar los volúmenes de los diferentes fluidos presentes en el yacimiento y compararlos con los volúmenes obtenidos de los cálculos realizados por CEY y CDY. Así mismo y en caso de ser aplicable, se verifican que entre las regiones definidas en el modelo SNY no haya flujo de fluidos; es decir, que el modelo se encuentre en equilibrio dinámico. En caso dado que no se cumpla lo anterior, será necesario revisar el seccionamiento por regiones realizado y efectuar una segunda simulación de prueba.

Ajuste histórico

Este subproceso requiere de la integración de la información de la distribución mecánica de la terminación de todos los pozos del yacimiento, así como la información de producción histórica real (qo, qw, qg, qw iny en caso de aplicar,) y los datos de presión reales representativos del yacimiento. La información de la terminación de los pozos proporcionada por el área de Diseño de Pozos.

Una vez que se dispone de la información descrita, se genera una simulación histórica, con la que se va afinando el modelo de SNY para representar el comportamiento real del yacimiento. Cabe señalar que es uno de los procesos que requieren mayor tiempo para su ejecución satisfactoria, ya que el ajuste está en función de todos los parámetros estáticos y dinámicos que se incorporaron al modelo. Si el ajuste no se alcanza de manera aceptable el modelo tiene que revisarse en conjunto con CEY y CDY, para identificar los parámetros de mayor impacto y poder realizar sensibilidades con respecto a ellos. Cabe resaltar que los modelos de BM participan activamente en este punto como parte de la definición del ajuste del tamaño del acuífero y parámetros de formación, como la compresibilidad.

Pronósticos de producción

Una vez realizado el ajuste histórico, el modelo está preparado para realizar las evaluaciones del comportamiento futuro del yacimiento, con base en el esquema de explotación que se quiera aplicar. Para ello es necesario acoplar las características de la terminación de los pozos futuros, el comportamiento estadístico del sistema de producción artificial, las restricciones técnicoeconómicas de cada pozo, las limitantes por concepto de integridad de instalaciones superficiales, el análisis de riesgo geológico, entre otros. Todas éstas en conjunto con el programa operativo de los pozos permiten obtener los perfiles de producción de un yacimiento.

Caso de estudio

En esta sección se mostrarán las características principales del yacimiento a evaluar, la evolución de los modelos de

SNY que se han desarrollado, los cambios principales que se efectuaron durante la construcción del nuevo modelo de SNY de alta resolución, los resultados del ajuste histórico y de los pronósticos de producción obtenidos con este nuevo modelo.

Datos del yacimiento en estudio

El yacimiento YE se localiza costa fuera a 90 km al noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche, Figura 3, es un yacimiento de arenas productor de aceite negro de 27 °API de la formación Jurásico Superior Oxfordiano, con dos bloques de comportamiento dinámico independiente. Se descubrió en 1992 e inició su explotación en 1993.

Omar Cruz Samberino, Erick Rafael Martínez Antúnez

Figura 3. Ubicación del yacimiento YE.

Construcción del primer modelo de alta resolución en Pemex para el diagnóstico y optimización del esquema de explotación de un yacimiento costa afuera, p.p. 68-88

Cabe mencionar que el yacimiento YE se considera como un yacimiento de tipo volumétrico, derivado de su comportamiento presión producción. En la Tabla 1 se puede encontrar la información en forma detallada del yacimiento YE.

FLUIDOS

Evolución

El yacimiento YE ha tenido 5 modelos de simulación, los cuales, uno después de otro, representa una evolución derivada de la información que se va integrando y de

las necesidades que surgen de los diferentes esquemas de explotación que se han planteado para el yacimiento, Figura 4.

Tabla 1. Características principales del YE.

de los modelos de SNY del yacimiento YE

Los cambios en los modelos de SNY tienen un impacto significativo en el cálculo de las reservas de hidrocarburos, cuyo valor incrementa o disminuye el atractivo económico del yacimiento, factor que puede representar el punto decisivo para la ejecución de nuevos proyectos o su cancelación. Tal es el caso del proyecto de inyección de agua de mar tratada como proceso de mantenimiento de presión, el cual se evaluó en el segundo modelo de SNY del yacimiento YE. Al momento de realizar las primeras evaluaciones con el modelo vigente en el año 2006, se identificaron patrones de inyección que, de haberse seguido, hubieran representado disminución en las reservas y por consiguiente pérdidas económicas, pero gracias a la constante actualización de los modelos de simulación, se logró la modificación de los patrones de inyección, permitiendo mejorar las condiciones de explotación.

Modelo geológico

El último modelo de SNY del yacimiento YE tiene implementada la metodología descrita en el capítulo Proceso de actualización; es un modelo composicional, tipo homogéneo, (de porosidad simple), realizado en el software de simulación INTERSECT®.

El modelo geológico base se actualizó derivado de la adquisición de información sísmica reciente, de un área que contempló varios yacimientos y, en el cual, se encontraba el yacimiento YE, Figura 5. Este modelo cuenta con más de 27 millones de celdas, con un tamaño de 25 m de largo por 25 m de ancho por 0.5 m de espesor.

Al momento de realizar un análisis comparativo entre el modelo geológico 2019 y 2008 se pueden observar importantes diferencias que se mencionan en la Tabla 1 y muestran en la Figura 6, Figura 7 y Figura 8.

Figura 4. Evolución de los modelos de SNY del yacimiento YE.

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Forma de la estructura

Distribución de propiedades de la roca

Pozos que encontraron el objetivo geológico más somero de lo esperado, de acuerdo con la interpretación sísmica.

Se ajustó la distribución de propiedades estáticas con la interpretación de pruebas de presión históricas.

Límites de yacimiento El análisis geológico muestra un fallamiento distinto.

Dimensiones de la malla Actualización completa del modelo Geocelular

Reducción de volumen de hidrocarburos.

Cambio en el movimiento de los fluidos y comportamiento de producción.

Cambio en el movimiento de los fluidos y comportamiento de producción.

Mejor representación la estructura y comportamiento del movimiento de fluidos.

Figura 5. Modelo geológico del yacimiento YE.

Tabla 2. Principales diferencias entre los modelos geológicos 2008 y 2019.

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Figura 6. Modificación en la forma de la estructura.

Figura 7. Modificación en la distribución de propiedades de la roca.

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Durante la revisión del nuevo modelo geológico 2019 se aplicaron los esquemas de distribución de las propiedades que se utilizaban en el modelo anterior 2008; sin embargo, no parecían corresponder con la distribución que se observa por datos de pruebas en núcleos y a los análisis de CDY (principalmente en los datos de permeabilidad), por lo cual, se procedió a revisar el modelo geológico en conjunto SNY, CDY y CEY.

Modelo dinámico

Como parte del proceso descrito en el 0, se continuó con la integración de la información dinámica, donde las áreas de CDY y SNY trabajaron en conjunto. Los cambios principales observados aplicaron para las dimensiones de la malla de simulación, los fenómenos físicos, modelo de fluidos y fenómenos especiales. A continuación, una descripción más detallada de lo mencionado con anterioridad.

Malla de simulación

El cambio más relevante de todo el proceso de construcción del modelo de SNY es el tamaño de las celdas. Regularmente en este punto se haría el proceso de escalado

de propiedades, pero se decidió optar por un modelo que respetara la forma, distribución de propiedades y tamaños de celdas proporcionado por el modelo estático, lo cual fue posible gracias a los avances en los equipos de cómputo con los cuales se disponen actualmente.

Como se puede observar en la Figura 9, el cambio entre el modelo es notorio, pasamos de utilizar un modelo de más de 42 M de celdas a un modelo de más de 1.5 MM de celdas. Esta cantidad de celdas corresponden únicamente a la zona del yacimiento definida como celdas activas, donde 1 celda del modelo de SNY 2008 se representa +/- 35 celdas del modelo 2020.

Una actualización adicional fue el seccionamiento del yacimiento, donde se definieron dos bloques independientes como resultado de un análisis del comportamiento dinámico, donde se concluyó que el bloque norte del yacimiento YE le correspondía un volumen original de hidrocarburos (OOIP por sus siglas en inglés) de +/- 800 MMb y 116 MMb para el bloque sur, donde este último valor se confirmó con la perforación del pozo YE85. El seccionamiento puede observarse en la Figura 10; cabe señalar que este cambio permitió la generación de un modelo de SNY para cada bloque.

Figura 8. Modificación en los límites físicos del yacimiento.

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Figura 9. Comparación entre los modelos SNY 2008 y 2020, dimensión de malla.

Figura 10. Seccionamiento del modelo de SNY.

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Fenómenos físicos

El primer cambio significativo en los fenómenos físicos fue la reevaluación de las curvas de permeabilidad relativa (kr) y presión capilar (Pc). Donde se tomaron todos los datos de las pruebas realizadas en núcleos, identificándose los

patrones de comportamiento de los End Points, Figura 11, subdivididas para generar cinco conjuntos que, al momento de comparararse con los datos reales y los datos obtenidos de las distribuciones de roca, comprendían adecuadamente todo el conjunto de datos, Figura 12.

Posteriormente, se tomaron los datos de las curvas de kr obtenidos en estudios en núcleos y se procedió a realizar una normalización mediante la función J, para identificar los patrones de comportamiento y aplicarlos a los conjuntos de End Points calculados. El resultado obtenido fue un conjunto de cinco curvas de kr para drene, que incluían el abanico de datos reales, Figura 13. De la misma manera en

que se obtuvieron las curvas de Kr, también se calcularon las curvas de Pc para drene, Figura 14, las cuales se aplicaron en una distribución de tipos de roca que se generó mediante el cálculo de la función R35 de WinLand, dando como resultado cinco pseudotipos de rocas, Figura 15

Figura 12. Datos de distribución, núcleos y End Point’s

Figura 11. Gráficos de comportamiento de End Points.

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Figura 13. Curvas de kr para drene.

Figura 14. Curvas de Pc para drene.

Figura 15. Distribución de Pseudo-tipos de rocas para funciones físicas.

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En adición a los cambios importantes que tienen diferencia con el modelo anterior del yacimiento YE, se implementaron curvas de kr y Pc para el proceso de imbibición. Esto fue posible gracias a la obtención de datos

de pruebas de imbibición espontánea realizadas en el año 2019, Figura 16. Esta información se aplicó y adaptó en cada una de las curvas para cada pseudo-roca generada, Figura 17

Figura 16. Resultados de prueba de Imbibición espontánea.

Figura 17. Set de curvas de kr y Pc Pseudo-roca 2.

Para concluir el proceso de integración de curvas de Kr y Pc de los procesos de drene e imbibición, los datos obtenidos se ingresaron en el programa GeneKr’s (desarrollado por el Ing. Agustín Galindo Nava), para generar puntos intermedios que permitieran tener una mejor resolución de las curvas y reducir los efectos por interpolación de datos en el simulador.

Continuando con la integración de fenómenos físicos, se trabajaron los datos de compresibilidad de la formación y las curvas de variación del volumen poroso, datos evaluados

mediante BM en conjunto con el área de CDY, tomando como referencia los datos de pruebas a núcleos y pruebas de interferencia de presión. Cabe resaltar que este análisis tuvo gran impacto en la definición del volumen original, tamaño del acuífero e identificación de porcentaje de aporte por mecanismo de producción.

El resultado final fue una curva de variación del volumen poroso de 200 puntos que permite tener una respuesta del fenómeno de compactación por cada 1 km/cm² de variación de presión, Figura 18.

Un proceso que es completamente nuevo en las activades de modelado para el yacimiento YE es la variación de salinidad. Actualmente en el yacimiento se aplica inyección de agua de mar tratada como proceso de recuperación secundaria. Anteriormente se modelaba únicamente la inyección de agua, sin considerar los efectos que genera sobre los fenómenos físicos de la roca, sin embargo, muestras de incrustaciones de sal obtenidas de la recuperación de equipos de bombeo electrocentrífugo (BEC) en pozos con alto corte de agua; las operaciones de

limpiezas que requieren los pozos inyectores, la cuales son constantes y duran cortos periodos de tiempo; las pruebas de compatibilidad entre el agua de inyección y el agua de formación realizadas en 2019; y la presencia de agua en un pozo que no debería tener ese comportamiento, fueron bases suficiente para aplicar una reducción a la movilidad de los fluidos por efecto de incompatibilidad de agua. Este efecto es aplicable a nivel pseudo tipo de roca y mediante un set de curvas de kr y Pc distinto a las de imbibición, Figura 19.

Omar Cruz Samberino, Erick Rafael Martínez Antúnez

Figura 18. Curva de variación de volumen poroso.

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Modelo de fluidos

Para el modelo de SNY del yacimiento YE se desarrolló nuevo modelo de fluidos, que tomó como base el estudio PVT realizado al pozo YE-1. De manera particular, para el componente agua, se utilizaron los datos del análisis PVT de agua del pozo YE-27; y los datos requeridos para modelar el agua de inyección de los reportes de análisis Stiff and Davis provenientes del agua a la salida de la planta de inyección.

Resultados

Al final del proceso de generación del modelo de SNY de alta resolución del yacimiento YE, se logró realizar un ajuste histórico adecuado de los datos de gasto de aceite (qo) y agua (qw), incluso en aquellos pozos que en el modelo anterior ya no era posible representarlos, Figura 20. De igual manera el ajuste a nivel yacimiento, como reflejo del ajuste a nivel pozo, presenta un ajuste adecuado en los gastos qo y qw antes y después de la inyección de agua de mar, Figura 21.

Figura 19. Curvas de Kr para imbibición y variación de salinidad.

Figura 20. Ajuste histórico qo-qw a nivel pozo.

También es importante mencionar que gracias a la alta resolución con la que cuenta el modelo de SNY, se pudieron realizar análisis con mejor detalle que en el modelo anterior:

• Observar efectos de conificación de agua, Figura 22.

• Realizar el seguimiento del movimiento del frente de inyección, Figura 23.

• Generar líneas de corrientes con mayor detalle, Figura 24.

• Generar pronósticos de producción más apegados a la realidad y con menor incertidumbre, Figura 25.

Omar Cruz Samberino, Erick Rafael Martínez Antúnez

Figura 21. Ajuste histórico qo-qw-qw iny-Presión a nivel yacimiento.

Figura 22. Efecto de conificación, pozo YE-73.

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Figura 23. Mapa de líneas de corrientes.

Figura 24. Mapa 3D de distribución de concentración de sal.

Conclusiones y recomendaciones

El desarrollo de modelo de alta resolución incrementó en gran medida la certidumbre de los perfiles de producción, gracias a que fue posible representar en mejor medida los fenómenos físicos presentes en el yacimiento, lo cual influyó en la toma decisiones del esquema de explotación de yacimiento en estudio.

Se recomienda que, para la aplicación de estos modelos dinámicos, se utilice la mayor cantidad de datos validados mediante correlaciones y modelos matemáticos, entre otros métodos, para poder aprovechar al máximo el potencial que ofrece la resolución de la malla geológica.

Nomenclatura

°C Grados Celsius

API American Petroleum Institute

BEC Bombeo electrocentrífugo

BM Balance de Materia

Bo Factor de volumen de aceite

bs Barriles estándar

CAAA Contacto Agua-Aceite Actual

CAAO Contacto Agua-Aceite Original

CDY Caracterización Dinámica de Yacimientos

CEY Caracterización Estática de Yacimientos

cm² Centímetros cuadrados

Hc’s Hidrocarburos

km Kilómetros

Kr Permeabilidad relativa

m metro

M Miles

m³ Metro cúbico

Omar Cruz Samberino, Erick Rafael Martínez Antúnez

Figura 25. Gráfico de presión-producción.

Construcción del primer modelo de alta resolución en Pemex para el diagnóstico y optimización del esquema de explotación de un yacimiento costa afuera, p.p. 68-88

MD Modelo de Declinación

md Mili Darcy

MM Millones

mv Metros Verticales

mvbmr Metros Verticales Bajo Mesa Rotaria

mvbnm Metros Verticales Bajo Nivel del Mar

OOIP Original Oil In Place

pb Punto de burbuja

Pc Presión Capilar

pcs Pies cúbicos estándar

pi Presión Inicial

PVT Presión Volumen Temperatura

Qw Producción de agua

qw iny Gasto de inyección de agua

RGA Relación gas-aceite

SNY Simulación Numérica de Yacimientos

YE Yacimiento en Estudio

YNE Yacimiento No en Estudio

Bibliografía

Kolodzie, S. Jr. 1980. Analysis of Pore Throat Size and Use of the Waxman-Smits Equation to Determine Ooip in Spindle Field, Colorado. Artículo presentado en SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, EUA, septiembre 21-24. SPE-9382-MS. https://doi.org/10.2118/9382-MS.

Semblanza de los autores

Omar Cruz Samberino

Estudió la Licenciatura de Ingeniería en Petróleo y Gas Natural en la Universidad Olmeca. Experiencia de 11 años en la industria petrolera donde ha participado como Ingeniero de diseño de pozos en el proyecto de inyección de vapor Samaria Somero y los últimos 9 años se ha desempeñado como Ingeniero de simulación numérica. Actualmente se encuentra adscrito a la Gerencia de Planes de Explotación donde tiene como responsabilidad evaluar las estrategias de explotación mediante la implementación de modelos de simulación numérica en el Área Contractual Ek-Balam.

Erick Rafael Martínez Antúnez

Es Ingeniero Petrolero por la Universidad Nacional Autónoma de México y posee el grado de Maestro en Ciencias en Ingeniería Petrolera por la Texas A&M University.

Ha trabajado los últimos 16 años para Petróleos Mexicanos desempeñándose como Ingeniero de yacimientos en la Subgerencia de Reservas de Hidrocarburos de la Región Sur, Activo de Producción Cinco Presidentes, Activo Integral Holok-Temoa, Gerencia de Proyecto de Desarrollo Lakach, Activo de Producción Cantarell y Gerencia de Administración de Yacimientos.

Actualmente se encuentra adscrito a la Gerencia de Planes de Explotación teniendo como responsabilidad la definición de esquemas de explotación de yacimientos a través de estudios de simulación numérica para los campos de la Región Marina Noreste.

Flujo de trabajo optimizado para determinar el volumen original de aceite en los yacimientos naturalmente fracturados

Alfredo León García UNAM

Claudia León Villeda PCM

Fernando Samaniego Verduzco UNAM

Artículo recibido en agosto de 2022-evaluado y aceptado en febrero de 2023

Resumen

En este trabajo se utilizaron los métodos de Havlena y Odeh (1963,1964) y Meza (1987), para determinar el volumen original de aceite ( N) en yacimientos naturalmente fracturados (YNF), durante la parte de la historia en la cual actúan solamente la expansión de los fluidos y la roca en el yacimiento, lo cual facilita la determinación del volumen N , ya que el cálculo de este valor queda solamente en función de las compresibilidades del agua, aceite, formación productora, historia de presión y de la producción de aceite. Se tuvo cuidado en estimar la compresibilidad de la formación para los YNF ( C f,NF), utilizando valores experimentales de C f,NF de México y valores obtenidos de C f,NF ,a partir del comportamiento de la presión y de la producción de aceite del yacimiento por medio del método de Economides (1994).

Se aplicaron los dos métodos comentados anteriormente para dos casos de campo, Campo Abate y Campo Cardumen. Con el método de Havlena y Odeh, se ajustó la presión tomando como parámetros de ajuste los valores de N y de C f,NF, y posteriormente se compararon los valores determinados de N con ambos métodos obteniendo valores muy aceptables. Por otra parte, los valores calculados de N para ambos campos fueron muy cercanos a los valores de N reportados oficialmente con base en los modelos estáticos.

El flujo de trabajo consta de las etapas siguientes:

1. Revisión del modelo estático y dinámico.

2. Caracterización de los fluidos.

3. Revisión de la petrofísica del yacimiento.

4. Validación de la historia de presión - producción.

5. Determinación de los mecanismos de empuje.

6. Clasificación de los yacimientos naturalmente fracturados.

7. Corrección de la presión inicial del yacimiento,

8. Estimación de la compresibilidad promedio de la formación de doble porosidad,

9. Ajuste de la presión del yacimiento y cálculo del volumen original de aceite y gas.

10. Estudio de balance de materia.

Flujo de trabajo optimizado para determinar el volumen original de aceite en los yacimientos naturalmente fracturados , p.p. 89-112

Los valores determinados de N y de C f,NF, se pueden utilizar con un alto grado de confianza y con cambios mínimos para estudios de balance de materia y para el modelado numérico de los yacimientos.

Palabras clave: Flujo de trabajo, volumen original de aceite, yacimientos naturalmente fracturados.

Streamlined Workflow for Determining Original Oil Volume in Naturally Fractured Reservoirs

Abstract

In this work, the methods of Havlena and Odeh (1963,1964), and Meza (1987) were used to determine the original volume of oil ( N ) in naturally fractured reservoirs (NFR), during the part of the history in which only act the expansion of the fluids in the reservoir, which facilitates the estimation of N, since the calculation of this value is only a function of the compressibility’s of the water, oil, producing formation, pressure history and the production of oil. Care was taken to estimate the compressibility of the formation for NFR ( C f,NF), using experimental values from laboratory whole core studies and ,additionally obtained from the pressure behavior and oil production from the reservoir. through the method of Economides (1994).

The two previously mentioned methods were applied to two field cases, reservoirs Abate and Cardumen. With the Havlena and Odeh method, the pressure was adjusted ‘considering as adjustment parameters the values of N and C f,NF. Later the determined values of N with both methods were compared in an acceptable way, and also. favorable with the company reported N values obtained from the static models.

The workflow consists of the following stages:

1. Review of the static and dynamic model.

2. Characterization of fluids.

3. Review of the petrophysics of the reservoir.

4. Validation of the pressure–production history.

5. Determination of the driving mechanisms.

6. Naturally fractured reservoirs classification.

7. Correction of the initial pressure of the reservoir.

8. Estimation of the average compressibility of the double porosity medium.

9. Adjustment of the reservoir pressure and calculation of the original volume of oil and gas.

10. Material balance study.

The determined values of N and C f,NF, can be used with a high degree of confidence and with minimal changes for material balance studies and numerical modeling of reservoirs.

Keywords : Workflow, original volume of oil, naturally fractured reservoirs.

Introducción

Es muy importante considerar que los estudios de balance de materia son una herramienta básica fundamental para estudiar los yacimientos y comprender su comportamiento (Dake, 2001), lo cual es fundamental para realizar el modelado numérico de los yacimientos con una mayor precisión.

Se puede considerar que al definir las tendencias de presión para los yacimientos y asociarlo con el comportamiento de producción y de los fluidos, se pueden determinar los mecanismos de empuje de los yacimientos y entonces aplicar los estudios de balance de materia. Es una práctica común iniciar los estudios de balance de materia con el volumen original del yacimiento obtenido del modelo geológico; sin embargo, al realizar el ajuste del comportamiento dinámico es necesario determinar algunos parámetros del yacimiento y del acuífero, los cuales pueden complicar el ajuste por regresión al variar parámetros de manera simultánea. Esto se complica aún más cuando se tienen YNF, ya que presentan comúnmente mayor compresibilidad de la formación (ponderación de la compresibilidad de matriz y fractura) que los yacimientos homogéneos, por lo cual, se deben de tener valores apropiados de este parámetro.

Meza (1987) demostró a través del manejo de las ecuaciones de balance de materia, que al realizar una gráfica del logaritmo natural de la presión del yacimiento vs la producción acumulada de aceite, se presentan varias

Métodos de balance de materia aplicados

pendientes, apareciendo por lo general una primera pendiente que representa la expansión de fluidos y roca, después una segunda indicando que existe otro empuje, que puede ser la expansión del acuífero o la capa de gas, y posteriormente una tercera que depende de los mecanismos que se manifestaron en la segunda pendiente; si apareció en la segunda pendiente un empuje por agua, en la tercera pendiente puede ser empuje por una capa de gas o por algún proceso de inyección de agua, o gas si fuera el caso.

Por otro lado, Havlena y Odeh (1963,1964) proponen utilizar la ecuación de balance de materia en forma de una línea recta con una expresión matemática en la cual interviene solamente la expansión de fluidos y roca. De esta forma se puede usar este método sencillo para estimar el volumen original de aceite (N), ya que solamente actúan los empujes de formación y los fluidos.

De acuerdo con el uso de la ecuación de balance de materia en forma de una línea recta logarítmica de Meza (1987), se puede calcular el volumen original de la primera pendiente de la gráfica de ln(p) contra Np, y comparar con el valor determinado con el método de Havlena y Odeh.

En este trabajo, se aplicaron los dos métodos comentados anteriormente a los campos Abate y Cardumen, utilizando valores apropiados de la compresibilidad de la formación para yacimientos naturalmente fracturados.

Método de Havlena y Odeh. La ecuación de balance de materia puede expresarse como una línea recta (Dake, 1978, 2001)), por lo cual para un yacimiento bajosaturado con una entrada de agua despreciable, es decir, un acuífero pequeño o sin acuífero, la ecuación de balance de materia puede expresarse:

La compresibilidad efectiva Ce se define como:

Flujo de trabajo optimizado para determinar el volumen original de aceite en los yacimientos naturalmente fracturados , p.p. 89-112

La caída de presión se define como:

(3)

Una consideración importante es que la ecuación 1 proporciona una línea recta con ordenada al origen (Havlena y Odeh, 1963, 1964), mediante la cual se puede estimar el volumen original de aceite, ajustando solo el valor de compresibilidad de la formación, ya que la compresibilidad del aceite se puede obtener de los análisis PVT y la compresibilidad del agua se determina por lo general de correlaciones. De esta manera, se puede ajustar la presión para determinar el volumen original de aceite (N), despejando la presión de la ecuación 1, se obtiene la ecuación 4:

(4)

La ventaja de la aplicación de este método es que la determinación del volumen original queda básicamente en función de la compresibilidad de la formación, por lo cual se puede obtener el volumen original de una manera más confiable, evitando utilizar los programas de balance de materia como una primer alternativa, ya que utilizan por lo general métodos de regresión no lineal, en los cuales se pueden utilizar varios parámetros del yacimiento para el ajuste, por ejemplo, el volumen original, compresibilidad de la formación y algunos parámetros del acuífero, lo cual puede conducir a valores incorrectos para el volumen original algunos parámetros del yacimiento (fuera del rango físico).

Es importante considerar que, para la aplicación de este método, es necesario que con base en el comportamiento del yacimiento se genere una línea recta, a partir de cuyo ajuste se estime el volumen original con estos datos, como se muestra en la Figura 1

Figura 1. Comportamiento de un yacimiento con empuje de fluidos y roca de acuerdo con el método de Havlena y Odeh (1963, 1964).

Método de Maximino Meza. Este método utilizado para determinar el volumen original para un yacimiento bajosaturado sin acuífero activo (Meza, 1987), está basado en considerar como actúan los mecanismos de empuje y que en ciertos yacimientos se presenta primero la expansión de

roca – fluidos y se manifiesta como una primer pendiente en la gráfica de logaritmo natural de presión ln(p) contra la producción acumulada de aceite (Np), como se describió en la introducción; estos mecanismos de empuje mencionados se presentan en la Figura 2.

De acuerdo con el método planteado (Meza, 1987), se utiliza la primera pendiente generada en la gráfica del logaritmo natural de presión ln(p1) contra la producción acumulada de aceite (Np), en la cual actúa la expansión de fluidos y roca; la pendiente de la función exponencial de la línea recta se calcula con la ecuación siguiente: (5)

Despejando el valor de Np de la ecuación anterior se obtiene: (6)

Alfredo León García, Claudia León Villeda, Fernando Samaniego Verduzco

Figura 2. Mecanismos de empuje determinados en un yacimiento de acuerdo con el método de Meza (1987).

Flujo de trabajo optimizado para determinar el volumen original de aceite en los yacimientos naturalmente fracturados , p.p. 89-112

El valor de la presión del yacimiento se puede determinar de la manera siguiente: (7)

La derivada de Np con respecto a la derivada evaluada en p1 queda como: (8)

inicial de Cf es estimar la compresibilidad total. A partir del método de Economides (1994), el cual se basa en que la recuperación de fluidos en un yacimiento bajosaturado de aceite depende de la expansión asociada al vaciamiento y a la declinación de presión. El método emplea el concepto general de compresibilidad total y el factor de recuperación (ecuación 10). Se requiere conocer la historia de presión –producción, saturaciones y compresibilidades del aceite y del agua. Con el comportamiento del factor de recuperación en función del comportamiento de la presión, se estima la compresibilidad total del sistema (Economides, 1994), a partir de la ecuación 11:

El volumen original de aceite se puede obtener a partir de la ecuación siguiente: (9)

Despejando de la ecuación anterior se obtiene la compresibilidad total Ct, de acuerdo con la siguiente ecuación:

Una desventaja de este método es que no se puede ajustar la presión del yacimiento para poder hacer el ajuste con la compresibilidad de la formación.

Es importante comentar que los métodos analizados se aplican a yacimientos homogéneos (de una sola porosidad), para los cuales la compresibilidad de la formación se puede obtener de correlaciones, o de pruebas de laboratorio. Para el caso de yacimientos de doble porosidad o YNF, se pueden usar los métodos propuestos, pero utilizando una compresibilidad de la formación promedio que pondere las compresibilidades de la matriz y fractura (Samaniego, 2005), usando el coeficiente de partición matriz-fractura.

Estimación de la compresibilidad de la formación en YNF

Uno de los puntos importantes para la aplicación del método de balance de materia en YNF es la estimación de la compresibilidad de la formación (Cf) que en este caso se debe de considerar una Cf promedio que incluya matriz y fractura, una manera de tener una estimación

La compresibilidad total se define por la siguiente expresión:

Despejando Cf se obtiene la ecuación siguiente:

Para el caso de los YNF el valor de Cf determinada con la ecuación anterior sería la compresibilidad de la formación promedio de matriz y fractura (Cf,NF). Para el caso de los yacimientos de una sola porosidad se puede estimar Cf por medio de la Figura 3, en la cual se muestra la variación de la Cf en función de la porosidad, en esta figura se muestra la correlación de Hall para areniscas y la correlación de Van der Knaap utilizada para calizas consolidadas.

Otra técnica para determinar la compresibilidad de la fractura promedio para un YNF, es utilizando la gráfica del comportamiento experimental de la compresibilidad de la formación contra la porosidad (Samaniego, 2005), Figura 4, en este caso se pueden utilizar los valores obtenidos de esta gráfica para obtener la compresibilidad de la fractura de

acuerdo con el tipo de yacimiento, hay que recordar que se tienen cuatro tipos de yacimientos naturalmente fracturados (Nelson, 1987). Para determinar la compresibilidad de la matriz si no se cuenta con datos experimentales, se pueden utilizar las correlaciones de Van der Knapp para carbonatos.

Figura 3. Compresibilidad de la formación para rocas de una sola porosidad (Earlougher, 1977).

Flujo de trabajo optimizado para determinar el volumen original de aceite en los yacimientos naturalmente fracturados , p.p. 89-112

Una vez que se ha calculado la porosidad de la matriz y de la fractura, se calcula la compresibilidad de la formación promedio para el medio naturalmente fracturado:

(14)

Para evaluar el flujo de trabajo propuesto para determinar el volumen original de aceite (N), se utilizó información de dos yacimientos naturalmente fracturados: Abate y Cardumen, los resultados se muestran a continuación.

Aplicación casos de campo

Es importante clasificar los YNF, ya que una de las técnicas más confiables (Nelson, 2001), clasifica los yacimientos en cuatro tipos, los cuales son los siguientes:

Tipo I. La permeabilidad y almacenaje se encuentran en las fracturas; la matriz no aporta.

Tipo II. La permeabilidad y almacenaje se encuentran en las fracturas; la matriz presenta el mayor almacenaje y muy baja permeabilidad.

Tipo III. Las fracturas proporcionan permeabilidad y la matriz tiene capacidad de almacenamiento y flujo.

Tipo IV. Las fracturas no proporcionan porosidad o permeabilidad adicional, pero crean anisotropía (barreras) en el yacimiento; todo el almacenaje y movimiento es por la matriz.

Una manera de clasificar los yacimientos de forma cuantitativa es realizando una gráfica de pozos normalizados acumulados contra producción acumulada normalizada (Nelson,2001), con esta técnica se puede determinar un factor de heterogeneidad (V), mediante el cual se pueden clasificar los YNF. En esta figura los YNF con valores de V más bajos cercanos a un valor de 0.30 y que se acercan más al valor homogéneo (cercano a la línea recta), se clasifican como Tipo III, los yacimientos con valores más altos de V del

Figura 4. Compresibilidad de la formación obtenidas experimentalmente para rocas de doble porosidad, (Samaniego, 2005)

orden de 0.70 y más alejados de la línea recta se clasifican como de tipo II. Se aplicó la técnica de Nelson a los datos de ambos campos Abate y Cardumen, como se muestra en la Figura 5, obteniendo como resultado que los dos son del tipo III, lo cual significa que tienen buenas propiedades de flujo

en la matriz y en la fractura. Es importante comentar que esta clasificación indica básicamente la buena comunicación que existe en los yacimientos naturalmente fracturados, aunque tengan propiedades del medio contrastantes.

Campo Abate: Es un YNF el cual inició su explotación en enero de 1982, tiene una permeabilidad efectiva promedio muy alta, del orden de 2,000 md, porosidad muy buena del 8 %, y saturación de agua baja del 13 %, típica de los YNF, en la Tabla 1, se presenta un resumen de los datos generales del campo.

Alfredo León García, Claudia León Villeda, Fernando Samaniego Verduzco

Figura 5. Clasificación de los yacimientos naturalmente fracturados Abate y Cardumen.

Flujo de trabajo optimizado para determinar el volumen original de aceite en los yacimientos naturalmente fracturados , p.p. 89-112

Uno de los primeros pasos de la metodología propuesta es evaluar el mecanismo de empuje utilizando la gráfica del factor de depresionamiento contra factor de recuperación del aceite (Thakur, 1998), la cual se muestra en la Figura 6 , observ ándose que en el yacimiento se

presenta un empuje inicial muy breve de empuje por roca y fluidos, y posteriormente empuje por acuífero e inyección de agua; no se puede distinguir claramente cuando actúa cada mecanismo de empuje.

Tabla 1. Datos generales del Campo Abate.

Se revisó la información de presión y producción del campo y se realizó una corrección de la presión inicial a partir de la gráfica de presión contra producción acumulada de aceite, como se muestra en la Figura 7. Es importante comentar que es necesario ajustar la presión inicial, ya que durante el inicio de la explotación de los yacimientos se presenta

flujo transitorio y la aplicación de la técnica de balance de materia debe efectuarse durante el periodo de flujo pseudoestacionario (Barrón, 2005) el cual se observa con el ajuste lineal de la presión (log p) contra la producción acumulada de aceite (Np).

Figura 6. Mecanismos de empuje presentes en el campo Abate.

Figura 7. Comportamiento de la presión contra la producción acumulada de aceite para el ajuste de la presión inicial, campo Abate.

Flujo de trabajo optimizado para determinar el volumen original de aceite en los yacimientos naturalmente fracturados , p.p. 89-112

Ya que se detectó que existía en el campo la presencia del empuje de roca y fluidos, se elaboró la figura propuesta por Havlena y Odeh (1963, 1964), en la cual se determinó el período inicial de la línea recta, en que actúa el empuje por roca y fluidos, ya que es necesario estimar la compresibilidad efectiva (Ce) para aplicar el método; se determinaron las compresibilidades del agua (Cw) a partir de correlaciones (Mc Cain, 1991) y la compresibilidad del aceite a partir del análisis PVT, la Cf del sistema de fracturas se estimó inicialmente de la gráfica de datos experimentales para YNF (Samaniego, 2005), y el coeficiente de partición se obtuvo del modelo discreto de fracturas (DFN) el cual sirve de insumo al modelo de simulación del yacimiento,

cabe aclarar que se utilizó la curva roja de la Figura 4, ya que se trata de una yacimiento de muy alta permeabilidad con sistemas de cavernas y fracturas; la Figura 8 muestra el período de la línea recta de acuerdo con el método de Havlena y Odeh (1963, 1964).

Se calculó la presión del yacimiento y se ajustó la presión, variando la compresibilidad promedio de la formación promedio (Cf,NF) y N hasta que se obtuvo el mejor ajuste, como se muestra en la Figura 9. En la Tabla 2 se muestran los datos de Cw, Co y Cf,NF y la Ce, obtenidos del ajuste para el comportamiento de presión contra Np

Figura 8. Comportamiento de línea recta de NpBo contra NBoiCeΔp, campo Abate.

Los valores de compresibilidad de formación usados para el ajuste de presión se muestran en la Tabla 3

Figura 9. Comportamiento de presión contra producción acumulada de aceite, datos medidos y ajustados, campo Abate.

Tabla 3. Datos de compresibilidad de la formación obtenidos por diferentes métodos, Campo Abate.

Tabla 2. Datos de pi, Cw, Cf, Co, Ce y Boi obtenidos del ajuste de presión, Campo Abate.

Flujo de trabajo optimizado para determinar el volumen original de aceite en los yacimientos naturalmente fracturados , p.p. 89-112

Como se puede observar, el ajuste de la presión se obtuvo una compresibilidad de la formación promedio (Cf,NF) de 36 x 10-6 (1/lb/pg2), valor que se compara favorablemente con los determinados a partir de datos experimentales y mediante el cálculo obtenido a partir de la compresibilidad total.

Como se muestra en la Tabla 4, el volumen original de aceite oficial (5,044.7 mmbls) y calculado (5,125.0 mmbls)

comparan favorablemente, con una desviación menor al 2 %. Una vez que se ha determinado el volumen original (N) de manera exitosa, se debe de probar que este volumen original y la compresibilidad reproduzcan el comportamiento de la historia del yacimiento, para lo cual se debe de realizar un estudio completo de balance de materia.

En la Figura 10, se muestra el comportamiento de la Ct, Cf y Co, obtenidos con el método de Economides (1994); se observan tendencias bastante lineales en su comportamiento y se obtuvo un valor de la compresibilidad de formación promedio de 44.0 x 10-6 (1/lb/pg2), el cual es muy cercano al valor experimental de 46.9 x 10-6 (1/lb/pg2).

Se aplicó el método de Meza (1987) para calcular el volumen original de aceite (N) por lo cual, se construyó la gráfica del logaritmo natural de presión ln( p ) contra producción acumulada de aceite ( Np ) para determinar los valores de las pendientes y de los mecanismos de empuje, estos se muestran en la Figura 11 , se pueden observar claramente tres pendientes: la primera expansión de fluidos y roca, la segunda expansión del acuífero y la tercera inyección de agua.

Figura 10. Comportamiento de la compresibilidad total, compresibilidad del aceite y compresibilidad de la formación, Campo Abate.

Tabla 4. Valores del Volumen original de aceite y gas, oficial y ajustado, Campo Abate.

La Tabla 5, muestra los valores utilizados para calcular el volumen original por el método de Meza (1987), utilizando la misma Cf,NF, empleada con el método de Havlena y Odeh (1963, 1964), de 36 x 10-6 (1/lb/pg2) obteniéndose

un volumen original de 5,265.9 mmbls, el cual tiene una desviación de 4.2 % con respecto al volumen original oficial 5044.68 mmbls.

Figura 11. Comportamiento del logaritmo natural de la presión con respecto a la producción acumulada de aceite, Campo Abate.

Tabla 5. Valores del Volumen original de aceite determinado por el método de Meza (1987), Campo Abate.

Flujo de trabajo optimizado para determinar el volumen original de aceite en los yacimientos naturalmente fracturados , p.p. 89-112

Campo Cardumen. Es un YNF, el cual inició su explotación en marzo de 1980; tiene una permeabilidad efectiva promedio media del orden de 73.9 md, porosidad muy

baja de 4.1 %, y saturación de agua de 13.8 %, típica de los YNF; la Tabla 6, presenta un resumen de los datos generales del campo.

Datos generales Campo Cardumen

Se determinaron los mecanismos de empuje a partir de la figura del factor de depresionamiento contra factor de recuperación del aceite (Thakur, 1998), la cual se muestra en la Figura 12; se observa que en el yacimiento se presenta un empuje inicial de roca y fluidos y posteriormente el

de segregación gravitacional, ya que se alcanza la Pb en el yacimiento, y posteriormente una tercera pendiente probablemente debida a la extracción de gas del casquete secundario; en este yacimiento no se presenta la influencia de un acuífero.

Tabla 6. Datos generales del Campo Cardumen.

Se revisó la información de presión y producción del campo, realizándose una corrección de la presión inicial a partir de la gráfica de presión contra producción acumulada de aceite, como se muestra en la Figura 13

Figura 12. Comportamiento del factor de recuperación del aceite contra el factor de depresionamiento, Campo Cardumen.

Figura 13. Comportamiento de la presión contra la producción acumulada de aceite, Campo Cardumen.

Flujo de trabajo optimizado para determinar el volumen original de aceite en los yacimientos naturalmente fracturados , p.p. 89-112

Ya que se determinó que existía la presencia del empuje de roca y fluidos, se aplicó el método de Havlena y Odeh (1963, 1964), por medio del cual se determinó el período de la línea recta, en el que actúa el empuje por roca y fluidos, ya que es necesario estimar la compresibilidad efectiva (Ce). Para aplicar el método, se determinaron las Cw a partir de correlaciones (Mc Cain, 1991) y la Co a partir del análisis

PVT; la compresibilidad del sistema de fracturas se estimó inicialmente de la gráfica de datos experimentales para YNF (Samaniego,2005), utilizándose la curva verde para microfracturas ya que se trata de un yacimiento de baja porosidad y permeabilidad intermedia. La Figura 14 muestra el período de la línea recta de acuerdo con el método de Havlena y Odeh, (1963, 1964).

Se calculó la presión del yacimiento con la ecuación 4, y se ajustó la presión variando la Cf,NF y N, hasta que se obtuvo el mejor ajuste, como se muestra en la Figura 15. En la

Tabla 7 se muestran los datos de Cw, Co y de Cf,NF y la Ce que se obtuvieron del ajuste del comportamiento de p contra Np

Figura 14. Comportamiento de línea recta de NpBo contra NBoiCeΔp, Campo Cardumen.

Figura 15. Comportamiento de la presión contra producción acumulada de aceite, datos medidos y ajustados, Campo Cardumen.

Tabla 7. Datos de pi, Cw, Cf, Co, Ce y Boi obtenidos en el ajuste de presión, Campo Cardumen.

Los valores de la compresibilidad de formación usados para el ajuste de presión se incluyen en la Tabla 8.

determinados

* Porosidad total 4.1 %

** Se utilizó Cm= 7 x 10-6 (1/lb/pg2), Cf= 80 x 10-6(1/lb/pg2) y Coef. Partición 0.118

Tabla 8. Datos de compresibilidad de la formación obtenidos por diferentes métodos, Campo Cardumen.

Como se puede observar el ajuste de la presión se obtuvo con una Cf de 9 x 10-6 (1/lb/pg2), valor menor a los determinados a partir de datos experimentales y mediante el cálculo de Cf,NF ,obtenida a partir de la Ct

Como se muestra en la Tabla 9 el volumen original de aceite oficial y calculado presentan una desviación

del orden del 10 %. Una vez que se ha determinado el volumen original ( N ), similarmente al caso de campo anterior, se debe probar que este volumen original y la compresibilidad de la formación estimada reproduzcan el comportamiento de la historia del yacimiento, para lo cual se debe realizar un estudio de balance de materia con toda la historia del campo.

Tabla 9. Valores del volumen original de aceite y gas, oficial y ajustado, Campo Cardumen.

Flujo de trabajo optimizado para determinar el volumen original de aceite en los yacimientos naturalmente fracturados , p.p. 89-112

En la Figura 16 se muestra el comportamiento de la Ct, Cf,NF y Co, obtenidos con el método de Economides (1994); se estimó un valor de la Cf,NF de 13.0 x 10-6 (1/lb/pg2), el cual

es muy cercano al valor determinado a partir de los valores experimentales de 15.6 x 10-6 (1/lb/pg2).

Se aplicó el método de Meza (1987) para calcular el volumen original de aceite (N) por lo cual se construyó la gráfica de ln(p) contra (Np) para determinar los valores de las pendientes y de los mecanismos de empuje, mostrada en la Figura 17, en la que se pueden observar claramente tres pendientes: la primera expansión de fluidos y compactación de la formación, la segunda expansión del casquete de gas y la tercera posiblemente extracción del gas.

La Tabla 10, muestra los valores utilizados para calcular el volumen original por el método de Meza (1987); utilizando la misma Cf,NF empleada para el ajuste de presión con el método de Havlena y Odeh (1963, 1964), de 9 x 10-6 (1/ lb/pg2), se obtuvo un volumen original de 142.3 mmbls, el cual tiene una desviación de 9.6 % con respecto al volumen original oficial 157.4 mmbls.

Figura 16. Comportamiento de la compresibilidad total, compresibilidad del aceite y compresibilidad de la formación, campo Cardumen.

Figura 17. Comportamiento del logaritmo natural de la presión con la producción acumulada de aceite, Campo Cardumen.

Método de Maximino Meza

pi= 653.4 (kg/cm2)

p1= 485.1 (kg/cm2)

Npi= 0 (mmbls)

Np1= 8.751 (mmbls)

β1= 29.389 (mmbls/ciclo)

Np= 8.75 (mmbls)

p1= 485.14 (kg/cm2)

ΔNp= 8.751 (mmbls)

Ce= 4.26E-04 (1/kg/cm2)

dNp/dp= 0.0520 (mmbls/kg/cm2)

N= 142.3 (mmbls)

Tabla 10. Valores del volumen original de aceite determinado por el método de Meza (1987), Campo Cardumen.

Conclusiones y recomendaciones

1. Para la estimación del volumen original de aceite (N) es muy importante que se acoplen la técnica de Meza (1987) y de Havlena y Odeh, para realizar el ajuste de presión y de Cf,NF dentro de la región que se presentan únicamente los mecanismos de empuje de roca y fluidos.

2. Es muy importante que se tengan datos consistentes de la presión del yacimiento, por lo cual se debe de lograr un buen comportamiento entre la presión y la producción acumulada de aceite; también se debe ajustar la presión inicial mediante la gráfica del logaritmo de presión contra la producción acumulada de aceite.

3. Con la aplicación del método de Havlena y Odeh (1993,1994) en el campo Abate, se obtuvieron buenos resultados para el cálculo del volumen original de aceite, calculándose un valor del volumen original de 5,125.0 mmbls, el cual tiene una desviación de 1.6 % con respecto al volumen original oficial 5,044.7 mmbls;,el ajuste considera una compresibilidad del medio de doble porosidad promedio (Cf,NF) de 36.0 x10-6 (1/lb/pg2).

4. Con el método de Meza (1987) aplicado en el campo Abate, se determinó un valor consistente del volumen

original de aceite de 5,265.9 mmbls, el cual tiene una desviación de 4.2 % con respecto al volumen original oficial 5,044.68 mmbls; la compresibilidad del medio de doble porosidad promedio (Cf,NF) usada para el ajuste fue de 36.0 x10-6 (1/lb/pg2).

5. En el campo Cardumen con la aplicación del método de Havlena y Odeh, estimo un volumen original de aceite de 142.4 mmbls, el cual tiene una desviación de 9.5 % con respecto al volumen original oficial 157.4 mmbls, se ajustó con una compresibilidad para el medio de doble porosidad promedio (Cf,NF) de 9.0 x10-6 (1/lb/pg2).

6. Para el campo Cardumen con la utilización del método de Meza (1987) se determinó un valor del volumen original de aceite de 142.3 mmbls, el cual tiene una desviación de 9.6 % con respecto al volumen original oficial 157.4 mmbls; la compresibilidad ponderada matiz-porosidad secundaria (Cf,NF) usada en el ajuste fue de 9.0 x10-6 (1/lb/pg2).

7. Es imprescindible cuando se realizan estudios de balance de materia, tener un rango apropiado de valores para la compresibilidad del medio de doble porosidad, para cuando se efectúe el ajuste de la historia se tenga cuidado de no exceder los rangos físicos disponibles, los cuales se pueden obtener con la metodología presentada en este trabajo.

Flujo de trabajo optimizado para determinar el volumen original de aceite en los yacimientos naturalmente fracturados , p.p. 89-112

8. Se debe de tener cuidado con la clasificación de los yacimientos naturalmente fracturados, ya que aunque se obtuvo que son yacimientos tipo III, con muy buenas propiedades de flujo en la matriz y fractura, se ajustó la presión de los yacimientos con valores muy contrastantes de la compresibilidad promedio del medio naturalmente fracturado (Cf,NF); para Abate fue de 36 x 10-6 (1/lb/pg2) y para Cardumen de 9 x10-6 (1/lb/ pg2), esto se puede visualizar fácilmente por los valores de permeabilidad efectiva de los yacimientos Abate 2,000 md y Cardumen 73.9 md.

9. Los valores determinados de N y de Cf,NF, obtenidos con la metodología propuesta, se pueden utilizar con un alto grado de confianza, con cambios mínimos para estudios de balance de materia y para cuando se utilicen modelos de simulación numérica de yacimientos, en caso de que no se hayan realizado, ò validar los resultados en caso de que ya se cuente con estos trabajos.

Nomenclatura

Bo i= Factor de volumen a la presión inicial, (bl/bl), (m3/m3).

Ce = Compresibilidad efectiva, (1/lb/pg2), (1/kg/ cm2).

Cf = Compresibilidad de la formación, (1/lb/pg2), (1/ kg/cm2).

Cf,NF = Compresibilidad promedio del medio fracturado, (1/lb/pg2), (1/kg/cm2).

Cm = Compresibilidad de la matriz, (1/lb/pg2), (1/kg/ cm2).

Co = Compresibilidad del aceite, (1/lb/pg2), (1/kg/ cm2).

Cs = Compresibilidad de la fractura, (1/lb/pg2), (1/ kg/cm2).

Ct = Compresibilidad total, (1/lb/pg2), (1/kg/cm2).

Cw = Compresibilidad del agua (1/lb/pg2), (1/kg/ cm2).

Fr= Factor de recuperación (%).

fv= Coeficiente de partición matriz – fractura (fracc.).

G = Volumen original de gas (mmmp3 @ c.e.).

Gp= Gas producido acumulado, (mmmp3 @ c.e.)

N= Volumen original de aceite, (mmbls @ c.e.).

Np= Producción acumulada de aceite (mmbls @ c.e.).

Np1= Producción acumulada de aceite al final de la primera pendiente, método de Meza, (mmbls @ c.e.).

p = Presión en el yacimiento, (lb/pg2), (kg/cm2)

pi = Presión inicial, (lb/pg2), (kg/cm2).

Py = Presión del yacimiento (kg/cm2), (lb/pg2).

Pb = Presión de burbuja (kg/cm2), (lb/pg2).

P1 = Presión al final de la primera pendiente método de Meza, (lb/pg2), (kg/cm2).

Rsi = Relación gas disuelto aceite inicial en el yacimiento (m3/m3), (p3/bl).

So= Saturación de aceite (fracc.).

Sw= Saturación de agua (fracc.).

Pendiente de la línea recta logaritmo natural de presión contra producción acumulada de aceite (mmbls/ciclo)

1= Pendiente de la primera línea recta, (mmbls/ ciclo).

Caída de presión, (lb/pg2), (kg/cm2).

Agradecimientos

Se agradece al Ing. Ricardo Toledo Piña y a la M. en C. Rudaina Carolina Nasser Salazar el apoyo y sugerencias para la elaboración del presente estudio.

Referencias

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Semblanza de los autores

Alfredo León García

Es Ingeniero Petrolero egresado de la ESIA del IPN en 1978, distinguido como el Mejor Estudiante de la carrera de Ingeniería Petrolera. Obtuvo el Grado de Maestro en Ingeniería Petrolera por parte de la DEPFI de la UNAM.

Laboró en el IMP, Pemex, Schlumberger y en Grupo R Petróleo y Gas. Ha sido distinguido con la medalla Juan Hefferan (1997) y galardonado con la medalla Lázaro Cárdenas (2002), ambas preseas fueron otorgadas por la AIPM. Actualmente, es Profesor de Asignatura de la DEPFI de la UNAM. Es Miembro de A.I.P.M., del CIPM y de la SPE.

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Claudia León Villeda

Es Ingeniera Física egresada de la Universidad Autónoma Metropolitana, realizó su Maestría en Ingeniería Petrolera en la División de Estudios de Posgrado de la Facultad de Ingeniería de UNAM.

Cuenta con más de 10 años de experiencia en el área de simulación numérica de yacimientos y en estudios de balance de materia.

Actualmente, se encuentra laborando en la Compañía Petrolera Cárdenas Mora en el área de Recuperación Secundaria y Mejorada.

Fernando Samaniego Verduzco

Realizó sus estudios en la Especialidad de Ingeniería Petrolera, Licenciatura y Maestría en la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México, y Doctorado en la Universidad de Stanford, EUA.

Fue Investigador en el Instituto Mexicano del Petróleo, Instituto de Investigaciones Eléctricas y Petróleos Mexicanos. Actualmente es profesor Emérito en la División de Ingeniería en Ciencias de la Tierra de la Facultad de Ingeniería, UNAM.

Restauración estructural en el Bloque Pox del Cinturón Plegado Akal y su posible relación con el origen de la secuencia sísmica caótica del Mioceno

Jorge Alberto Briseño Sotelo

Gerencia de Estudios Regionales, Subdirección de Exploración, Pemex Ciudad del Carmen, Campeche

Manuel Machorro Jiménez

Víctor Manuel Padilla Hernández

Juana Orquídea Salas Ramírez

Aída Rubí Bravo Almazán

Alejandro Torres Filiberto

Activo de Exploración Marina Sur, Subdirección de Exploración, Pemex Ciudad del Carmen, Campeche

Artículo recibido en junio de 2022-evaluado y aceptado en febrero de 2023

Resumen

La secuencia informalmente conocida como caótica está constituida por lutitas con fragmentos de mudstone , wackestone y packstone , con presencia de corales y conchas de edad Oligoceno-Mioceno, y se encuentra distribuida en un elemento geológico estructural informalmente llamado Bloque Pox, el cual está ubicado en el sector sur del Golfo de México dentro del Cinturón Plegado Reforma-Akal, correspondiente a la provincia petrolera Cuencas del Sureste Marino. La relevancia de esta secuencia para la industria petrolera radica en que, debido a sus características geomecánicas, comúnmente se asocia a zonas de presiones anormales, las cuales complican la perforaci ón de los pozos.

El objetivo de este trabajo es explicar el origen alternativo a la secuencia sísmica caótica de carbonatos, mediante interpretación sísmica y la restauración secuencial de dos secciones semiregionales orientadas NE-SW (38 km) y NW-SE (40 km), las cuales se interpretaron las carpetas sedimentarias del Cenozoico y Mesozoico. Los estudios dan como resultado que la secuencia se depositó en condiciones batimétricas de alrededor de 100 m de profundidad y con espesores aproximados de 500 m. Considerando lo anterior, se interpreta que durante el Mesozoico el sector sufrió un proceso de extensión y evacuación temprana de la sal autóctona hacia las periferias, condicionando paquetes más gruesos hacia su centro. Asimismo, los eventos contraccionales del Eoceno-Oligoceno y Mioceno contribuyeron a que se generara acortamiento y traslación; estos eventos produjeron un levantamiento sostenido de las paredes de sal que bordeaban el bloque Pox, favoreciendo la sedimentación de carbonatos a lo largo de los cuerpos salinos, los cuales, al deformarse, favorecieron el deslizamiento de carbonatos hacia las minicuencas adyacentes, principalmente durante el Mioceno temprano.

Palabras clave : Bloque Pox, restauración secuencial, secuencia caótica, pared de sal, deslizamiento.

Structural restoration in the Pox Block of the Akal Fold Belt and its possible relationship with the origin of the chaotic Miocene seismic sequence

Abstract

The sequence informally known as chaotic is constituted by shales with mudstone, wackestone and packstone fragments, with presence of corals and shells of Oligocene-Miocene age, and is distributed in a geological structural element informally called Pox Block, which is located in the southern sector of the Gulf of Mexico within the Reforma-Akal Folded Belt, corresponding to the Southeastern Marine Basins petroleum province. The relevance of this sequence for the oil industry resides in the fact its geomechanical characteristics are commonly associated with abnormal pressure zones, which complicate the drilling of wells.

The aim of this research is to explain an alternative origin to the chaotic seismic sequence of carbonates, through seismic interpretation and sequential restoration of two semi-regional sections oriented NE-SW (38 km) and NW-SE (40 km), in which the Cenozoic and Mesozoic sedimentary folds were interpreted. The studies show that the sequence was deposited in bathymetric conditions of about 100 m depth with thicknesses of 500 m. Considering the above, it is interpreted that during the Mesozoic the sector suffered a process of extension and early evacuation of the autochthonous salt towards the peripheries, conditioning thicker packages towards its center.

Likewise, Eocene-Oligocene and Miocene contractional events contributed to shortening and translation; these events produced a sustained uplift of the salt walls bordering the Pox block, favoring the sedimentation of carbonates along the salt bodies which, upon deformation, favored the sliding of carbonates towards the adjacent mini-basins, mainly during the early Miocene.

Keywords: Pox block, sequential restoration, chaotic sequence, salt wall, sliding.

Introducción

En la exploración petrolera del Sureste de México, el tema de la secuencia sísmica caótica se ha analizado por distintos colegas geólogos, geofísicos, biólogos y petroleros, teorizando su probable procedencia, influencia, constitución y distribución debido a que ocasiona serios problemas al momento de la perforación de los pozos a razón de las pérdidas importantes de fluidos de perforación. Esta secuencia se encuentra ampliamente distribuida en

las Cuencas del Sureste, Figura 1, no obstante, su textura y composición varía drásticamente, del cual se ha propuesto que la secuencia procede de distintas fuentes a lo largo de la cuenca producto de varios flujos de masas.

Este trabajo propone una respuesta alternativa que explica el origen y distribución de la secuencia sísmica caótica en el Bloque Pox, Ubicado en el Cinturón Plegado Akal, basado en restauraciones secuenciales y modelos geológicos.

Generalidades

Las Cuencas del Sureste comprenden una vasta área incluyendo diferentes provincias geológicas tales como: Salina del Istmo, Macuspana Comalcalco, Chiapas-ReformaAkal, Cinturón Plegado Chuktah-Tamil, Cinturón Plegado Akal, Cuenca Macuspana Marina y Cuenca Le-Acach (Álvarez, 1949; Meneses-Rocha, 1991; Ángeles-Aquino et al. 1992; Padilla y Sánchez; PEMEX. 2004; Pérez-Graco, 2010). La región tiene alta complejidad estratigráfica y estructural debido a la interacción tectónica de las Placas Norteamericana, Cocos, del Caribe y la subducida Farallón (Morán-Zenteno et al 2000; Padilla-Sánchez, 2007). Es importante señalar que, desde finales del siglo XIX, hasta el presente, las Cuencas del Sureste sostienen una producción importante de hidrocarburos, las cuales cuentan con recursos prospectivos del orden de 14,466 millones de barriles de petróleo de crudo equivalente, (Sener, 2020).

Antecedentes

Los primeros estudios para interpretar el origen de las secuencias del Oligoceno-Mioceno denominada como caótica, son los informes internos de Petróleos Mexicanos; esta secuencia sísmica “caótica” corresponde a una serie de paquetes sedimentarios que se encuentran distribuidos regionalmente en el sector occidente del Cinturón Plegado Akal y en el área norte y nororiente de la Cuenca Salina del Istmo, que varía en su litología regionalmente, con una firma peculiar en la sísmica tanto en tiempo como en profundidad, Figura 2. Chopra y Marfurt (2016), mencionan que las características sísmicas de un sismoestrato caótico son reflexiones que cambian bruscamente en distintas direcciones, exponiendo una forma de onda no específica en términos de orientación y amplitud; estas configuraciones se conocen como un trastorno sísmico que representa aleatoriedad o caos, que pudiera representar un ruido sísmico, geológico o ambos; una de ellas incluye complejos de transporte de masas, zonas de fallas y karsticidad.

Jorge Alberto Briseño Sotelo, Manuel Machorro Jiménez, Víctor Manuel Padilla Hernández, Juana Orquídea Salas Ramírez, Aída Rubí Bravo Almazán, Alejandro Torres Filiberto

Figura 1. Mapa de localización de las Cuencas del Sureste modificado de Escalera-Alcocer y Hernández-Romano, 2010.

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Rosales (2005) presenta un análisis exhaustivo de las biozonas, las asociaciones paleontológicas de la Cuenca Salina del Istmo, con las secuencias del Oligoceno-Mioceno, aportando conocimiento bioestratigráfico que incluye fechamientos, lo cual ayuda a correlacionar los bioeventos observados en los pozos petroleros del área de estudio, por lo que su aportación es valiosa para realizar la interpretación sobre su origen.

Ruiz (2008) describe la presencia de una secuencia de calizas de edad Oligoceno Tardío-Mioceno Temprano, con facies de biohermas de coral, sugiriendo tirantes de aguas muy someras y que cambian lateralmente a facies de aguas profundas asociadas a una rampa; considera que no se tiene entendido en qué condiciones se emplazaron esas secuencias y menciona que pudiera tratarse como un problema de basamento, o por diapirismo salino.

Gutiérrez (2010) menciona la existencia de un paquete de calizas con intercalaciones de lutitas y limolitas con fósiles índice (Catapsydrax dissimillis) y le asigna una edad de Mioceno inferior, ya que se encuentra en las lutitas que la subyacen y la sobreyacen ; propone que posiblemente esta secuencia se formó por movimiento halocinético, o sea de un bloque alóctono (balsas tectónicas) deslizándose más allá de la cuenca, con afinidad a la caliza Macuspana.

En la estratigrafía regional, para el Oligoceno se encuentra la Formación Mompuyil (Gutiérrez, 1949; Quezada-Muñetón, 1987) descrita en los afloramientos de la Sierra de Santa Lucía, Sinclinal Agua Blanca y el Anticlinal Mompuyil ubicado al noroeste de la Sierra de Chiapas, compuesta por calizas fosilíferas, lutitas verdosas con horizontes de óstreas y horizontes esporádicos de arenisca y lutita, con fósiles de Heterostegina antillea., Lepydocyclina canellei y undosa, Sorites marginalis y Nummulites sp., depositada en un ambiente de plataforma somera litoral e incluso en facies lagunares evaporíticas.

La Misopá descrita por varios autores, Nauttall (1928), Pike (1923), Campbell (1927) Salas y López Ramos (1951) y Contreras (1959), litológicamente compuesta de lutitas calcáreas, horizontes de areniscas con micas hacia la base con espesores aproximadamente de 840 m, con un contenido fosilífero de Bulimina ovata, B alazanensis, Cibicides mexicana, Lenticula budensis, Uvigerina mexicana, la Formación aflora en el Cerro Misopá en el frente de la Sierra de Chiapas, con una edad del Oligoceno Superior, (Pedraza-Leal, 2012).

Para el Mioceno la Caliza Macuspana (Campbell, 1927; Gibson, 1936; Salas y López-Ramos 1951), consiste en calizas arrecifales con texturas de wackestone-packstone y grainstone de bioclastos, con estratificación masiva, con contenido fosilífero de corales Litbotbamnium, pelecípodos, crustáceos, foraminíferos bentónicos, moluscos y equinodermos, con una edad asignada mediante Lepidocyclina (Eulepidina) undosa, (Lepidocyclina) sp, Heterostegina antillea, Archais sp, Nummulites sp, Gypsina sp y Sorites sp, depositada en un ambiente de plataforma y arrecifal y/o rampa carbonatada, (Solís et al 2006).

La Formación Tulijá (Böse, 1905; Gutiérrez-Gil, 1949; Quezada-Muñetón,1987), son rocas del Mioceno compuestas por lutitas, calizas y areniscas calcáreas, con mayor contenido arcilloso, hacia la cima; presenta espesores desde 125 m hasta 2000 m, con un contenido fosilífero de Sorite marginalis, Archais angulatus, Peneroplis sp., Praeorbulina glomerosa, Globigerinoides bisphaerica, G. triloba triloba, G. ruber y Lenticulina americana, depositándose en un ambiente laguna y plataforma interna.

Aflora en el Cañón de Cuitláhuac y Sinclinal de Simojovel, así como en el anticlinal Zona Sala, Chivaltic y Cabác.

Figura 2. Sección sísmica en profundidad mostrando los reflectores de la secuencia caótica.

Planteamiento e hipótesis

La secuencia sedimentaria “caótica” se encuentra ampliamente distribuida en las Cuencas del Sureste, en el Bloque Pox es mayormente carbonatada y ocasiona problemas de pérdida de fluidos.

Se postula que la secuencia probablemente se formó de manera contemporánea al evento de contracción regional Eoceno-Oligoceno, que originó un levantamiento de las grandes masas evaporíticas, dando como resultado la precipitación de carbonatos y su colapso y deslizamiento posteriores hacia el Mioceno Temprano.

Objetivo

Explicar el origen de la secuencia sísmica caótica de carbonatos del Oligoceno Tardío-Mioceno Temprano, mediante la integración de la restauración secuencial de dos secciones sísmicas regionales, que atraviesan al Bloque Pox tomando en consideración los modelos geológicos, así como las características bioestratigráficas de la zona.

Metodología

La restauración es un procedimiento donde se lleva a cabo una serie de pasos para conducir al pasado, hasta llevar a las rocas a su posición original antes de la deformación, donde se considera la remoción de los sedimentos, descompactación con una compensación isostática, el movimiento de la sal, fallas y ajustes paleobatimétricos (García et al 2012). La restauración secuencial permitió validar la interpretación sísmica, obteniéndose como resultado un modelo geológicamente viable, llevando a las estructuras a su estado inicial (previas a la deformación). Para lograr los resultados se realizó la interpretación de los horizontes de la columna geológica completa; sal Calloviana, el Jurásico Superior del Kimmeridgiano y del

Tithoniano, Cretácico Superior, Eoceno Inferior, Eoceno Superior, Oligoceno, Oligoceno (caótica), Mioceno Inferior, Mioceno Medio, Mioceno Superior, Plioceno Inferior, Plioceno Medio, Plioceno Superior y Reciente, mediante la restauración de dos secciones sísmicas con orientaciones NE-SW y NW-SE. Mediante el Software 2D Move se efectúo un proceso iterativo de descompactación y restauración en 14 estadios. A este proceso se le incorporó información de pozos, litologías, batimetrías, así como la integración de mapas paleoambientales.

Marco geológico

Las Cuencas del Sureste es una provincia que ha sido ampliamente estudiada debido a su importancia en el ámbito petrolero, la cual presenta una gran complejidad estructural debido a la influencia que han ejercido tanto los grandes volúmenes de sal Calloviana como los eventos de deformación que las han afectado. La columna sedimentaria ha sido afectada por cuatro eventos de deformación regional en el área, los cuales han sido identificados con base en los estudios realizados en la zona; Mesozoico-Paleoceno (ED1), Eoceno-Oligoceno (ED2), Mioceno Medio-Mioceno-Tardío (ED3) y Plioceno-Reciente (ED4) (PEMEX, 2012; Peterson et al., 2013). Para el evento ED1 las estructuras características corresponden con almohadas, anticlinales de sal y paredes de sal, asociados a cambios drásticos en los espesores. El ED2 se considera como el primer evento de contracción con equivalencia al evento Laramídico, el cual se caracteriza por pliegues, anticlinales fallados y deformados y extrusión de algunos cuerpos salinos. El ED3 corresponde con otro evento contraccional asignado a la Orogenia Chiapaneca; debido a este pulso las estructuras se re-deforman en la carpeta sedimentaria, Figura 3, evidenciado por la formación de grandes sábanas de sal, diapiros plegados y mayor acortamiento. Finalmente, el evento ED4 se le asocia un evento de extensión gravitacional y extensión por colapso de los cuerpos salinos (Sánchez et al 2011; Cruz et al 2013).

Jorge Alberto Briseño Sotelo, Manuel Machorro Jiménez, Víctor Manuel Padilla Hernández, Juana Orquídea Salas Ramírez, Aída Rubí Bravo Almazán, Alejandro Torres Filiberto

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Específicamente el Bloque Pox se ha definido como un anticlinorio caracterizado por pliegues disarmónicos, en cuya base se observan estructuras nucleadas por sal formadas durante el evento del Mesozoico (ED1) y re-deformadas por los eventos del Eoceno-Oligoceno (ED2) y Mioceno MedioTardío (ED3); hacia la cima las secuencias Cenozoicas se caracterizan por presentar pliegues suaves afectados por los eventos contraccionales, y una serie de familias de fallas despegando hacia la secuencia del Oligoceno-Mioceno (caótica). Se observan dos niveles de despegue para el Bloque Pox; uno hacia su base por la sal del Calloviano y otro en el Oligoceno-Mioceno. El Bloque está delimitado hacia el Norte y Occidente por grandes cuerpos alóctonos y sabanas de sal que lo separan de la Cuenca Salina del Istmo; hacia el Sur se encuentran las almohadas de sal y estructuras colapsadas de Yaxche y Xanab; en el oriente limitado por canopies de sal y soldaduras de sal.

La estratigrafía de edad Mesozoico del Bloque Pox se compone hacia su base por rocas de evaporíticas del Calloviano, a éstas les sobreyace rocas almacenadoras constituidas de carbonatos, carbonatos dolomitizados y arcillosos de edad Kimmeridgiano; el J.S. Tithoniano está compuesto de carbonatos arcillosos con materia orgánica y dolimitizados y finalmente, se encuentran carbonatos compactos y dolomitizados, con horizontes fracturados de edad Cretácico.

Las secuencias de edad Paleoceno-Eoceno se componen de lutitas arenosas y calcáreas, alternando con paquetes de limolitas y areniscas; las secuencias de edad OligocenoMioceno varían de bloques carbonatados hacia el norte y lutitas calcáreas bentoníticas hacia el sur. Por su parte, el Mioceno Medio contiene intercalaciones de arenisca y lutita arenosa; finalmente, las secuencias de edad PliocenoReciente se componen de lutitas arenosas, calcáreas con bentonita y areniscas, Figura 4

Figura 3. Mapa estructural regional modificado de Aranda-Garcia y Marrett, 1999; Jennette et al., 2003.

Restauración secuencial

Con base en la información disponible de los estilos estructurales, nivel de despegue y eventos de deformación, se realizaron las restauraciones secuenciales del Bloque Pox. Para la sección A, Figura 5 con orientación SWNE; se considera que durante el Calloviano se colmató las secuencias post-rift que se depositaron en los bajos estructurales; asimismo para el Kimmeridgiano ocurrió un proceso de diapirismo activo, formando anticlinales de sal y comenzó una acumulación de evaporitas en la porción NE de la sección; para el Tithoniano se desarrollaron rollers de

sal y un incremento de espesor hacia el SW. En el Cretácico ocurre una mayor evacuación de sal hacia las periferias, terminando así el proceso de tectónica extensional. Para el Paleoceno-Eoceno empezó el fallamiento, acortamiento de la estructura flanqueada a la pared de sal, en el Oligoceno ocurrió un máximo estadio contraccional el cual produjo un ascenso de la sal. En el Mioceno ocurrió el plegamiento y acortamiento de las estructuras en la carpeta sedimentaria y finalmente en el Plioceno se produjo un evento de extensión, colapso y evacuación de sal; Figura 6

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Figura 4. Columna geológica Bloque Pox.

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En la sección B, Figura 7 con orientación NW-SE, interpreta que en el Calloviano comenzó el depósito de los grandes volúmenes de sal, y en el Kimmeridgiano se formaron almohadas en un proceso extensional; en el Tithoniano continuó el proceso de diapirismo activo, mientras que en el Cretácico se depositaron las secuencias y en un proceso de extensión-contracción se formaron las estructuras y se desarrollaron rollers, que generaron la evacuación de la sal

hacia el NW, así en el Paleoceno-Eoceno se interpreta que ocurrió un movimiento de sal hacia la parte NW y comenzó un proceso de contracción; para el Oligoceno continuó el proceso de contracción, originándose un ascenso de la pared de sal. En el Mioceno ocurrió un proceso mayor de contracción, finalmente para el Plioceno comenzó una deyección de la sal y la deposición de grandes paquetes sedimentarios, Figura 8.

Figura 5. Sección sísmica interpretada.

Figura 6. Restauración secuencial de la sección A.

Análisis estratigráfico de la secuencia

Durante la perforación de pozos exploratorios en el Bloque Pox se encontraron paquetes sedimentarios con una litología de lutitas con fragmentos de mudstone, wackestone y packstone, con presencia de corales y conchas; en parte dolomitizados, los cuales son subangulosos a subredondeados, Figura 9. Le sobreyace discordantemente a una secuencia de lutitas calcáreas y bentoníticas con intercalaciones de limolitas y areniscas; le subyacen a areniscas, lutitas arenosas y limolitas. El espesor aproximado es de 500 m. La evidencia

fosilífera Anomalinoides pompilioides, Catapsydrax dissimillis, Globigerina ampliapertura, Globigerina pseudoampliapertura, Globigerina sp., Globorotalia opima opima, Globorotaoides suteri, Hanzawaia concentrica, Usbekistania charoides. En su cima el contenido paleontológico está constituido de Anomalina flinti, Globigerina ruber, Globigerinoides tribolus inmmaturus, Globigerinoides tribolus tribolus, Globorotalia mayeri, Uvigerina hispida y Uvigerina sp . La unidad estratigráfica se formó en un ambiente nerítico interno, probablemente durante el de Oligoceno Tardío-Mioceno Temprano.

Jorge Alberto Briseño Sotelo, Manuel Machorro Jiménez, Víctor Manuel Padilla Hernández, Juana Orquídea Salas Ramírez, Aída Rubí Bravo Almazán, Alejandro Torres Filiberto

Figura 7. Sección sísmica interpretada.

Figura 8. Restauración secuencial de la sección B.

Restauración estructural en el Bloque Pox del Cinturón Plegado Akal y su posible relación con el origen de la secuencia sísmica caótica del Mioceno, p. p.

por lo tanto se requeriría hacer un estudio mucho extenso de la secuencia, con mapas de isopacas los cuales no existen debido a que la misma no es de interés exploratorio.

Las limitaciones de esta propuesta es que solo explica a la secuencia en el bloque Pox, se restringe, además, que por las consideraciones de que la restauración no es un método de comprobación por sí mismo, sin embargo, arroja resultados importantes como los volúmenes originales de los cuerpos de sal los cuales afectaron las secuencias.

No obstante, las hipótesis se abordan desde un punto sedimentológico; por lo tanto, fue necesario un análisis estructural que involucrara los eventos extensionales y contraccionales en la cuenca, además de explicar que ocurrió con los grandes volúmenes de sal Calloviana en una reconstrucción palinspástica.

Discusión

Regionalmente la secuencia caótica se localiza a lo largo del Cinturón Plegado Akal; sin embargo, la composición varia mineralógicamente en distintos sectores de los cuales contiene regionalmente arcillas y arcillas con contenido volcánico. El trabajo actual no busca ahondar extensamente en las distintas vertientes del origen de la caótica a nivel cuenca, sino explicar la aparición de carbonatos en una región focalizada dentro del Bloque Pox. Como se ha mostrado de esta se tienen argumentos de la presencia de una secuencia sedimentaria originada por deslizamiento gravitacional; Ruiz, (2008) por ejemplo, menciona que existen calizas de edad Oligoceno-Mioceno que se pudieron haber formado como consecuencia de un problema de basamento o diapirismo; asimismo Gutiéerrez (2010), propone dos orígenes posibles de la secuencia, ya sea por diapirismo o balsas tectónicas; Sánchez (2010) en un análisis de play farway interpreta que la secuencia se formó por diapirismo en condiciones cercanas a la superficie del nivel del mar. Ahora bien, los anteriores trabajos explican que la fuente de aporte se localiza a unos 200 km de distancia emparentada con la caliza Macuspana o si fuera el caso de relacionarla con alguna secuencia de la plataforma de Yucatán, sin embargo, serían 300 km lo que dificulta un poco pensar que los paquetes se emplazarían a una distancia tan amplia. Además, durante la etapa del Neógeno en la cuenca el régimen sedimentario estaba dominado por secuencias siliclásticas y es poco común encontrar horizontes o capas carbonatados con espesores potentes de 500 m.

Cabe destacar que este es un primer paso para explicar el origen desde otra hipótesis e integrando una disciplina más

Conclusiones

El trabajo contribuye en proponer una nueva hipótesis y poner atención al origen y distribución de la secuencia caótica. Anteriormente, los análisis en los estudios no contemplaban a la secuencia caótica de manera relevante sino más bien se mantenía como una secuencia más en la carpeta sedimentaria para caracterizar los ambientes sedimentarios en la cuenca.

La información obtenida por las restauraciones secuenciales indica que desde el Jurásico Tardío y hasta el Cretácico, ocurrió una movilización temprana de la sal Calloviana en las periferias del Bloque Pox, resultando en una pared de sal. Además, a raíz del evento contraccional del EocenoOligoceno, el Bloque de Pox tuvo un movimiento de traslación y acortamiento formando pliegues, además de que ocurrió un ascenso sostenido de la sal, la cual se encuentra en la periferia del Bloque. Es necesario destacar que estructuralmente esta zona está limitada hacia el norte y el oriente con la Cuenca Salina del Istmo, por lo que el movimiento de los volúmenes de sal formó un paleorelieve. Por otro lado, la información litológica indica que en las secuencias carbonatadas y terrígenas se encuentran evidencias de flujo de masas, que permite interpretar que la secuencia se acumuló en un ambiente sedimentario muy somero. Cuando ocurrió el mayor desplazamiento vertical de la sal se propició el deslizamiento de carbonatos hacia las periferias de los altos salinos, Figura 10.

Figura 9. Núcleos de la secuencia caótica

Estos deslizamientos ocurrieron en un lapso de estabilidad entre los eventos contraccionales del Eoceno-Oligoceno y Mioceno Medio (Orogenia Chiapaneca), considerando que los informes internos de Petróleos Mexicanos mencionan una edad para los carbonatos en Oligoceno Tardío y la parte siliciclástica de Mioceno Temprano, por lo anterior es posible que los colapsos se hayan generado por una baja del nivel del mar, lo cual justificaría la dolomitización de los carbonatos y una mayor interacción de las evaporitas con el medio acuoso, provocando su disolución.

Por consiguiente, ésta sería la distribución actual que tiene la secuencia en el sector del Bloque Pox donde se observa con la propiedad de fragilidad; en colores azules las zonas de carbonatos, en amarillo las areniscas y en marrón las lutitas, de aquí se expone que las secuencias carbonatadas estarían relacionadas posiblemente a los cuerpos salinos, Figura 11.

Jorge Alberto Briseño Sotelo, Manuel Machorro Jiménez, Víctor Manuel Padilla Hernández, Juana Orquídea Salas Ramírez, Aída Rubí Bravo Almazán, Alejandro Torres Filiberto

Figura 10. Modelo propuesto que indica donde se formó la secuencia de carbonatos.

Figura 11. Mapa de distribución, (fragilidad) de la caótica en el Bloque Pox y con las orientaciones de las secciones restauradas.

Restauración estructural en el Bloque Pox del Cinturón Plegado Akal y su posible relación con el origen de la secuencia sísmica caótica del Mioceno, p. p. 113-125

Recomendaciones

Es importante señalar la conveniencia de realizar más restauraciones secuenciales lo que a la vez mejoraría los modelos geológicos y el entendimiento del Bloque Pox.

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Autores

Jorge Alberto Briseño Sotelo Ingeniero Geólogo intérprete sísmico-estructural en Exploración.

Oscar Emmanuel Guadalupe Vences Estudillo Ingeniero Geofísico intérprete sísmico-estructural.

Víctor Miguel Padilla Hernández Ingeniero Geólogo intérprete de sedimentología.

Aída Rubí Bravo Almazán Ingeniera Geofísica intérprete procesos especiales.

Manuel Machorro Jiménez Ingeniero Geólogo experto en sedimentología y estratigrafía.

Juana Orquídea Salas Ramírez Ingeniera Geóloga especialista en fracturamiento.

Jorge Alberto Briseño Sotelo, Manuel Machorro Jiménez, Víctor Manuel Padilla Hernández, Juana Orquídea Salas Ramírez, Aída Rubí Bravo Almazán, Alejandro Torres Filiberto

Caso de éxito en control de agua con modificadores de permeabilidad relativa para carbonatos HP/HT

José María Petríz Munguía

Luis Alejandro García Contreras Iván López García Erick Acuña Ramírez PEMEX E&P

Larry Eoff

Iván Ernesto Narváez Escobar Saraí Santos Ramírez Halliburton

Artículo recibido en septiembre de 2022-revisado-evaluado y aceptado en marzo de 2023-

Resumen

Una de las principales problemáticas en la declinación de la producción de cualquier yacimiento, está asociada a la presencia de flujo fraccional de agua y su irrupción en los pozos, situación, que ha llevado a todo un campo de estudio referente a la comprensión de este fenómeno, pero principalmente a la mitigación de este mediante la aplicación de diversas tecnologías y mejores prácticas de administración de yacimientos.

En el presente trabajo, se expondrá el análisis, desarrollo y resultados obtenidos de la aplicación de modificadores de permeabilidad relativa (RPM), para un pozo en un yacimiento de carbonatos naturalmente fracturado en condiciones de alta presión y temperatura (HP/HT), lo anterior, como parte de una serie de intervenciones denominadas de “alto potencial”, cuyos beneficios de producción resultan en un caso de negocio rentable y aplicando una estrategia optimizada de tiempos de cierre en pozos de alta producción.

Finalmente, un resumen con diversos resultados de la aplicación de los RPM en diferentes pozos, permitirá ampliar los criterios sobre su aplicación ya que, si bien, se presentan casos de éxito habrá otros en los que se deberá realizar un mejor diagnóstico conjunto para aseverar su beneficio en el corto o mediano plazo, los cuales pueden estar relacionados a la identificación del medio preferencial de flujo en un yacimiento naturalmente fracturado, mismo que por su naturaleza, resulta en un reto técnico – tecnológico, tanto en su identificación y discretización como en las aplicaciones de campo.

Palabras clave : Flujo fraccional, control de agua, modificador de permeabilidad relativa, yacimiento naturalmente fracturado, administración de yacimientos.

Successful treatment in water control with relative permeability modifiers for HP/HT carbonates

Abstract

One of the main problems in the decline of the production of any field is associated with the presence of fractional flow of water and its irruption in the wells, a situation that has led to a whole field of study regarding the understanding of this phenomenon, but mainly to mitigating this through the application of several technologies and best reservoir management practices.

In this work, will be exposed the analysis, development and results obtained from the application of relative permeability modifiers (RPM), for a well in a naturally fractured carbonate reservoir under high pressure and temperature conditions (HP / HT), the above, as part of a series of so-called “high potential” interventions, whose production benefits result in a profitable business case applying an optimized shut-in time strategy in high production wells.

Finally, a summary with various results of the application of the RPM in different wells, will allow broadening the criteria on its application since, although there are cases of success, there will be others in which a better diagnosis must be made to ascertain its effectiveness in the short or medium term, which may be related to the identification of the preferential means of flow in a naturally fractured reservoir, which by its nature, results in a technical-technological challenge, both in its identification and discretization as well as in the field applications.

Keywords : Water cut, water control, relative permeability modifier, naturally fractured reservoir, reservoir management.

Introducción

Uno de los grandes retos que presentan los yacimientos de carbonatos naturalmente fracturados de alto potencial en ambientes hostiles HP/HT, es el control del flujo fraccional de agua. Los métodos para mitigar este problema incluyen geles de bloqueo, cemento, microcemento, silicatos, polímeros y otros. Debido a que todos estos materiales actúan como agentes de sellado, la zona de agua debe aislarse de la zona de hidrocarburos, lo que implica el uso de sistemas mecánicos o químicos y en la mayoría de las aplicaciones, el uso de equipos de reparación.

La clase de materiales químicos conocidos como modificadores de permeabilidad relativa no requieren aislamiento zonal y funcionan disminuyendo selectivamente la permeabilidad al agua sin alterar o dañar la permeabilidad de las zonas de hidrocarburos. Este proceso permite realizar el tratamiento del intervalo productor en directo, ahorros sustantivos en costos y tiempos de intervención, así como la disminución de la producción diferida.

A lo largo de los años se ha promovido un gran número de estos sistemas poliméricos y se ha dedicado bastante

volumen de literatura a este tema, sin embargo, su aplicación se ve favorecida en formaciones estratificadas heterogéneas tales como las areniscas, en las aplicaciones para carbonatos solo han sido, en la mayoría de los casos, como agente divergente para los trabajos de estimulación.

El trabajo presenta la aplicación innovadora de un sistema modificador de permeabilidad relativa exclusivamente para formaciones carbonatadas, mediante la adición de un segundo polímero que permite el cambio de carga iónica, haciéndola afín a ésta y restaurando la permeabilidad a la roca alterada por el agua de formación. Fue probada en campo por primera vez en un pozo HP/HT costa afuera del Golfo de México denominado de alto potencial de forma exitosa.

El caso documentado con este nuevo sistema RPM, fue probado por primera vez en un pozo de alto potencial HP/ HT del Golfo de México, con resultados exitosos al disminuir el corte de agua significativamente en dos ocasiones (60% y 80% respectivamente), con altos incrementales de producción (de 1500 a 4000 bpd) y con periodos de efectividad que van de 1 o más de 3 meses, permitiendo con ello tener indicadores económicos positivos.

José María Petríz Munguía, Luis Alejandro García Contreras, Iván López García, Erick Acuña Ramírez, Larry Eoff, Iván Ernesto Narváez Escobar, Saraí Santos Ramírez

Caso de éxito en control de a ua con modifcadores de permea ilidad relativa para car onatos P T, p.p. 126

Debido a la efectividad obtenida, el tratamiento se replicó en campos nuevos y maduros con diferentes porcentajes de aportación en matriz – fractura, obteniéndose resultados mixtos.

Descripción de la tecnología RPM

La tecnología química existente para control de agua y/o gas, se clasifica en selectivos y no selectivos dependiendo del mecanismo de bloqueo ante la presencia de fluidos indeseables, entre los selectivos se encuentran los modificadores de permeabilidad relativa.

La permeabilidad relativa es función de la saturación de fluidos, se define como la relación de permeabilidades efectivas ante una permeabilidad base, en otras palabras, es la medición directa de la habilidad del sistema poroso a conducir un fluido cuando uno o más están presentes, Cobb (1986).

El modificador de permeabilidad relativa (RPM), discutido en este trabajo, utiliza un polímero predominantemente hidrofílico para aplicaciones de control de agua en pozos productores de aceite o gas, Eoff et al (2003). Estos polímeros se adhieren a la superficie de la roca inmediatamente al entrar a la matriz de la formación por simple atracción

electroestática, en cuanto el polímero contacta la superficie de la roca, selectivamente reduce la permeabilidad a los fluidos base agua con poco o nulo efecto en la permeabilidad al aceite o gas, Vasquez et al (2013). Adicionalmente, estos polímeros han sido hidrofóbicamente modificados para crear propiedades de asociación y optimizar su funcionamiento en zonas de altas permeabilidades. Estas propiedades asociativas hacen al polímero más resistente a condiciones de alto ‘corte’ y más estables en condiciones de alta temperatura.

Estos RPM se han utilizado exitosamente por años en formaciones de areniscas, sin embargo, en el caso de formaciones de carbonatos, los resultados han mostrado ser mixtos, donde mayormente se observa poco tiempo de efectividad en la reducción del corte de agua. El análisis posterior a estos trabajos ha mostrado que los fluidos RPM tienen un periodo corto de adsorción en la formación.

La tecnología en este caso de estudio consiste también en un fluido RPM, funciona bajo el mismo principio de reducir selectivamente la permeabilidad al agua en la superficie donde se adsorbe el sistema permitiendo libremente el paso de hidrocarburos. La diferencia principal con otros fluidos RPM es, que el sistema se ha modificado específicamente para mejorar su adherencia a formaciones carbonatadas, Figura 1.

Caso de estudio

El caso de estudio pertenece a un campo HP/HT, localizado en el Golfo de México, productor de aceite y gas en la

formación Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK) en calizas dolomitizadas con aporte de fluidos en 60% Matriz- 40% fractura, presión de yacimiento de 14,521 psi y temperatura de 153°C

Figura 1. Principio de función del sistema RPM para carbonatos.

El pozo X-4 alcanzó una profundidad total de 6230 m, terminándose en agujero descubierto de 5 5/8” y exponiendo el intervalo 5968-6230 m (262 m) de la formación JSK.

Con base en su evaluación petrofísica, Figura 2, los primeros 132 m muestran una zona de alta resistividad al tenerse una formación compacta de baja porosidad; por otra parte, los 130 m restantes corresponden a una zona de buenas propiedades petrofísicas con porosidad primaria

intergranular y secundaria en fracturas con impregnación de aceite. Se determinó un Contacto Agua Aceite (CAA) a la profundidad de 6111 mvbnm.

Efectuó limpieza obteniendo inicialmente 100% aceite de 34.5 °API y posteriormente irrupción de agua con valores iniciales de 2% hasta alcanzar un promedio de 24% con salinidades promedio de 72,000 ppm y pH=7, Figura 3.

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Figura 2. Evaluación petrofísica de pozo en estudio.

Figura 3. Condiciones de explotación y análisis físico de fluidos.

Caso de éxito en control de a ua con modifcadores de permea ilidad relativa para car onatos P T, p.p. 126

Se efectuó prueba de presión-producción determinándose valores de K= 160 mD, kh= 57,772 mD*ft y daño positivo (Stotal= 84), requiriéndose un tratamiento de estimulación ácida con los siguientes retos:

• Evitar estimular la zona de agua ubicada en la parte basal del agujero (6111 mvbnm) mediante el uso sistema divergente – Modificador de Permeabilidad Relativa (RPM diseñado para arenas).

• isminuci n de F mediante reducci n de ondo.

• Colocación de sistemas ácidos en 262 m de agujero descubierto.

• Eficiencia del sistema ácido y divergente en pozo HP/ HT (14,521 psi / 153 °C).

Bajo los retos previstos, se efectuó tratamiento de estimulación (6 ft) considerando inicialmente la colocación de sistema divergente (RPM) para el bloqueo de la zona de agua y posteriormente la colocación de sistema ácido retardado bajo la cédula indicada en la Tabla 1.

El comportamiento de la intervención se indica en la Figura 4, donde se observaron 2 eventos relevantes:

• Efectividad del sistema divergente, al bloquear zonas saturadas de agua.

• Caída de presión de bombeo (-117 kg/cm²) por entrada del sistema ácido en formación.

Tabla 1. Cédula de bombeo, estimulación ácida.

Figura 4. Cédula y gráfica de bombeo.

Posterior al trabajo de estimulación, se consiguió una reducción del Fw del 24 al 4%, Figura 5. Así mismo, de las mediciones realizadas se determinó un incremental

de 1,500 bpd de aceite y 0.72 mmpcd de gas, por misma apertura del estrangulador.

Sin embargo, como se puede observar en la Figura 6, (círculo semicontinuo rojo), 54 días posterior al tratamiento, el comportamiento de agua presentó un cambio abrupto en su tendencia alcanzando los valores iniciales del 24%.

El comportamiento mostrado en la Figura 6, es fundamental para plantear las siguientes hipótesis:

• La reducción de agua de 24% a 4% pudo ser influenciada por la efectividad de la adsorción del polímero (RPM) incluido en el sistema divergente.

• La irrupción imprevista de Fw posiblemente fue causada por la pérdida de eficiencia del sistema RPM

en la formación, al estar sometida a condiciones extremas de presión, temperatura y gasto.

• El comportamiento de Fw no es abrupto al tenerse una producción por matriz y fractura y con base en las gráficas especializadas de diagnóstico del agua, se sugiere conificación de una fuente cercana a los límites del yacimiento, por lo que la aplicación de un sistema RPM podría mitigar su incremento, Figura 7.

José María Petríz Munguía, Luis Alejandro García Contreras, Iván López García, Erick Acuña Ramírez, Larry Eoff, Iván Ernesto Narváez Escobar, Saraí Santos Ramírez

Figura 5. Reducción de Fw por estimulación.

Figura 6. Incremento de Fw por posible pérdida de eficiencia de RPM.

Derivado de lo anterior, el pozo X-4 se consideró como caso de estudio para la aplicación de la tecnología de Modificadores de Permeabilidad Relativa (RPM) con los siguientes objetivos:

• Adecuación del sistema RPM exclusivamente para carbonatos mediante la adición de un segundo polímero que permita el cambio de carga iónica haciéndola afín a las formaciones carbonatadas.

• Evaluación de la tecnología en formaciones carbonatadas y en condiciones HP/HT.

• Elaboración de cédula bajo mejores prácticas y recomendaciones de los desarrolladores de la tecnología.

• Corroborar la reducción de agua mediante la colocación del sistema RPM y evaluar tiempo de efectividad.

• Evaluación de resultados mediante análisis físico de fluidos e incremental de producción mediante aforos.

Pruebas de laboratorio

Se realizó un estudio extensivo con núcleos de carbonatos, variando los principales parámetros que los diferencian: mineralogía (caliza y dolomía), porosidad, permeabilidad y temperatura. En el proceso de evaluación se realizaron pruebas para medir el tiempo en que el polímero quedaba adherido al núcleo, se valoró la reducción de permeabilidad

al agua y también se midió el retorno de permeabilidad al aceite. A su vez, ésto se acompaña con las pruebas tradicionales para inyección de fluidos a formación como son compatibilidad y rompimiento de emulsión.

• Pruebas de flujo en núcleos:

Las pruebas se realizaron utilizando una celda multipresión, utilizando núcleos de caliza y núcleos sintéticos generados a partir de granos de carbonato de calcio de diferentes tamaños de partícula, con el objetivo de evaluar diferentes permeabilidades y diferentes composiciones mineralógicas.

Las longitudes de los núcleos son aproximadamente de 3 a 6 pulgadas y diámetro de 1 pulgada. La salmuera API o agua de mar se utilizó para establecer las permeabilidades inicial y final. Por otra parte, se utilizó queroseno como fase oleosa en todas las pruebas de flujo. En estas pruebas, las permeabilidades iniciales de la salmuera y el petróleo se determinaron en la dirección normal de producción.

Se muestra en la Figura 8 el resultado de reducción de permeabilidad al agua de diferentes núcleos, determinando una disminución significativa que van desde los 5 hasta 6,000 mD. Los valores reportados fueron medidos después de fluir más de 1000 PV (volúmenes porales), a través del núcleo, confirmando efectivamente la adsorción del polímero a la superficie de la roca en una litología de carbonatos.

Figura 7. Diagnóstico del agua mediante grafica especializada de Chan.

Adicionalmente, se realizaron pruebas para evaluar el retorno de permeabilidad al aceite, observando una disminución mínima de ésta, Figura 9

Se evaluó el sistema RPM manteniendo un flujo constante de agua a través de un núcleo de Pink Limestone por 76 días a una temperatura de 88°C, equivalente a un acumulado de más de 10,000 volúmenes porales inyectados; determinando que el sistema RPM mantuvo una reducción permanente de permeabilidad al agua de 90% durante este tiempo de evaluación.

• Pruebas de compatibilidad:

Con la finalidad de evitar incompatibilidad entre los sistemas propuestos y el aceite del pozo en estudio, se efectuaron

las pruebas de laboratorio correspondientes, mezclando una relación de 1:1 y sometidas a una temperatura de 90°C durante 4 hrs. Se observó rompimiento y fases bien definidas a los 30 min de reposo y durante el filtrado en la malla número 100, no se observó presencia de precipitados o lodillo asfaltico, por lo que los sistemas presentaron compatibilidad, Figura 10

José María Petríz Munguía, Luis Alejandro García Contreras, Iván López García, Erick Acuña Ramírez, Larry Eoff, Iván Ernesto Narváez Escobar, Saraí Santos Ramírez

Figura 8. Reducción de la permeabilidad al agua en núcleos con sistemas RPM.

Figura 9. Prueba de retorno de la permeabilidad al aceite en núcleos.

Diseño de tratamiento, ejecución y resultado

De acuerdo con las mejores prácticas identificadas durante la estimulación realizada en la terminación del pozo, así como las recomendaciones de expertos, para el diseño de la cédula de bombeo se consideraron los siguientes sistemas:

Sistema solvente base aceite: Utilizado para la remoción de material orgánico y rompimiento de emulsiones por la producción de agua.

Sistema solvente base agua: Utilizado para rompimiento de emulsiones y dejar la formación mojada preferentemente al agua, preparando la formación para la entrada del sistema RPM.

Sistema RPM: Se considera su uso para radios de penetración radial de 9-13 ft, con la finalidad de garantizar la reducción de la permeabilidad al agua, su movilidad y maximización del tiempo efectivo de duración del polímero.

Sobre desplazamiento del sistema RPM con agua dulce: El volumen recomendado corresponderá al 30% del volumen del tratamiento principal. La función principal del agua dulce (pH neutro), permitirá facilitar la adsorción del polímero a los carbonatos por su carga iónica y su atracción electrostática, por otra parte, permitirá aprovechar al máximo el sistema RPM al inyectarlo a mayor penetración dentro de la formación.

• Primer tratamiento con sistemas RPM para carbonatos.

Se muestra en la Figura 11, la cedula de bombeo propuesta, considerando un radio de penetración total de 10 ft y tomando las recomendaciones antes mencionadas. La ejecución se realizó respectando los aspectos de seguridad y el diseño de la cedula definida, por lo que, se procedió al bombeo de las siguientes etapas:

Figura 10. Pruebas de compatibilidad entre sistemas y aceite.

Munguía,

• 1ª etapa: bombeó 10 m³ de solvente a un gasto de 1 a 3 bpm.

• 2ª etapa: bombeó 15 m³ de solvente base agua a un gasto de 4 a 6 bpm.

• 3ª etapa: bombeó 94 m³ de sistema modificador de permeabilidad (RPM) a un gasto de 6 a 12 bpm; durante esta etapa se observó la llegada a formación de los sistemas solventes de las etapas 1 y 2 siendo enmascarados sus comportamientos a nivel de yacimiento por el continuo incremento de gasto durante la operación, así mismo con un gasto constante de 12 bpm a los 55 m³ de sistema modificador bombeados, se comenzó a inyectar en formación el RPM observándose un comportamiento estable durante toda la etapa.

• 4ª etapa: bombeó 36 m³ de agua dulce con gasto de 12 bpm con el objetivo de sobre desplazar el modificador de permeabilidad.

• 5ª etapa: bombeó 52 m³ de agua de mar con gasto de 12 bpm.

Al paro de bombeo se observó caída de presión de 7,355 a 4,800 psi por efectos de fricción. En la Figura 12, se indica el comportamiento grafico durante la intervención, donde los círculos en rojo indican el inicio de una etapa en superficie y recuadros en gris indican la entrada de los sistemas en fondo.

José María Petríz

Luis Alejandro García Contreras, Iván López García, Erick Acuña Ramírez, Larry Eoff, Iván Ernesto Narváez Escobar, Saraí Santos Ramírez

Figura 11. Cédula de bombeo propuesta del primer tratamiento.

Caso de éxito en control de a ua con modifcadores de permea ilidad relativa para car onatos P T, p.p. 126 1 5

El tratamiento resultó exitoso al disminuir el corte de agua del 44% al 16%, en la Figura 13 se indica el comportamiento de los fluidos previo y posterior al tratamiento, así como

los resultados de las mediciones comparativas realizadas, determinando un beneficio de 4,105 bpd de aceite, 2.2 MMpcd de gas y disminución de agua de 861 bpd, Tabla 2

Figura 12. Eventos en la operación del pozo X-4, (primer tratamiento).

Tabla 2. Aforos comparativos del pozo X-4, (primer tratamiento).

Figura 13. Comportamiento de fw en el pozo X-4, (primera intervención).

Petríz Munguía,

La intervención realizada presenta indicadores económicos positivos y el periodo de recuperación de la inversión es de tres días.

Se continuó con el monitoreo de los fluidos presentando un comportamiento estable asociado al efecto del sistema RPM por 31 días, donde se observó un incremento abrupto del fw hasta 85%, siendo necesario un segundo tratamiento.

• Segundo tratamiento con sistemas RPM para carbonatos.

Con el objetivo de reducir el Fw, se diseñó la cédula indicada en la Figura 14, considerando un radio de penetración total de 13 ft.

El bombeo se realizó con las siguientes etapas:

• 1ª etapa: bombeó 41 m³ de solvente base agua a un gasto de 1 a 8 bpm.

• 2ª etapa: bombeó 151 m³ de sistema modificador de permeabilidad (RPM) a un gasto de 8 a 13 bpm, durante esta etapa se observó la llegada a formación del sistema solvente de la etapa 1 y del mismo RPM, alcanzando presión máxima de 8,000 psi.

• 3ª etapa: bombeó 45 m³ de agua dulce con gasto de 12 bpm para sobre desplazar el sistema modificador en yacimiento y lograr mayor penetración.

• 4ª etapa: bombeó 52 m³ de agua de mar con gasto de 11 bpm.

Al paro de bombeo se observó caída de presión de 7,600 a 4,600 psi por efectos de fricción, Figura 15. Una vez efectuado el tratamiento y con pozo cerrado, desconecto manguera y procedió a la apertura del pozo para su evaluación.

José María

Luis Alejandro García Contreras, Iván López García, Erick Acuña Ramírez, Larry Eoff, Iván Ernesto Narváez Escobar, Saraí Santos Ramírez

Figura 14. Cédula de bombeo propuesta del segundo tratamiento.

Caso de éxito en control de a ua con modifcadores de permea ilidad relativa para car onatos P T, p.p. 126 1 5

La intervención resultó exitosa al disminuir el corte de agua del 85% al 18%, obteniéndose un incremental de 6,406 bpd de aceite y 0.96 MMpcd de gas, así como una disminución de 4,633 bpd de agua, Figura 16 y Tabla 3.

Figura 15. Eventos en la operación del pozo X-4, (segundo tratamiento).

Figura 16. Comportamiento de fw en el pozo X-4, (segundo tratamiento).

Tabla 3. Aforos comparativos del pozo X-4, (segundo tratamiento).

• Tercer tratamiento con sistemas RPM para carbonatos

Derivado de los buenos resultados obtenidos, se continúa tratando la formación, incrementando el volumen para un radio de penetración a 14 ft.

La intervención resultó exitosa al disminuir el corte de agua del 70% al 30%, obteniéndose un incremental de 3,968 bpd de aceite y 3.34 MMpcd de gas, así como una disminución de 2,443 bpd de agua. Tabla 4

José María Petríz Munguía, Luis Alejandro García Contreras, Iván López García, Erick Acuña Ramírez, Larry Eoff, Iván Ernesto Narváez Escobar, Saraí Santos Ramírez

Figura 17. Cédula de bombeo del 3er tratamiento y eventos X-4.

Tabla 4. Aforos comparativos del pozo X-4, (tercer tratamiento).

Caso de éxito en control de a ua con modifcadores de permea ilidad relativa para car onatos P T, p.p. 126 1 5

En la Figura 18 se observa el histórico de producción del corte de agua del caso de estudio, denotando las reducciones del fw por los tratamientos.

Evaluación técnica – económica de la aplicación de RPM´s

De acuerdo con la evaluación económica realizada a los tres tratamientos RPM ejecutados al pozo X-4, todas muestran una alta rentabilidad e indicadores económicos positivos, destacando el segundo tratamiento al tenerse un beneficio real (VPN D.I) después de impuestos de 206.8 MMpesos

y una eficiencia de la inversión de 22, esto debido al alto incremental de aceite obtenido y a la Np asociada a la intervención, Tabla 5 y Figura 19.

Para las evaluaciones económicas se consideraron las siguientes premisas: Tasa de descuento del 7.5%, precio del barril de 69.2 USD/b (escenario medio) y un tipo de cambio de 21 MXP/USD.

Adicional a la rápida recuperación de la inversión de 2.8, 1.2 y 4 días respectivamente, la aplicación del sistema RPM contribuyó a mejorar la productividad del pozo, disminuir el manejo de agua en superficie e incrementar el factor de

recuperación de las reservas del yacimiento, haciendo este tipo de intervención atractivo para su implementación en campos análogos con problemas de flujo fraccional de agua.

Figura 18. Histórico de Fw, caso de estudio X-4.

Tabla 5. Comparativa de indicadores económicos.

Munguía,

Primera intervención Segunda intervención Tercera intervención

Figura 19. Indicadores económicos, X 4.

Aplicación y resultados en otros campos

Con base en la efectividad del control de agua con RPM en carbonatos en condiciones críticas de alta producción, presión y temperatura; se promovió la aplicación en campos maduros y nuevos, mostrándose en la Tabla 6 resultados mixtos.

José María Petríz

Luis Alejandro García Contreras, Iván López García, Erick Acuña Ramírez, Larry Eoff, Iván Ernesto Narváez Escobar, Saraí Santos Ramírez

Tabla 6. Aplicaciones de RPM en otros campos.

Premisa para aplicación de la tecnología

Para la selección de un pozo candidato y la colocación efectiva del sistema RPM en carbonatos se deberán considerar los siguientes aspectos:

• Yacimientos de calizas dolomitizadas con aporte matricial en su mayoría, 60% matriz- 40% fractura

• Identificar mediante gráficas de diagnóstico, que la entrada de agua sea por conificación y se presente un avance del CAA homogéneo.

• Identificar CAA y avance mediante toma de registros geofísicos (saturación agua).

• Las propiedades petrofísicas identificadas mediante registros determinan una porosidad primaria intergranular y secundaria en fracturas con impregnación de aceite.

• El tipo de terminación no es limitante para la aplicación de los sistemas RPM, ya que éstos

presentan afinidad en zonas saturadas de agua sin afectar las zonas de aceite.

• Se deberá considerar la aplicación de RPM’s en pozos con un corte de Fw mayor al 30%, a fin de maximizar la relación costo-beneficio por la reducción del corte de agua.

• En las etapas de pre-flujo se deberá inyectar solvente base agua para rompimiento de emulsiones y dejar la formación mojada preferentemente al agua.

• No incluir etapas ácidas en la cédula de tratamiento con el sistema RPM.

• Sobre desplazarlo con agua dulce en un 30% respecto al sistema RPM para maximizar la adherencia del polímero en formación.

• A mayor avance del CAA se deberá aumentar el radio de penetración del sistema RPM, debido a la reducción en la relación de Hn/Hb, el incremental de producción y del corte de agua, Figura 20

Conclusiones

El sistema RPM aplicado en el caso de estudio, fue mejorado mediante la adición de un segundo polímero, el cual permite la adherencia en formaciones carbonatadas.

El caso de estudio representa un reto tecnológico al ser un pozo de alta productividad, con alta presión y temperatura; así como condiciones mecánicas no favorables (agujero descubierto) y un contacto agua-aceite expuesto.

Las pruebas de laboratorio realizadas en núcleos de carbonatos de diferentes características; determinaron una reducción de la permeabilidad relativa al agua del 90%,

mientras que el impacto a la permeabilidad del aceite fue mínimo.

Para una colocación efectiva del sistema RPM en carbonatos, se requiere preparar la formación con sistema solvente base agua, seguido de un volumen de RPM para alta penetración (11-13 ft) y sobre desplazarlo con agua dulce en un 30% respecto al sistema RPM para maximizar la adherencia del polímero en formación.

La ejecución del tratamiento a través del bombeo en directo del sistema selectivo RPM, tiene un impacto mínimo en el diferimiento de producción por cierres efectivos de 6 horas en promedio.

Figura 20. Relación Hn/Hb vs radio de penetración, X 4.

Del primer tratamiento se disminuyó el Fw del 44% al 16%, con un incremental de 4,105 bpd de aceite y una efectividad del RPM de 31 días. Por otra parte, el segundo tratamiento disminuyó Fw de 85% a 18% con un incremental de aceite de 6,406 bpd y una efectividad del RPM de 105 días, el tercer tratamiento disminuyó el Fw de 70% a 30% con un incremental de aceite de 3,968 bpd y una efectividad del RPM de 225 días.

A mayor avance del CAA se deberá aumentar el radio de penetración del sistema RPM tratando las nuevas zonas saturadas de agua.

Las intervenciones realizadas presentan indicadores económicos positivos y el periodo de recuperación de la inversión es de 3 días.

De acuerdo con la aplicación del RPM en otros campos, se observan mejores resultados en yacimientos con mayor aporte matricial principalmente y con diagnóstico de producción de agua por conificación.

Nomenclatura

ondo Diferencial de presión en fondo, kg/cm².

Qo Incremental del gasto de aceite, bpd.

CAA: Contacto agua-aceite.

Fw: Flujo fraccional de agua.

Hb: Espesor bruto, m.

Hn: Espesor neto, m.

HP/HT: Alta presión/ alta temperatura (High pressure/ high temperature).

JSK: Jurásico Superior Kimmerigdiano.

K: Permeabilidad, mD.

Kh: Capacidad de flujo, mD*ft.

LWD: Registro durante la perforación (Logging While Drilling).

NMIP: Nivel medio de intervalo productor, m.

Np: Producción acumulada, MMb.

NTG: Relación de espesor neto/ espesor bruto, adim.

PHIE: Porosidad efectiva, %.

Ptp: Presión superficial, kg/cm².

PV: Volúmenes porales.

P-T: Presión-Temperatura.

Pws: Presión estática de yacimiento, kg/cm².

Qbbo: Gasto de bombeo, bpm.

RPM: Modificador de permeabilidad relativa (relative permeability modifier).

VCL: Volumen de arcilla, %.

VP GO: Valor presente del gasto de operación, MMpesos.

VPI: Valor presente de inversión, MMpesos.

VPingr: Valor presente de ingresos, MMpesos.

VPN A.I: Valor presente neto antes de inversión, MMpesos.

VPN D.I: Valor presente neto después de inversión, MMpesos.

Referencias

• Eoff, L., Dalrymple, D., Reddy, B. et al. 2003. Development of a Hydrophobically Modified WaterSoluble Polymer as a Selective Bullhead System for Water-Production Problems. Artículo presentado en el International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, EUA, febrero 5-7. SPE-80206-MS. http://doi.org/10.2118/80206-MS

• Smith, J. T. y Cobb, W. M. 1997. Waterflooding. Midwest Office of the Petroleum Technology Transfer Council.

• Vásquez, J. y Eoff, L. 2013. A Relative Permeability Modifier for Water Control: Candidate Selection, Case Histories, and Lessons Learned after more than 3,000 Well Interventions. Artículo presentado en el SPE European Formation Damage Conference and Exhibition, Noordwijk, Países Bajos. SPE-165091-MS. http://doi.org/10.2118/165091-MS.

José María Petríz Munguía, Luis Alejandro García Contreras, Iván López García, Erick Acuña Ramírez, Larry Eoff, Iván Ernesto Narváez Escobar, Saraí Santos Ramírez

Caso de éxito en control de a ua con modifcadores de permea ilidad relativa para car onatos P T, p.p. 126

Semblanza de los autores

José María Petríz Munguía

Ingeniero Petrolero egresado del Instituto Politécnico Nacional en el año 2004, y Maestro en Ingeniería por el Instituto Mexicano del Petróleo en 2007.

Ha ejercido diversos puestos, desde especialista técnico en productividad y yacimientos, hasta Superintendente de Productividad de Pozos, Caracterización Dinámica, Enlace Técnico de Alianzas y Asociaciones, Coordinador de Diseño e Ingeniería de Proyectos, Líder Regional de Oportunidades de Producción y actualmente Coordinador del Grupo Multidisciplinario de Administración de Yacimientos.

Ha publicado diversos artículos técnicos en foros nacionales e internacionales, fue miembro de la Red de Expertos de Caracterización Integral de YNF, Autoridad Técnica Nivel 2 de Caracterización Dinámica, miembro del CIPM Sección Dos Bocas y de la SPE Sección México.

Luis Alejandro García Contreras

Ingeniero Petrolero egresado de la Universidad Nacional Autónoma de México en el año 2010. Cuenta con 12 años de experiencia en el área de Productividad de Pozos, laboró de 2010-2011 en el Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo en el diseño y optimización de SAP’s y de 2011 a la fecha labora para el Activo de Producción Litoral de Tabasco, ingresó a Petróleos Mexicanos en el 2013 y actualmente se desempeña como especialista de Productividad de Pozos y Estimulaciones, participando en proyectos de maximización de producción en pozos de reparación y terminación e incorporación de nuevas oportunidades en cartera de proyectos.

Ingeniero Petrolero egresado del Instituto Politécnico Nacional. Cuenta con 11 años de experiencia en el área de productividad de pozos. De 2010 a 2012 laboró en el Instituto Mexicano del Petróleo en el Proyecto Desarrollo de Macroperas Autosustentables del Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo, de 2012 a 2015 en el Activo de producción Poza Rica-Altamira en diseño y optimización de SAP´s y de 2015 a la fecha laborando en Petróleos Mexicanos en el Activo de Producción Litoral de Tabasco como especialista en productividad y estimulaciones. Miembro del CIPM Sección Dos Bocas y de la SPE.

Ingeniero Petrolero egresado de la Universidad Veracruzana en el año 2014, y de la Maestría de Administración de Energía y sus Fuentes Renovables del ITESM (2019), miembro del CIPM Sección Dos Bocas. Cuenta con 8 años de experiencia en el área de Productividad de Pozos y pertenece a la especialidad de estimulaciones y fracturamientos en el Activo Litoral de Tabasco, participó en las Guías Operativas para la Remoción del Daño a la Formación (2017) y del Diseño de Estimulaciones Matriciales (2018).

Iván López García

Erick Acuña Ramírez

Larry Eoff

Ingeniero Químico en el Centro de Tecnología de Houston, Texas. Ha trabajado en grupos de mejora de producción y cementaciones, la mayoría de tiempo en el desarrollo de productos para el control de agua/gas. Cuenta con grado en Química y un Doctorado en Química Orgánica por parte de la Universidad Central de Arkansas. Es autor de más de 30 artículos y cuenta con más de 120 patentes.

Saraí Santos Ramírez

Ingeniera Química egresada de la Universidad Nacional Autónoma de México. De 2006-2008 realizó estudios de Maestría en Ingeniería Química en la misma institución, con especialidad en Ingeniería de Procesos. De 2008 a 2013 se desempeñó como Ingeniero de campo en el área de estimulaciones en Halliburton para la Región Marina de México. De 2013 a 2021 se desempeñó como ingeniera de diseño de estimulaciones, fracturas y control de agua en la Región Marina, atendiendo los Activos: Cantarell, Ku Maloob Zaap, Litoral de Tabasco, Abkatun Pol Chuc y Exploratorios. Recientemente figura como líder de tecnología en el área de estimulaciones de Halliburton México.

Iván Ernesto Narváez Escobar

Ingeniero Químico con Maestría en Ciencias de la Ingeniería Química, (becario Conacyt) egresado del Instituto Tecnológico de Orizaba en el año 2007. Ingeniero de campo, diseño y laboratorio en el Instituto Mexicano del Petróleo en el área de estimulaciones en la Región sur (2008-2013). Ingeniero de diseño en Halliburton (estimulaciones) atendiendo los activos Samaria-Luna y Bellota-Jujo, (2013). De 2014 a la actualidad se ha desempeñado en Halliburton (Región marina) como Líder de ingeniería y representante de cuenta en el área de estimulaciones, fracturamiento, control de agua y gas en los activos Litoral de Tabasco, Abkatun Pol Chuc, Exploración, Desarrollo de campos y Ku Maloob Zaap.

José María Petríz Munguía, Luis Alejandro García Contreras, Iván López García, Erick Acuña Ramírez, Larry Eoff, Iván Ernesto Narváez Escobar, Saraí Santos Ramírez

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2. Geofísica

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4. Sistemas de Producción y Comercialización de Hidrocarburos

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6. Seguridad Industrial, Higiene y Protección Ambiental

7. Administración y Negocios

8. Recursos Humanos y Tecnología de Información

9. Desarrollo y Optimización de la Explotación de Campos

La revista Ingeniería Petrolera es un espacio abierto para investigadores y profesionales interesados en dar a conocer sus trabajos e incluye artículos en español e inglés.

La revista Ingeniería Petrolera tiene como objetivo contribuir al progreso y la divulgación de la Ingeniería Petrolera en México, promover el estudio y la investigación científica entre sus miembros y fomentar la fraternidad entre los mismos, tiene como misión ser una tribuna técnica para los ingenieros que laboran directa o indirectamente en la industria petrolera y su visón es dar a conocer trabajos inéditos relacionados con el área petrolera en México y en el Mundo en idiomas español e inglés.

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• Desarrollo del tema

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• Nomenclaturas

• Agradecimientos

• Apéndices (en su caso)

• Referencias

• Trayectoria profesional de cada autor

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Libros

Bourdet, D. 2002. Well Test Analysis: the Use of Advanced Interpretation Models. Amsterdam: Elsevier.

Artículos

Hernández García, M.A. 2011. Desarrollo del Campo Cauchy: Caso de Éxito en la Región Norte. Ingeniería Petrolera LII (2): 19-35.

Soliman, M.Y., Miranda, C. and Wang, H.M. 2010. Application of After-Closure Analysis to a Dual-Porosity Formation, to CBM, and to a Fractured Horizontal Well. SPE Prod & Oper 25 (4): 472-483. SPE-124135-PA. http://dx.doi. org/10.2118/10.2118/124135-PA

Conferencia, reunión, etc.

Al-Khalifa, A.J. y Odeh, A.S. 1989. Well Test Analysis in Oil Reservoirs with Gas Caps and/or Water Aquifers. Artículo SPE 19842, presentado en: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, octubre 8-11. http:// dx.doi.org/10.2118/19842-MS

Tesis

Pérez Martínez, E. 2011. Estudio de Conificación de Agua en Yacimientos Naturalmente Fracturados. Tesis de Maestría, UNAM, Programa de Maestría y Doctorado en Ingeniería, México, D.F.

Miguel Hernández, N. 2002. Scaling Parameters for Characterizing Gravity Drainage in Naturally Fractured Reservoir. PhD dissertation, University of Texas at Austin, Austin, Texas.

PDF (en línea)

Secretaría de Energía. Dirección de Planeación Energética. 2011. Balance Nacional de Energía 2010. http://www.sener. gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2011/Balance%20Nacional%20 de%20Energía%202010_2.pdf (descargado el 1 de febrero de 2010).

Normas

NRF-005-PEMEX-2000. Protección Interior de Ductos con Inhibidores. 2000. México, D.F.: PEMEX, Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Software

Eclipse Reservoir Engineering Software. 2005. Schlumberger, http://www.slb.com/content/services/software/resent/

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Esta edición se terminó en abril de 2023 en la Ciudad de México

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