Calibración de Velocidades en Campos de Desarrollo Mediante Aplicación de VSP, Mitigación de Riesgo en la Estrategia de Desarrollo

Moisés Alberto Zúñiga Barrios (PEMEX), Jonathan Manuel Leal Saucedo (PEMEX), Ilse Paola Melquiades Enríquez (Schlumberger), Diego Armando Lechuga Medina (PEMEX)

CMP2019_307 Artículo presentado en el CMP / 2019

Resumen

El presente trabajo trata la aplicación de la información sísmica de pozo para la toma de decisiones en la perforación de pozos, así como el impacto que tiene un correcto uso de la ley de velocidades para el ajuste de nuevas localizaciones.

En el campo de estudio se habían perforado ya 7 pozos de desarrollo del 2013 al 2015, usando una ley de velocidades generada en 2013, misma que seguía ajustando con los nuevos pozos, obteniendo columnas geológicas muy próximas a las programadas. Debido al éxito obtenido en años anteriores, para 2016 se continúa el desarrollo con 2 localizaciones en el flanco de la estructura. Tras la perforación del primer pozo multiobjetivo y lograr conectar un mínimo de yacimientos, a diferencia de los 7 pozos existentes, surge la necesidad de explicar el comportamiento del bloque, y de ser necesario, replantear el desarrollo del campo. Para entender la problemática surgen 3 hipótesis. barrena y con los primeros tiempos de arribo se puede determinar una ley de velocidades; también denominado VSP por sus siglas en inglés (vertical seismic profile). Definido de manera sencilla, el VSP se refiere a las mediciones obtenidas en un pozo utilizando geófonos en su interior y una fuente en la superficie cerca del pozo.

El campo en estudio, descubierto en 1968 y su desarrollo, fue con pozos verticales hasta 2013 cuando se inicia la perforación de pozos desviados paralelos a los planos de falla debido a la naturaleza de la distribución vertical de los yacimientos. Desde sus inicios y hasta 2016 no se contaba con una ley velocidad propia del campo, si no que se había generado una ley del pozo exploratorio J-1 en 2013, misma que se aplicaba a los pozos y localizaciones. En la figura 1, se muestran las distancias del pozo con ley de velocidades más cercano al bloque productor, se puede apreciar cómo el pozo más cercano está a más de 2 kilómetros de distancia de la zona productora y a más de 3 de las localizaciones a perforar.

Posterior a la adquisición de un perfil sísmico vertical (VSP), un correcto análisis de la imagen sísmica y velocidades determina que, al ser trayectoria paralela a una falla y al existir variación de velocidad respecto a la ley generada en 2013, el pozo se encuentra dentro del plano de falla y zona afectada por el dislocamiento de bloques. Como primera acción, se procede a revisar la siguiente localización detectando el equipo de Geociencias un riesgo similar, y basados en la lección aprendida, se procede a modificar trayectoria asegurando así el éxito comercial del pozo.

Introducción

El perfil sísmico vertical es una clase de medición sísmica de pozo utilizada para la correlación con los datos sísmicos de superficie para obtener imágenes de mayor resolución que las imágenes sísmicas de superficie. Se aplica para observar eventos próximos delante de la

Figura 1. Distribución de pozos con ley de velocidades en el campo de estudio.

A partir de 2013, la estrategia de desarrollo ha consistido en perforar pozos desviados tipo J paralelos a los planos de falla, esto es debido al tipo de entrampamiento de hidrocarburos que existe en el campo. En la figura 2, se muestra una sección sísmica con un pozo tipo T-102 del campo, donde se representa los múltiples yacimientos del campo con entrampamiento de hidrocarburos hacia la parte alta de la estructura en contra de los planos de falla.

Figura 2. Distribución vertical de los yacimientos en pozo T-102.

Debido al tipo de trayectorias que se implementaron en el campo, es muy importante la calibración del modelo de velocidades, ya que cualquier variación puede impactar en el éxito comercial del pozo.

La problemática surge tras perforar el pozo T-28T, que tenía 2 objetivos por evaluar y el cual solo presentó una secuencia con impregnación de hidrocarburos. Para entender el comportamiento del yacimiento en la zona del T-28T, se proponen 3 hipótesis:

1. Ausencia de sello lateral por yuxtaposición de arenas 2. Cambio lateral de facies en el yacimiento 3. Trayectoria del pozo dentro de la zona de falla

Cualquiera de las 3 hipótesis explicaría lo que estaba sucediendo en el yacimiento y para sustentar o descartar alguna de ellas, se realizó toma de perfil sísmico vertical y registros de última generación. Tras el análisis de la información sísmica y registros se llega a la conclusión de que las velocidades de reemplazamiento están jugando un papel importante y posicionan la trayectoria en el plano de falla.

En la figura 3, se muestra el flujo del trabajo partiendo desde la propuesta y perforación hasta los análisis y resultados.

Figura 3. Flujo de trabajo.

Ubicación y generalidades del área de estudio

El campo de estudio, perteneciente al Activo de Producción Bellota Jujo, se localiza en el Municipio Jalpa de Méndez, a unos 11 kilómetros al SE de la Ciudad Comalcalco en Tabasco. Geológicamente el campo se encuentra en la provincia Cuencas Terciarias del Sureste Mexicano, como parte de la Sub-Cuenca de Comalcalco. En la figura 4, se muestra el área de estudio.

Figura 4. Ubicación del área de estudio.

Fue descubierto en el año 1968 con la perforación del pozo T-1 resultando productor en Areniscas del Mioceno Superior en ambiente de planicie deltaica, el yacimiento se encuentra a una profundidad promedio de 2,300 metros verticales y es productor de aceite negro entre 15 y 26 °API. A la fecha, el campo continúa productor y se han perforado 34 pozos, de los cuales 22 son productores. Su producción máxima fue en marzo de 2017 con poco más de 2,400 barriles por día.

Estrategia de perforación y propuesta de pozo T-28T

La estrategia de perforación en el campo consiste en trayectorias paralelas a las fallas conectando el mayor número de Areniscas con hidrocarburos, siendo el riesgo principal la cercanía a las fallas que son de carácter impermeable haciendo función de sello lateral en el bloque productor.

El caso particular del pozo T28T, fue propuesto con la información última actualización del modelo del año 2013, donde se utilizó la ley velocidades de un pozo exploratorio (J1), que se encuentra ubicado a 2 kilómetros al NE del campo. La propuesta original era estratégica para el campo, ya que con esta localización se esperaba continuar con la explotación de los yacimientos conocidos y continuar evaluando hacia la parte profunda las secuencias arenosas del Mioceno, el desarrollo consideraba 2 localizaciones más que dependían de los resultados del pozo T-28T. En la figura 5, se muestra la propuesta con los pozos de correlación, donde el principal objetivo geológico era evaluar los paquetes de areniscas A, B, C y D en una posición estructural más alta que los pozos verticales y en contra la falla 21 que delimita el yacimiento.

Figura 5. Propuesta original de la localización T-28T.

Estructuralmente, el campo se encuentra dentro de un Roll-Over asociado a la falla de Comalcalco con un sistema de fallas de crecimiento hacia el NW y que corren en orientación NE-SW. La porción productora del campo se encuentra en un bloque delimitado por dos fallas de tipo normal al NW y SE; conocido como bloque 1, fuera de este bloque no se tiene alguna producción importante registrada. En la figura 6 se muestra una sección esquemática que representa la posición del campo dentro de la estructura y la estrategia de perforación con trayectorias paralelas a las fallas.

Figura 6. Estructura Roll-Over del área en estudio.

El tipo de pozo es direccional tipo J de alto ángulo, con una profundidad total de 2,980 metros desarrollados (2,336 metros verticales), una inclinación de 51º por la morfología de las fallas, azimuth de 317º, con KOP a 700 metros desarrollados y un desplazamiento de 1,456 m.

Resultados de la perforación

Los resultados obtenidos de la perforación no fueron los esperados, ya que como se mencionó en párrafos anteriores, se esperaba encontrar la secuencia de yacimientos conocidos y evaluar nuevos cuerpos con potencial para demostrar la continuidad vertical de los mismos. Concretamente, se tenía el objetivo A-23 y A-35 para el pozo T-28T de los cuales sólo se presentó A-35 con impregnación y adicional, aparecen dos cuerpos nuevos con potencial para producir aceite A-37 y A-29. En la figura 7, se muestra la correlación de los objetivos 1 y 2 del pozo T-28T, donde se observa cómo el objetivo 1 no presenta potencial.

Figura 7. Correlación de objetivos 1 y 2 del pozo T-28T.

Debido a lo anterior, el problema radica en el cambio de estrategia de desarrollo para A-23 ya que es la mayor productora del campo y su potencial contemplaba la perforación de 2 localizaciones más, aunado a esto, se debe entender lo que sucede en el yacimiento para minimizar el riego en próximas localizaciones.

Tratando de explicar la complejidad del yacimiento, surgen 3 hipótesis:

1. Ausencia de sello lateral por yuxtaposición de arenas 2. Cambio lateral de facies en el yacimiento 3. Trayectoria del pozo dentro de la zona de falla

Adquisición de perfil sísmico vertical

Para dar una explicación con un sustento sólido, se propone la toma de perfil sísmico vertical, con el objetivo de obtener una imagen migrada en tiempo y profundidad y llevar el pozo a su posición real en la sísmica de superficie. La figura 8, muestra los objetivos de la toma de información.

A partir de los requerimientos de información y la problemática descrita en el pozo T-28T, se realizó una geometría de adquisición comprendida de un cero offset VSP, con la finalidad de cumplir los siguientes objetivos:

Figura 8. Objetivo de la información sísmica de pozo.

• Obtener una curva TZ medida a lo largo de la trayectoria del pozo, para un mejor control de las velocidades sísmicas (ZVSP) • Obtener una imagen sísmica por debajo del pozo con el tipo de geometría ZVSP, para el análisis de correlación y calibración con la sísmica de superficie (ZVSP)

La adquisición tipo ZVSP se realizó utilizando un azimut de 317 grados y un offset de 50m, ZVSP de 2,945 a 1,000 metros desarrollados cada 15.24 metros con 128 Niveles y Checkshot de 1,000 a 100 metros desarrollados cada 100 metros con 10 Niveles. Así mismo se realizó el procesamiento obteniendo resultados que permitirán caracterizar y mejorar la interpretación actual del campo en estudio. En la figura 9, se muestra el flujo del procesamiento.

Figura 9. Flujo del procesamiento de la información

Análisis de la información

Con la revisión de la información se pretende descartar hipótesis hasta quedar con una que explique la complejidad del yacimiento y lo que sucede con el pozo perforado.

El primer producto analizado fue imágenes sísmicas migradas en tiempo y profundidad de altas y bajas frecuencias, para descartar que existiera algún cambio de facies entre los pozos T-1 y el recién perforado T-28T, ya que T-1 a pesar de estar más bajo en la estructura si presentaba la condición característica de areniscas productores de aceite. Para esto se realizaron espectros de frecuencia obteniendo resolución sísmica vertical de 20 a 25 metros para altas y de 45 a metros para bajas frecuencias. En la imagen 10, se muestra el espectro de frecuencias y en la figura 11, la imagen de bajas y altas frecuencias.

Figura 10. Espectro de frecuencias.

De la imagen símica obtenida la de bajas frecuencias comúnmente se usa para correlacionar con la sísmica de superficie y la sísmica de altas frecuencias se usa para realizar análisis estratigráfico.

Figura 11. Imagen migrada en profundidad

Al analizar las imágenes sísmicas no se logran determinar cambios estratigráficos ni eventos estructurales entre los pozos T-1 y T-28T que puedan demostrar que se encuentran en cuerpos sedimentarios y bloques diferentes. Basados en este análisis se descarta la hipótesis 2 referente a cambio de facies.

La hipótesis 1 queda descartada al realizar evaluación petrofísica y determinar que existe potencial para las secuencias profundas, lo cual indica que no existe yuxtaposición entre secuencias arenosas.

Finalmente, la hipótesis 3 es la que parece más factible después de realizar análisis de las velocidades sísmicas obtenidas del picado de primeros arribos. Dicho análisis consistió en una comparación de curvas TZ entre la que se usó para la propuesta del pozo y la nueva obtenida del VSP. Los gráficos claramente indican una diferencia principalmente en las velocidades de reemplazo usadas en la TZ generada que se tenía calibrada. En la figura 12, se muestra la comparación de las dos curvas, nótese también como hay variaciones de velocidad en toda la columna y esto es debido a que en el pozo J-1 cuenta con Checkshot y el pozo T-28T tiene VSP, lo cual significa mayor densidad de puntos en la columna del pozo.

Figura 12. Comparación de velocidades de pozos T-28T y J-1.

La implicación de cambiar de una TZ a otra se reflejaba directamente en los resultados del pozo llevándolo a su posición real dentro del plano de falla, por lo tanto, se toma como válida la hipótesis 3 para explicar lo sucedido en el pozo recién perforado. Los planos de falla son bien identificados por ser una zona permeable, debido al esfuerzo al que fueron sometidos durante la deformación.

En la figura 13, sobre la sección sísmica en color azul se presenta el pozo T-28T con la TZ de la propuesta y en verde el pozo con la TZ del VSP.

Acciones inmediatas

Figura 13. Comparación de curvas TZ en trayectoria de pozo T-28T.

Tras llegar a la conclusión de lo que había pasado en el pozo recién perforado, como acción inmediata el equipo de Geociencias realiza una revisión a detalle de la próxima localización a perforarse T-22 y se detecta un riesgo potencial de que suceda lo mismo que en el pozo T-28T, por lo cual se procede a realizar un ajuste en la trayectoria estando a unos días del inicio de la perforación.

En la figura 14, se muestran 2 secciones sísmicas sobre la trayectoria del T-22, la primera es usando la nueva TZ calibrada con la información del VSP, donde se observa cómo existe el riesgo latente de que se meta al plano de falla y poner en riesgo el objetivo comercial del pozo, la segunda sección, muestra la misma sección sísmica pero, con la trayectoria corregida. La corrección consistió en bajar de 56° a 52° la tangente de la trayectoria.

Figura 14. Ajuste de trayectoria de localización T-22

El ajuste realizado a la trayectoria del T-22 jugó un papel primordial para el éxito del pozo, el cual presentó toda la secuencia de yacimientos característica del bloque productor. En la imagen 15 se muestra la sección sobre el pozo y el potencial del pozo.

Figura 15. Resultados del pozo T-22.

Conclusiones

A partir de los productos obtenidos de la adquisición del perfil sísmico vertical se permitió la posición real de la trayectoria del pozo T-28T sobre la sísmica de superficie a partir de la ley de velocidades adquirida, observándose un desplazamiento de la trayectoria del pozo quedando dentro de la zona afectada por la falla sellante.

Resaltar la importancia de la toma de información en las perforaciones ya que nos ayuda a disminuir el riesgo de nuevas localizaciones.

Como acción inmediata se hizo la revisión a la trayectoria de la localización T-22 próxima a perforarse, realizando un ajuste para minimizar el riesgo geológico, el ajuste consistió en bajar el ángulo de 56º a 52º alejándonos así de la zona impermeable de fallamiento. Dicho ajuste jugó un papel importante en el éxito del pozo T-22.

Los datos de VSP permitieron generar una imagen 2D migrada en tiempo y profundidad con una resolución superior a la sísmica de superficie. Dicha imagen permitió identificar eventos estructurales cercanos al pozo T-28T, apoyando a una mejor interpretación del área. Además, se determinó el valor de factor de atenuación Q, que responde a un valor con características de alta atenuación. Los valores de velocidades de onda S se obtuvieron del modo de conversión de onda Ps ya existente en el dato, lo que ayuda para una mejor calibración del modelo de velocidades en el estudio de adquisición sísmica.

Como resultado de la perforación del T-28T se obtuvo sólo uno de los objetivos programados con una producción inicial de más de 500 bpd.

Agradecimientos

El presente trabajo fue realizado bajo la supervisión de los Ingenieros Rafael Pérez Herrera, Carlos Fernando Tapia y Alicia Isabel Vilchis González, a quienes se agradece por brindar las facilidades para la realización de este estudio. A los Ingenieros que conforman el equipo T por su invaluable contribución en las áreas de Geociencias, Yacimientos y Productividad de pozos, así como al grupo de trabajo de la compañía Schlumberger por su colaboración y profesionalismo durante la adquisición y procesado de la información. Al equipo de PPS y COIaP por su trabajo en campo y transferencia de información.

Referencias

http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/v/vsp.aspx

Estudio Integral de caracterización y plan de desarrollo del campo Treintal PEMEX-Halliburton 2012 y 2013.

Borland, W. & Nakanishi, S. 1997. Well Seismic Quicklooks - A Review. Seismic While Drilling - Oilfield Review, Summer 9(2):2-15.

Correa, F., Da Costa, E., Corti., E. & Moyano, B. 2003. Using VSP in a directional well to help underestanding of carbonato Banks in Pampo Field. 8th International Congress of the Brazilian Society.

Da Costa, E., Oliveira, R., Escobar, D., Corti, E. & Foster M. 2010. Offset VSP in a deviated well to support an OBC Project. The Leading Edge. Pp. 920-926.

Trayectoria profesional del autor y coautores:

Moisés Alberto Zúñiga Barrios (Autor).

Ingeniero en Geociencias, egresado del Instituto Tecnológico de Ciudad Madero. Cuenta con más de 5 años de experiencia en la Industria Petrolera, iniciando su carrera profesional en el año 2012 como Geólogo de pozo en The Mudlogging Company México para el proyecto PEP Región Sur, seis meses más tarde se incorpora a la compañía Halliburton en el área de Consulting como Ingeniero en entrenamiento, donde permaneció 2 años participando como geólogo intérprete en estudios integrales de caracterización estática para Campos Terciarios de Yacimientos Maduros del Activo de Producción Bellota-Jujo. En octubre de 2014 ingresa a Petróleos Mexicanos a través del programa de reclutamiento de los mejores promedios de PEP y es asignado al Activo de Producción Bellota Jujo para realizar actividades relacionadas con actualización de modelo estático, desarrollo de campos maduros y seguimiento geológico a la perforación de pozos. Cuenta con 2 trabajos presentados en la AIPM Comalcalco, Tab., México en los años 2015-2016 y un trabajo presentado en el Congreso Mexicano del Petróleo 2016 Monterrey, Nuevo León México.

Jonathan Manuel Leal Saucedo.

Inició en el Activo de Exploración Región Sur, en la Coordinación de Operaciones Exploratorias, en el departamento de Operación Geológica como Geólogo de subsuelo de febrero del 2006 a mayo del 2009, pasando al Activo de Producción Bellota Jujo en el año 2009, integrándose al Proyecto Bellota Chinchorro de mayo a 2009 a junio de 2010, apoyando a la generación de localizaciones para el desarrollo del campo Pache, Bricol y Madrefil; de junio 2010 a diciembre 2011 participó en el Área de Geociencias del APBJ participó en Proyecto del modelo de los campos Edén Jolote, en la parte de Estratigrafía; de diciembre de 2011 a julio 2012 regresó al proyecto Bellota –Chinchorro, participando en el área de Petrofísica; de julio de 2012 a agosto de 2013 participó en el proyecto El Golpe Puerto Ceiba en el área de Caracterización Estática apoyando a la generación de localizaciones; de agosto 2013 a agosto de 2015, realizó una Maestría en la UNAM en Ingeniería en Exploración y Explotación de Recursos Naturales; de agosto de 2015 a abril de 2019 laboró en el sector norte en el equipo de Tokal-Tinta y Pareto, en las propuestas del desarrollo de campos. Actualmente se encuentra encargado del equipo de geociencias del Activo Integral de Producción Bloque Sur 03.

Ilse Paola Melquiades Enríquez.

Geofísica de pozo, SIS-PTS Región Sur, enfocada en actividades de procesamiento de datos sísmicos de pozo utilizando el método VSP, egresada del IPN Premios a la Excelencia Académica en 2012. Cuenta con trabajos presentados en la UGM en 2012, AIPM 2016 y 2017.