Arquitectura y fluidos de los yacimientos registrados por pruebas de formaci

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• Arquitectura y fluidos de los yacimientos
  registrados por pruebas de formación. Respuestas
  adicionales para modelar Yacimientos Mexicanos.

Oscar Perez Michi, Schlumberger
Veracruz omichi_at_veracruz.oilfield.slb.com , Tel
229 9290110
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Agenda

• Introducción Incertitumbre en la caracterización
  de los Yacimientos Mexicanos.
• Técnicas de evaluación de arquitectura,
  contactos, fluidos y propiedades de los
  hidrocarburos.
• Aplicación de la tecnología en casos de
  Yacimientos Carbonatados en México.
• Conclusiones.

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Introducción

• Existen 3 tipos de datos que apoyan al desarrollo
  de un yacimiento
• Datos estáticos Influencian el estimado de los
  hidrocarburos in situ.
• Datos dinámicos Influencian el comportamiento
  del flujo de fluidos y drene de los fluidos en el
  yacimiento.
• Datos de diseño Definen las posibles
  restricciones de producción (como la estrategia
  de perforación, los mecanismos de producción, el
  número de puntos de drenaje, etc)

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Incertidumbre y análisis de riesgos

• Propiedades del fluido y permeabilidad relativa
• Contacto de Fluidos, estado del acuífero
• Conectividad Horizontal entre las capas
• Hetereogenidades del Yacimiento Kv - Kh
• Arquitecturas de Fallas y transmisibilidad

• El ejercicio debe ser, minimizar estas
  incertidumbres permitiendo definir los alcances
  de producción económica
• La información Estática nos direcciona a obtener
  solo los hidrocarburos In Situ.
• La información Dinámica nos permite entender el
  comportamiento del flujo de fluidos 4-D en el
  yacimiento.

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Incertidumbres Campos Petroleros Mexicanos

• gt90 de la producción de aceite proviene del
  Cretácico y el Jurásico superior, consistiendo de
  complejos yacimientos con brechas y carbonatos
  fracturados naturalmente.
• Los principales descubrimientos se hicieron entre
  los 70-80s, la mayoría de los campos estan bajo
  recuperación secundaria.
• La evaluación hoy en día presenta dificultades y
  los modelos poseen importantes incertidumbres.

1. Complejidad modelando la red de fracturas que
   llevan a un rendimiento pobre del proceso de
   recuperación secundaria (Inyecciones de agua
   ineficientes, inyección de N2 mostró un
   rompimiento antes de lo esperado).
2. Yacimientos divididos en diversos compartimentos.
3. Identificación de los contactos de fluidos.

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Perfil de presión y análisis de fluidos in-situ
(DFA)
CFA Analizador Composicional de Fluido
Respuestas directas del Registro Presiones
Distribuidas, Fluido ID, RGA, Composición,
Transición de fase, densidad (API),
Ph. Cuestiones Resueltas Contactos, Fluido
ID, Variaciones composicionales,
compartmentalización, conectividad del agua,
aseguramiento de flujo
LFA Live Fluid Analyzer
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Análisis de Fluidos In Situ
Análisis de Fluidos en el Fondo (Downhole Fluid
Analysis DFA)

Live Fluid Analyzer - LFA
ph LFA-ph
Compositional Fluid Analyzer - CFA

• LFA y CFA son complementarios

• LFA ph Igual a LFA plus ph de agua

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Ilustración DFA Crudo Mexicano
Ligero/Medio Oil 37 API, GOR 1200 scf/bbl
Gas condens. gt50API GORgt 5000 scf/bbl WBM
sampling
28 API, GOR 500 scf/bbl
Ultra Pesado lt10 API, GOR lt100 scf/bbl. Asfaltenos
Filtrado OBM
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Caso 1 Carbonatos de la Faja de Oro

• Determinación de los contactos de fluido y
  caracterización de la zonas de transición para
  determinar reservas estimadas y la estrategia de
  completación.
• Entorno Exploratorio

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Nivel de Agua libre vs OWC Abra Fm
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Caracterización de la transición
Presiones Distribuidas
Fluido ID
2634m
2691m
2722m
FWL
2763m
2779m
2824m
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Caracterización de la transición
Análisis de Fluidos In Situ.
Fase Producible Aceite
2634 m RGA1200 scf/bbl
Fase Producible Aceite
2691 m RGA1250 scf/bbl
Fase Producible Aceite
2722 m RGA1250 scf/bbl
Fase Producible Agua
2763 m Fase movil Agua
2779 m Fase movil Agua
2824 m Fase movil Agua
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Caracterización de la transición

• El contacto es 25m más alto de lo que se ve en
  registros
• La roca es mayormente mojada por aceite
• El aceite en la transición esta ligado por
  presión capilar y el agua es libre
• La columna de aceite es homogénea (Presión,
  fluidos)

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Detalles de las Medidas
Registro API 35 ACEITE (del gradiente) , GOR
?1200 scf/bbl Lab API 37, GOR 1200 scf/bbl
Propiedades uniformes a tráves de la columna de
aceite
80 del corte de agua en la zona de transición
Estación 2763m
K 75md Kv/kh 0.03 P 3842 psi Skin9
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Caso 2 Carbonatos de Fm Kimmer
Determinación de la arquitectura del yacimiento,
compartimentos y estatus del acuífero.Entornos
Marinos de desarollo
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Columna Típica de Cantarell
Los registros convencionales no permiten
determinar la estructura de yacimiento o donde se
encuentra el contacto. Notamos algunas
variaciones en las viscosidades del fluido a
partir de la estación MRF a tráves de la columna,
pero el pozo produce con diferentes cortes de
agua.
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Determinación de la estructura
Columna de Aceite
Programa En Pozo abierto DST para determinar la
localización del acuífero?
Transición
Acuífero
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Fluidos Pérfil de Presiones
1 API 55
3725m
3761m
2
3?
Fluido ID
4 API 27
3908m
5
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Sellos Regionales a partir de la correlación
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Zoom sobre el acuífero
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Arquitectura del yacimiento

• Compartmentalización
• Variación composicional de los hidrocarburos en
  la columna.
• El yacimiento es un solution gas drive con
  complejidades que pueden ser modeladas para
  planear un desarrollo posterior.
• Se requieren terminar cada yacimiento para drenar
  lo
• El agua no empuja los fluidos del yacimiento
• Se requieren mecanismos de empuje para mentener
  la presión

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Revelando el verdadero yacimiento
Propiedades del aceite Uniformes
Gradientes de Aceite
GOR

• Modelos conceptuales de yacimientos
• Las mediciones brindan entendimiento del
  yacimiento
• Se trata de solution gas drive y no water drive

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Integración de los Datos
Sísmica
Most of the ideas are in place
Resgistros de Imagenes
Registros Convencionales
Roca y saturación,NMR Información Estática
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Integracion de los Datos
Sismica
Pérfiles de presión
Pruebas de Formación Liga dinámico a como fluye
el fluido
Resgistros de Imagenes
Propiedades de los Fluidos
Registros Convencionales
Muestras
Extensión e integración de la evaluación de
wireline en agujeros descubiertos para ayudar a
Pemex a construir modelos más precisos que
incluyan los detalles estructurales del
yacimientos, las propiedades de los fluidos,
valoración de los contactos y las zonas de
transición
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Conclusiones

• Las predicciones de flujos y fluidos en base a
  registros estáticos son problemáticas en
  carbonatos porosos y mucho más en yacimientos
  naturalmente fracturados.
• Las medidas del yacimiento son solo hechas en el
  pozo, ademas de la sísmica, FMI y las presiones
  transitorias. Las pruebas de formación dan a
  Pemex respuestas del yacimiento a nivel campo. La
  presión es una medidad de escala del yacimiento,
  las presiones distribuidas nos brindan la
  resolución vertical.
• Los fluidos son los productos de intéres. El
  registro de fluidos es la medida más innovadora
  de Schlumberger de los últimos años, aplicada en
  México para desenmarañar extensos yacimientos no
  del todo conocidos.
• El trabajo que se ha hecho con las pruebas de
  formación en los yacimientos de carbonatos
  mexicanos, los contactos, la caracterización de
  las zonas de transición y la estructura del
  yacimiento, brinda a Pemex un valor económico
  considerable y un mejor entendimiento de sus
  campos.
• Los riesgos de Pemex en la etapa de desarrollo
  puede ser dramaticamente reducidos.