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Pruebas de Formación

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

Oscar Perez Michi, Schlumberger [email protected] , Tel: 229 9290110

mailto:[email protected]





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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…)

Valor Proyecto

GastoReservas

Opex

Pozos y facilidades

Capex

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Incertidumbre y análisis de riesgos

Sensibilidad reservas

200.9

152.0

258.8

231.8

239.5

316.8

332.2

270.4

285.8

262.7

262.7

262.7

50.0 100.0 150.0 200.0 250.0 300.0 350.0 400.0

(MMBBL)

Minimum Maximum

Kv

Equiprobable

Aquifero

Kr

TransmFallas

API

- 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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• >90 % 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.

Incertidumbres Campos Petroleros Mexicanos

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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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

CFA Analizador Composicional de Fluido

LFA Live Fluid Analyzer

Perfil de presión y análisis de fluidos in-situ (DFA)

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Análisis de Fluidos en el Fondo (Downhole Fluid Analysis – DFA)

Live Fluid Analyzer - LFA

•LFA y CFA son complementarios

Compositional Fluid Analyzer - CFA

ph – LFA-ph

•LFA –ph Igual a LFA plus ph de agua2.0

1.5

1.0

0.5

0.0

OD

(path

length

= 2

mm

)

210020001900180017001600

Wavelength (nm)

(normalized) methane ethane propane n-butane n-heptane CO2

Análisis de Fluidos In Situ

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Pruebas de Formación Ligero/Medio

Oil 37 API,GOR 1200 scf/bbl

Gas condens. >50APIGOR> 5000 scf/bblWBM sampling

Ultra Pesado <10 API, GOR <100 scf/bbl. Asfaltenos

28 API, GOR 500 scf/bbl

Filtrado OBM

Ilustración DFA: Crudo Mexicano

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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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Contacto?

Fluido residual: Aceite o Agua?

Agua Libre?

Nivel de Agua libre vs OWC – Abra Fm

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FWL

Presiones DistribuidasFluido ID

2824m

2779m

2763m

2722m

2691m

2634m

Caracterización de la transición

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Análisis de Fluidos In Situ.

2634 m RGA=1200 scf/bbl



Fase Producible Aceite



2763 m Fase movil Agua

Fase Producible Agua




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• 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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Registro: API 35 ACEITE (del gradiente) , GOR 1200 scf/bblLab: API 37, GOR 1200 scf/bbl

K = 75mdKv/kh= 0.03P = 3842 psiSkin=9

80% del corte de agua en la zona de transición: Estación 2763m

Detalles de las Medidas

0.01 0.1 1 10 100 1000 100000.01

0.1

1

10

100

Log-Log plot: dp and dp' [psi] vs dt [sec]

3850

3950

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

0

5

10

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History plot (Pressure [psia], Downhole Rate [B/D] vs Time [sec])

Propiedades uniformes a tráves de la columna de aceite

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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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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.

Columna Típica de Cantarell

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Transición

Acuífero

Columna de Aceite

Determinación de la estructura

Programa :En Pozo abierto DST para determinar la localización del acuífero?

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Fluidos & Pérfil de Presiones

1: API 55

2

3?

4: API 27

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Fluido ID

3725m

3761m

3908m

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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 3500

3000

2500

2000

1500

GOR

• Modelos conceptuales de yacimientos

• Las mediciones brindan entendimiento del yacimiento

• Se trata de solution gas drive y no water drive

Most of the ideas are in place

Integración de los Datos

Roca y saturación,NMR

Información Estática

Resgistros de Imagenes

Sísmica

Registros Convencionales

Integracion de los Datos

Pruebas de Formación:

Liga dinámico a como fluye el

fluido

Propiedades de los Fluidos

Resgistros de Imagenes

Sismica

Registros Convencionales

Muestras

Pérfiles de presión

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.

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