caracterizaciÓn estÁtica de yacimientos
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Contenido
1. Título ....................................................................................................... 2
2. Resumen ................................................................................................. 2
3. Antecedentes ......................................................................................... 3
4. Objetivo: ................................................................................................. 4
5. Desarrollo del trabajo .............................................................................. 5
a) Resultados obtenidos ........................................................................................ 13
6. Conclusiones ......................................................................................... 14
7. Nomenclatura ........................................................................................ 15
8. Agradecimientos .................................................................................... 16
9. Referencias ........................................................................................... 16
10. Tablas y Figuras .................................................................................. 17
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1. Caracterización Estática de Yacimientos una actividad necesaria
para el desarrollo óptimo de campos
Enrique Ortuño Maldonado, (938) 3811200 Ext. 21130, [email protected]
2. Resumen
El presente trabajo describe las principales actividades que se deben de realizar en la
Caracterización Estática de yacimientos así como su aplicación.
El trabajo se enfoca principalmente a describir los diferentes procesos o principales
actividades de la Caracterización Estática tales como: La interpretación geológica,
sísmica, petrofísica, Ingeniería de yacimientos, integración del modelo estático y el
análisis de riesgo e incertidumbre y planes de mitigación.
Este proceso se ha aplicado en varios estudios realizados a los campos de la Sonda de
Campeche por la Coordinación de Caracterización Estática de Yacimientos de
EXGPEME así como del Ex-Centro Regional de Estudios de Explotación de Ciudad del
Carmen (CREE, CC), Los datos presentados y/o analizados corresponden a
yacimientos de aguas someras de formaciones geológicas carbonatadas naturalmente
fracturadas del Mesozoico de la Sonda de Campeche, Figura 1.
Figura 1.- Mapa de ubicación de los campos de la Sonda de Campeche
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3. Antecedentes
La caracterización estática de yacimientos (CEY) la podemos definir como la disciplina
que se encarga de analizar e integrar la geometría y los límites físicos, convencionales,
el contacto agua–aceite original (CAAO), así como las variaciones internas verticales y
laterales de sus características petrofísicas, con el fin de precisar la estimación del
volumen original de hidrocarburos, reservas probadas, probables y posibles de los
yacimientos.
La CEY soporta eficientemente el desarrollo y la explotación óptimas de los campos,
desde el momento que se integra en un modelo estático 3D detalladamente los límites
físicos, distribución de las formaciones geológicas, unidades litoestratigráficas y facies
sedimentarias que impactan en la calidad de la roca del yacimiento y el contenido de
fluidos en el sentido vertical y horizontal, el grado de certidumbre de estos estudios
estará en función de la cantidad y calidad de información con que cuente el yacimiento,
la CEY genera un proceso iterativo de tal manera que con la incorporación de nueva
información proporcionada por la sísmica, pozos y producción es necesaria la
actualización o adecuación del modelo estático.
Independientemente de la cantidad y calidad de la información, siempre es necesario
contar con un modelo estático, el cual se deberá actualizar conforme se vaya
incorporando nueva información, Figura 2.
Figura 2.- Modelo estático 3D que visualiza una estructura anticlinal poblada con porosidad total.
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La CEY proporciona evidencias y datos duros que ordenada y analizada
adecuadamente, permite diseñar y controlar todas las actividades en el yacimiento con
la finalidad de desarrollar óptimamente los campos petroleros. Para estudios de
simulación numérica de yacimientos es el insumo principal para generar, escalar y
poblar la malla de simulación numérica, con las principales variables petrofísicas. En la
Figura 3 se ilustra el proceso de la CEY.
Figura 3.- Áreas involucradas en un estudio de CEY
4. Objetivo:
El objetivo del presente trabajo es mostrar la importancia de la caracterización estática
de yacimientos en la delimitación exploratoria, desarrollo, explotación y abandono de
los yacimientos.
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5. Desarrollo del trabajo
El modelo de caracterización del yacimiento incorpora la integración de las disciplinas
técnicas de Geociencias e Ingeniería de yacimientos y producción, esta actividad se
debe de desarrollar desde el descubrimiento hasta el abandono de los campos.
Los modelos de caracterización estática no son estrictamente estáticos, ya que
requieren adecuaciones y/o actualizaciones al surgir nueva información, ya sea sísmica,
nuevos pozos, estudios de núcleos convencionales, especiales e historia de presión-
producción.
La CEY es parte fundamental de los estudios integrales de yacimientos, que al término
de estos funciona como una herramienta valiosa para la estimación de volúmenes
originales y reservas de hidrocarburos, escenarios de explotación y pronósticos de
producción. En la Figura 4 se ilustran las principales actividades que intervienen para la
generación del modelo estático y la malla de simulación numérica.
Figura 4.- Esquema Interdisciplinario para la generación de un modelo estático.
Integración y/o actualización de la Base de Datos
Interpretación sísmica
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Interpretación geológica
Interpretación petrofísica
Ingeniería de yacimientos
Integración estática 3D
Interface de Caracterización Estática de Yacimientos – Dinámica.
Hoy en día el avance de la tecnología nos permite realizar estudios de caracterización
estática con mayor detalle y precisión en periodos cortos de tiempo en comparación a
décadas pasadas, por ejemplo actualmente la mayoría de los campos más importantes
de México cuentan con sísmica 3D.
En PEP existen grandes áreas de oportunidad debido a que muchos de los campos no
cuentan con estudios de CEY y en el mejor de los casos en muchos de ellos se
requieren adecuaciones y/o actualizaciones.
En el caso de los campos de la Sonda de Campeche es muy común que el volumen
original de aceite estimado (VOAE) oficial y reservas de hidrocarburos, la producción ha
superado en algunos casos hasta cinco veces el volumen y reservas oficiales. Con
estudios realizados se ha observado que lo anterior es debido a la subestimación del
área, espesor neto, porosidad y sobrestimación de la saturación de agua y volumen de
arcilla. Por esta razón es conveniente realizar actualizaciones del modelo estático que
consideren estas variables mencionadas, además de incluir o considerar pruebas de
presión-producción, y la historia de producción acumulada (Np), factor de recuperación
(FR) de los campos maduros de la misma cuenca y análogos.
Para la realización de estos trabajos se tiene que tomar en cuenta los estudios
regionales y locales de geología.
En los campos de la Sonda de Campeche existe un gran potencial para la
reclasificación de reservas debido a que en la mayor parte de los yacimientos nuevos y
maduros se ha subestimado y sobreestimado las variables mencionadas
anteriormente, además que no han considerado la comunicación entre bloques que en
muchos casos son parte de anticlinorios con dirección Este-Oeste y Norte-Sur, Figura 5
y 6.
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Figura 5.- Mapa estructural de la cima de la BKS de los campos de la SPRMNE
Figura 6.- Anticlinorios de los campos Ku-kutz y Zaap-Maloob
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Otro aspecto importante que merma los volúmenes de aceite es debido a que en la
mayoría de las interpretaciones sísmicas éstas impactan la estimación del área del
yacimiento al sur y norte por la interpretación del ángulo de las fallas con dirección NW-
SE que las hacen confluir hacia el centro de la estructura y no consideran las fallas
transcurrentes de alto ángulo derivadas del Evento Chiapaneco, mismas que no son
incluidas en el modelo de velocidades que a su vez es utilizado en el procesado de los
volúmenes sísmicos. En la Figura 7 se observa en el lado izquierdo un área menor que
en el lado derecho de la misma, siendo ésta la misma estructura con diferentes
procesados; en la parte central de la figura, se observa como las fallas límites de la
imagen sísmica de la derecha hacen la estructura más grande (mayor área) versus la
parte interna que corresponde a la imagen sísmica del lado izquierdo.
Figura 7.- Sección sísmica que ilustra la disminución de área por la interpretación del ángulo de las fallas y procesado sísmico (Tomado de Raúl Vela. Trabajo de seminarios técnicos de PEP, Marzo 2013)
El segundo impacto es en la evaluación petrofísica donde la porosidad es subevaluada
así como la relación neto bruto (NTG) debido a que se aplican cortes grandes por
arcilla, siendo que en los yacimientos del Cretácico de la Sonda de Campeche este
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mineral no tiene presencia significativa, la saturación de agua (Sw) normalmente es
sobrestimada. Para obtener valores con mayor certidumbre de las variables
mencionadas es conveniente realizar estudios de riesgo e incertidumbre y planes de
mitigación para obtener valores probabilísticos de estos y que nos orienten a los
parámetros más reales y representativos con la finalidad de tener una evaluación
realista, Figura 8.
Figura 8.- Resultado de un análisis del volumen original de aceite esperado de un campo de la Sonda de Campeche.
El factor de recuperación de hidrocarburos es otra variable subestimada en la
estimación de las reservas, si bien sabemos que el factor de recuperación depende de
muchas variables para el caso de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados
por la alta disolución y fracturamiento de las rocas del Cretácico y Jurásico Superior
Kimeridgiano (JSK) juegan un papel muy importante en la recuperación, debido a que
la porosidad secundaria total estimada en los registros geofísicos para los campos de la
Sonda de Campeche es de aproximadamente 30% del cual esperamos obtener en
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superficie los volúmenes de aceite asociados a la porosidad mencionada y a su factor
de volumen.
En la figura 9 se muestran valores de porosidad y saturación de agua y factor de
recuperación obtenidas de las cédulas oficiales de reservas donde se observan los
aspectos comentados.
Figura 9.- Saturación de agua y factor de recuperación obtenidas de las cédulas oficiales.
A continuación se presenta una breve descripción de las principales actividades del
proceso de CEY.
1.- Integración y validación de la base de datos.- Se debe revisar, Compilar integrar y
validar la información geofísica, geológica de yacimiento, para generar la base
individual de datos del campo (Proyecto).
2.- Interpretación sísmica.- Su finalidad debe ser el obtener el comportamiento
estructural y realizar el análisis sismo-estratigráfico y de atributos sísmicos del
yacimiento. Así como la obtención de los mapas en tiempo, modelo de velocidades y
mapas en profundidad.
3.- Interpretación geológica.- En esta etapa se debe actualizar el modelo estratigráfico-
sedimentológico del yacimiento a mayor detalle y confiabilidad, para definir las
características de la roca almacén y su distribución espacial.
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4.- Interpretación petrofísica.- En esta etapa se debe generar el modelo petrofísico del
yacimiento para determinar la calidad de la roca almacén, discretizando la porosidad
efectiva total en matriz y secundaria, utilizando los conceptos de geología para ser
aplicados ya sea en petrofísica básica o avanzada según sea necesario o requerido por
el activo, Figura 10.
Figura 10.- Evaluación petrofísica avanzada de un pozo del área de estudio
5.- Ingeniería de yacimientos.- En esta etapa se debe analizar y/o definir las
propiedades dinámicas del yacimiento obtenidas de los estudios PVTs y de los aforos,
por los especialistas de ingeniería de yacimientos, en conjunto con los de
caracterización estática.
6.- Integración de modelo estático.- El objetivo principal debe ser integrar los modelos
estructural, estratigráfico, sedimentológico, petrofísico y de fracturas (cuando aplique),
así como los procesos diagenéticos, las propiedades de los fluidos y unidades de flujo,
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para generar el modelo geológico integral de los yacimientos escalar y poblar las
propiedades petrofísicas (malla de simulación numérica), que conforman el modelo
estático del yacimiento y que sirve para la estimación del volumen original de
hidrocarburos y de base para la simulación numérica de yacimientos.
7.- Análisis de riesgo e incertidumbre.- En esta etapa se debe definir el grado de error o
incertidumbre que se asignará a cada uno de los parámetros en la calibración de los
modelos integrales que inciden en la orientación del conocimiento probabilístico de los
yacimientos petroleros, a fin de permitir homogenizar la metodología con buenas
prácticas de trabajo e intercambio de experiencias.
8.- Escalamiento y población.- Se deben definir las litofacies y litotipos, así como
realizar el escalamiento de las propiedades Petrofísicas a celdas, poblando las mismas
en todo el yacimiento.
9.-Interfase caracterización estática y dinámica.- En esta etapa se debe realizar un
trabajo en conjunto entre los especialistas de caracterización estática y simulación
numérica de yacimientos para generar la malla de simulación numérica y optimizar los
tiempos durante la etapa de inicialización de la misma. Esta sinergia deberá continuar
hasta el ajuste de historia presión-producción del campo y para cada uno de los pozos.
Como ejemplo en las figuras 11 se observa una malla poblada con porosidad
secundaria y permeabilidad de matriz.
Figura 11.- Malla poblada con la variable de porosidad secundaria y permeabilidad de matriz en un modelo estático de un campo del área de estudio.
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a) Resultados obtenidos
De los estudios realizados de CEY en los campos de la Sonda de Campeche en todos
se han tenido como resultado incrementos sustanciales en el VOAE y las reservas.
Campos: Zaap, JSK Caan Cretácico, Ayatsil-Tekel Cretácico, Pohp-Tson Cretácico,
Bacab JSK, Lum JSO, Ku-Kutz Cretácico, Baksha-Pit Cretácico, Takin Cretácico, Kayab
Cretacico son algunos ejemplos de estudios de CEY realizados en los que se
obtuvieron resultados satisfactorios en donde el denominador común es el incremento
del VOA y reservas, Figura 12.
Figura 12.- Ejemplos de campos analizados que presentaron volúmenes a la alza.
Se realizó un ejercicio de estimación de VOA y de reservas en los campos: Ayatsil-
Tekel, Baksha-Pit, Kambesah, Kayab, Lum, Nab, Pohp-Tson, Zazil-Ha en el que se
consideró valores de Sw considerando los valores obtenidos de estudios de núcleos, de
presiones capilares y de campos análogos maduros, se observó una disminución de la
Sw además de considerar los valores obtenidos de porosidad secundaria de los pozos y
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de los mapas regionales del Cretácico dando como resultado un incremento potencial
de volúmenes de los campos hasta en 1900 MMBLS en reservas 3P y un incremento
de las mismas hasta 1800 MMBLS.
Vale la pena señalar que del total del incremento de las reservas, un gran porcentaje
corresponde o es debido al factor de recuperación el cual está apoyado por la alta
fracción volumétrica de la porosidad secundaria la cual es del orden de 30% en los
campos de la Sonda de Campeche, la calidad de la roca almacén es excelente con
buena porosidad por disolución y fracturamiento, baja Sw y presiones capilares, alta
permeabilidad, altos relieves estructurales (Figura 13), grandes espesores de hasta
1000 m y gastos de producción por pozo de 5000 bpd sostenido por más de 15 años
por energía propia del yacimiento.
Figura 13.- Relieves estructurales de algunos campos del área de estudio
6. Conclusiones
Los estudios de CEY son necesarios para el buen conocimiento de los yacimientos y
debe de ser una herramienta imprescindible para la estimación del VOAE y el desarrollo
de los campos en México.
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Los estudios CEY deben realizarse desde el descubrimiento de los campos hasta su
abandono y ser actualizados a medida que se tenga nueva información.
Los campos jóvenes y en desarrollo de la Sonda de Campeche representan un gran
potencial para reclasificar a la alza los volúmenes de hidrocarburos y reservas por
estudio.
7. Nomenclatura
CAAO: Contacto Agua Aceite Original
CREE, CC: Centro Regional de Estudios de Explotación, Cd. del Carmen
GPE: Gerencia de Proyectos de Explotación
FR: Factor de recuperación
JSK: Jurásico Superior Kimeridgiano
JSO: Jurásico Superior Oxfordiano
Np: Producción Acumulada de Aceite
NTG: Relación Neto Bruto
SPRMNE: Subdirección de Producción Región Marina Noreste
SPRMSO: Subdirección de Producción Región Marina Suroeste
Sw: Saturación de agua
VOAE: Volumen Original de Aceite Esperado
3D: Tridimensional
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8. Agradecimientos
Se agradece a todo el equipo de trabajo que colaboro en la realización de los diferentes
estudios de caracterización estática aquí referidos.
9. Referencias
Hernández, A., Ortuño, E., Juárez, L.: “Salinidad en los acuíferos de la Sonda de
Campeche.” Articulo-Revista AIPM. Abril de 2003.
Hernández V., Raul. “Impacto de las velocidades del Terciario en los yacimientos del
Mesozoico”. Seminarios PEP. Octubre 2012.
Luca, C. “Integrated Reservoir Studies”. Institute Français du Pétrole Publications. 2001
Ortuño, E., Pulido, H., et al. Informe de resultados del proyecto: “Estudio Integral del
JSK del campo Zaap del AIKM”. Informe PEP Inédito. Centro Regional de Estudios de
Explotación, Cd. Del Carmen, Campeche (CREECC), GCREE-SCTE, 2005.
Ortuño, E., González, C., et al. Informe de resultados del proyecto: “Estudio integral del
campo Caan Cretácico del AIAPCh. La simulación numérica se realizó en el AIAPCh).
Informe PEP Inédito. CREECC-GCREE-SCTE. 2007.
Ortuño, E., González, C., et al. Informe de resultados del proyecto: “Modelo Estático del
campo Kutz. Informe PEP Inédito. CREECC-GCREE-SCTE. 2008.
Ortuño, E., González, C., et al. Informe de resultados del proyecto: “Diagnóstico y
adecuación de modelos estáticos del proyecto Campeche Oriente Ayatsil-Tekel,
Baksha-Pit, y Phop-Tson”. Informe PEP Inédito. CEY- GPE-MNE-STE. 2009.
Ortuño, E., González, C., et al. Informe de resultados del proyecto: “Conclusión del
modelo estático y desarrollo del modelo numérico del campo Chac (litotipos y
propiedades dinámicas)”. Informe PEP Inédito. CEY- GPE-MNE-STE. 2009.
Ortuño, E., González, C., et al, Informe de resultados del proyecto: “Modelo geológico
semi-regional de los campos Ayatsil-Tekel, Baksha-Pit, y Pohp-Tson”. Informe PEP
Inédito. CEY- GPE-MNE-STE. 2010.
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Ortuño, E., González, C., et al. Informe de resultados del proyecto: “Modelo estático de
los campos Bacab y Lum (JSO)”. Informe PEP Inédito. CEY- GPE-MNE-STE. 2011.
SPRMNE, “ABC de la Administración de Yacimientos de la RMNE”. Manual realizado en
marzo de 2012.
10. Tablas y Figuras
Figura 1.- Mapa de ubicación de los campos de la Sonda de Campeche ....................... 2
Figura 2.- Modelo estático 3D que visualiza una estructura anticlinal poblada con
porosidad total. ................................................................................................................. 3
Figura 3.- Áreas involucradas en un estudio de CEY ...................................................... 4
Figura 4.- Esquema Interdisciplinario para la generación de un modelo estático........... 5
Figura 5.- Mapa estructural de la cima de la BKS de los campos de la SPRMNE .......... 7
Figura 6.- Anticlinorios de los campos Ku-kutz y Zaap-Maloob ....................................... 7
Figura 7.- Sección sísmica que ilustra la disminución de área por la interpretación del
ángulo de las fallas y procesado sísmico (Tomado de Raúl Vela. Trabajo de seminarios
técnicos de PEP, Marzo 2013) ......................................................................................... 8
Figura 8.- Resultado de un análisis del volumen original de aceite esperado de un
campo de la Sonda de Campeche. .................................................................................. 9
Figura 9.- Saturación de agua y factor de recuperación obtenidas de las cédulas
oficiales. ......................................................................................................................... 10
Figura 10.- Evaluación petrofísica avanzada de un pozo del área de estudio .............. 11
Figura 11.- Malla poblada con la variable de porosidad secundaria y permeabilidad de
matriz en un modelo estático de un campo del área de estudio. .................................... 12
Figura 12.- Ejemplos de campos analizados que presentaron volúmenes a la alza. .... 13
Figura 13.- Relieves estructurales de algunos campos del área de estudio ................. 14
