uso de la salinidad del agua de formación como un trazador...

10/10/2014

1

ASOCIACIÓN REGIONAL DE EMPRESAS DELSECTOR PETRÓLEO, GAS Y BIOCOMBUSTIBLES

EN LATINOAMÉRICA Y EL CARIBE

Uso de la salinidad del agua de formación como un trazador natural en el monitoreo de procesos de inyección

de agua Juan Carlos Sosa Sánchez

PEMEX

86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) “Gestión de Reservorios”

6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina

86ª Reunión ARPEL a Nivel de Expertos (RANE) «Gestión de Reservorios» - 6 y 7 de octubre de 2014 – Buenos Aires, Argentina

Contenido

� Objetivo

� Generalidades del Proyecto

� Metodología empleada

� Desarrollo del tema

� Conclusiones y recomendaciones

2

10/10/2014

2


Objetivo

� Implementar una nueva metodología de ingeniería deyacimientos que permita monitorear de manera correcta elavance de la inyección de agua en la formación y localizar losbancos de aceite remanente y redefinir el esquema deexplotación de Proyecto Complejo Antonio J. Bermúdez

3


Generalidades del Proyecto

4

• Inicio de explotación: Junio de 1973

• Tipo de yacimiento: Calizas, dolomías

fracturadas

• Área: 200.2 km2

• Ф: 4 – 6 %

• K: 10 – 250 md

• D: 3,100 – 5,000 m

• Tipo de fluido: Aceite Negro ligero

• ρ: 28 - 31 °API

• Presión (kg/cm2):

• Inicial: 533

• Actual: 125

• Saturación: 318

• Temperatura: 125 °C

• Pozos:

• Perforados: 400

• Productores: 107

• Cerrados: 100

• Volumen Original:

• Aceite: 8,271 mmb

• Gas : 10,440 mmmpc

• Producción acumulada:

• Aceite: 2,917 mmb


• Reserva remanente *:

• Aceite: 818 mmbls


• Factor de recuperación*:

Actual Final

• Aceite: 35.1% 45.0 %

• Gas : 42.1% 63.8 %

México

C. A.J.Bermúdez

N

Localización 20 Km NW de Villahermosa, Tabasco

CUN

SAM

PLA

IRI

OXI

* 2P al 1 de enero de 2014

10/10/2014

3


Generalidades del Proyecto

5

0

20

40

60

80

100

120

140

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 11 13 15

Qw

(mb

pd

) -P

ozo

s o

p.

Qo

(m

bp

d) -

Qg

(mm

pcd

)

Qo (mbpd) Qg (mmpcd) Qw (mbpd) PO

0

100

200

300

400

500

600

73 75 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10 12 14

Pre

sió

n @

PR

[kg

/cm

2]

Samaria

Cunduacán

Platanal

Oxiacaque

Iride

Iny. GASA

Iny. N2Pb= 318 kg/cm2

Iny. Agua Np = 2,917 MMBlsGp = 4,471 MMMpcWp = 189 MMBlsWi = 1,312 MMBls


Comportamiento de la inyección de agua

6

1977 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 11 130

100

200

300

400

500

Qw

i ( M

bbl/d

)

0

300

600

900

1200

1500

Wi (

mm

bbl )

0.0

7.5

15.0

22.5

30.0

37.5

No.

Poz

os In

y.

Fecha

Historia de Inyeccion de Agua

Wi : 1312.22 mmbbl

Cunduacán

14 Inyectores

3 Activos

Samaria

35 Inyectores

11 Activos

CAJB

49 Inyectores

14 Activos

Distribución de pozos inyectores de agua

Wi = 346.5 MMBLS

Wi = 965.7 MMBLS

Wi = 1,312.2 MMBls

10/10/2014

4


Metodología empleada

7

Información validada y almacenada en BDT

Control de calidad de análisis de laboratorios

Incorporar el control de calidad a la BDT

Condiciones de Explotación

Identificar pozos con cambio de salinidades

Diagnóstico de producción de agua

Comportamiento de producción por zonas

Generar mapas de Fw, salinidad, Np, Wp, Wi, P

Identificar los avances de inyección de agua y

bancos de aceite

2004 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140

20

40

60

80

100

0

50000

100000

150000

200000

250000

Fecha

Ejes 1Fw.Lab ( % ) SAMARIA-75-R1

Ejes 2Salinidad SAMARIA-75-R1

Fw (

%)

Sal

inid

ad (p

pm)

2004 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140

20

40

60

80

100

0

50000

100000

150000

200000

250000

Fecha

Ejes 1Fw.Lab ( % ) SAMARIA-75-R1

Ejes 2Salinidad SAMARIA-75-R1

Fw (

%)

Sal

inid

ad (p

pm)

05 06 07 08 09 10 11 12 13 140

20

40

60

80

100

0

50000

100000

150000

200000

250000

Fecha

Ejes 1C_C_Agua SAMARIA-75-R1

Ejes 2C_C_Salinidad ( ppm ) SAMARIA-75-R1

Fw (

%)

Sal

inid

ad (p

pm)

05 06 07 08 09 10 11 12 13 140

20

40

60

80

100

0

50000

100000

150000

200000

250000

Fecha

Ejes 1C_C_Agua SAMARIA-75-R1

Ejes 2C_C_Salinidad ( ppm ) SAMARIA-75-R1

Fw (

%)

Sal

inid

ad (p

pm)

104

105

106

107

10-4

10-3

10-2

10-1

100

101

RA

A (

bb

l/bbl

)

Liquido.Acumulado

104

105

106

107

10-4

10-3

10-2

10-1

100

101

RA

A (

bb

l/bbl

)

Liquido.Acumulado

10 50 100 500 1000 5000 1000010

-5

10-4

10-3

10-2

10-1

100

101

102

Periodo de Dias Acumulado

SAMARIA-75-R1RAA Acumulada ( bbl/ bbl )

RAA.Acum.Der

Diagnostico de Agua (Chan)Activo Integral Samaria Luna

Pozo: SAMARIA-75-R1

10 50 100 500 1000 5000 1000010

-5

10-4

10-3

10-2

10-1

100

101

102


SAMARIA-75-R1RAA Acumulada ( bbl/bbl ) RAA.Acum.Der

Diagnostico de Agua (Chan)Activo Integral Samaria Luna

Pozo: SAMARIA-75-R1

1998 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140

20

40

60

80

100

0

50000

100000

150000

200000

250000

Fecha

Ejes 1C_C_Agua SAMARIA-1199

Ejes 2C_C_Salinidad ( ppm ) SAMARIA-1199

Fw

(%

)

Sa

linid

ad (

ppm

)

1998 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 140

20

40

60

80

100

0

50000

100000

150000

200000

250000

Fecha

Ejes 1C_C_Agua SAMARIA-1199

Ejes 2C_C_Salinidad ( ppm ) SAMARIA-1199

Fw

(%

)

Sa

linid

ad (

ppm

)

0

510

152025

Qo

( M

bbl/d

)

020

4060

80100

Fw

( %

)

1977 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 11 130.02.55.0

7.510.012.5

Qw

i ( M

bbl/d

)

Fecha

0

510

152025

Qo

( M

bbl/d

)

020

4060

80100

Fw

( %

)

1977 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 11 130.02.55.0

7.510.012.5

Qw

i ( M

bbl/d

)

Fecha

Ficha Técnica de pozos


Premisas para realizar control de calidad

8

� Revisar historia de producción del pozo

� Tendencia histórica de los datos

� Identificar eventos que modifiquen los resultados del análisis (intervenciones, estimulaciones, limpiezas de aparejo, etc.)

369 terminaciones con control de calidad

2006 07 08 09 10 11 12 13 140

20

40

60

80

100

0

50000

100000

150000

200000

250000

Fecha

Ejes 1C_C_Agua SAMARIA-105A-R1

Ejes 2C_C_Salinidad ( ppm ) SAMARIA-105A-R1

Fw

(%)

Sal

inid

ad (p

pm)

2006 07 08 09 10 11 12 13 140

20

40

60

80

100

0

50000

100000

150000

200000

250000

Fecha

Ejes 1Fw.Lab ( % ) SAMARIA-105A-R1

Ejes 2Salinidad SAMARIA-105A-R1

Fw

(%)

Sal

inid

ad (p

pm)

10/10/2014

5


Análisis de condiciones de explotación

9

4353 - 4360 mdAbierto

KS_2May-09

P. P. J. 1 11/16”,20 c/m, F-60°

4387 – 4418 mdMay-09

KS_2Mar-06

P. Entub. 2 1/8”, 20 c/m, F-60°

1

2

NpT (mmbbl) = 1.09

Np=

0.7

6 F

w=

52.9

6

Mar

06-M

ay09

May

09-A

ctua

l

Np=

0.3

3

F

w=

71.1

8

Ventana 2996-3003m

03/07/05

4388 - 4394 mdAbiertoRe-disparo

KS_2May-09

P. P. J. 1 11/16”,20 c/m, F-60°

PI= 4568 mPT= 4608m

0400800

120016002000

Qo

( bb

l/d )

0.000.250.500.751.001.25

Np

( m

mbb

l )

Qo : 484 bbl/d Np : 1.18 mmbbl

Qg : 0.15 mmpc/d Gp : 2.39 MMMpc

RGA : 53 scm/m3Fw : 36.70 %

0.01.53.04.56.07.5

Qg

( m

mpc

/d )

0.00.51.01.52.02.5

Gp

( M

MM

pc )



RGA : 53 scm/m3Fw : 36.70 %

2006 07 08 09 10 11 12 13 140

306090

120150

Fw

( %

)

06001200180024003000

RG

A (

scm

/m3

)

Fecha



RGA : 53 scm/m3Fw : 36.70 %

1 2

AM

PLI

A E

STR

AN

G.

RM

AS/

EQ.

INST

. ED

F

RM

EI

EDF

Samaria-105R


1986 87 88 89 90 91 92 93 94 950

20

40

60

80

100

0

60000

120000

180000

240000

300000

Fecha

Ejes 1C_C_Agua CUNDUACAN-35

Ejes 2C_C_Salinidad ( ppm ) CUNDUACAN-35

Fw

(%)

Sal

inid

ad (

ppm

)

1976 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 2000 02 04 06 08 10 12 140

20

40

60

80

100

0

50000

100000

150000

200000

250000

Fecha



Fw

(%

)

Sal

inid

ad (p

pm)

1977 79 81 83 85 87 89 91 93 950

20

40

60

80

100

0

60000

120000

180000

240000

300000

Fecha



Fw

(%

)

Sal

inid

ad (p

pm)

1981 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 11 130

20

40

60

80

100

0

25000

50000

75000

100000

125000

Fecha

Ejes 1C_C_Agua SAMARIA-96A

Ejes 2C_C_Salinidad ( ppm ) SAMARIA-96A

Fw

(%)

Sal

inid

ad (

ppm

)

Jurásico

Cambios de salinidades

Cretácico Medio

Cretácico Medio-Inferior

Cretácico Medio

Cretácico Superior

10/10/2014

6


100 101 102 103 104 105 106 1070.001

0.005

0.01

0.05

0.1

0.5

1

5

10

50

100

Liquido.Acumulado

RAA ( bbl/bbl ) SAMARIA-6111

10 50 100 500 1000 5000 1000010

-4

10-3

10-2

10-1

100

101


SAMARIA-6111RAA Acumulada ( bbl/bbl ) RAA.Acum.Der

Diagnostico de Agua (Chan) Pozo: SAMARIA-6111

Wp ( mmbbl )

0.00 3.79 7.58

Diagnostico del producción de Agua

11

100 101 102 103 104 105 106 107 1080.001

0.005

0.01

0.05

0.1

0.5

1

5

10

50

100

Liquido.Acumulado

RAA ( bbl/bbl ) SAMARIA-99

101 102 103 104 10510

-5

10-4

10-3

10-2

10-1

100

101

102

103


SAMARIA-99RAA Acumulada ( bbl/bbl ) RAA.Acum.Der

Diagnostico de Agua (Chan) Pozo: SAMARIA-99

100 101 102 103 104 105 106 1070.01

0.05

0.1

0.5

1

5

10

50

100

Liquido.Acumulado

RAA ( bbl/bbl ) SAMARIA-105A-R1

10 50 100 500 1000 5000 1000010

-4

10-3

10-2

10-1

100

101

102

103


SAMARIA-105A-R1RAA Acumulada ( bbl/bbl ) RAA.Acum.Der

Diagnostico de Agua (Chan) Pozo: SAMARIA-105A-R1

100 101 102 103 104 105 106 107 1080.001

0.005

0.01

0.05

0.1

0.5

1

5

10

50

100

Liquido.Acumulado

RAA ( bbl/bbl ) CUNDUACAN-22

10 50 100 500 1000 5000 1000010

-5

10-4

10-3

10-2

10-1

100

101

102


CUNDUACAN-22RAA Acumulada ( bbl/bbl ) RAA.Acum.Der

Diagnostico de Agua (Chan) Pozo: CUNDUACAN-22

100 101 102 103 104 105 106 107 1080.001

0.005

0.01

0.05

0.1

0.5

1

5

10

50

100

Liquido.Acumulado

RAA ( bbl/bbl ) CUNDUACAN-1

101 102 103 104 10510

-5

10-4

10-3

10-2

10-1

100

101

102

103


CUNDUACAN-1RAA Acumulada ( bbl/bbl ) RAA.Acum.Der

Diagnostico de Agua (Chan) Pozo: CUNDUACAN-1

100 101 102 103 104 105 106 107 1080.001

0.005

0.01

0.05

0.1

0.5

1

5

10

50

100

Liquido.Acumulado

RAA ( bbl/bbl ) SAMARIA-96A

101 102 103 104 10510

-5

10-4

10-3

10-2

10-1

100

101

102


SAMARIA-96ARAA Acumulada ( bbl/bbl ) RAA.Acum.Der

Diagnostico de Agua (Chan) Pozo: SAMARIA-96A

Gráficos de Chan1

Gráficos de Yortsos2

1 Paper SPE 307752 SPE Journal 4 Paper 59477


0

5

10

15

20

25 Qo (Mbbl/d) SAMARIA-1187SAMARIA-2175SAMARIA-2185SAMARIA-71SAMARIA-73ASAMARIA-75SAMARIA-75-R1SAMARIA-83SAMARIA-85

Qo

(Mbb

l/d)

1977 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 11 130

20

40

60

80

100

Fw

( %

)

Fecha

Qo

(Mbb

l/d)

Comportamiento de producción de zonas de interes

12

SA-1187SA-2175

SA-2185

SA-0071 SA-0073SA-0073A SA-0075SA0075R1

SA-0083SA-0085

10/10/2014

7


Comportamiento del avance de los fluidos

13

1977

Mapa de malla de Inyección de agua

Líneas de FlujoMapa de malla de

SalinidadMapa de malla de Aceite Acumulado



14

1987

1997

10/10/2014

8



15

2007

2014


Zonas potenciales de bancos de aceite

16

Reentradas propuestas

10/10/2014

9


Conclusiones y recomendaciones

� Implementar un control de calidad de la información de los análisis de agua ysalinidad de laboratorio para atenuar la dispersión.

� Los mapas de salinidad del agua de formación permiten visualizarcualitativamente la distribución del agua de inyección en el yacimiento.

� Los análisis de salinidad provenientes de laboratorio de yacimientos comotrazador natural dentro de la formación es una excelente herramienta, económica yfácil de obtener y monitoreas los pozos.

� Con base en los bancos de aceite se proponen intervenciones a pozos para drenarlas reservas remanentes existentes en los bancos de aceite visualizados.

� Integrar este análisis con el modelo estático y simulación numérica de yacimientospara conceptualizar y redefinir la estrategia de explotación con el fin de maximizarla explotación de los hidrocarburos remanentes en el yacimiento

� Correlacionar esta metodología con la posición de los contactos de fluidos de losyacimientos

17

18

Juan Carlos Sosa Sánchez - PEMEX

Carlos Mora Nieto - PEMEX

Yuran Amasilis Bello Salazar – Schlumberger

Equipo de Yacimientos del Complejo Antonio J Bermúdez

uso de la salinidad del agua de formación como un trazador...

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