Abril 09

rgano de Divulgacin Tcnica, e Informacin de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A.C.VOL XLIX Nmero 04 Abril de 2009rgano de Divulgacin Tcnica, e Informacin de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A.C.VOL XLIX Nmero 04 Abril de 2009

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Guas para el monitoreo de la prueba piloto de inyeccin de gas amargo en el campo

La definicin de heterogeneidades en el Campo Cunduacan

Prediccin de calidad de yacimiento en arenas compactas productoras de gas

Caracterizacin experimental, modelado e identificacin del dao a la formacin

ProMSO (Produccin Marina Suroeste)

Guas para el monitoreo de la prueba piloto de inyeccin de gas amargo en el campo

La definicin de heterogeneidades en el Campo Cunduacan

Prediccin de calidad de yacimiento en arenas compactas productoras de gas

Caracterizacin experimental, modelado e identificacin del dao a la formacin


COORDINACIN EDITORIALLaura Hernndez Rosas

[email protected] 5260-7458, 5260-2244, 5260-7310

Micro (811)20118

Invita a todos sus asociados a participar activamente con la elaboracin y enriquecimiento de la revista Ingeniera Petrolera, a fin de compartir conocimientos y nuevas experiencias.

Los temas para participar pueden ser de inters general, anecdticos, histricos, chuscos, tcnicos de conocimiento en general. No pierdas la oportunidad, Participa con nosotros!

Fraternidad y Superacin!

La Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A.C.

rgano de Divulgacin Tcnica e Informacin de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A.C.

Certificado de Licitud de Ttulo Nm. 8336Certificado de Licitud de contenido Nm. 5866

Vol. XLIX No. 4 Abril 2009

Ingeniera Petrolera.- Publicacin mensual de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A.C., Av. Melchor Ocampo 193 Torre A piso 12 Col. Vernica Anzures C.P. 11300, Mxico D.F., Tels. 5260-2244 y 5260-7458. Solicitada la Autorizacin como Correspondencia de Segunda Clase de Administracin de Correos nm. 1 de Mxico D.F. Distribuido por la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A. C. Publicacin Editada e Impresa por Grfico Express S.A. de C.V. Andres Iduarte F. No. 213 Col. Jose Ma. Pino Suarez Tels.: 351-19-80, 351-19-38 C.P. 86168 Villahermosa, Tab. Edicin: 2055 Ejemplares.

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I n d i c e

Resmenes de artculos tcnicos

Artculos

Seccin Tcnica

04

Editorial 03

07

19

22

40

56

Guas para el monitoreo de la prueba piloto de inyeccin de gas amargo en el Campo Oxiacaque del Complejo Antonio J. Bermdez

La definicin de heterogeneidades en el Campo Cunduacan coadyuva al entendimiento del comportamiento de sus yacimientos

Prediccin de calidad de yacimiento en arenas compactas productoras de gas, utilizando Petrofisica y atributos ssmicos, ejemplo arena Queen City 3A, Campo

Cuervito, Cuenca de Burgos, Mxico

Caracterizacin experimental, modelado e identificacin del dao a la formacin causado por depositacin de materia orgnica


Consejo Nacional de Honor y Justicia

Directiva Nacional

Delegacin Ciudad del Carmen

Delegacin Coatzacoalcos

Delegacin Comalcalco

Delegacin Mxico

Delegacin Monterrey

PresidenteVicepresidente





Delegacin Poza Rica

Delegacin Reynosa

Delegacin Tampico

Delegacin Veracruz

Delegacin Villahermosa


Presidente


Presidente


Coordinacin EditorialLaura Hernndez Rosas [email protected]

Tels.: 5260-7458, 5260-2244, 5260-7310 Micro (811) 20118

Gerencia NacionalLic. Roberto Manuel Martnez Gmez [email protected]

M. en I. Jos Luis Fong AguilarMI. Edmundo Rivera RamrezIng. Ricardo Rosales LamIng. Ing. Vctor Hugo Flores IglesiasIng. Miguel Angel Maciel TorresIng. Csar R. Lpez Crdenaslng. Nstor Prez RamosIng. Sergio Mariscal Bellalng. Edilberto Pea SainzIng.. Oscar Humberto Lizn Prezlng. Hctor S. Salgado CastroIng. Rubn Lujn SalazarDra. Alma Amrica Porres LunaMI. Ramiro Rodrguez CamposIng. Alfonso Amieva ZamoraIng. Jaime Torres RuvalcabaIng. Carlos Gustavo Cullar AnguloDr. Francisco Garca HernndezLic. Roberto Vera CastroIng. Florencio Saucedo Molina

PresidenteVicepresidenteSecretarioProsecretarioTesoreroProtesoreroCoordinador de Ayuda MutuaSubcoord. Inversiones Ayuda MutuaCoordinador de Fondo de RetiroSubcoordinador Inversion Fondo de RetiroDirector Comisin de EstudiosSubdirector de EstudiosDirectora Comisin EditorialDirector Comisin LegislativaSubdirector de Comisin LegislativaSubdirector de Comisin LegislativaCoordinador de Relaciones PblicasDirector Comisin de MembresiaDirector Comisin Apoyo InformticoDirector Comisin de Salud y Fraternidad

222

Ing. Jos Baltazar Domnguez Ing. Moiss Medelln Salgado

M I. Arturo Ramrez Rodriguez Ing. Javier Rubn Martnez Gutirrez

Ing. Martn Salazar Bustamante Ing. Sergio Vzquez Barrera

Ing. Martin Galindo Garca Ing. Gustavo Salgado Nava

Ing. Francisco Javier Garza Salazar Ing. Roberto Lozano Montemayor

Ing. Luis Octavio Alczar Cancino Ing. Plcido Gerardo Reyes Reza

Ing. Salvador Quero Garca Ing. Juan Arturo Hernndez Carrera

Ing. Gregorio Olmos Cedillo Ing. Gaelo de la Fuente Garca

Ing. Miguel ngel Hernndez Garca Ing. Rubn A. Jimnez Guerrero

Ing. Lauro Jess Gonzlez GonzlezIng. Jorge Rodrguez Collado

Ing. Daniel Njera Paredes

Dr. Guillermo C. Domnguez Vargas

Ing. Jess Oscar Romero Lpez

MI. Carlos Rasso Zamora

Ing. Javier Chvez Morales

Vicepresidente

Vicepresidente

LE d i t o r i a l333

a industria petrolera es actualmente un eje importante en el desarrollo de la actividad humana, ya que ms del 90% de los energticos empleados a escala mundial provienen de los hidrocarburos, adems, miles de productos son derivados del aceite y del gas natural. En este contexto es evidente que la economa global y el desarrollo de las regiones dependen en gran medida de la disponibilidad y aprovechamiento de estos recursos.

La poblacin mundial es actualmente de 6 mil millones de personas, se espera para el 2020 un crecimiento superior al 20%, lo cual implicar un considerable aumento en la demanda de combustibles, electricidad y en general de productos derivados tanto del aceite como del gas natural. Esto impone adicionalmente grandes retos para la Industria Petrolera.

En Mxico, el Sector Energa enfrentar igualmente retos y oportunidades, uno de ellos ser el proporcionar los energticos que demanda el desarrollo nacional, de igual forma tiene el desafo de ser el motor para transformar un recurso no renovable en activos productivos para la sociedad, como salud, educacin y seguridad social. Sin lugar a dudas, Mxico necesita definir el futuro energtico que deseamos y la posicin que debe tener en el contexto energtico mundial.

Para los aos siguientes, la industria petrolera nacional enfrentar nuevos desafos en exploracin y produccin, los cuales son derivados de las necesidades y requerimientos del desarrollo de nuestro pas, como son: incrementar los niveles de produccin de petrleo crudo y gas natural y elevar la tasa de restitucin de reservas de hidrocarburos. Para esto, PEMEX como productor nico de crudo, gas natural y productos refinados, tendr que hacer frente a un incremento importante de su eficiencia operativa, con seguridad y proteccin al medio ambiente.

Sin lugar a dudas, en este contexto de retos y desafos, la investigacin, el desarrollo tecnolgico y la aplicacin de nuevas tecnologas tendrn un papel fundamental. Si revisamos con atencin el desarrollo de la industria petrolera, la aplicacin de nuevas tecnologas ha permitido el descubrimiento, desarrollo y explotacin de nuevos yacimientos en reas cada vez ms difciles, en donde hace una veintena de aos era impensable su incorporacin, como los yacimientos en aguas profundas. Asimismo, la aplicacin de nuevas tecnologas ha permitido reducir los costos de descubrimiento y los de extraccin, incrementando la competitividad de la industria petrolera con respecto a nuevas fuentes de energa. De manera similar, la puesta en marcha de nuevas tecnologas ha contribuido a mejorar las condiciones de seguridad y aplicar procesos cada vez mas limpios y de menor impacto al medio ambiente, por lo tanto, la Industria Petrolera Mexicana continuar en el futuro teniendo una gran relevancia en el desarrollo tecnolgico, econmico y social de nuestro pas.

RETOS TECNOLGICOS EN EXPLORACIN PRODUCCIN

Fraternidad y Superacin!

R e s m e n e s444Guas para el monitoreo de la prueba piloto de inyeccin de gas amargo en el campo Oxiacaque del complejo Antonio J. Bermdez

Ing. Javier Molina Ocampo

Delegacin Villahermosa

En este trabajo se presentan las principales prcticas del proceso de Monitoreo, que se llevaron a cabo durante la prueba piloto de mantenimiento de presin por inyeccin de gas amargo en un yacimiento naturalmente fracturado. Estas prcticas de monitoreo se realizaron en el campo Oxiacaque perteneciente al Complejo Antonio J. Bermdez.

El proceso de monitoreo involucr un plan de adquisicin de datos y su anlisis para finalmente hacer recomendaciones sobre la estrategia mas adecuada para obtener los mayores beneficios en la inyeccin de gases como proceso de mantenimiento de presin.

Dentro del ciclo de monitoreo, el primer sitio corresponde a la toma de informacin, en l se identificaron cuatro puntos estratgicos y para cada uno de ellos las principales variables y sus entregables.

Con el anlisis de los datos y de los resultados se determin que en yacimientos naturalmente fracturados, para su mantenimiento de presin, la inyeccin de fluidos equivalente al volumen de hidrocarburos extrados no se debe aplicar directamente, ya que por su naturaleza, las fracturas actuarn como canales preferenciales de flujo provocando una irrupcin temprana del gas inyectado lo que genera efectos negativos en la recuperacin final de hidrocarburos.

Se concluy que para tener resultados exitosos en el proceso de mantenimiento de presin y retardar la

La definicin de heterogeneidades en el Campo Cunduacan coadyuva al entendimiento del comportamiento de sus yacimientos

Ing. Jos Snchez Barajas

Delegacin Comalcalco

En este trabajo se presenta la definicin de heterogeneidades en dos reas del Campo Cunduacan, la primera en la formacin Cretcico superior de la parte oeste de dicho campo y la segunda en algunos pozos que atravesaron las formaciones del Jursico.

La determinacin de dichas heterogeneidades, se realizo mediante el anlisis de los registros geofsicos, muestras de roca y fluidos del yacimiento, trazadores inyectados, registros de produccin, pruebas de interferencia y del comportamiento de la produccin, inyeccin y presin de los pozos perforados.

Es conveniente ind icar , que se redujo considerablemente el tiempo de bsqueda de la informacin analizada por que se dispuso del Sistema de Administracin de Datos e Informacin Tcnica de Exploracin y Produccin (ADITEP).

Adems, como resultado del estudio se presentan una serie de recomendaciones, entre las que destacan la redistribucin de la inyeccin de agua,

irrupcin del gas inyectado, es conveniente inyectar a bajos gastos y posteriormente ir adecundolos conforme se desarrolle el proceso, as como tambin ampliar las reas de inyeccin a travs de nuevos pozos inyectores.

555

El bloque Cuervito Norte tiene una extensin de 231

Km, se localiza en la porcin noreste de Mxico. El

yacimiento Queen City 3A (QC3A) es el productor

principal de gas en este bloque.

Los tres pozos perforados recientemente para

desarrollar QC3A en la parte norte del campo,

encontraron esta arena cementada con calcita, lo

cual reduce significativamente el espesor neto

impregnado y disminuye el promedio de porosidad

efectiva. Estos resultados negativos pusieron en

riesgo el plan de desarrollo del Campo Cuervito

Norte e impulsaron la necesidad de afinar el estudio

de caracterizacin de la arena QC3A a fin de definir

zonas de buena calidad dentro de los yacimientos.

Este trabajo se enfoca a crear, con la integracin de

todos los datos disponibles, una herramienta

confiable para el desarrollo de la arena QC3A en el

Campo Cuervito Norte, reduciendo el riesgo de

perforar pozos secos.

La metodologa incluy: crear un modelo

petrofisico; crear y validar sismogramas sintticos;

Prediccin de calidad de yacimiento en arenas compactas productoras de gas, utilizando Petrofisica y atributos ssmicos, ejemplo arena Queen City 3A, Campo Cuervito, Cuenca de Burgos, Mxico

Luz Mery Rodrguez Carlos AzalgaraEmma Amelia Nieves

Delegacin Reynosa

caracterizar los datos ssmicos; analizar el

comportamiento fsico de la roca; crear el modelo

estructural y estratigrfico; y el anlisis de la

relacin entre las caractersticas del yacimiento

relacionadas con la cementacin de la calcita y los

atributos ssmicos.

Los resultados de este estudio demuestran que el

grado de cementacin de la calcita en los cuerpos

de la arena QC3A es crtico en el comportamiento

product ivo de los pozos perforados. La

cementacin de la calcita, la cual es el evento

diagenetico ms importante en el rea de estudio, se

enfatiza ms en las arenas que en las lutitas de la

unidad QC3A y propicia un mejor contraste de

impedancia entre estos dos tipos de litologa.

La amplitud ssmica que cubre el pico de MFS QC3A

(base del yacimiento), y la base del pico superior

QC3A (cima del yacimiento), es la expresin

ssmica del grado de cementacin de las arenas

QC3A y muestran una buena correlacin lineal

positiva con el ndice de cementacin calculado en

estos pozos.

El mapa ndice de cementacin de la arena QC3,

integra el ndice de cementacin medido en los

pozos con la amplitud mxima del canal, extrada

de la cima MFS-QC3A, (intervalo en tiempo de

QC3A), define el grado de cementacin de la arena

a travs del Campo Cuervito Norte. Este mapa puede

ser usado en el desarrollo de la arena QC3A

reduciendo el riesgo de perforar pozos secos.

666 Seccin Tcnica


Ing. Fernando Maximiliano Jos Medina CantnDelegacin Veracruz

Es una solucin aplicada en la RMSO para el seguimiento diario de produccin, para ello fue necesario desarrollar un sistema informtico que fuera capaz de adecuarse a las necesidades cambiantes de los diversos procesos operativos de la empresa, concentrando las variables que se requieren para la obtencin de los balances y reportes diarios de produccin de Aceite, Gas y Condensado, as como los indicadores tcnico-operativos, que permitan desde cualquier punto de la red de datos, visualizar, explotar y monitorear los indicadores crticos a travs de reportes y de un portal de informacin.

Este sistema de informacin en arquitectura WEB sirve como herramienta de apoyo a todo el personal autorizado de PEMEX Exploracin y Produccin para obtener en lnea la informacin que se genera diariamente de Produccin de Aceite, Gas y Condensado en la RMSO.

El comportamiento de flujo de fluidos de aceite crudo y gas en medios porosos es de considerable importancia en la explotacin y produccin de los hidrocarburos en yacimientos de petrleo; es bien conocido que durante la vida productiva de un pozo petrolero, el aceite crudo fluye por la regin que presenta menor resistencia, que puede ser a travs de la matriz porosa o por las fracturas del yacimiento, y que la fuerza impulsora que genera el movimiento de fluidos entre los espacios porosos de la roca es una diferencia de presin en el sistema roca-fluido. Adems, ocurre que durante la explotacin de un pozo, la presin del mismo disminuye de manera natural; esta disminucin de presin puede ocasionar el fenmeno de precipitacin de slidos orgnicos (parafinas y asfaltenos) que disminuyen la eficiencia de flujo del pozo durante las diferentes etapas de produccin de los hidrocarburos.

En este trabajo se llev a cabo un estudio sobre el efecto de la precipitacin de asfaltenos en las propiedades petrofsicas ms importantes (permeabilidad absoluta y porosidad efectiva) de una roca de yacimiento a las condiciones de temperatura y presin de yacimiento, emulando el dao a la formacin por cambio de presin durante la recuperacin primara de hidrocarburos. Los experimentos se llevaron a cabo con una muestra representativa de aceite crudo preservado tomado de fondo de pozo y una roca de formacin (tapn de ncleo de mineral caliza Bedford). El estudio

consisti en las siguientes etapas: (a) obtencin de las muestras de aceite crudo preservado y roca de formacin, (b) caracterizacin de la muestra de aceite (anlisis composicional por cromatografa de gases, anlisis SARA, envolvente de precipitacin de asfaltenos, curva de saturacin, viscosidad de la muestra de aceite), (c) caracterizacin de la muestra de roca (anlisis elemental, longitud caracterstica), y (d) caracterizacin del sistema roca-fluido (nmero de Reynolds, porosidad, permeabilidad). Se desarroll un modelo matemtico para la representacin de la depositacin de los asfaltenos en el medio poroso que se valid con datos de laboratorio en pruebas de desplazamiento. Los resultados del modelo matemtico propuesto concuerdan satisfactoriamente con los resultados experimentales.

Caracterizacin experimental, modelado e identificacin del dao a la formacin causado por depositacin de materia orgnica

J. L Mendoza de la Cruz Matas-Prez,VArgelles-Vivas F. J. Buenrostro-Gonzlez E. Durn Valencia C. Lpez-Ramrez, S.

Delegacin Mxico

777

Guas para el monitoreo de la prueba piloto de inyeccin de gas amargo en el Campo Oxiacaque del Complejo

Antonio J. Bermdez

Ing. Javier Molina OcampoDelegacin Villahermosa

Introduccin

El monitoreo en el sistema subsuelo-superficie, cada da se reconoce como uno de los elementos fundamentales para la explotacin de los yacimientos dentro del concepto de Administracin Integrada de Yacimientos. La necesidad de minimizar el riesgo de canalizacin e irrupcin del fluido inyectado en los pozos productores, en un proceso de mantenimiento de presin, a travs de la inyeccin de fluidos en un yacimiento naturalmente fracturado hace imprescindible el conocimiento y control adecuado de todas las variables que se consideren claves dentro de los planes de explotacin inyeccin.

El proceso de monitoreo permiti evaluar los resultados de la prueba piloto de inyeccin de gas amargo en el campo Oxiacaque.

El campo Oxiacaque, junto con Samaria, Iride, Cunduacn y Platanal, forman lo que se conoce

como el Complejo Antonio J. Bermdez; el complejo se encuentra sobre un anticlinal de tipo dmico, seccionado por un gran nmero de fallas normales que lo dividen en bloques con caractersticas litolgicas diferentes pero que se encuentran unidos hidrulicamente entre s, Figura 1. El rea que comprende estos Campos es de 163 Km2, con una profundidad promedio de los pozos de 4500 m y una porosidad entre 3% y 5%. El espesor de las formaciones productoras es de aproximadamente 800 m, con una saturacin inicial de agua promedio de 18%. El tipo de yacimiento es de aceite negro, con una densidad entre 28 y 31 API. Desde el punto de vista geolgico, los yacimientos del Complejo Antonio J. Bermdez se clasifican como yacimientos carbonatados naturalmente fracturados, con doble porosidad en fracturas y matriz. Por procesos de disolucin, algunas fracturas presentan cavidades que influyen en la porosidad de las formaciones.

Figura 1. Campos que integran el Complejo Antonio J. Bermdez.

Seccin Tcnica888

Figura 2. Comportamiento de produccin del Campo Oxiacaque

El Campo Oxiacaque inici su explotacin en agosto de 1977 con la perforacin del pozo Oxiacaque 1. Su mxima produccin de 99.932 MBD de aceite la alcanz en febrero de 1979 y la de gas en agosto de 1980 con 194.64 MMPCD, teniendo 16 pozos productores. Al 28 de febrero del 2007 produce 11.10 MBD de aceite y 32.22 MMPCD de gas, de los pozos Ox-1, Ox-13, Ox-22, Ox-26, Ox-1001, Ox-1022 y Ox-5044. Su produccin acumulada asciende a 161.2 MMB de aceite y 426.4 MMMPC de gas, como se muestra en la Figura 2.

El Campo Oxiacaque presenta fallas geolgicas y por consecuencia fracturas, la mayor intensidad se observa en formaciones calcreas ms limpias y dolomitizadas, como es en algunas unidades del Cretcico Superior. La orientacin de las fracturas es generalmente paralela a las fallas: NE-SW y NW-SE, con echados que varan de 62 a 84 grados. Las

fracturas con orientacin NE-SW, ejercen un papel importante en la generacin de direcciones preferenciales de permeabilidad. Litolgicamente el Cretcico Superior esta 4% representado por caliza ligeramente dolomitizada y caliza dolomtica, con porosidad que vara de 4% a 8%. En la parte Noreste del Campo Oxiacaque (Ox-15), se encuentra una zona con alto volumen de arcilla de 20 a 60%.

La presin inicial del Campo Oxiacaque fue de 510 2 2Kg/cm y la de saturacin de 318 Kg/cm actualmente

es un yacimiento saturado con una presin de 120 2Kg/cm a un plano de referencia de 4640 m, como se

observa en la Figura 3. Por su posicin estructural con respecto a los otros campos del Complejo, posee el casquete de gas ms desarrollado.

Se seleccion el Campo Oxiacaque para la inyeccin de gas amargo como prueba piloto previa a la inyeccin de nitrgeno.

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Descripcin del proceso de monitoreo

El monitoreo de yacimiento constituye uno de los procesos ms importantes dentro de la administracin integral de yacimientos y permite el seguimiento de la estrategia de explotacin que se ha definido como la ms conveniente para este.

El proceso de monitoreo del mantenimiento de presin a travs de la inyeccin de gas amargo, consisti en la observacin, toma de informacin y anlisis de todas aquellas variables consideradas claves, realizacin de evaluaciones con modelos

analticos y de simulacin numrica que permitieron una toma de decisin adecuada que consider la optimizacin del proceso.

El ciclo de monitoreo se ilustra con la Figura 4, el cual cubre desde la toma de informacin, evaluacin de lo que est ocurriendo en el yacimiento y pozos productores e inyectores, instalaciones superficiales, seguimiento del plan de explotacin en su conjunto, asegurando que los resultados del plan de produccin van en lnea con lo planificado, en caso contrario proponiendo alternativas para mejorar el proceso.

Figura 4. Ciclo de monitoreo.

Figura 3. Comportamiento de presin del Campo Oxiacaque

Seccin Tcnica101010

Toma de informacin

El proceso de monitoreo involucr un plan de adquisicin de datos y su anlisis, para finalmente hacer recomendaciones sobre la estrategia mas adecuada para obtener los mayores beneficios en la inyeccin de gases como proceso de

mantenimiento de presin.

En el punto de toma de informacin se identificaron cuatro puntos estratgicos a monitorear y para cada uno de ellos las principales variables y sus entregables. La Figura 5 presenta de manera grfica los sitios a monitorear y sus variables.

Figura 5. Puntos de toma de informacin y sus variables a monitorear.

Pozo Inyector de gas amargo

Los parmetros a monitorear en este punto fueron:

Gasto de inyeccin de gas (Qginy), presin de inyeccin del gas (Piny) y; composicin de los componentes del gas inyectado (Ygas).

El graficar los datos anteriores versus (vs) el tiempo (t) permiti llevar el control del comportamiento de inyeccin de gas amargo. La figura 6 muestra las grficas mencionadas: Qginy vs t, Piny vs t y Ygas vs t. Las dos primeras grficas sealan que durante toda la prueba piloto, el gasto y presin de inyeccin son

prcticamente constantes, con excepcin de un periodo de ms de 30 das debido al mantenimiento de las lneas de inyeccin.

La grfica del comportamiento del % mol para cada uno de los componentes que integran al gas inyectado, permiti establecer su lnea base, la variacin que se lleg a registrar para cualquiera de los componentes del gas inyectado en un cierto tiempo, era rastreado en los pozos productores aledaos, con el fin de conocer si la composicin del gas producido variaba a consecuencia del cambio de la composicin del gas inyectado.

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Figura 6. Grficas de comportamiento de la inyeccin.

Figura 7. Grficas de Hall.

Con los datos de gasto y presin de inyeccin, se construyeron las denominadas grficas de Hall (presin de inyeccin acumulada vs gas inyectado acumulado), mediante estas grficas se pudo determinar y evaluar las condiciones de inyectividad de los pozos, es decir, se determin oportunamente si el gas inyectado se canaliz o si el pozo inyector present dao o condiciones estables de inyeccin.

La figura 7, muestra las grficas de Hall gua o maestra y la construida para los dos pozos inyectores, como se puede observar en la grfica de la derecha, despus del periodo denominado como de llenado, sealado por un crculo rojo, el pozo inyector 1 se comporta como estable mientras que el pozo 2 muestra canalizacin del fluido inyectado.

Seccin Tcnica121212

En esta fase las recomendaciones seran el cierre o estimulacin de un pozo inyector, cambio del intervalo o de la zona de inyeccin o modificar los volmenes de inyeccin y requerimientos de toma de informacin, por ejemplo, registro de cementacin, registros de produccin, registro giroscpico, etc.

La presin de fondo cerrado (pws) y/o fluyente (pwf) o de inyeccin. Adems de la informacin que se tom en el yacimiento por ejemplo: inyeccin de trazadores y pruebas de variacin de presin en pozos estratgicos.

La adquisicin de los datos de presin fue a travs de sondas de presintemperatura temporales y

permanentes. El graficar la pws o pwf o Piny vs t, permiti conocer el efecto que tena la inyeccin de gas amargo en los pozos vecinos cerrados o p r o d u c t o r e s , a s c o m o e s t a b l e c e r e l comportamiento de presin en las zonas de gas, aceite y agua, es decir, evaluar el incremento de presin en la zona del casquete de gas y el mantenimiento de presin en las zonas por debajo del contacto gas-aceite, incluyendo el acufero. La figura 8 muestra el incremento de presin de diez

2kg/cm en un periodo de cuatro meses, en los pozos terminados en el casquete de gas, por efecto de la inyeccin del gas amargo.

Figura 8. Comportamiento de la presin en la zona del casquete de gas.

Con los trazadores, que en este caso fueron del tipo radiactivo, se identificaron las trayectorias preferenciales de flujo y con las pruebas de inter ferencia se determin el grado de comunicacin entre los pozos inyectores y los p roduc to re s , adems de de te rmina r l a permeabilidad media y establecer los tiempos de

arribo del pulso de presin en los pozos testigo.

Con el anlisis de la informacin de trazadores y pruebas de interferencia entre pozos, se generaron mapas donde se muestran las zonas preferenciales de flujo del fluido inyectado, as como los tiempos de arribo de un pulso de presin o de trazador, figura 9.

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Figura 9. Mapa con las zonas preferenciales de flujo del fluido inyectado.

El conocer la comunicacin areal, en la zona de influencia de la inyeccin, fue importante, ya que permiti evaluar y estimar el efecto de esta inyeccin en los otros campos del complejo; por otro lado, el saber el grado de comunicacin vertical permiti tomar las medidas necesarias para mejorar dicha comunicacin, pues si se quiere favorecer el proceso de drene gravitacional se requiere inyectar a gastos moderados, lo cual tambin evitar la canalizacin temprana del gas inyectado.

Con ayuda de los registros de produccin, tomados

en los pozos inyectores, se determin la eficiencia de barrido vertical (Ev) de las zonas de inyeccin y mediante la caracterizacin dinmica se obtuvieron las propiedades del medio poroso, por lo que se pudo determinar el factor de recuperacin (Fr) por medio de la expresin:

Ed, Ea y Ev, son las eficiencias de desplazamiento microscpica, vertical y areal, respectivamente. La figura 10 muestra de manera esquemtica el clculo del factor de recuperacin donde la Ea considera un arreglo en lnea directa de pozos inyectores.

Figura 10. Clculo del factor de recuperacin.

Seccin Tcnica141414

Con toda esta informacin se pudo recomendar en esta fase del monitoreo, el disparo o redisparo de intervalos para modificar el punto de inyeccin y mejorar la Ev, modificar los patrones de inyeccin y las cuotas de inyeccin, as como la definicin de nuevos pozos inyectores y futuras reparaciones mayores para pozos productores con alta RGA.

Los parmetros a monitorear fueron:

Presin de fondo fluyente y esttica (pws), produccin de aceite, gas y agua (en superficie por medio de los aforos y a condiciones de fondo mediante registros de produccin), temperatura de fondo y composicin del gas producido en funcin del tiempo.

En esta parte del proceso de monitoreo, se elaboraron grficas de pws, gasto de aceite, temperatura de

Pozo productor de aceite

fondo vs t y grficas de composicin del gas producido e inyectado vs tiempo. Con el anlisis de esta informacin se conoci el comportamiento de presin en el campo y en la zona de aceite, adems de identificar oportunamente la irrupcin del gas inyectado.

En la figura 11 se muestra la grfica tipo para monitoreo, la lnea azul muestra la pwf del pozo productor, la lnea gris la presin de fondo inyectando (pwiny) del pozo inyector, los puntos verdes y rojos sealan el gasto de aceite y la RGA, respectivamente. Como se observa en la grfica, cuando se tiene una pwiny continua significa que el gasto de inyeccin as se comport, dando como resultado que la pwf y el gasto de aceite se mantengan casi constantes. Sin embargo, cuando se suspende la inyeccin se observa inmediatamente una cada en la tendencia de presin y una mayor declinacin del gasto de aceite con respecto al caso de inyeccin de gas continuo.

Figura 11. Comportamiento de la pwf gasto de aceite de un pozo producto vecino a los inyectores.

Con base en esta informacin, se calcul el ndice de productividad del pozo con y sin mantenimiento de presin, debido a la inyeccin de gas amargo. La figura 12 muestra los anteriormente, se observa que es mayor el IPR del pozo cuando est sujeto a un proceso de mantenimiento de presin.

resultados de los clculos mencionados

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Figura 12. Comportamiento del IPR del pozo con y sin mantenimiento de presin.

El graficar la temperatura de fondo de un pozo productor vs t, result ser efectivo para monitorear la irrupcin del gas inyectado en el pozo productor. Por ejemplo, en la figura 13 se seala la irrupcin del gas inyectado en un pozo productor y se observa que a partir de ese momento, la temperatura de fondo de

ste, declina de manera constante.

Con lneas horizontales y rojas se muestra que la temperatura de fondo tiende a ser invariable toda vez que coincide con la suspensin de la inyeccin de gas amargo

Figura 13. Comportamiento de la temperatura de fondo de un pozo productor.

Seccin Tcnica161616

Para jerarquizar los pozos que producen con alta RGA, se discretiz la produccin de gas de cada uno de los pozos, es decir, se realizaron clculos para diferenciar del gas producido; el atribuible al gas disuelto liberado, el correspondiente al c a s q u e t e d e g a s y e l g a s c a n a l i z a d o correspondiente al inyectado. La informacin que arroj estos clculos permiti conocer el volumen de gas extrado del casquete de gas y, mediante la ayuda de un simulador numrico pronosticar el

comportamiento de presin produccin del campo al cerrarse los pozos con las tazas ms altas de RGA y los pozos que presentan ms posibilidades de canalizacin. La figura 14 muestra la discretizacin del gas producido para un pozo productor vecino a los inyectores, para este caso se observa que cerca del 70% del gas producido corresponde al gas disuelto liberado y el resto al casquete de gas, este pozo no presenta canalizacin del gas inyectado.

Figura 14. Diferenciacin del gas producido, atribuible: al gas disuelto liberado, al casquete de gas y el gas canalizado correspondiente al inyectado.

Con la informacin que se cont en este punto, fue posible estimar la produccin de aceite atribuible al proceso de mantenimiento de presin mediante la inyeccin de gas amargo. El procedimiento consisti en determinar el factor de declinacin de la produccin de aceite antes de iniciar el proceso de inyeccin de gas amargo Np1, este valor pronosticado se compara con la acumulada de

aceite real Np2, al tiempo definido.

Para la mayora de los casos se observ un volumen mayor de aceite despus de implantarse el proceso, sin embargo, ste tiende a disminuir en los casos donde se present la irrupcin del gas inyectado. La figura 15 muestra el clculo del volumen de aceite atribuible a la inyeccin de gas.

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Figura 15. Clculo de la produccin de aceite atribuible a la inyeccin de gas amargo.

Tambin en este punto se est en posibilidad de estimar, de manera cualitativa, la posicin de los contactos agua-aceite y gas-aceite.

En este punto se tuvieron todos los elementos para recomendar una nueva estrategia de inyeccin con el fin de optimizar el proceso de mantenimiento de presin en el Complejo, estas recomendaciones consistieron en modificar los volmenes de inyeccin originales y considerar ms pozos inyectores.

El parmetro a monitorear fue la composicin del gas producido. Se generaron grficas de composicin del gas producido vs t, agrupndose los pozos por batera de separacin con el fin de conocer el comportamiento de la composicin del gas producido en la corriente y as identificar oportunamente la irrupcin del gas inyectado. Se construy la red de instalaciones superficiales utilizando un simulador de proceso, con el cual se simul y analiz de manera integral el comportamiento del gas inyectado en las instalaciones de proceso del AISL.

En esta fase se trabaj en la elaboracin de un programa de contingencia y de correccin, as como de un proceso de redistribucin del gas inyectado y contaminado.

Instalaciones superficiales

Finalmente, del anlisis en su conjunto de toda la informacin que se obtuvo nodo por nodo y de calcular el factor de reemplazo fue posible formular la teora de que en yacimientos naturalmente fracturados, para su mantenimiento de presin, la inyeccin de fluidos equivalente al volumen de hidrocarburos extrados, no se debe aplicar directamente, ya que por su naturaleza, las fracturas actuarn como canales preferenciales de flujo provocando una irrupcin temprana del gas inyectado, lo que genera efectos negativos en la recuperacin de hidrocarburos.

Por lo que, para tener resultados exitosos en el proceso de mantenimiento de presin y retardar la irrupcin del gas inyectado, se propone inyectar a bajos gastos y posteriormente ir adecundolos conforme se desarrolle el proceso.

A partir de las prcticas y procedimientos utilizados y del anlisis de la informacin asociada al proceso de monitoreo de los yacimientos en el Complejo Antonio J. Bermdez se concluye lo siguiente:

El fin de un buen monitoreo consiste en hacer recomendaciones sobre la estrategia mas adecuada para obtener los mayores beneficios en cualquier proceso.

Conclusiones y recomendaciones

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Se deben tener bien identificados los puntos de toma de informacin y las variables a monitorear. Es necesario monitorear la presin y el gasto de inyeccin en los pozos inyectores y productores adems de la composicin del gas producido para evaluar el efecto de la inyeccin de fluidos sobre el comportamiento del yacimiento.

Es factible aplicar las grficas de Hall para determinar la inyectividad de los pozos inyectores de gas.

Es importante calcular la eficiencia del proceso para conocer los barriles de aceite producidos por millar de pie cbico inyectado.

La informacin cromatogrfica y el comportamiento de temperatura permiten determinar la surgencia del gas de inyeccin.

La inyeccin de trazadores permite conocer la comunicacin tanto en el sentido areal como en el vertical.

Los resultados que se obtienen del anlisis de los datos tomados permitirn una toma rpida de decisiones a nivel de pozos y en el contexto del yacimiento.

Los resultados obtenidos con esta prueba piloto sealan que si se logra retardar la irrupcin del gas de

inyeccin a travs de un buen arreglo de pozos inyectores y productores, diseo de pozos inyectores y de sus cuotas de inyeccin, las consecuencias sern satisfactorias con respecto a la produccin de aceite y en el factor de declinacin de la presin.

La clave para el xito de los procesos de mantenimiento de presin o recuperacin mejorada por inyeccin de fluidos, est en evitar al mximo la irrupcin del fluido inyectado.

1. Molina, J., Arteaga M. y Hernndez R.: Reporte de inyeccin de gas amargo en el Campo Oxiacaque del Complejo Antonio J. Bermdez, julio 2007.

2. C. Rodney Martnez: Notas Tcnicas, enero 2007

3. Arteaga M.: Curso Recuperacin Secundaria y Mejorada, Pemex-PEP, Villahermosa, Tab. (julio 15-19), 1996.

4. Coordinacin de Diseo de Explotacin Samaria: Base de datos de la prueba piloto de inyeccin de gas amargo, Chis. (2007).

Referencias

Currculum vitae

Se gradu en la especialidad de Ingeniera Petrolera en la Facultad de Ingeniera de la UNAM en 1992. Posteriormente obtuvo el grado de Maestra en la misma institucin en 2005.

Ha trabajado en la Divisin de Ciencias Bsicas de la Facultad de Ingeniera de la UNAM, en el Instituto Mexicano del Petrleo y en Petrleos Mexicanos en los Activos Integrales Samaria y Muspac.

Actualmente colabora en el Activo Integral Samaria-Luna en el rea de comportamiento primario de yacimientos y se encarga del grupo de monitoreo del proceso de inyeccin de nitrgeno para mantenimiento de presin de los campos del Complejo Antonio J. Bermdez.

Ing. Javier Molina Ocampo

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La definicin de heterogeneidades en el Campo Cunduacan coadyuva al entendimiento del

comportamiento de sus yacimientos

Ing. Jos Snchez BarajasDelegacin Comalcalco

Introduccin

Los yacimientos del Complejo Antonio J. Bermdez presentan amplia variedad de facies y por lo tanto de heterogeneidades petrofsicas que complican la caracterizacin de sus propiedades y que es necesario identificar para contar con mayor soporte en los procesos que se apliquen durante su vida productiva. En este caso, se requiere disponer de las propiedades mencionadas tanto para la matriz como para la fractura.

Debido a que las propiedades petrofsicas son evaluadas por mtodos indirectos, es decir mediante el anlisis de registros geofsicos, descripcin litolgica de recortes recuperados durante la perforacin, de ncleos, anlisis de lminas delgadas, estudios petrofsicos, etc, (modelo esttico). Se requiere corroborar dichas propiedades mediante el anlisis del comportamiento de la produccin, inyeccin y presin (modelo dinmico).

Adems, por el alto grado de heterogeneidades del complejo no es conveniente realizar extrapolaciones rutinarias usando nicamente la informacin petrofsica de los pozos, por lo que es necesario utilizar otras tcnicas como la ssmica y la geoestadstica con el fin de disponer de una distribucin de las propiedades petrofsicas ms concordante con el comportamiento predictivo del yacimiento.

El Complejo Antonio J. Bermdez se localiza a 20 km al norte de la ciudad de Villahermosa, Tabasco, Figura 1. Este complejo de edad mesozoica esta constituido por cinco campos, Samaria, Conduacan, Iride, Oxiacaque y Platanal, fue descubierto en el ao de 1973 con la perforacin del pozo Samaria 101.

Antecedentes

Figura 1.

202020 Seccin TcnicaEl Campo Cunduacan, es el segundo en orden de importancia, est ubicado al noroeste del complejo en la denominada cuenca del sureste. Este campo inici su produccin con la terminacin del pozo Cunduacan 1, en julio de 1974, en la formacin cretcica medio (km). La presin original del complejo fue de 533 kg/cm^2, misma que declin rpidamente para alcanzar la presin de saturacin 318.5 kg/cm^2 en marzo de 1979, Figura 2, por lo que se implant un proceso de mantenimiento de presin mediante inyeccin de agua.

En octubre de 1977 se inici la inyeccin de agua al norte del campo con el pozo Cunduacan 51 con un gasto de 2.6 MBPD, alcanz el mximo gasto de 33.4 MBPD en enero de 1980. En marzo de 1985 se suspende la inyeccin de agua por observar presencia de dicho f luido en los pozos productores. En junio de 2003 se inicia la inyeccin de agua residual; hasta agosto del presente ao se tiene un acumulado de inyeccin de agua de 206.6 MBPD y un gasto de 10.4 MBPD a travs de 3 pozos.

Figura 2. Comportamiento dinmico de la inyeccin de agua-Cunduacn; grfico de Fr y presin de yacimiento.

El volumen original del campo es de 2,576 MMB con una reserva remanente a diciembre del 2006 del orden de 140 millones de barriles, tiene una historia de produccin de 33 aos alcanzando su mxima produccin de aceite de 227.4 MBPD en diciembre de 1978. Cuenta con una produccin acumulada de aceite de 583 MMB y un factor de recuperacin de aproximadamente 22%, actualmente su produccin es de 12.7 MBPD a travs de 18 pozos, tabla 1. Es

conveniente indicar, que para optimizar la produccin de los pozos se han implantado los sistemas artificiales denominados bombeo neumtico y bombeo electrocentrfugo, aclarando que el neumtico se aplic en dos etapas, la primera

2dependiendo de la presin de la red (70 kg/cm ) y la segunda con la utilizacin de motocompresores a boca de pozo y que el electrocentrfugo nicamente se empleo en el pozo Cunduacn 17.

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Tabla 1. Volumen original, reserva y produccin acumulada.

Caractersticas de la roca y fluidos del yacimiento

Las estructuras del complejo Bermdez se agrupan en un anticlinal asimtrico orientado de acuerdo con la tendencia estructural regional, estas estructuras estn divididas por fallas normales en bloques principales y menores. La interpretacin de la historia geolgica de dichas estructuras muestran una fuerte relacin con eventos de tectonismo salino, que influyeron en forma determinante en la columna estratigrfica, donde tambin actuaron otros fenmenos orognicos compresivos y distensivos que imprimieron la gran complejidad tectnica sedimentara de los yacimientos. Como resultado del fuerte tectonismo, se percibe que la intensidad del fracturamiento es variable en el rea de los campos

siendo mayor en la vecindad de las fallas.

Con base en los datos de geologa, el Complejo Antonio J. Bermdez tiene una columna estratigrfica que comprende sedimentos que van desde el jurasico medio (caloviano) hasta el pio-pleistoceno que aflora en algunas localidades, figura 3.

El Jursico medio est constituido por intercalaciones de dolomas con anhidritas.

Los sedimentos del Oxfordiano se componen de dolomas microcristalinas de color gris claro y caf. Estos tipos de sedimentacin corresponden a ambientes de plataformas restringidas, someras y con alta evaporacin.

Figura 3

222222 Seccin TcnicaLa litologa del Kimmeridgiano consiste de una secuencia de dolomas caf claro y crema, donde actualmente es posible reconocer la textura original de estas rocas, pudindose asociar a un modelo de plataforma, con bancos de ooides formando barreras, donde predomina alta energa hidrulica y elica, dando caractersticas especiales a los depsitos.

EL Tithoniano esta constituido esencialmente de mudstone arcilloso de color caf obscuro y negro.

La secuencia de Cretcico inferior se compone de mudstone y wackestone arcilloso, que gradualmente incrementa su dolomitizacin, llegando a constituir dolomas en la porcin superior.

Para el Cretcico medio continan las dolomas con un cuerpo de wackestone de color caf obscuro y gris obscuro en la parte superior.

El Cretcico Superior presenta en la base un cuerpo de mudstone a wackestone que cambia a brechas y

calcarenitas, mostrndose en esta parte de la columna las primeras pulsaciones orognicas que caracterizan los depsitos terciarios.

De acuerdo a lo anterior, los yacimientos del Complejo Bermdez presentan ampla variedad de facies y por lo tanto de heterogeneidades petrofsicas, que complican la caracterizacin de sus propiedades. Por lo anterior, se presentan diferentes tipos de porosidades: intraparticular en granos esqueletales, interpartculas en las facies de plataforma del Cretcico Superior, mldica y vugular formadas por disolucin de carbonatos. La porosidad mldica se encuentra escasamente en calizas del Cretcico Superior e intercristalina y vugular principalmente en dolomas del Cretcico Medio.

En el trabajo de la referencia 1, se introdujo el concepto de litotipo que clasifica la roca combinando la litologa y tipo de porosidad, para el caso del Complejo Bermdez en la Figura 4 se presentan las formaciones con sus litotipos.

Figura 4.

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Para el Campo Cunduacan, se tiene que los litotipos 5 (Marga) y 6 (Anhidrita) son las heterogeneidades que mas afectan la transmisibilidad de los yacimientos. Es conveniente indicar que lo anteriormente descrito se muestra en la Figura 5.

Por lo que respecta a las propiedades de los fluidos del yacimiento, en la tabla 2 se muestra un resumen de los cuatro anlisis PVT del campo. La informacin de dichos PVT se obtuvo de la base de datos de la referencia 2.

Figura 5

Comportamiento de produccin, inyeccin y presin

En la historia de produccin del Campo Cunduacan se pueden diferenciar seis etapas tal como se indica en la Figura 6.

Figura 6.

En la primera etapa, el desarrollo del Campo que se llev a cabo de 1973 a 1979, en la que se encontraban operando 21 pozos, se alcanz la mxima produccin en enero de 1979, con 220,000 BPD La segunda

etapa comenz a principios del ao 1980, donde se observa una franca declinacin de la produccin debido al gran depresionamiento del yacimiento, ocasionado por los altos ritmos de extraccin.

242424 Seccin TcnicaA partir de 1984 se inicia la tercera etapa, observndose un mantenimiento en la produccin de aproximadamente 20,000 BPD hasta finales de 1992, principalmente por la conversin de pozos a bombeo neumtico convencional, sin embargo, continu declinando hasta alcanzar un valor mnimo de 12,000 BPD, en julio de 1994.

La cuarta etapa que inicia en enero de 1995 esta caracterizada por un incremento en la produccin debido principalmente a las recomendaciones emanadas de los grupos interdisciplinarios y estudios integrales de yacimientos, como fueron la perforacin de 7 pozos intermedios y a la optimizacin de los sistemas artificiales de produccin. Con esto se logr una produccin promedio diaria de 30,000 BPD.

A partir de 2002 y hasta octubre de 2006 se presenta la quinta etapa, la cual inicio con una produccin 20,000 BPD, alcanzo un mximo de 30,000 BPD en julio de 2005 y termin con un gasto de 17,000 BPD. Es conveniente indicar, que durante esta etapa el campo alcanzo su mxima produccin de gas de 105 MMPCD proveniente del casquete y del mecanismo de produccin de gas en solucin que ocasiona prdida de energa en el yacimiento y que se incremente la produccin de agua hasta el 20 %.

Para la sexta etapa (noviembre de 2006 actual), es

Figura 7. Pozos inyectores de agua.

cuando se inicia un proceso de inyeccin de gas amargo de 50 MMPCD. A diciembre de 2007, se tiene una produccin de 12,700 BPD de aceite y 56 MMPCD de gas.

El proceso de mantenimiento de presin por inyeccin de agua, se aplic en el campo Cunduacan de octubre de 1977 a marzo de 1985, perodo en el que se inyect un volumen aproximado de 195 MMB. Sin embargo, en junio del 2003 se incorpora nuevamente la inyeccin pero de agua residual, hasta la fecha se han inyectado 12 MMB adicionales. Sin embargo, la cantidad de agua producida es de alrededor de 25.3 MMB, lo que representa el 12 % del volumen total inyectado. Esto ocurri por que los pozos se cerraban con cortes de agua del 35% por falta de un sistema artificial y se tena que efectuar su reparacin mayor. De lo anterior se deduce la gran cantidad de agua que an se encuentra dentro de las formaciones y diluida dentro del acufero.

En la Figura 6 se muestra el comportamiento de la inyeccin de agua y en la Figura 7 los pozos inyectores, as como el periodo y sus volmenes acumulados de inyeccin. Es importante destacar, que los pozos Samaria 152, 153 y 162B se encuentran geogrficamente en el Campo Cunduacan y que los pozos Cunduacan 57. 65 y 67 inyectaron en la parte este del campo un volumen acumulado de 24.3 MMB y los dems 182.7 MMB en la seccin oeste del campo.

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El proyecto de inyeccin de agua fue suspendido en marzo de 1985, debido principalmente a la rpida irrupcin de agua ocasionada por los altos gastos de inyeccin por encima del factor de reemplazo de 1.1, durante el periodo de inyeccin dicho factor alcanz valores hasta de 1.6, lo que origin el cierre de pozos cercanos a los inyectores. En la Figura 2 se presenta el comportamiento de la presin, produccin y del factor de reemplazo del campo. Es necesario aclarar que las mediciones de dichas presiones fueron corregidas a una profundidad de 4,640 M.

Con el fin de corroborar si se haba inyectado en los

Anlisis de registros de produccin y trazadores

intervalos programados, se analizaron los registros de temperatura disponibles. En la tabla 3 se muestran los intervalos programados y donde el registro indica que admiti el pozo.

El estudio de la inyeccin de trazadores radioactivos en el Campo Cunduacan se realiz en septiembre de 1983, Figura 8. El trazador se inyect en el pozo Cunduacan 36 y se detect en los pozos productores Cunduacan 1, 10 y 11 y Samaria 163. El tiempo de irrupcin para el Cunduacan 1 y Samaria 163 fue prcticamente de inmediato, mientras que para el Cunduacan 10 y 11 (ms altos en la estructura y ms distantes) no se preciso la fecha de irrupcin. De esta prueba se infiere una comunicacin oeste-este, por lo que en el proyecto de redistribucin de la inyeccin se propone cambiar la direccin de la misma en sentido perpendicular a dicha direccin.

Figura 8. Anlisis de inyeccin de trazadores y pruebas de interferencia.

262626 Seccin TcnicaEn la Figura 9 se presenta una seccin estructural que involucra al pozo inyector Cunduacan 36 y a los productores Samaria 163 y Cunduacan 10,10A, 1 Y 11, observndose claramente una comunicacin

lateral en la secuencia del cretcico medio donde se inyect el trazador. Los cuerpos se encuentran bien interrelacionados desde el punto de vista de electrofacies.

Figura 9

Anlisis de la salinidad del agua producida

El seguimiento de la distribucin de salinidades del agua producida permite conocer el movimiento del agua a lo largo del yacimiento y funciona como excelente medio de caracterizacin dinmica, ya que sirve como un trazador natural en virtud de la gran diferencia de salinidades entre el agua proveniente del acufero (200 000 a 350 000 ppm) y el agua de inyeccin (3 000 a 6 000 ppm) durante el periodo de octubre de 1977 a marzo de1985 y de (140 000 a 180 000 ppm) a partir de junio de 2003.

Es necesario comentar, que estas ltimas salinidades corresponden al agua residual de los campos del

complejo Miguel ngel Zenteno Basurto y que en la Figura 9 se muestra la salinidad del agua producida en cada uno de los intervalos disparados, observndose que el agua inyectada se movi verticalmente hasta la cima del Cretcico medio y que no afect los cuerpos del Cretcico superior por la arcillosidad de los mismos, tal como se describi anteriormente.

Por lo que respecta a la parte este del Campo Cunduacan, en la Figura 10 se presenta una seccin que toma en cuenta a los pozos inyectores Cunduacan 57 y 67 y al productor Cunduacan 47, concluyndose que debido a la existencia de los cuerpos anhidrticos el agua inyectada no represion el intervalo productor del Cunduacan 47, ya que dicho intervalo se cerr por baja presin.

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Figura 10

Pruebas de interferencia

En la Figura 8 se describen las dos pruebas de interferencia, en la primera que relaciona al pozo pulsante Oxiacaque 24 con los pozos observadores Cunduacan 35, 37R Y 45, se determin que no existe comunicacin de estos pozos con el pulsante debido principalmente a que los Cunduacan se encuentran disparados en las formaciones del Jurasico donde se tienen intercalaciones de anhidrita, figura 11, y adems el rea no presenta fallas que permitan la comunicacin.

Figura 11

282828 Seccin TcnicaPor lo que refiere a la prueba realizada entre el pozo pulsante Cunduacan 17 y los testigos Cunduacan 1113 y Oxiacaque 42 y 62, se concluy que si existe comunicacin, ya sea a travs de las fallas denominadas FN-1, FN-2 o FN-21 o por que los pozos disparados en el Jursico no tienen intercalaciones de anhidrita.

Durante la inyeccin de gas natural en los pozos Oxiacaque 2 y 11, se instalaron sensores para registrar la presin de fondo fluyendo en los pozos Oxiacaque

1 y 1022 y de fondo cerrado en los Oxiacaque 4, 12,14 y 34 y Cunduacan 37Re y 45. En las Figuras 12 y 13 se muestran los resultados obtenidos. Es conveniente indicar, que slo se instal sensor de presin en el pozo pulsante Oxiacaque 11 y que se tiene buena comunicacin entre este pozo y los de su mismo campo, pero no entre dicho pozo y los del campo Cunduacan debido a lo ya comentado, que es la presencia de intercalaciones de anhidrita y a la no existencia de fallas comunicantes.

Figura 12 y 13. Presin pozos con sensor inyeccin de gas (Oxiacaque 2 y 11).

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Como resultado de la informacin analizada, se determin que es necesario clasificar el campo en cuatro reas, dos para la parte oeste, una para la parte este y una para la parte sur.

Las reas de la parte oeste del campo estn constituidas por:

A. Las formaciones Calcarenitas del Cretcico Superior

B. El yacimiento constituido por las formaciones Cretcico Medio, Cretcico Inferior,

Jursico Superior Tithoniano y Cretcico Superior Este.

El rea correspondiente a la parte este est formada por:

C. El yacimiento que contiene a las formaciones Cretcico Superior, Cretcico Medio,

Cretcico Inferior, Jursico Superior Tithoniano y Jurasico Superior Kimmerdiagno.

Es necesario aclarar que esta rea esta adyacente al Campo Oxiacaque y que su transmisibilidad esta afectada por las intercalaciones de anhidrita.

El rea sur del Campo Cunduacan est constituida por:

D. Las formaciones Cretcico Superior, Cretcico Medio y Cretcico Inferior.

En este caso, es conveniente mencionar que estas formaciones estn estructuralmente ms bajas y que se encuentran adyacentes a los campos Iride y Samaria.

En la Figura 14, se presentan las reas descritas y las oportunidades de perforacin y de reparacin mayor. Es conveniente indicar que la localizacin Cunduacan 5013 ya se termin y actualmente est produciendo 1150 BPD de aceite y 1.0 MMPCD de gas.

Figura 14. Oportunidades de perforacin y de reparacin mayor.

303030 Seccin TcnicaConclusiones y recomendaciones

1. Con el fin de mejorar la eficiencia de barrido y el factor de recuperacin, es necesario redistr ibuir la inyeccin, cambiando su direccin de Oeste-Este a Norte-Sur, es decir, se cancelarn los inyectores Cunduacan 36 y 44 y se activarn el 61 y 63.

2. Para mantener la energa del yacimiento es necesario administrar la explotacin de los pozos con alta relacin gas-aceite.

3. Se determin la posibilidad de efectuar la perforacin de cuatro pozos nuevos para la parte oeste del campo que tendrn doble objetivo, los yacimientos (A y B) y un pozo nuevo para la parte sur (D).

4. Se requiere efectuar en la parte oeste del campo (A y B) la reentrada de dos pozos (CUN-1 y CUN-41), que al igual que los anteriores llevarn doble objetivo.

5. Se determin la conveniencia de efectuar la reentrada del pozo CUN-29 a la parte sur del Campo Cunduacan (D).

6. Se defini la necesidad de efectuar diez reparaciones mayores, nueve para la parte oeste y uno para la parte este (C).

7. Debido a que se dispuso del Sistema de Administracin de Datos e Informacin Tcnica de Exploracin y Produccin (ADITEP), se redujo considerablemente el tiempo de bsqueda e interpretacin de la informacin.

Referencias

1. Schlumberger, Integrated Reservoir Study of Antonio J. Bermdez Complex, Denver Colorado December 2002.

2. Pemex Exploracin y Produccin (Activo Samaria-Luna), Base de Datos de Informacin Tcnica de Pozos, Reforma Chiapas 2005.

3. Satter, A and Thakur G. C., Integrated Petroleum Reservoir Management, Pennwell Books, Tulsa, Oklahoma 1994.

4. Thakur G. C. and Satter, A., Integrated Waterflood Asset Management, Pennwell publishing company, Tulsa, Oklahoma 1998.

5. Langnes G. L., Robertson J. O. and Chilingar G. V., Secondary Recovery and Carbonate Reservoirs, American Elsevier N. Y. 1972.

6. Matthews C. S. and Russell D. G., Pressure Buildup and Flow Test in Wells, Society of Petroleum Engineers of AIME, New York 1967.

7. Suptcia. Ingeniera de Yacimientos Zona Sureste, Anlisis de las condiciones a c t u a l e s d e e x p l o t a c i n c a m p o CunduacanOxiacaque, Villahermosa Tab. Marzo 1987.

8. Lucia F. J., Rock-Fabric/ Petrophysical Classification of Carbonate Pore for Reservoir Characterization, AAPG Bulletin (September 1995), Pag. 1275-1300.

313131Currculum vitae

Obtuvo su Licenciatura en Ingeniera Petrolera en la Facultad de Ingeniera de la Universidad Nacional Autnoma de Mxico el 17 de abril de 1974. En mayo de 1974 ingres a Petrleos Mexicanos como Ingeniero colaborador en el Laboratorio de Ingeniera de Yacimientos de Poza Rica, Ver. En 1975 ocup el puesto de Encargado del grupo de fluidos del laboratorio antes mencionado. A partir de 1977, prest sus servicios en la Seccin de Recuperacin Secundaria de dicho Departamento como Ingeniero de Estudios. De 1974 a 1979 desempeo actividades de profesor en diversas asignaturas, algunas de ellas fueron: lgebra, seguridad industrial, introduccin a la ingeniera, clculo prctico y fsico, en la Facultad de Ingeniera de la Universidad Veracruzana.

De octubre de 1980 a diciembre de 1982, fue comisionado para estudiar a medio tiempo la Maestra en Ingeniera Petrolera en la Divisin de Estudios Superiores de la Facultad de Ingeniera, por lo que se le asign a la Subdireccin de Tecnologa de Explotacin del Instituto Mexicano del Petrleo.

En 1985 ocup la Jefatura de la Divisin de Evaluacin del Comportamiento de Pozos de la Superintendencia de Ingeniera de Yacimientos de la Zona Sureste. De enero de 1986 a agosto de 1988, labor como Jefe de la Seccin de Reservas de Hidrocarburos del Departamento de Ingeniera de Yacimientos de Poza Rica, Ver.

En el mes de septiembre de 1988, se le comision a la Zona Marina para desempear el puesto de Jefe de la Divisin de Evaluacin del Comportamiento de Pozos de la Superintendencia de Ingeniera de Yacimientos. En agosto de 1989, fue comisionado a la Ciudad de Mxico para contribuir en la elaboracin del Proyecto Cantarell.

De diciembre de 1989 a enero de 1995 ocup el puesto de Jefe del Departamento de Ingeniera de Yacimientos del Distrito Comalcalco e interinamente la Superintendencia de Produccin de dicho Distrito. De enero a diciembre de 1990 coordin la realizacin del Proyecto Integral Campo Crdenas. A partir de febrero de 1995 fue nombrado Jefe del Grupo Multidisciplinario CunduacanOxiacaque-AyapaTintal.

De septiembre de 1995 a abril de 1997 fue Supervisor del Estudio Integral de los Campos CunduacanOxiacaque desarrollado por la Compaa Western Atlas en la ciudad de Houston, Texas.

En julio de 1998 fue comisionado al Activo de Produccin SamariaSitio Grande ubicado en la ciudad de Reforma, Chiapas; para ocupar el puesto de Jefe del Departamento de Ingeniera de Yacimientos de la Coordinacin Diseo de Explotacin.

En enero de 1999 fue movilizado al Activo de Produccin Jujo Tecominoacn ubicado en la Ciudad de Crdenas, Tab., para hacerse cargo de la Coordinacin Diseo de Explotacin JacintoParedn-EdnJolote. En abril de 2001 fue comisionado al Activo de Produccin Luna ubicado en la Ciudad de Comalcalco; Tab. Para ocupar el puesto de Coordinador de Diseo de Explotacin, cargo que desempeo hasta su jubilacin en junio de 2004. Actualmente se desempea como consultor de la compaa Schlumberger en la Coordinacin de Diseo de Explotacin del Activo integral Samaria-Luna.

Durante su trayectoria, ha colaborado con la presentacin de trabajos en los Congresos XIV, XVI, XX, XXII, XXIII, XXXI, XXXIII y XXXVII que la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, ha realizado, asimismo particip en el Panamericano de Ingeniera del Petrleo efectuado en la Ciudad de Mxico, en el Simposium de Simulacin de Yacimientos de la SPE celebrado en la Ciudad de Dallas, Texas, en junio de 1997 y en el Anual Technical Conference And Exhibition Held de la SPE desarrollada en la ciudad de Houston, Texas en septiembre de 2004. Es miembro de nmero de la Asociacin de Ingenieros Petroleros de Mxico, A.C., as como del Colegio de Ingenieros Petroleros de Mxico.

Ing. Jos Snchez Barajas

323232 Seccin Tcnica

Prediccin de calidad de yacimiento en arenas compactas productoras de gas, utilizando Petrofisica y atributos

ssmicos, ejemplo arena Queen City 3A, Campo Cuervito, Cuenca de Burgos, Mxico

Luz Mery Rodrguez Carlos AzalgaraEmma Amelia Nieves

Delegacin Reynosa

Introduccin

La Cuenca gasfera de Burgos, est situada en la parte noreste de Mxico, donde se han depositado grandes espesores de sedimentos mesozoicos y cenozoicos, los cuales han experimentado varios perodos de compresin y extensin, como muestra palpable encontramos la lutita y depsitos de sal deformados a

lo largo del margen continental del Golfo de Mxico (Perez Cruz, 1993). Las arenas Queen City 3A (QC3A) fueron depositadas en la porcin norte de la Cuenca de Burgos, (en este trabajo se le llama bloque Cuervito Norte) de una falla normal de crecimiento, durante el tiempo de Eoceno medio, Figura 1. Los datos de Bioestratigrafa y patrn de la curva de GR indican que esta unidad fue depositada en una superficie marina.

Figura 1. Localizacin del rea de estudio.

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El bloque de Cuervito Norte tiene una extensin de 231 km., es un anticlinal limitado al norte por fallas normales, al sur por el campo Cuervito Sur, al este por el campo Pamorana; su lmite occidental es una falla principal norte-sur con cada al este. Esta falla ha depositado un paquete grueso de 450 m de sedimentos siliciclsticos en su bloque bajo, figuras 2 y 3.

Los tres pozos perforados recientemente para el desarrollo de QC3A en la parte norte del campo, encontraron a esta arena cementada con calcita, lo cual reduce significativamente el espesor neto impregnado y disminuye el promedio de porosidad efectiva. Estos resultados negativos pusieron en riesgo el plan de desarrollo del Campo Cuervito Norte e impulsaron la necesidad de afinar el estudio de caracterizacin de la arena QC3A a fin de definir zonas de buena calidad dentro de los yacimientos.

Figura 2. Mapa estructural cima de la arena QC-3A.

De los 4 paquetes arenosos productores del bloque Cuervito Norte, la arena QC3A es la principal productora con el 39% de la produccin acumulada del total del bloque. La arena QC3A,

est caracterizada por porosidad media baja y permeabilidad muy baja, requiere fractura hidrulica para realzar su funcionamiento productivo.

Figura 3. Seccin ssmica oesteeste a travs del Bloque Cuervito Norte.

343434 Seccin TcnicaEl objetivo principal de este estudio es crear, integrando todos los datos disponibles, una herramienta confiable para definir el desarrollo del depsito de QC3A en el campo Cuervito Norte.

Los datos disponibles para iniciar este estudio fueron:

1. Registros de pozos, incluyendo Rayos Gamma (GR), Resistividad, Neutrn-Densidad y Snico. De los 50 pozos perforados en el campo, 19 cuentan con el set completo de registros.

2. Ssmica 3D, que cubre el rea de estudio.3. Reportes parciales de ncleos cortados en

pozos perforados en el rea del estudio.4. Reportes de lodos.5. Datos de produccin.6. Informacin adquirida durante las pruebas de

produccin realizadas a los pozos del rea de estudio.

La metodologa incluy:

a) Construccin del modelo petrofisico.

Metodologa

b) Validacin/creacin de sismogramas sintticos.c) Caracterizacin de los datos ssmicos. d) Anlizar el comportamiento fsico de la roca.e) Construccin del modelo estructural y

estratigrfico.f) El anlisis de la relacin entre las caractersticas

del yacimiento relacionadas con la cementacin de la calcita y los atributos ssmicos.

Las curvas de potencial espontneo (SP) presentes en los pozos ms antiguos, fueron normalizadas y utilizadas solamente para la correlacin. El volumen de la arcilla fue estimado usando la curva de Rayos Gama (GR). La porosidad eficaz (PHIE) fue calculada usando diagramas cruzados de Densidad contra los datos del registro de Neutrn. La saturacin del agua (Sw) fue calculada aplicando el modelo de Simandoux.

Para identificar y cuantificar el cementante calcreo descrito en ncleos y muestras de canal obtenidos de los pozos del rea, se construy un "registro compuesto" que incluye curvas que tienen buena respuesta a la litologa tal como densidad, factor fotoelctrico y snico dipolar con tiempo de trnsito compresional, Figura 4.

Figura 4. Registro compuesto pozo S-1 localizado en la zona norte del bloque adyacente del rea en estudio.

353535

La calidad de los datos ssmicos fue determinante, su fase cero fue verificada y la resolucin vertical ssmica fue estimada. Los sismogramas sintticos para ocho pozos fueron creados para identificar exactamente la expresin ssmica del intervalo QC3A.

El anlisis fsico de la roca, fue realizado en pozos donde estaban disponibles los datos de registro apropiados (velocidades de onda P, y onda S, Densidad, GR y Neutron-Densidad), para definir relaciones posibles entre: (a) Impedancia Acstica contra los tipos de la roca (indicadores del litologa); y (b) Impedancia Acstica contra indicadores del grado de cementacin en el intervalo de estudio. Por otra parte, el modelado de la substitucin de fluido tambin fue calculado para el intervalo de inters.

Los sistemas de falla y los horizontes dominantes fueron interpretados integrando datos ssmicos con datos de pozos. La seccin sedimentaria depositada y preservada en el bloque bajo durante perodos del crecimiento principal de la falla, fue identificada y correlacionada cuidadosamente. Los principios de secuencias estratigrficas fueron aplicados para correlacionar las arenas de QC3A a travs del rea de estudio. Los mapas de amplitud ssmica y forma de la ondcula (facies ssmica), atributos extrados del intervalo de tiempo que representa QC3A fueron utilizados para definir su tendencia de depsito.

Los resultados obtenidos durante todas las etapas precedentes del estudio fueron integrados para definir, por graficas cruzadas, util izando indicadores litolgicos contra atributos ssmicos, una relacin entre las arenas de QC3A y los datos ssmicos, que permite conocer la distribucin lateral de las caractersticas del depsito a las reas no perforadas en Cuervito Norte.

Resultados

Las arenas QC3A fueron depositadas durante el Eoceno Medio en el bloque echado bajo de la falla principal que define el lmite occidental del bloque de Cuervito Norte, (figuras 2 y 3) durante un perodo del crecimiento de la falla. Esta unidad forma la parte del espesor (ms de 450 m) de sedimentos siliciclasticos preservados en el bloque bajo. Los sedimentos acumulados en el bloque bajo, presentan un mayor espesor en la zona adyacente a la falla y disminuyendo su espesor hacia el este. La falla principal en el bloque alto fue una zona con transporte de sedimentos con valles fluviales de incisin que transportaron sedimentos hacia el bloque bajo.

El QC3A forma parte de un set de secuencia transgresiva de cuarto orden, (cada uno fue depositado durante un ciclo relativo del nivel del mar de 0.12 millones de aos segn Mitchum y Van Wagoner, 1991), la cual pertenece a una secuencia de tercer orden(depositada durante un ciclo relativo del nivel del mar de 1.5 millones de aos segn Mitchum y Van Wagoner, 1991).Grano creciente y secuencias apiladas hacia arriba son los depsitos que predominan en esta unidad cuyos espesores varan de 70 m. cerca de la falla principal, a 50 m. en el cierre, en la parte oriental de bloque. La cima y base del yacimiento estn definidos por una superficie de inundacin de quinto orden (cima de QC3A) y una mxima superficie de inundacin (MFS QC3A) de cuarto orden respectivamente, Figura 5. Las expresiones ssmicas de estas superficies son los picos (reflexiones ssmicas positivas) que se pueden seguir a travs del bloque de Cuervito Norte, Figura 5. El intervalo de QC3A est sobre la resolucin ssmica vertical, cuya magnitud es de 32 m, excepto en la parte oriente del bloque, donde estos horizontes se adelgazan y ambos interfieren uno con otro. El patrn de granos crecientes visualizado en el registro de rayos gama sugiere que el depsito se hizo en un ambiente marino somero.

363636 Seccin Tcnica

Figura 5. Seccin ssmica y correlacin de pozos en sentido oesteeste mostrando tope y base del intervalo en estudio (arena QC3A).

Mapas de las cualidades ssmicas de la amplitud y de la forma de la ondicula extradas de la cima QC3A-MFS muestran poca discontinuidad en las bandas orientadas, perpendicularmente a la falla principal que sobreponen a bandas ms amplias orientadas paralelas a la falla principal. Las bandas con orientacin este-oeste se interpretan como influencia de canales que cortan barras marinas de orientacin norte-sur. La trampa es un anticlinal de roll-over limitado por la falla normal listrica norte-sur que tiende a profundizar haca el este originando una sobre presin a las lutitas presentes; y las fallas normales menores de la misma manera definen 4 sub-bloques en el rea de Cuervito Norte.

Las descripciones de ncleos indican que QC3A consiste en sedimentos de grano fino, bien consolidados, gris claro, intercalados con lutita gris oscuro. Las arenas estn compuestas por granos de cuarzo y lticos cementados por calcita. Secciones delgadas del ncleo de la arena Queen City

recuperado en el pozo Santa Anita-207, localizado a 7.5 km. Al norte de esta rea de estudio, revela una composicin de 15% de granos lticos. Estos granos lticos seran susceptibles a la compactacin mecnica bajo profundidad moderada de sepultamiento, resultando en una reduccin de porosidad y permeabilidad en la arena QC3A. La presencia de cemento calcreo tambin reduce la porosidad y permeabilidad, si la cementacin es demasiado intensa, deteriora severamente la calidad del yacimiento.

La compactacin mecnica y la cementacin calcrea parecen ser los eventos diageneticos causantes de la reduccin de la porosidad primaria y permeabilidad en la arena QC3A; por ejemplo, la permeabilidad promedio muy baja (0.08 md) fue estimada en base a pruebas realizadas en pozos perforados en el rea de estudio y permeabilidades ms bajas de 0.01 md fueron obtenidas en estudio de ncleos de pozos perforados cerca de la falla principal

373737

Se supone que la compactacin mecnica debe haber afectado ms o menos uniformemente al yacimiento, la prediccin del grado de cementacin de la calcita es crucial para el desarrollo de la arena QC3A.

Crossplot de Impedancia Acstica (IA) contra Rayos

Gama, demuestra que las arenas se agrupan en una regin de impedancia ms alta que la regin donde se agrupan las lutitas, Figura 6. Esto hace posible distinguir las arenas de las lutitas usando datos de impedancia acstica, y por lo tanto es factible realizar la inversin del volumen ssmico para obtener el volumen de litologa.

Figura 6. (Grfico Izquierdo), Crossplot Rayos Gamma contra Impedancia Acstica. Grfico derecho, distribucin de frecuencia de Impedancia Acstica resaltando regiones de arenas y lutitas usando Rayos Gamma.

Un valor promedio de densidad de 2.55 g/cm fue estimado para una arena QC3A con sus poros cementados totalmente con calcita. Este valor de corte fue utilizado para determinar el intervalo cementado por calcita de la arena QC3A. Los valores de Impedancia Acstica

-6 2mayores de 9.9*10 kg/m *s tambin son caractersticos de los intervalos que presentan esta cementacin de calcita de la arena QC3, Figura 7.

Una vez establecido el valor de corte para la impedancia, el espesor del intervalo cementado para cada pozo fue calculado. El diagrama cruzado de GR contra Densidad indica que hay una cementacin ms severa de la calcita en arenas con respecto a las lutitas.

Figura 7. Valores de impedancia acstica mayores que 9.9*10-6 kg/m2*s caracterizan los intervalos cementados de la arena QC-3A.

Seccin Tcnica383838

Un modelado de sustitucin de fluido fue realizado utilizando las velocidades de las ondas P y ondas S bajo dos diversas condiciones: 100% saturadas con gas y 100% saturadas con agua. La grafica cruzada muestra que la matriz de la arena es quien controla la velocidad del sistema (los fluidos no tienen contribucin importante). Esto es indicativo de que los fluidos del yacimiento no impactan en la impedancia; por lo tanto, la inversin ssmica no permitir detectar diferencias entre fluidos. Por otra parte, la amplitud ssmica responde a litologa, la mayor cementacin en arena con respecto a la cementacin existente en lutita realza el contraste de impedancia acstica entre estos dos tipos de litologas.

El ndice de cementacin (IC) para la cima QC3A-MFS del intervalo QC3A esta definido por el porcentaje del espesor cementado por calcita del espesor total del yacimiento.

La Figura 8 es un diagrama cruzado entre el IC contra la produccin inicial de gas del intervalo de QC3A en pozos perforados dentro del rea de estudio, la cual muestra una relacin lineal negativa entre IC y la produccin inicial. Esta relacin puede ayudar a definir zonas de bajo riesgo para perforar pozos de desarrollo.

Figuras 8 y 9. Produccin inicial de gas vs ndice de cementacin para los pozos productores de QC3A. Atributo mxima amplitud del valle versus ndice de Cementacin para los pozos productores de QC3A.

Un set de atributos ssmicos extrados de la cima de QC3A intervalo en tiempo QC3A MFS vs el ndice de cementacin de roca fue calculado para cada pozo. La mejor correlacin se encontr con el valor del coeficiente de determinacin = 0.632 el cual fue obtenido del diagrama cruzado de la amplitud mxima contra el ndice de cementacin (Figura 9). Esto indica que la amplitud del valle prominente que cubre el pico de MFS QC3A y es la base de la cima del pico QC3A, (Figura 5) es la expresin ssmica del grado de cementacin del intervalo QC3A.

Un mapa que integra los datos obtenidos de los pozos (ndice de cementacin) y ssmica (mxima amplitud del valle) se elaboro con mtodos geoestadisticos,

combinando con los datos de atributos sismicos. Este mapa demuestra el grado relativo de cementacin de la arena QC3A a travs del rea de estudio.

Los datos de produccin correlacionan muy bien con el mapa de ndice de cementacin, por ejemplo, los ltimos tres pozos perforados en la parte norte del rea, los cuales exhiben muy poca produccin, estn ubicados en una zona con ndice de cementacin ms alto que los de los pozos del rea sur donde se perforaron pozos que reportan buena produccin, Figura 10.

Este mapa servir para guiar el desarrollo de esta arena QC3A y reducir el riesgo de perforar pozos con baja produccin en el rea del Bloque Cuervito Norte.

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Figura 10. Mapa integrado ndice de cementacin y ssmica del yacimiento QC3A.

Conclusiones

El grado de cementacin de la calcita en el cuerpo arenoso QC3A, es crtico para el funcionamiento productivo de los pozos perforados sobre el contacto gas/agua en el Bloque Cuervito Norte

La cementacin de calcita, es el evento ms importante en el rea de estudio, es ms pronunciado en las arenas que en las lutitas del yacimiento QC3A. Este acontecimiento realza ms el contraste de impedancia entre estos dos tipos de litologa.

Es posible distinguir las arenas de las lutitas, usando datos de impedancia acstica.

El ndice de cementacin del depsito de QC3A, se defini como el porcentaje del espesor cementado por calcita del espesor total del intervalo, es una expresin normalizada del grado de cementacin del yacimiento QC3A.

La amplitud del canal ssmico que cubre el pico MFS QC3A (base del depsito), y la base del pico superior

QC3A (cima QC3A) es la expresin ssmica del grado de cementacin de las arenas de QC3A y muestran una buena correlacin lineal positiva con el ndice de cementacin calculado en estos pozos.

Las expresiones ssmicas de estas superficies son los picos (reflexiones ssmicas positivas), son fciles de seguir en secciones ssmicas a travs del bloque Cuervito Norte.

Estudios regionales, rea Campo Cuervito, Cuenca de Burgos. PemexInditos.

Anlisis de ncleos, arenas Eoceno Queen City, Laboratorio Pemex, y Corelab.

Estudio de muestras de canal, pozos rea Campo Cuervito. PemexIndito.

Caracterizacin de arenas de Eoceno, Cuenca de Burgos. PemexIndito.

Referencias

Seccin Tcnica404040

Caracterizacin experimental, modelado e identificacin del dao a la formacin causado por depositacin de

materia orgnica

J. L Mendoza de la Cruz Matas-Prez,VArgelles-Vivas F. J. Buenrostro-Gonzlez E. Durn Valencia C. Lpez-Ramrez, S.

Delegacin Mxico

Introduccin

En general, las experiencias de campo (Krueger, 1986; Porter, 1989) y las pruebas de inyeccin en ncleos de laboratorio (Burke et al., 1990) han demostrado que cualquier operacin que se lleve a cabo en el campo petrolero (perforacin, cementacin, terminacin, remediacin, produccin, inyeccin de fluidos, estimulacin acida y fracturamiento hidrulico) es una fuente potencial de dao a la productividad de un pozo. Aunque la manera en la cual la productividad del pozo puede ser afectada vara de operacin a operacin, las investigaciones y evaluaciones de problemas especficos (o las experiencias de campo relacionadas con esta problemtica en la formacin productora de aceite) indican que las causas estn usualmente asociadas con el transporte de slidos finos, reacciones qumicas o una combinacin de ambas (Krueger, 1986).

Particularmente, durante la recuperacin primaria de aceite, una de las fuentes comunes de taponamiento del espacio poroso de la formacin es la depositacin de slidos orgnicos del aceite conforme avanza el agotamiento natural del yacimiento. Esta depositacin causa una declinacin acelerada en los gastos de produccin que debe ser remediada para mantener un adecuado retorno de la inversin.

Estos slidos orgnicos obturantes son conocidos como asfaltenos y parafinas. Los asfaltenos se encuentran entre los componentes ms pesados de los crudos. Inicialmente se cree que estas molculas estn homogneamente distribuidas o disueltas en el

aceite en una condicin estable. Sin embargo, cuando los yacimientos son explotados, la alteracin de las condiciones fisicoqumicas del aceite por los mtodos de recuperacin puede ocasionar inestabilidad en los asfaltenos y por ende su separacin y precipitacin del aceite crudo. Esencialmente, hay tres factores que afectan la precipitacin de asfaltenos en yacimientos durante la recuperacin primaria: cambios de presin, temperatura y composicin del aceite.

Considerando que no hay inyeccin de fluidos dentro del yacimiento y que la temperatura se mantiene constante, la disminucin de presin (debido al agotamiento natural) es el factor que causa la precipitacin de asfaltenos en el medio poroso durante la etapa de recuperacin primaria.

Los asfaltenos generalmente aparecen primero en superficie, especialmente en separadores, durante el paso de despresurizacin final del aceite (1, 2). Otro punto crtico en la cadena de produccin, es dentro de la tubera de produccin, en la cual los depsitos se forman a profundidades correspondientes a la presin del punto de burbuja del aceite producido (3, 4). Despus de la zona de depsito, los asfaltenos pueden migrar al fondo de pozo y a la regin de la formacin cercana al pozo, conforme avanza el agotamiento del yacimiento, alterando las propiedades petrofsicas ms importantes de la roca de formacin, es decir, la porosidad y la permeabilidad. Sin embargo, en algunos campos recientes, la deficiencia de pozo ha comenzado en las etapas tempranas de la produccin (7, 6) (Minssieux, 1998).

414141

Experimentacin

La figura 1 muestra un diagrama esquemtico del sistema experimental usado en este trabajo con el fin de determinar el efecto de la depositacin de asfaltenos en las propiedades petrofsicas de una roca de yacimiento. Este sistema experimental estuvo constituido principalmente de los siguientes dispositivos: (1) una bomba de desplazamiento positivo (Marca JEFRI, modelo PMP-1000-2-10-MB-XM1-M4-C0), (2) recipientes de alta presin de acero

inoxidable (marca JEFRI. Modelo CYL-1000-10-P-316-2), (3) un equipo de inyeccin en ncleos (marca Coretest Systems, Inc., modelo CHG-106), (4) una celda visual de acero inoxidable (marca JEFRI, modelo SGC-0001-10-180-HAST-155), (5) un regulador de presin inversa (marca JEFRI modelo BPR-10-HAST), (6) una bomba reguladora de la presin de sobrecarga en el sistema (marca JEFRI, modelo PMP-0050-1-16-HA-174-M6-C0) y (7) un colector de muestras (marca JEFRI).

Figura 1. Diagrama esquemtico del circuito experimental utilizado en este trabajo.

Determinacin experimental de la envolvente de precipitacin de asfaltenos

Este estudio se lleva a cabo en el sistema de deteccin de slidos, Figura 2, el cual cuenta con una fuente emisora de luz lser con un lente montado en la parte frontal de la celda alineada con un lente colector colocado en el lado opuesto de la celda, que a su vez est conectado a un medidor de intensidad de luz. Esta tcnica se basa en el efecto que, sobre la dispersin

de luz, tiene la formacin de slidos en el aceite crudo. Cuando las partculas suspendidas son muy pequeas (

424242

Figura 2. Diagrama del arreglo experimental de la celda SDS/PVT utilizada en la determinacin de la EPA y curva de saturacin.

Reduccin de la permeabilidad absoluta

La medicin de la permeabilidad absoluta del tapn de ncleo de mineral caliza Bedford se llev a cabo con gas de helio a diferentes presiones de confinamiento, flujos volumtricos (gastos de inyeccin) y a temperatura ambiente. La determinacin experimental de la permeabilidad absoluta al igual que la porosidad se realiz en el equipo de inundacin de ncleo. La Figura 1 muestra el circuito experimental para la medicin de la permeabilidad absoluta. La expresin utilizada para la determinacin de la permeabilidad absoluta con un gas fue la ley de Darcy desarrollada para flujo horizontal de fluidos compresibles en un medio poroso:

( )outoutin

PPP

LAQk 222

-

=m

1)

donde k es la permeabilidad absoluta del tapn de ncleo (Darcys), Q es el flujo volumtrico que pasa

3por el rea transversal del tapn de ncleo (cm /s), A es 2el rea transversal del tapn de ncleo (cm ), u

viscosidad del gas a una temperatura dada (cP), L es la longitud del tapn de nmero (cm), P y P son la in outpresiones a la entrada y salida del tapn de ncleo (atm), respectivamente.

Resultados y discusin de la seccin experimental

Envolvente de precipitacin de asfaltenos (EPA)

La tabla 1 presenta los datos experimentales de la envolvente de fases lquido-slido-vapor de la muestra de aceite preservada que fueron obtenidas usando la celda PVT mientras que la Figura 3 muestra el comportamiento termodinmico (diagrama de fase PT) en donde ocurre la floculacin (punto incipiente) de los asfaltenos as como la formacin de la fase vapor.

Temperatura Onset superior Punto de burbuja

(K) (Pa) (Pa)303.15 7.93E+07 1.08E+07

345.15 5.95E+07 1.32E+07

387.15 5.81E+07 1.55E+07

428.15 5.87E+07 1.73E+07

Tabla 1. Envolvente de fase lquido-slido-vapor del aceite de estudio.

434343

0.E+00

2.E+07

4.E+07

6.E+07

8.E+07

1.E+08

300 320 340 360 380 400 420 440Temperatura (K)

Pre

sin

(Pa)

Onset SuperiorPunto de Burbuja

Lquido Comprimido

Lquido Comprimido + Slidos Orgnicos

Lquido + Vapor + Slidos Orgnicos

Figura 3. Envolvente de fases lquido-slido-vapor del aceite preservado.

Permeabilidad

La permeabilidad absoluta del tapn de ncleo se obtuvo mediante la medicin de la permeabilidad con gas helio a altas presiones de confinamiento, a temperatura ambiente y a seis flujos volumtricos diferentes. Las permeabilidades promedio obtenidas

-14 2fueron: 1.88910 m (18.89 mD) a una presin 7media de confinamiento de 3.6110 Pa (5245.6 psi),

-16 2con incertidumbre mxima de 6.910 m -14 2(0.69mD), 1.96510 m (19.65 mD) a una presin

7media de confinamiento de 2.1410 Pa (3110.14 psi) -16 2con incertidumbre mxima de 4.810 m

-14 2(0.48mD) y 2.13610 m (21.36 mD) a una presin 6media de confinamiento de 7.4110 Pa (1075.78 psi)

-16 2con incertidumbre mxima de 7.910 m (0.79mD).

La Tabla 2, presenta los resultados experimentales a 67.4110 Pa (1075 psi) de presin media de

confinamiento, a partir del cual se obtuvo una -14 2permeabilidad promedio de 2.13610 m .

Tabla 2. Resultados del experimento de permeabilidad absoluta con helio.

Temperatura (K)

Gasto (m 3/s) Pin (Pa) Pout (Pa) k (m 2)

291.55 1.388 10 -7 7.3210 6 7.31106 2.233 10 -14

291.45 2.778 10 -7 7.3310 6 7.32106 2.198 10 -14

291.45 4.167 10 -7 7.3410 6 7.3110 6 2.087 10 -14

291.15 5.555 10 -7 7.3510 6 7.3210 6 2.059 10 -14

Seccin Tcnica444444

Trabajo Experimento Contenido de

asfalteno, % peso

Porosidad inicial, %

Permeabilidad inicial (md)

Temperatura ( C )

Gasto (cm3/hr)

Minssieux (1998)

GV 5 5.3

24.7

29

50 10

GF 1 5.3

13.1

107

50 50

HMD 26 0.15

7.1

0.67

80 8

Shedid (2001)

1 0.06

15.32

4.67

65.5 60

2 0.87

16.30

6.32

65.5 60

3 1.50

17.18

8.48

65.5 60

Ali e Islam (1998)

3 35 11.3 - 30

Este trabajo 2.9 15.2 18.89 140.7 4

Tabla 3. Propiedades petrofsicas de la roca y del crudo.

7 -9 3Se inyectaron 42.72 volmenes de poro a 3.7710 Pa utilizando los flujos volumtricos de 2.7810 m /s (10 3 -9 3 3 -9 3 3cm /hr), 5.5610 m /s (20 cm /hr) y 1.1110 m /s (40 cm /hr). La permeabilidad absoluta

Abril 09

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