El estudio técnico abordó la mejora de la caracterización de yacimientos y reducción del riesgo en yacimientos de crudo pesado, costa afuera de México.
Actualmente, existen campos hostiles debido a su entorno geológico, que incluye diferentes regímenes de fallas y zonas sobrepresionadas. Lo que genera problemas de estabilidad del pozo y trayectorias de pozos complejas con alta severidad e inclinaciones entre 50 y 80 grados. Donde las tecnologías actuales (cableado y durante la perforación) había tenido dificultades para adquirir información valiosa para la caracterización de yacimientos.
El campo de estudio es un yacimiento de petróleo pesado que tiene como objetivo la formación BKS. Con un sistema poroso complejo que incluye una alta densidad de fracturas, cavidades y cuevas interconectadas. Por lo tanto, la permeabilidad es muy alta y las pérdidas de fluidos durante la perforación son comunes. Lo que crea condiciones operativas difíciles para la operación de registros en agujero abierto.
Creando dos escenarios críticos:
- El riesgo de no poder registrar todo el reservorio, por lo tanto, no hay caracterización del reservorio
- El riesgo de que la herramienta se pierda en el pozo, no pudiendo producir el pozo
Con el fin de mejorar la caracterización del yacimiento minimizando los riesgos operativos, aplicamos una solución eficiente. Utilizando la herramienta de neutrones pulsados de última generación para un modelo petrofísico integral, donde fue un desafío adquirir información.
La última herramienta de registro de neutrones pulsados de cableado a través de la carcasa combinada con el conocimiento del campo local proporcionó las mediciones requeridas para permitir la caracterización del yacimiento.
Un análisis inicial de SIGMA, TPHI y FNXS permitió una evaluación rápida de la porosidad, la saturación basada en sigma y el gas. Luego se confirmó con la relación carbono/oxígeno. La medición de espectroscopia completa proporcionó concentraciones elementales. Incluidos Mg, Ca, Si y Fe para una cuantificación precisa de dolomita, piedra caliza, cuarzo y arcilla, carbono orgánico total (TOC) y propiedades de matriz.
Todas las mediciones se integraron en un solucionador de minerales múltiples (Quanti.ELAN) y el conocimiento de campo local para una evaluación integral del yacimiento. Lo que redujo los tiempos de adquisición de registros y redujo el riesgo operativo. La solución de pozo entubado entregó toda la información requerida en un solo descenso.
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Los registros con cable fueron el primer método para adquirir datos de formación y hoy en día siguen siendo la herramienta preferida para obtener información en pozo abierto. Donde diferentes principios físicos, como resonancia magnética, imágenes microrresistivas, etc., brindan un mayor conocimiento de la textura y las fracturas del yacimiento. Sin embargo, bajo condiciones adversas y de alto riesgo.
La herramienta Pulsar ha abierto una opción que maximiza la información adquirida. Al reducir los riesgos asociados con este tipo de operación en depósitos naturalmente fracturados con condiciones adversas de operación.
Esta tecnología se ha implementado con éxito en 10 pozos de desarrollo del proyecto S3. Por lo tanto, se ha agregado valor a la adquisición de información con una toma de decisiones informada. También se ha reducido la incertidumbre de las propiedades del petróleo del yacimiento.
Es importante comprender los riesgos asociados que existen en la adquisición de registros para la evaluación de cada tipo de yacimiento e implementar soluciones que aseguren el éxito de los resultados.
La adquisición de datos es el núcleo comercial de las compañías petroleras y determina las decisiones de inversión para el crecimiento comercial futuro.
Los ingenieros Héctor Hugo Jiménez Rangel, Hugo Hernández Espinosa y Enrique Montes Carrasco presentaron el trabajo en la última edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
