Este estudio aborda la transformación digital en la industria petrolera: Petrofísica predictiva aplicada al diseño de estimulaciones en pozos petroleros.
Uno de los objetivos primordiales de la petrofísica en la industria petrolera es identificar el potencial productor de hidrocarburos en un yacimiento. Mediante la toma de información de alta calidad a través de los registros geofísicos.
Uno de los puntos críticos es determinar las propiedades físicas de las rocas. Como lo son: la litología, porosidad, saturación de fluidos y permeabilidad. Las cuales nos impactan directamente en el diseño de estimulaciones y la optimización de los yacimientos en pozos petroleros.
Durante la perforación y terminación de un pozo ocasionalmente se presentan limitantes en la adquisición de registros geofísicos. Por lo que se hace necesario aplicar innovadoras técnicas digitales que permitan de manera eficiente determinar las propiedades petrofísicas de los yacimientos.
En la transformación digital las herramientas computacionales hoy en día se utilizan para predecir las mediciones de los registros geofísicos en un pozo que se ha perforado o bien para predecir los registros en un pozo que no se ha perforado todavía utilizando pozos cercanos.
En este artículo se presenta un caso de estudio donde se implementó la metodología de un modelo geométrico digital . Para la predicción de los registros geofísicos y la generación de una evaluación petrofísica predictiva. La cual permitió diseñar la estimulación nitrogenada con mayor certidumbre y eficiencia en el pozo.
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El campo de estudio fue descubierto en el año 2019. Inició su producción en agosto del mismo año. Alcanzó su máxima producción de gas y condensado en abril de 2023 con 208,77 Mbd. Se encuentra ubicado dentro del Pilar Reforma-Akal.
Los horizontes productores consisten de secuencias de carbonatos dolomitizados con porosidad intercristalina, vugular y microfracturas, correspondientes al Jurásico Superior Kimmeridgiano (KMMS). Las dolomías son de buena porosidad y permeabilidad (3-5% y 11.9-13.9 mD) y producen gas y condensado de 44°API.
En tanto, el pozo caso de estudio (P-CE) se terminó de perforar en noviembre de 2022 alcanzando una profundidad total de 7,245 md. El conjunto de registros al momento de la perforación en modo LWD (logging while drilling) no se pudieron perfilar. Porque se manifestaron fallas en los sensores de la herramienta debido a las altas temperaturas del yacimiento.
Durante la adquisición de registros eléctricos con cable se presentaron resistencias francas limitando la toma de información del set completo de registros en agujero descubierto de 5” (6,225-7,245 md).
Conclusiones
La herramienta digital nos permitió realizar la evaluación petrofísica predictiva utilizando todas las curvas sintéticas disponibles generadas en el pozo P-CE a partir del pozo análogo P-9, ya que cuenta con soluciones múltiples y crea modelos geométricos que representen el estado volumétrico de la formación, sus partes comprenden una representación total de volúmenes: litología y fluidos. Así como el cálculo de porosidad efectiva, saturación de agua y permeabilidad.
Para estimar las propiedades físicas de la roca se realizó una evaluación petrofísica predictiva a partir de registro sintéticos generados con la herramienta digital. Esta nueva herramienta ofrece 2 métodos distintos: 1.- Método promedio y 2.- Método de distancia.
Para el caso del pozo P-CE fue suficiente realizar el método de distancia el cual pondera la contribución de cada pozo de entrada por la distancia entre los pozos de predicción. Con base a la evaluación petrofísica predictiva se definieron zonas con mejor calidad de roca para generar el diseño del tratamiento de la estimulación nitrogenada.
La adquisición de registros geofísicos es un factor fundamental para determinar con certidumbre las propiedades petrofísicas y tipos de fluidos presentes en el yacimiento. Las cuales nos impactan directamente en el diseño de las estimulaciones.
Los Ingenieros Alejandra Solís Garcés, Filiberto Rodríguez Rodríguez y Sergio Vázquez Nolasco presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
