El texto técnico aborda la mejora en la recuperación primaria de hidrocarburos en las arenas distales de la Formación Chicontepec.
Este trabajo constituye el caso estudio de un campo petrolero productor del Yacimiento Chicontepec. Se ubica en la porción distal (NE) del Paleocanal de Chicontepec en la Cuenca Tampico Misantla, característica de lóbulos turbidíticos distales con escasas facies canalizadas.
Los principales desafíos para Diavaz y Pemex están ligados a maximizar la recuperación de aceite y gas mediante métodos de producción primaria para un yacimiento heterogéneo con mecanismos combinados dominado por empuje de gas en solución y presiones muy cerca de la presión de saturación.
La metodología comprobada considera: Identificación preliminar de áreas de oportunidad. Así como definición detallada de oportunidades (Sweet Spots) mediante procesos de inversión sísmica estocástica y estimación de propiedades con multiregresiones.
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Para el posicionamiento de pozos a perforar, rediseños para la terminación y estimulación apuntalada con base en propiedades físico-mecánicas de roca contrastadas con los modelos. Igualmente, terminación de pozos integrando controles de calidad con la evaluación de formación y variables dinámicas cotejadas con la prueba de inyectividad realizada, con sensores en fondo previo a la estimulación. Lo que permitirá la conductividad esperada y la integración de la información estática y dinámica clave. Para la evaluación temprana de producción y la retroalimentación del modelo de cara a la actividad física futura.
Tras tres años de perforación y reparación de pozos en el campo con esta metodología, se ha logrado mejorar la acumulada por pozo promedio en sus primeros 6 meses en 25%. Reduciendo 17% del CAPEX por pozo al compararse con el periodo previo, ofreciendo una referencia para el desarrollo eficiente de áreas vecinas de Chicontepec.
El área de estudio consta de 139 Km2. Está ubicada en la Cuenca Tampico Misantla, haciendo parte de la porción norte distal del Paleocanal de Chicontepec. La roca almacén se caracteriza por facies distales conformadas por apilamientos de lóbulos de areniscas de grano fino a muy fino mediante corrientes de turbidez.
El Yacimiento Chicontepec ha sido desarrollado en el área desde 1972 pasando:
(A) La etapa de desarrollo inicial principalmente mediante actividades de reparación mayor en pozos verticales existentes (120) perforados con objetivo Mesozoico hasta mediados de los años 1980.
(B) Agotamiento de las zonas desarrolladas y escasa actividad de incorporación de pozos nuevos hasta el año 2010.
(C) Etapa de revitalización del campo con la perforación de 21 pozos nuevos. Y toma de información clave que diera soporte a estudios de caracterización de yacimientos, distribución del yacimiento y evaluación de potencial.
(D) Etapa actual con foco especial en la caracterización de zonas de oportunidad para el posicionamiento de nuevos pozos pensados desde su terminación y capitalización de nuevas metodologías de terminación y estimulación apuntalada, habiéndose ejecutado hasta el momento 9 pozos nuevos y 13 reparaciones mayores. En el área se han acumulado más de 6.5 MMBLS de aceite del Yacimiento Chicontepec.
Conclusiones
Los yacimientos de alta heterogeneidad y baja energía asociado a lóbulos turbidíticos externos de la Formación Chicontepec, se favorecen de métodos avanzados de interpretación donde la inversión elástica estocástica permite dar certidumbre en la identificación de áreas de oportunidad de roca almacén con probabilidad de presencia de hidrocarburos.
La aplicación de análisis independientes por áreas geográficas del Campo, son necesarios debido a la heterogeneidad referida. Y estos se valen de múltiples regresiones y redes neuronales en 15 atributos resultantes de procesos de inversión en conjunción con atributos geométricos. Dando como resultado una óptima predicción de propiedades en áreas a perforar. Las propiedades petrofísicas tradicionales, módulos elásticos y análisis de esfuerzo efectivo son claves para definir intervalos de buen almacenamiento de hidrocarburos. Que además favorezcan el mejor crecimiento vertical y lateral de la estimulación apuntalada.
Las pruebas de inyectividad con monitoreo de presión en fondo de pozo luego del disparo es clave. No solo en la determinación de parámetros tradicionales usado en la estimulación sino ha permitido incorporar nutrir el entendimiento de las variaciones laterales de presión de yacimiento su relación con los cambios laterales de facies y zonas vecinas en agotamiento.
Las mejoras en las técnicas de diagnóstico, volumetría, monitoreo y limpieza de los trabajos de estimulación han permitido un desempeño en producción. El cual refleja una mejora en la conductividad lateral y vertical asociadas en conjunción con la perforación de pozos en mejores zonas.
Los resultados a tres años de la implementación de estos flujos de trabajo en clara mejora continua. Los pozos de esta etapa de desarrollo con respecto etapas previas del Campo presentan una mejora en recuperación de hidrocarburos a 06 meses del 30%. En gasto inicial en 12%, la declinación ha mermado en un 8% y todo esto con costos por pozo menores en un 25% de los hechos previamente.
AUTORES
Los Ingenieros Emanuel Flores García, Juan Carlos Meléndez Rodríguez, Cristella Martínez Machuca, Silvano D´Alessio Mendoza, José Eduardo Mejorado y Rufino Santiago Vargas presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
