Este trabajo se enfoca en la caracterización dinámica de un yacimiento de aceite en areniscas de baja permeabilidad. Donde comúnmente los pozos productores son fracturados hidráulicamente y también producen de diferentes areniscas de forma conjunta (commingled).
En este sentido, se aplicó una metodología que integra cuatro análisis principales: curvas de declinación (DCA), pruebas de inyección (DFIT), pruebas de presión (PTA) y producción transitoria (RTA); la integración y consistencia de los análisis permitieron tener un mejor entendimiento del yacimiento, el cual se encuentra en un ambiente de depósito sedimentario de corrientes turbidíticas donde los resultados confirmaron que los cambios de facies laterales gobiernan la dinámica del yacimiento.
Asimismo, permitió definir las areniscas de mejor comportamiento en función de las características dinámicas estimadas (presión, permeabilidad, áreas de drene, factor de recuperación, etc.).
En general, es interesante la consistencia que se encontró entre el cruce de los resultados de cada análisis ayudando a concluir zonas prospectivas. Para continuar con el desarrollo a corto plazo disminuyendo la incertidumbre de alcanzar los resultados volumétricos esperados.
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La caracterización dinámica de yacimientos es una disciplina que complementa los trabajos de la ingeniería de yacimientos. A fin de ayudar a entender los fenómenos que ocurren en los yacimientos, y en particular los de baja permeabilidad donde existen temas principales a tratar: como la continuidad hidráulica del medio, áreas de drene, espaciamientos, etcétera.
Los resultados de la caracterización dinámica acoplados con el modelo sedimentario (producto de la caracterización estática) son un soporte fundamental para el desarrollo de toda clase de yacimientos. Sin embargo, en ambientes sedimentarios de flujos turbidíticos los cambios de facies son particularmente dominantes para la dinámica del yacimiento.
Recientemente, Alcantara et al (2018) realizó un estudio de caracterización dinámica de un yacimiento en ambiente sedimentario de flujos turbidíticos integrando varios análisis. Entre ellos PTA y RTA, los cuales permitieron entender la dinámica del yacimiento y correlacionar la distribución de facies del modelo sedimentario. También, Gachuz (2009) destacó la relación directa de las facies sedimentarias con el comportamiento de producción de las areniscas del Paleocanal de Chicontepec.
En este sentido este trabajo propone una metodología de caracterización dinámica basada en lo expuesto por los autores anteriores y agregando las pruebas DFIT. Como insumo de partida para caracterización individual de cada arenisca productora; la metodología hace énfasis en cuatro herramientas de análisis: DCA, DFIT, PTA y RTA.
Cabe señalar que, el yacimiento en estudio se encuentra ubicado en la Cuenca Tampico-Misantla en la región oriental del estado de Veracruz, México. El campo U (color café) se ubica a 36 kilómetros de la ciudad de Poza Rica de Hidalgo., ubicado en el municipio de Castillo de Teayo, estado de Veracruz.
Conclusiones
Importancia de los análisis de pruebas de inyección (DFIT) en yacimientos de baja permeabilidad en producción conjunta por multifracturamiento de varias areniscas. Los resultados permitieron caracterizar en función de la calidad de roca y presión de yacimiento en conjunto con los reportes de flujo posterior al tratamiento de fractura.
Se estableció con claridad que la arenisca superior (CH10) es la que brinda mayor valor en comparación con las areniscas inferiores. Por lo tanto, la que domina en la acumulada de aceite total por pozo. Las pruebas de presión (PTA) son consistentes con los resultados DFIT y representan claramente unas areniscas de menor y mayor calidad de roca (flujo lineal o radial). Asimismo se evaluó la longitud de ala fractura (xf), la cual se estima en 1/3 a lo diseñado.
Realizar análisis de producción transitoria (RTA) a través de los registros de presión de fondo fluyendo fue posible, y los resultados permiten definir espaciamientos por calidad de roca, mismo que se definieron entre 400 m y 600 m. El análisis integrado permitió identificar zonas con diferente comportamiento dinámico que se infiere están relacionados con el modelo de sedimentación por canales.
En este sentido se cuenta con diferentes facies: al norte se encuentra la zona más alejada del aporte de sedimentos con nulo espesor y sin calidad de roca, en el oeste se encuentra una roca de espesor potente con calidad de roca regular, en la porción este el espesor es menor y la calidad de roca disminuye en comparación con el oeste.
Por ultimo al sur se encuentra la zona proximal al aporte de sedimentos, la mejor calidad de roca, con menor espesor neto. Estos resultados son fundamentales para optimizar esta clase de yacimientos en condiciones de producción primario o en algún proceso de recuperación secundaria o mejorada.
Propuestas
Se propone continuar el desarrollo hacia el sur del área de estudio con 3 localizaciones y posteriormente continuar con las de menor jerarquía:
- Localización P-2032 (suroeste): continuar con el tren de producción en la arenisca CH10 que viene desde el pozo M-2071 con espesor importante, confirmar la afectación de presión por producción y definir la posibilidad de continuar al oeste o hacia el sur.
- Localización P-2005 (sureste): continuar con la explotación de la arenisca CH20 como objetivo primario. Y definir la posibilidad de continuar hacia el sur y más al este.
- Localización P-2003 (sur): continuar la explotación de la arenisca CH10 con características observadas en el pozo A-2017. Es decir, buena calidad de roca con espesor neto regular.
El Ingeniero Alfredo Morales González presentó el trabajo en la anterior edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).