El estudio abordó la caracterización del comportamiento dinámico de un yacimiento maduro con casquete de gas original y acuífero activo.
En Pemex se tiene una gran cantidad de campos maduros con una historia de producción importante. La cual, en ocasiones no es utilizada para los estudios de caracterización dinámica.
Con el análisis de la producción se puede obtener información valiosa del comportamiento de los yacimientos. Igualmente, contar con nuevas perspectivas para extraer las reservas remanentes de hidrocarburos de forma óptima y con menor incertidumbre.
Desde el punto de vista económico y de administración integral, las propuestas de desarrollo de los campos maduros deben tener alta probabilidad de éxito. Esto solo es posible contando con análisis detallados que representen fielmente el comportamiento de los yacimientos.
En este trabajo se presenta el caso de estudio de un yacimiento de aceite en un campo maduro. Con la presencia de un casquete de gas original (yacimiento saturado a condiciones iniciales) y un acuífero activo de alta intensidad que mantiene la presión a lo largo del yacimiento.
Mediante el análisis de la información, se identificaron comportamientos inusuales en la relación gas-aceite de los pozos productores. Lo que sugería un agotamiento gradual del casquete de gas y por lo tanto el desplazamiento del contacto gas-aceite (CGA) hacia profundidades someras del yacimiento.
Con el entendimiento de este fenómeno, se plantearon una serie de estudios para mapear el CGA a lo largo del yacimiento. Igualmente, se definieron las zonas con oportunidad de desarrollo, destacando la integración de técnicas tradicionales de ingeniería de yacimientos. Como el empleo de gráficos especializados y mapeo de isovariables dinámicas, con el uso de algoritmos de aprendizaje automático.
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La caracterización dinámica de yacimientos tiene como objetivo conocer, definir y predecir el comportamiento del yacimiento. Una vez que comienza su producción a través de información obtenida de pruebas de presión-producción y análisis del comportamiento de la presión estática. Así como el análisis de la producción y de parámetros obtenidos de los muestreos de los fluidos como °API, salinidad, corte de agua, entre otros.
El no contar con una caracterización dinámica suficientemente soportada, tiene efecto directo en la estimación de las reservas remanentes de aceite y gas, en la estrategia de desarrollo y por lo tanto, se pone en riesgo la rentabilidad del proyecto.
A medida que se desarrolla el yacimiento se va integrando cada vez más información, principalmente de producción, mediciones y muestreos. Al contar con suficiente información de producción es imperativo una actualización o reingeniería de los proyectos. Basada en la observación de fenómenos característicos que ayuden a reducir la incertidumbre en la cuantificación de los volúmenes de hidrocarburos remanentes. Así como programar intervenciones con alta probabilidad de éxito para optimizar el costo por barril producido.
Conclusiones
Se estima que se han producido 91.7 Bcf del casquete de gas, por lo que el volumen remanente del casquete sería de 35.7 BCF. El cual se encuentra distribuido a lo largo de todo el yacimiento.
Existe incertidumbre en la posición del contacto gas-aceite. Se tiene evidencia de producción con alta RGA en al menos dos pozos recientes.
Hay un riesgo de producir con alta RGA en intervenciones futuras, sin embargo, se ha demostrado que la RGA disminuye a medida que se produce el pozo.
La extracción del casquete de gas en el periodo 1979 a 1985 generó avances irregulares en el contacto agua aceite. Identificando 4 zonas asociadas a 3 tendencias generales del avance.
Dentro de las diferentes zonas del yacimiento se identifican comportamientos particulares de producción. De los cuales el más importante está asociado a la reducción o mantenimiento en el corte de agua por efecto de la producción de agua en pozos vecinos.
Con el análisis realizado se identificaron las intervenciones más viables y con mayor certidumbre. Además de aumentar el conocimiento en el comportamiento del yacimiento y tener una mayor certidumbre.
Se recomienda la integración de la ingeniería clásica de yacimientos con las técnicas de análisis de datos para complementar los análisis técnicos. Además de la actualización de los contactos de agua y gas en cada una de las zonas, para realizar y jerarquizar las intervenciones propuestas.
Se recomienda realizar el cálculo del gasto agua que pueden soportar las instalaciones superficiales (baterías de separación y almacenamiento de los fluidos). De ser posible incrementar la producción de los pozos más profundos de la zona con mayor gasto de agua. Para mantener estable la producción de los pozos con mayor gasto de aceite.
Los Ingenieros Yuliana Ivette Torres García, Humberto Iván Santiago Reyes, Jorge Enrique Paredes Enciso y Manuel Soto Meneses presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
