Este trabajo se enfoca en la caracterización dinámica de un yacimiento de aceite en areniscas debaja 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 elcruce 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 queocurren en los yacimientos. Y en particular los de baja permeabilidad donde existentemas 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 dominantespara la dinámica del yacimiento.
El yacimiento en estudio se encuentra ubicado en la Cuenca Tampico-Misantla en laregión oriental del estado de Veracruz.
En el campo se cuenta con un PVT representativo; es una muestra de fondo del pozo H-1D. El cual se encuentra a 7 km de distancia del área de estudio y fue tomada en el año2010. Se realizó el proceso de validación con la herramienta institucional PVTtools®. De acuerdo con los resultados y la clasificación de fluidos, la muestra del pozo H-1D presenta características de un aceite negro bajo saturado. Además, se concluye que los experimentos son representativos ya que a través las pruebas como: de densidad, balance de materia y desigualdad presentan buena consistencia con nivel de validación de 96%.
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 valoren 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 metros.
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. Mientras, 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 ultimoal sur se encuentra la zona proximal al aporte de sedimentos, la mejor calidad de roca, con menor espesor neto.
Resultados fundamentales
Estos resultados son fundamentales para optimizar esta clase de yacimientos en condiciones de producción primario o en algún proceso derecuperación secundaria o mejorada. Se propone continuar el desarrollo hacia el sur del área de estudio con 3 localizaciones.
Posteriormente se propone continuar con las de menor jerarquía: Localización P-2032 (suroeste): continuar con el tren de producción en la arenisca CH10 que viene desde el pozoM-2071 con espesor importante, confirmar la afectación depresión por producción y definir la posibilidad de continuar al oeste o hacia elsur.
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.
Asimismo, localizaciónP-2003 (sur): continuar la explotación de la arenisca CH10 con características observadas en el pozoA-2017. Es decir, buena calidad de roca con espesor neto regular.
El Ingeniero Alfredo Morales González presentó el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
