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Monitoreo de Contacto Agua-Aceite (CAA)

Avance del contacto agua-aceite y determinación del grado de conificación mediante la relación del potencial de los fluidos.

Avance del contacto agua-aceite (CAA) y determinación del grado de conificación mediante la relación del potencial de los fluidos.

El presente trabajo estuvo orientado al monitoreo del avance del Contacto Agua-Aceite (CAA) por diferentes métodos. Del mismo modo se monitoreo la determinación del grado de conificación de cada pozo productor en un Yacimiento Naturalmente Fracturado (YNF) bajo-saturado; mediante la relación del potencial de los fluidos a través de la construcción de un modelo analítico.

Al analizar a detalle el comportamiento del corte de agua y la salinidad del agua de formación fue posible identificar un punto clave. En un yacimiento carbonatado de edad Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK) se presenta un avance irregular del CAA; es decir, el CAA avanza a distintas velocidades en diversas zonas del yacimiento.

Lo anterior, se debe a que la roca presenta diferentes propiedades petrofísicas distribuidas irregularmente en el yacimiento. El movimiento de fluidos está en función de la difusividad y la transmisividad del sistema.

Posteriormente, se logró cuantificar la conificación en los pozos mediante la aplicación del concepto del potencial de fluidos a través del método de Muskat-Wycokoff. El cual considera la profundidad y penetración de los pozos en el yacimiento, los gradientes de los fluidos y las fuerzas gravitacionales.

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De acuerdo con la cuantificación, se puede calcular la máxima caída de presión por pozo para evitar la conificación de fluidos (agua y/o gas); la cual coincide con el modelo de simulación numérica del campo con excelentes resultados, mismos que sirvieron para redefinir la estrategia de explotación del campo.

El seguimiento al avance del Contacto Agua-Aceite (CAA) es parte esencial en las labores de monitoreo de los yacimientos que cuentan con empuje hidráulico. Cuyo esquema de explotación suele estar sujeto a diferentes estrategias que tienen un alto impacto en el comportamiento dinámico del campo.

Durante el estudio, el pozo “A” fungió como el principal indicador del comportamiento del CAA, debido a sus condiciones de producción (altos cortes de agua) respecto al resto de los pozos productores del campo.

Además, hay que tomar en cuenta que existió un alto nivel de comunicación entre los pozos “C”, “D”, “E” y “A”; donde la fuerte caída de presión del yacimiento tiene una gran influencia.

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La evaluación por diferentes métodos del CAAA cuando se realizó el análisis, señaló que se ubicaba a una profundidad de 6,400 a 6,427 metros verticales. También se logró discernir que el avance del CAA no es uniforme, identificándose 4 zonas con diferentes velocidades de avance en función de las variaciones de los cortes de agua.

Mediante la relación de potencial de los fluidos fue posible calcular la máxima caída de presión permisible de los pozos para evitar la conificación de fluidos (agua y/o gas); siendo congruente con el modelo pseudoradial de simulación numérica, dando como resultado dos pozos conificados.

Finalmente, se ajustó la entrada de agua al yacimiento por medio del balance de materia y otros métodos. Se concluyó que este parámetro se encontraba en un rango de 14 a 15.3 MMb en ese momento. Lo anterior se ajustó perfectamente al comportamiento de la presión, la producción y el vaciamiento del yacimiento

Los ingenieros Ricardo Alcántara Viruete, Jorge Enrique Paredes Enciso; Luis Manuel Perera Pérez y Rafael Pérez Herrera presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).

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