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Caracterización de un reservorio fracturado

Caracterización de un reservorio naturalmente fracturado en etapa temprana de desarrollo. Caso: Offshore-Cuenca Talara.

La caracterización de un reservorio naturalmente fracturado en etapa temprana de desarrollo. Caso: Offshore-Cuenca Talara.

El principal objetivo de esta investigación fue caracterizar un reservorio con fracturación natural en etapas tempranas de desarrollo en el offshore de la Cuenca Talara. A través de pruebas de presión en correlación con la descripción geológica del reservorio (caracterización dinámica) se hicieron las caracterizaciones.

Los resultados se integraron al modelado de reservas en el caso de estudio del campo de gas SPE. Asimismo, los caudales de la prueba extendida en el pozo SPE-2X se simularon numéricamente con el fin de reproducir las presiones de fondo. Se logró obtener un modelo de campo completo que sea representativo para hacer predicciones a largo plazo.

De acuerdo con estudios previos, los reservorios naturalmente fracturados presentan un problema de producción de petróleo y gas (SPE 84590). No sería algo absurdo decir que una gran parte de las reservas mundiales de petróleo y gas están concentradas en los reservorios naturalmente fracturados (RNF).

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Según especialistas, este tipo de reservorios pueden tener diferentes tipos de génesis, se pueden generar a partir de rocas volcánicas; metamórficas y sedimentarias que sufren fracturas y fallas que generan un amplio y estrecho sistema de zonas de alta conductividad.

Del mismo modo, la prueba de pozos nos provee de una poderosa herramienta para identificar y evaluar heterogeneidades en reservorios naturalmente fracturados. Las experiencias muestran que este tipo de reservorio puede mostrar un comportamiento que consiste de una variedad de modelos de flujo.

Durante la caracterización, el uso de programas especializados es indispensable y necesario en el análisis e interpretación de pruebas de presión.

El análisis e interpretación de las pruebas de presión permitió distinguir el aporte a la producción del Sistema de Fracturas Naturales en los yacimientos de gas natural y petróleo SPE, SF1 y SPO.

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De esta manera fue posible determinar los coeficientes y que posteriormente se usarán en los modelos dinámicos a escala de campo. El análisis e interpretación de las pruebas de presión fue útil para justificar trabajos de workover o estimulación (acidificación matricial, fracturamiento ácido).

Se observó la importancia de realizar pruebas de presión extendidas (como en el pozo SPE-2XD) para corroborar los límites. Sin embargo, lo importante es tener una idea del mecanismo de producción junto con la integración del modelo geológico en la interpretación de los efectos de frontera.

Los ingenieros Patrick Tanta Pujada, Julio Cesar Enciso Enríquez y Joel Emanuel Pezo Paredes presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).

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