El estudio técnico abordó la aplicación del registro RST modo sigma y carbono/oxígeno en el campo Poza Rica, que se descubrió en 1930.
Campo Poza Rica cuenta con más 800 pozos perforados y ha sido sometido a recuperación secundaria por más de 60 años (1951-2013). Está constituido por rocas calizas del Cretácico.
En el campo, los cálculos de saturación de agua derivados de los registros geofísicos originales no representan la saturación actual; debido a que el campo se encuentra en una etapa madura.
De acuerdo con estudios, el método de recuperación secundaria por inyección de agua ha barrido de forma heterogénea los fluidos del yacimiento; por tanto, el registro RST (Saturación de fluidos) se ha empleado desde los años 90’s, tratando de resolver la problemática sin obtener resultados satisfactorios en el Campo Poza Rica.
Sin embargo, se han realizado en su mayoría en modo sigma, dejando de lado el modo Carbono/Oxígeno (C/O); debido principalmente, a la limitante que puede tener en zonas de baja porosidad (<10%).
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En general, existe pocos trabajos escritos acerca de la aplicación del registro RST modo C/O en yacimientos de calizas con baja porosidad.
Este trabajo mostró los resultados obtenidos del registro RST en modo sigma y C/O, confirmando el nulo beneficio del modo sigma en el campo; y la gran utilidad que tiene el registro en modo C/O, exponiendo el análisis que se realizó para encontrar una forma práctica de interpretar las curvas.
Asimismo, el registro RST modo C/O permitió identificar las curvas en zonas de baja porosidad; demostrando la gran importancia del registro RST modo C/O en el Campo Poza Rica.
El RST o registro de saturación de fluidos, permite conocer la saturación de los fluidos a través de la tubería de revestimiento. El principio de medición se basa en el análisis del espectro de Rayos Gamma inducidos por la interacción de neutrones en la formación. Esto lo hace por medio de una fuente de emisión de neutrones (Minitrón) y dos detectores en línea.
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De acuerdo con el estudio, el cálculo de saturación de agua del registro RST modo Sigma fue afectado por la baja salinidad del agua de inyección; causando una nula certidumbre al cálculo de la saturación de agua, inclusive generando resultados totalmente contrarios.
En conclusión, el modo C/O es una excelente forma para calcular la saturación de fluidos actual en campos con producción de agua de baja salinidad; ya sea por medio del método convencional o del paralelogramo, sin embargo, en los casos donde también exista una baja porosidad.
Asimismo, en la baja salinidad, el cálculo de saturación no es confiable; por tanto, el método desarrollado en este trabajo llamado “línea base” es una forma adecuada para calcular la saturación de fluidos sin depender de la porosidad.
El ingeniero Alfredo Morales González presentó el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
