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diciembre 4, 2020
Oil & Gas

Estudio multidisciplinario en la cuenca Salina del Istmo

Estudio multidisciplinario en la cuenca Salina del Istmo

En el presente texto técnico se efectuó un estudio multidisciplinario para planes de desarrollo y producción en la cuenca Salina del Istmo.

Con los objetivos de elaborar una estrategia optima de desarrollo y adicionar oportunidades con recursos prospectivos se realizó un proyecto de caracterización de yacimientos; en un área adyacentea un campo en la cuenca Salina del Istmo.

El proyecto consistió en la generación demodelos estático y dinámico para los yacimientos productores del Mioceno superior; los cuales corresponden a turbiditas de agua profunda, con 15-21% porosidad efectiva y 17-30% saturación de agua.

El modelo estático integró la interpretación geológica, sísmica y petrofísica; con la inversión sísmica y la aplicación de física de rocas paraestimar de forma calibrada a pozo; la porosidad y discriminación delos fluidos (arena con hidrocarburo vs. arena con agua).

El cubo de porosidad efectiva incorporado al modelo hizo honor a la petrofísica de los pozos; y estableció la tendencia de distribución lateral entre pozos con fundamento sísmico.

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La integración multidisciplinaria permitió la optimización de la estrategia de desarrollo del campo en áreas de producción existentes; la identificación de 12 localizaciones y áreas prospectivas.

La inversión sísmica confirmó que los yacimientos pueden predecirse con relativa confianza usando bajas impedancias acústicas.

Este estudio demostró que la física de roca aporta valor a los conocimientos del área; permitiendo extraer más información de los datos sísmicos y mejorando nuestras capacidades de modelado.

El uso de los volúmenes de porosidad, Vshale, permeabilidad, facies, etc; generados a partir de la inversión sísmica e incorporados al modelo geocelular permitió obtener modelos estáticos confiables.

Los escenarios analizados en el modelo dinámico permitieron incrementar la producción en un 67-75 % mejorando el factor de recobro en un 10%.

Los ingenieros Felix Diaz (ION Geophysical), Enzo Aconcha(Ryder Scott Company), Raquel Santiago (Pemex) Stefano Volterrani (ION Geophysical); Guale Ramirez (Ryder Scott Company) presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP)

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