Se presenta el análisis técnico-económico para ubicar y jerarquizar las propuestas de desarrollo para el yacimiento Ak-JSK dentro de sus unidades productoras C, E1, E3. Este yacimiento se encuentra en etapa de optimización y dada la comunicación hidráulica que tiene con el yacimiento Cretácico, ha complicado la estrategia de explotación propuesta inicialmente en algunos sectores del campo.
En el presente caso de estudio se muestra el análisis multidisciplinario para la identificación de oportunidades en el campo a partir de estudios y análisis. Considerando la historia de explotación del campo, el comportamiento dinámico de los pozos productores y datos sísmicos recientes. Así como la integración de otras interpretaciones geológicas y datos petrofísicos para determinar la calidad de roca-yacimiento y el potencial en las unidades productoras.
Se generó una matriz de riesgos con los elementos que impactan en la producción y en las reservas a recuperar. También se analizó la factibilidad de realizar las intervenciones en corto plazo mediante una “estrategia pre-desarrollo” para este tipo de yacimientos.
Con las evaluaciones realizadas es posible jerarquizar las propuestas con mayor potencial volumétrico de encontrar y producir hidrocarburos, de manera rentable y privilegiando menor riesgo técnico y de ejecución.
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El yacimiento del Kimeridgiano del campo Ak-JSK ha realizado su desarrollo en distintas etapas conforme se avanzaba en la explotación del yacimiento a nivel Cretácico. El desarrollo en JSK obedecía a la certidumbre de explotar zonas que inicialmente garantizaran producción, de manera que el desarrollo inició en la parte central del campo y posteriormente la zona Norte.
La zona Sur representaba riesgo de gas contaminado con nitrógeno (N2), debido a que mediante prueba de un pozo (C3083D) se identificó conectividad entre las unidades del JSK y el Cretácico, ese pozo se ubica en un bloque que está en la parte septentrional del Sur del campo. La posición del acuífero se desconoce en los bloques del Sur de Ak-JSK. El acuífero del Cretácico en el Sur del campo Ak ha tenido un desplazamiento mayor a 600 metros debido a la extracción de aceite. Entonces, se mantuvo la incertidumbre de la influencia del acuífero y del casquete de gas del Cretácico en las unidades y bloques del JSK. Es por ello por lo que el desarrollo en el Sur del yacimiento Ak-JSK se fue difiriendo por el riesgo en las inversiones y de encontrar una ventana reducida de aceite.
Dada la necesidad de contribuir a la producción se actualizaron estudios del subsuelo y modelos de yacimientos para disminuir riesgos y plantear propuestas de pozos. El plan vigente de extracción de aceite en el yacimiento Ak-JSK, al momento de elaborar el presente trabajo, considera 50 intervenciones a pozos. Las cuales se encuentran ubicados principalmente en la zona Norte del campo Ak y están planteados en un horizonte a largo plazo.
Las propuestas que surgen de los estudios y evaluaciones que se describirán en adelante, serán incluidas en el próximo programa operativo. Y serán confrontadas con otras intervenciones a pozos para la asignación de recursos de proyectos de desarrollo en el Noreste de la región marina. Y así cubrir expectativas de producción en el corto y mediano plazo.
Conclusiones
El objetivo del presente trabajo fue identificar y jerarquizar nuevas oportunidades de incorporar producción. Mediante la perforación de nuevos pozos en la porción Sur del campo Ak respaldadas con evaluaciones técnicas y económicas que den certidumbre a las propuestas.
Se realizó una actualización de estudios y modelos de yacimientos para la identificación de 14 propuestas de pozos para el Sur del campo Ak. Cuyo desarrollo se había postergado dada la incertidumbre en las características del yacimiento y el riesgo de encontrar intervalos invadidos de gas o de agua.
La incertidumbre se ha mitigado, en parte, ya que no ha habido monitoreo de los contactos de fluidos. Las evaluaciones técnico económicas de pozos considerando el potencial asociado a producción y crecimiento por redefinición de número de pozos, y, elementos de riesgo, ha sido útil para jerarquizar las oportunidades y decidir el pozo que se perforará primero, como pozo evaluador. Así como la secuencia en los siguientes pozos en bloques aledaños con características propias de facies y/o compartimentalización.
La dependencia de otros pozos, de acuerdo con la ponderación, significa que 4 de los pozos rankeados debajo de la posición 7, se perforarán sólo si el pozo que les precede tiene éxito y los ajustes a los modelos de yacimientos lo justifican. Los pozos con dependencia se identificaron por tener características geológicas similares y sin aparente compartimentalización.
Las decisión sobre la elección de un mejor “tren de pozos” también se basa sobre los resultados de las matrices de valoración que permite la combinación de pozos de máxima rentabilidad y bajo riesgo con otros pozos alcanzables desde la misma plataforma y que tengan calificaciones moderadas. Con lo cual se absorberían los gastos del traslado de un equipo de perforación que no se justificarían para un pozo aislado.
Los Ingenieros Jaime Javier Ríos López y Juan Carlos Castillo González presentaron el trabajo en la anterior edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
