El presente trabajo estuvo orientado al análisis de un Yacimiento Naturalmente Fracturado (YNF) de alta complejidad a partir de una metodología de caracterización dinámica. El estudio se enfocó a la búsqueda de nuevas oportunidades en un campo costero maduro de alta presión y alta temperatura y con alta producción de agua.
Los Yacimientos Naturalmente Fracturados (YNF) constituyen un reto para la industria petrolera debido a su importancia en la producción de hidrocarburos.
Las complejidades técnicas que representan los pozos en formaciones carbonatadas está influenciada; por sistemas de fracturas que rigen el movimiento de los fluidos en el yacimiento.
La metodología se basó en un análisis completo que inició con la revisión de datos de presión-producción, la caracterización de fluidos, la dinámica; la implementación de balance de materia de doble porosidad, la actualización del modelo estático (que incluye la petrofísica, análisis de núcleos, petrografía y análisis de fracturas.
El estudio incluyó sedimentología y geología estructural), la discretización de unidades de flujo; el monitoreo y actualización del avance del Contacto Agua-Aceite (CAA) en cada bloque; la reinterpretación de pruebas de presión (PTA), la determinación de la dirección de flujo preferencial del campo y el grado de interferencia.
Los alcances de dicha metodología fueron útiles para lograr un mejor entendimiento del comportamiento del yacimiento; a través de la cuantificación precisa de un volumen original y por consiguiente del factor de recuperación real del campo.
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La estimación de reservas remanentes, la obtención de factores de declinación confiables, la determinación de radios de drene de los pozos productores; y la generación de pronósticos de producción más certeros nos ayudaron a conseguir nuevas oportunidades de explotación.
Se aplicó una metodología muy completa de caracterización dinámica para este YNF cuyas características dinámicas y geológico-estructurales son muy complejas; se resaltó la importancia de este trabajo de más de 54 pozos y una revisión exhaustiva del comportamiento histórico del campo con más de 30 años en explotación.
Existen grandes variaciones en el espesor de las formaciones, además de la presencia de erosión y / o zonas sin depósito.
Las reinterpretaciones de los datos sísmicos y la calibración con los pozos perforados en el área mostraron una estructura compleja; compuesta por tres anticlinales principales donde se observan fallas inversas de saltos variables, discordancias y la presencia de sal que a veces intrusa en los sedimentos Mesozoicos.
La formación de la estructura principal del campo se debió al movimiento de dos bloques, como resultado de los esfuerzos de compresión de la sal; lo que provocó movimientos con componentes tangenciales y horizontales que generaron una estructura en forma de flor; dejando en contacto rocas depositadas en diferentes edades geológicas.
El modelo estático se reinterpretó y actualizó, por lo que se analizaron las facies sedimentarias que constituyen la roca almacén para el Jurásico Superior Kimmeridgiano
Los ingenieros Ricardo Alcántara Viruete, Luis Humberto Santiago García, Gorgonio Fuentes Cruz, Hugo García Torres; Blanca Estela Angulo y María Isabel Martínez presentaron el trabajo técnico en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
