El trabajo buscó mostrar la metodología desarrollada que tiene como propósito, visualizar las mejores oportunidades (localizaciones y/o reparaciones mayores) que permitan la recuperación de la reserva remanente de hidrocarburos en Chicontepec.
Lo anterior, con base en la relación existente entre la distribución de las facies geológicas y la producción acumulada de aceite; en estudios técnicos realizados de generaciones que nos anteceden, así como a través de la agrupación de unidades de flujo. Igualmente considerando un espaciamiento óptimo entre pozos a fin de evitar problemas de interferencia.
Conviene enfatizar que, para cumplir con el objetivo se consideró lo siguiente: 1. Facie (s) que tengan un potencial de recuperación final (EUR) por pozo de al menos 40 Mb, de acuerdo con los análogos. 2. Facie (s) cuya distribución en área, sea considerable (≥ 1.0 km2 ). 3. La unidad de interés, debe contar con alguna (s) prueba (s) pre fractura, que haya (n) alcanzado una geometría de flujo pseudo radial; se haya estimado la permeabilidad y, que el gradiente de poro inicial o actual, sea ≥ 0.44 psi/ft . 4. El área propuesta, debe estar a una distancia de al menos 450 m., de sus pozos vecinos. 5. Finalmente, la capacidad de almacenamiento (φh) promedio de la unidad de interés en los pozos análogos debe ser ≥ 1.0 (frac * m).
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La zona en estudio se ubicó en la Cuenca Tampico Misantla en la parte Sur de la Sierra Madre Oriental; porción Este – Centro de México. El Paleocanal o Paleocañón, cuenta con 29 Campos. Asimismo, fue descubierto en el año 1935 y, comenzó su producción en el año 1952. Además, tiene en promedio una longitud de ~ 123 km y un ancho de ~ 25 km (Busch, 1992). Por lo tanto, un área estimada de 4,243 km2
En la década de 1960, las mejoras en las tecnologías de fracturamiento hidráulico alentaron a reconsiderar el potencial del yacimiento. Además, los sistemas artificiales de producción, han asistido a la recuperación en Chicontepec.
Gran parte de los pozos de la Formación Chicontepec producen de más de una unidad de flujo; en este caso en particular, los pozos produjeron únicamente de la arenisca U-20 debido a su buen potencia.
El procedimiento: recopilar y validar información mencionada con anterioridad, de los pozos análogos (1 a 3 espaciamientos) elegidos de acuerdo con los mapas de facies.
Asimismo, realizar la distribución de la producción (φh) y agrupar las areniscas a consecuencia de la incertidumbre que pudiese haber en la interpretación geológica (resolución sísmica) y con el crecimiento en altura de las fracturas hidráulicas. o Identificar unidades de mayor potencial.
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Adicionalmente, de acuerdo con los mapas de facies, ubicar áreas no probadas (≥ 0.16 km2 ); respetando un espaciamiento de al menos 450 m, en función de los pozos más cercanos.
Con el uso de la metodología desarrollada es posible visualizar oportunidades para el incremento de la producción del Activo. Asimismo, buscar oportunidades en las mejores facies geológicas, que tengan una distribución en área considerable, una capacidad de almacenamiento buena; permite estimar un volumen poroso. Lo anterior asegura que se puedan encontrar condiciones cercanas a la inicial.
Por otro lado, en las zonas de buen potencial (permeabilidad > 10 md), debe conservarse la distancia sugerida (al menos 450 m de su vecino más próximo) para, asegurar el éxito de la propuesta (Qoi y Recuperación Final).
El éxito del Pozo 15 en Chicontepec, de acuerdo con su gasto inicial de aceite y su producción acumulada, se debió a varios factores. Primero a que se encontraba produciendo en una facie de tipo canal de un área considerable; la permeabilidad estimada a través de la prueba fall off y la prueba de incremento fue de 4 – 7 md.
Igualmente, su área de drene fue de ~ 65 acres y su relación entre su presión inicial y la presión de saturación fue >1.5xPb. No obstante, su factor de recuperación final de aceite fue de 3 – 5 % a causa de la Rp alta.
Los ingenieros Alfredo Eduardo Cárdenas Abarca y Guillermo Moreno Luna presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
