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Modelo numérico para diagnosticar la irrupción de agua YNF

Modelo numérico para diagnosticar la irrupción de agua

Modelo numérico simplificado para el diagnóstico de la irrupción de agua en un YNF mediante la caracterización dinámica y el cálculo de gastos críticos.

Durante el estudio se mostró una metodología para el diagnóstico de irrupción de agua en yacimientos naturalmente fracturados de aceite ligero. Se emplearon los siguientes análisis: Caracterización dinámica de yacimientos, Análisis de gastos críticos, Diagnóstico de la irrupción de agua y Modelo numérico simplificado.

Como sabemos, la irrupción prematura de agua ha sido una problemática recurrente en los yacimientos naturalmente fracturados (YNF) con acuífero asociado; representando pérdidas importantes en la producción de hidrocarburos, rentabilidad del proyecto y problemas asociados al manejo de agua en superficie.

Asimismo, esta problemática hace que el diagnóstico de la irrupción de agua tome un papel importante en las decisiones para la administración del yacimiento para maximizar el factor de recuperación.

Esta metodología que se presenta a continuación fue aplicada en el campo Omega, productor de aceite ligero en rocas carbonatadas del mesozoico; el cual se localiza en el Golfo de México.

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El modelo multitanque considera los campos vecinos productores en Mesozoico; Beta, Alfa – Gama, Delta, Pi, Omega y Lambda, conectados a un acuífero físico. De acuerdo a los puntos de presión medidos en los campos Beta y Delta se observa que el acuífero no tiene efecto sobre ellos; prácticamente se encuentran aislados.

Del análisis presentado y con el modelo propuesto no se observan conificaciones, esto principalmente debido a la heterogeneidad en el yacimiento; así como a la presencia de rocas de baja permeabilidad que funcionan como una barrera natural al flujo de agua.

 En el modelo se conceptualiza el avance de agua por las zonas de mayor permeabilidad. Si bien no se identificó conificación; una alta producción de aceite puede provocar irrupción de agua prematura en los pozos (tonguing), y tener una baja recuperación de aceite.

La mayoría de los pozos no han explotado la capa superior del yacimiento, por lo que es factible reparar los pozos a esta capa de mejores propiedades petrofísicas una vez que se presenten irrupciones de agua.

El yacimiento Omega es productor de aceite volátil de 36°API, naturalmente Fracturado, saturado con entrada de agua. De acuerdo al comportamiento de presión existe comunicación hidráulica con otros yacimientos.

Del análisis de pruebas de presión disponibles se obtuvo un rango de permeabilidades de entre 5-90 md. Esta variación depende en gran medida de la unidad de flujo donde esté terminada el pozo. En el pozo Omega-A se observa la influencia del acuífero en la respuesta de presión.  

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Durante el estudió se identificó que la unidad JSKE5 tiene alto contenido de arcilla y un espesor importante (50 m); por lo que pudiera actuar como una barrera natural a la conificación de agua.

Para comprender el comportamiento del movimiento del agua dentro del yacimiento se realizó un modelo práctico con las siguientes características. Simplificándose en tres capas principales de acuerdo a la evaluación petrofísica de los pozos.

Usando el modelo práctico no se observan conificaciones, esto debido a la heterogeneidad en el yacimiento y a la presencia de rocas de baja permeabilidad.

Asimismo, en el modelo se conceptualiza el avance de agua por las zonas de mayor permeabilidad. Si bien no se identificó conificación; una alta producción de aceite puede provocar irrupción de agua prematura en los pozos (tonguing), y tener una baja recuperación de aceite.

En el modelo se verificó la formación de un casquete de gas secundario; lo cual se complementa con las evidencias de producción de gas en análisis de gravedad API y de comportamiento de presión en cabeza de los pozos.

El trabajo fue presentado por el Ingeniero Rafael Méndez García en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).

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