El objetivo del estudio consistió en realizar un análisis dinámico sectorial en la arenisca del campo (EM) para evaluar el potencial de una localización horizontal; considerando como punto de partida un modelo estático y la información dinámica existente, para dar mayor sustento técnico al pronóstico de producción.
La zona de estudio se ubica al Noreste del país, con un área de 6 km² aproximadamente. Igualmente, el programa fue perforar desde una macropera existente, ubicada en la porción norte del modelo sectorial.
Durante el estudio se efectuó un pronóstico de producción. El pronóstico de producción se realizó a 6 años. Se realizaron dos escenarios, el primero considera el ajuste histórico de los pozos vecinos; mientras que en el segundo, se consideró una zona nueva que no se ve afectada por los pozos vecinos.
Durante el esudio se determinó que las premisas dinámicas para el control de la simulación son: gasto máximo de 500 bd y presión en superficie de 10kg/cm². La diferencia de volumen acumulado es de 170 Mb aproximadamente.
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Con base en el modelo simplificado se observó que existe una comunicación hidráulica en la arenisca del campo (Em) para la zona de estudio y da certidumbre a la localización propuesta.
Los parámetros petrofísicos hacia la zona donde se ubica la localización horizontal son de características regulares a buenas. Igualmente, la presión estática actual del yacimiento se encuentra 20% por debajo de su valor inicial.
Asimismo, el comportamiento histórico de gas son datos que presentan incertidumbre. Se consideró un pozo análogo de correlación para la elaboración de las curvas de permeabilidades relativas correspondientes al horizonte Em.
Adicionalmente, se consideraron dos escenarios predictivos variando la pws (187 kg/cm² y 142 kg/cm² ), donde en ambos tienen resultados favorables de Qoi y Np.
Finalmente, los resultados de la simulación nos permitieron cumplir con los compromisos de Qoi y volumen acumulado comprometidos del pozo en cuestión. Igualmente, para el escenario de presión de yacimiento actual (pws = 142 kg/cm² ).
Se recomienda identificar nuevas propuestas de terminación que incrementen el factor de recuperación de hidrocarburos.
Los ingenieros Eder Gabriel Pineda Quintana y Cuitlahuac Flores Muñoz presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
