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mayo 8, 2021
Oil & Gas

Potencial en paleoceno superior del campo Ek-Balam con sistema poroso

Potencial de producción en paleoceno superior del campo Ek-Balam; sistema poroso y flujos preferenciales.

 Potencial de producción en paleoceno superior del campo Ek-Balam; sistema poroso y flujos preferenciales.

El objetivo del trabajo fue de delimitar y proponer una distribución de flujos de calcarenitas y “brechas” del paleoceno superior, detallando el sistema poroso; así como los flujos preferenciales mediante análisis dinámicos, con el fin de incorporar reservas al proyecto.

A partir de evidencias de producción en los pozos Ek 63 y Balam 7 (prueba de producción no concluyente), con aceite de 12°API; se ha tenido la necesidad de diferenciar el yacimiento Cuerpo Calcáreo del Paleoceno Superior (CCPS) del de Brecha del cretácico superior, caracterizando el CCPS y evaluando su reserva.

Con las evidencias detectadas en la perforación de los pozos Balam 9, Balam 101, Balam 53 y Ek 17 durante la perforación con objetivos JSO; se programaron muestreos de recortes de roca para su análisis microscópico para caracterizar el sistema poroso.

Se integró un estudio formal que se enfocó en determinar las características de yacimiento; su conectividad con la Brecha Cretácica y sus reservas mediante la integración analítica de los distintos grupos de información.

Los estudios mostraron que la arquitectura del medio poroso presenta dos condiciones de conectividad hidráulica en el CCPS.

La zona NW con una predominancia de flujo caracterizada por una matriz dominada por dolomitización y disolución; y una segunda zona, en el SE con características de flujo dominado por fracturas.

Dos tensores de flujo que dominan la producción han sido determinados a partir de esta caracterización. A partir del análisis de las presiones estáticas se ha determinado que existe conectividad entre los dos yacimientos.

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Esta caracterización permitió validar la arquitectura geológica del yacimiento que ha sido corroborada con un análisis de atributos sísmicos, que ayudaron a determinar la geometría del medio sedimentario.

Las evidencias sedimentológicas observadas en los estudios de muestras de roca, sostienen que el ambiente sedimentario permitió el depósito de flujos turbidíticos de materiales calcáreos; que evolucionaron diagenéticamente dando pie a la formación de dos medios de geometría de poro, uno por matriz modificada por disolución y otro de matriz modificada por fracturas.

Los ingenieros Gustavo Bernardo Mellin Patricio, Ulises Perez-González, Santiago Martínez Pavón y Armando García-Jaramillo presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).

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