Arquitectura y fluidos de los yacimientos registrados por pruebas de formación. Respuestas adicionales para modelar Yacimientos Mexicanos. Oscar Perez Michi, Schlumberger Veracruz omichi@veracruz.oilfield.slb.com , Tel: 229 9290110

Agenda Introducción: Incertitumbre en la caracterización de los Yacimientos Mexicanos. Técnicas de evaluación de arquitectura, contactos, fluidos y propiedades de los hidrocarburos. Aplicación de la tecnología en casos de Yacimientos Carbonatados en México. Conclusiones.

Introducción Existen 3 tipos de datos que apoyan al desarrollo de un yacimiento: Datos estáticos: Influencian el estimado de los hidrocarburos in situ. Datos dinámicos: Influencian el comportamiento del flujo de fluidos y drene de los fluidos en el yacimiento. Datos de diseño: Definen las posibles restricciones de producción (como la estrategia de perforación, los mecanismos de producción, el número de puntos de drenaje, etc…) Valor Proyecto Gasto Reservas Opex Pozos y facilidades Capex

Incertidumbre y análisis de riesgos Propiedades del fluido y permeabilidad relativa Contacto de Fluidos, estado del acuífero Conectividad Horizontal entre las capas Hetereogenidades del Yacimiento Kv - Kh Arquitecturas de Fallas y transmisibilidad El ejercicio debe ser, minimizar estas incertidumbres permitiendo definir los alcances de producción económica: La información Estática nos direcciona a obtener solo los hidrocarburos In Situ. La información Dinámica nos permite entender el comportamiento del flujo de fluidos 4-D en el yacimiento.

Incertidumbres Campos Petroleros Mexicanos >90 % de la producción de aceite proviene del Cretácico y el Jurásico superior, consistiendo de complejos yacimientos con brechas y carbonatos fracturados naturalmente. Los principales descubrimientos se hicieron entre los 70-80s, la mayoría de los campos estan bajo recuperación secundaria. La evaluación hoy en día presenta dificultades y los modelos poseen importantes incertidumbres. Complejidad modelando la red de fracturas que llevan a un rendimiento pobre del proceso de recuperación secundaria (Inyecciones de agua ineficientes, inyección de N2 mostró un rompimiento antes de lo esperado). Yacimientos divididos en diversos compartimentos. Identificación de los contactos de fluidos.

Perfil de presión y análisis de fluidos in-situ (DFA) CFA Analizador Composicional de Fluido Respuestas directas del Registro: Presiones Distribuidas, Fluido ID, RGA, Composición, Transición de fase, densidad (API), Ph. Cuestiones Resueltas: Contactos, Fluido ID, Variaciones composicionales, compartmentalización, conectividad del agua, aseguramiento de flujo LFA Live Fluid Analyzer

Live Fluid Analyzer - LFA Compositional Fluid Analyzer - CFA Análisis de Fluidos In Situ Análisis de Fluidos en el Fondo (Downhole Fluid Analysis – DFA) Live Fluid Analyzer - LFA Compositional Fluid Analyzer - CFA ph – LFA-ph LFA y CFA son complementarios LFA –ph Igual a LFA plus ph de agua

Ilustración DFA: Crudo Mexicano Ligero/Medio Oil 37 API, GOR 1200 scf/bbl Gas condens. >50API GOR> 5000 scf/bbl WBM sampling 28 API, GOR 500 scf/bbl Ultra Pesado <10 API, GOR <100 scf/bbl. Asfaltenos Filtrado OBM

Caso 1: Carbonatos de la Faja de Oro Determinación de los contactos de fluido y caracterización de la zonas de transición para determinar reservas estimadas y la estrategia de completación. Entorno Exploratorio

Nivel de Agua libre vs OWC – Abra Fm Contacto? Fluido residual: Aceite o Agua? Agua Libre?

Caracterización de la transición Presiones Distribuidas Fluido ID 2634m 2691m 2722m FWL 2763m 2779m 2824m

Caracterización de la transición Análisis de Fluidos In Situ. Fase Producible Aceite 2634 m RGA=1200 scf/bbl Fase Producible Aceite 2691 m RGA=1250 scf/bbl Fase Producible Aceite 2722 m RGA=1250 scf/bbl Fase Producible Agua 2763 m Fase movil Agua 2779 m Fase movil Agua 2824 m Fase movil Agua

Caracterización de la transición El contacto es 25m más alto de lo que se ve en registros La roca es mayormente mojada por aceite El aceite en la transición esta ligado por presión capilar y el agua es libre La columna de aceite es homogénea (Presión, fluidos)

Detalles de las Medidas Registro: API 35 ACEITE (del gradiente) , GOR 1200 scf/bbl Lab: API 37, GOR 1200 scf/bbl Propiedades uniformes a tráves de la columna de aceite 80% del corte de agua en la zona de transición: Estación 2763m K = 75md Kv/kh= 0.03 P = 3842 psi Skin=9

Caso 2: Carbonatos de Fm Kimmer Determinación de la arquitectura del yacimiento, compartimentos y estatus del acuífero. Entornos Marinos de desarollo

Columna Típica de Cantarell Los registros convencionales no permiten determinar la estructura de yacimiento o donde se encuentra el contacto. Notamos algunas variaciones en las viscosidades del fluido a partir de la estación MRF a tráves de la columna, pero el pozo produce con diferentes cortes de agua.

Determinación de la estructura Columna de Aceite Programa : En Pozo abierto DST para determinar la localización del acuífero? Transición Acuífero

Fluidos & Pérfil de Presiones 1: API 55 3725m 3761m 2 3? Fluido ID 4: API 27 3908m 5

Sellos Regionales a partir de la correlación

Zoom sobre el acuífero

Arquitectura del yacimiento Compartmentalización Variación composicional de los hidrocarburos en la columna. El yacimiento es un solution gas drive con complejidades que pueden ser modeladas para planear un desarrollo posterior. Se requieren terminar cada yacimiento para drenar lo El agua no empuja los fluidos del yacimiento Se requieren mecanismos de empuje para mentener la presión

Revelando el verdadero yacimiento Propiedades del aceite Uniformes Gradientes de Aceite 3500 3000 2500 2000 1500 GOR Modelos conceptuales de yacimientos Las mediciones brindan entendimiento del yacimiento Se trata de solution gas drive y no water drive

Integración de los Datos Roca y saturación,NMR Información Estática Sísmica Most of the ideas are in place Resgistros de Imagenes Registros Convencionales Roca y saturación,NMR Información Estática

Integracion de los Datos Pérfiles de presión Sismica Pruebas de Formación: Liga dinámico a como fluye el fluido Resgistros de Imagenes Propiedades de los Fluidos Registros Convencionales Muestras Extensión e integración de la evaluación de wireline en agujeros descubiertos para ayudar a Pemex a construir modelos más precisos que incluyan los detalles estructurales del yacimientos, las propiedades de los fluidos, valoración de los contactos y las zonas de transición

Conclusiones Las predicciones de flujos y fluidos en base a registros estáticos son problemáticas en carbonatos porosos y mucho más en yacimientos naturalmente fracturados. Las medidas del yacimiento son solo hechas en el pozo, ademas de la sísmica, FMI y las presiones transitorias. Las pruebas de formación dan a Pemex respuestas del yacimiento a nivel campo. La presión es una medidad de escala del yacimiento, las presiones distribuidas nos brindan la resolución vertical. Los fluidos son los productos de intéres. El “registro” de fluidos es la medida más innovadora de Schlumberger de los últimos años, aplicada en México para desenmarañar extensos yacimientos no del todo conocidos. El trabajo que se ha hecho con las pruebas de formación en los yacimientos de carbonatos mexicanos, los contactos, la caracterización de las zonas de transición y la estructura del yacimiento, brinda a Pemex un valor económico considerable y un mejor entendimiento de sus campos. Los riesgos de Pemex en la etapa de desarrollo puede ser dramaticamente reducidos.