estrategia de explotación para un yacimiento
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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
CIENCIAS DE LA TIERRA. UNIDAD TICOMÁN
PROPUESTA DE PLAN DE DESARROLLO DE
UN YACIMIENTO A PARTIR DEL MODELO
ESTÁTICO
TESIS
PARA OBTENER EL TÍTULO DE:
INGENIERO GEOFÍSICO
PRESENTA:
ALEJANDRO PONCE PACHECO
ASESOR INTERNO: ING. ROBERTO LOO GUZMÁN
ASESOR EXTERNO: M. en C. ERICK OSORIO SANTIAGO
CIUDAD DE MÉXICO; 2019
vii
DEDICATORIA.
Este trabajo es por y para mis gigantes:
Matilde y Alejandro.
Fernanda y Mónica.
Gabina y Porfirio.
Leonor y Miguel.
Fernando y Adriana.
Miguel y Rosa María.
Emperatriz.
Melita.
"If I have seen further, it is by standing upon the shoulders of giants"
– Sir Isaac Newton.
viii
AGRADECIMIENTOS.
Agradezco profundamente a Dios y a mi familia porque a ellos debo todo lo bueno
que he sido, soy y aspiro a ser.
Al Instituto Politécnico Nacional, mi alma máter, por heredarme no sólo
conocimiento y aptitudes para desarrollarme dentro de la industria y la vida, sino la
obligación de poner la Técnica al Servicio de la Patria.
A los profesores de la carrera, en especial a los involucrados en la realización de
trabajo.
A la Gerencia de Análisis y Dictamen Técnico de Proyectos de PEMEX Exploración
y Producción y más puntualmente al M. en Ing. José Luis Pérez Hernández, al M.
en C. Ernesto Jesús Villalobos Luévanos, a la M. en C. María Eugenia Sotelo
Arredondo, al Ing. Moisés Medellín Salgado y al Ing. David Barrera por recibirme
con los brazos abiertos y por su invaluable disposición al transmitirme toda su
experiencia y conocimientos en el área.
Mi reconocimiento y gratitud a los especialistas M. en C. Gonzalo Diego Ortiz, M. en
C. Juan Manuel García de la Cruz por su tiempo y acompañamiento durante mi
estancia en las prácticas profesionales.
Un agradecimiento eterno y muy especial a la Ing. Yuriri Rodríguez León, al M. en
C. Pedro Malibrán y al Ing. Xchel Diego Miranda Arredondo, por su apoyo
incondicional dentro del campo profesional y personal.
ÍNDICE GENERAL DEDICATORIA. ...................................................................................................... vii
AGRADECIMIENTOS. .......................................................................................... viii
RESUMEN. ............................................................................................................. 3
ABSTRACT. ............................................................................................................ 4
OBJETIVOS. ........................................................................................................... 5
INTRODUCCIÓN. ................................................................................................... 6
1. CONCEPTOS FUNDAMENTALES. .............................................................. 7
1.1. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO. ................................................................... 7
1.1.1. SISTEMA PETROLERO. ..................................................................... 7
1.1.2. ELEMENTOS DEL SISTEMA PETROLERO ....................................... 8
1.1.3. EVENTOS DEL SISTEMA PETROLERO. ......................................... 11
1.1.4. SINCRONÍA. ...................................................................................... 12
1.2. EXPLORACIÓN DE HIDROCARBUROS. ................................................ 12
1.2.1. REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZO. ............................................ 12
1.2.2. PETROFÍSICA. .................................................................................. 15
1.4. MODELO ESTÁTICO. .............................................................................. 21
1.4.1. DEFINICIÓN. ..................................................................................... 21
1.4.2. ESCALAMIENTO DE REGISTROS. .................................................. 21
1.4.3. MÉTODOS DE ESCALAMIENTO. ..................................................... 23
2. YACIMIENTOS. ........................................................................................... 24
2.1. YACIMIENTO. .......................................................................................... 24
2.2. CICLO DE VIDA DE UN YACIMIENTO. ................................................... 24
2.3. CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS. ............................................. 26
2.3.1. CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS DE ACUERDO A LAS
CONDICIONES DE PRESIÓN. ....................................................................... 26
2.3.2. CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS SEGÚN LOS FLUIDOS
PRODUCIDOS. ............................................................................................... 28
2.4. TIPOS DE PRODUCCIÓN. ...................................................................... 33
1
2.5. MECANISMOS DE EMPUJE DE LOS FLUIDOS EN EL YACIMIENTOS.33
2.5.1. EXPANSIÓN DE LA ROCA Y SUS FLUIDOS. .................................. 33
2.5.2. EMPUJE POR GAS DISUELTO LIBERADO. .................................... 34
2.5.3. EMPUJE POR CASQUETE DE GAS. ............................................... 35
2.5.4. EMPUJE POR INVASIÓN DE AGUA. ............................................... 36
2.5.5. EMPUJE POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL. ......................... 37
2.5.6. COMBINACIÓN DE EMPUJES. ........................................................ 37
2.6. ASIGNACIÓN DEL MODELO PVT. ......................................................... 38
2.6.1. ECUACIONES DE ESTADO. ............................................................ 39
2.6.2. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. ................................................. 39
2.7. CLASIFICACIÓN DE RECURSOS........................................................... 44
2.8. CLASIFICACIÓN DE RESERVAS. .......................................................... 45
3. ASPECTOS GENERALES DEL CAMPO. ................................................... 46
3.1. GEOLOGÍA REGIONAL. .......................................................................... 46
3.2. EVOLUCIÓN TECTÓNICA ESTRUCTURAL. .......................................... 47
4. GENERACIÓN DEL MODELO ESTÁTICO DEL YACIMIENTO. ................. 48
4.1. METODOLGÍA PROPUESTA. ................................................................. 48
4.2. MANEJO DE DATOS. .............................................................................. 50
4.2.1. CONCENTRADO DE DATOS DE ENTRADA. .................................. 50
4.2.2. VISUALIZACIÓN DE DATOS. ........................................................... 52
4.3. MODELO SÍSMICO ESTRUCTURAL. ..................................................... 53
4.3.1. INTERPRETACIÓN SÍSMICA ESTRUCTURAL. ............................... 54
4.3.2. GENERACIÓN DE POLÍGONO DE FALLAS. ................................... 61
4.3.3. GENERACIÓN DE LA MALLA........................................................... 62
4.3.4. GENERACIÓN DE HORIZONTES, ZONAS Y CAPAS. .................... 65
4.3.5. GENERACIÓN DE PROPIEDADES GEOMÉTRICOS. ..................... 66
4.4. MODELO PETROFÍSICO. ....................................................................... 71
4.4.1. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZO. ...... 71
4.4.2. VALORES DE CORTE. ..................................................................... 72
4.4.3. ESCALAMIENTO DE RGP. ............................................................... 73
2
4.4.4. ANÁLISIS DE DATOS. ...................................................................... 78
4.4.5. MODELO PETROFÍSICO DE POZO. ................................................ 80
4.4.6. DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE PROPIEDADES PETROFÍSICAS. .. 81
4.4.7. CONTROL DE CALIDAD. .................................................................. 85
5. ESTIMACIÓN DE RECURSOS. .................................................................. 87
5.1. DELIMITACIÓN DEL POLÍGONO 1P Y 2P. ............................................. 87
5.1.1. DISTRIBUCIÓN DE PROPIEDADES PETROFÍSICAS EN LA
PORCIÓN DE YACIMIENTO DELIMITADO. ................................................... 88
5.2. DETERMINACIÓN DEL TIPO DE HIDROCARBURO. ............................. 91
5.3. CÁLCULO DETERMINÍSTICO DE VOLUMEN ORIGINAL. ..................... 94
5.3.1. CÁLCULO DE VOLUMEN ORIGINAL A CONDICIONES DE
YACIMIENTO. ................................................................................................. 95
6. ESTRATEGIA DE EXPLOTACIÓN. ............................................................ 96
6.1. MAPAS PROMEDIO. ............................................................................... 96
6.2. POSIBLES ESCENARIOS. ...................................................................... 99
6.3. POZOS PROPUESTOS. ........................................................................ 105
6.4. RIESGOS IDENTIFICADOS. ................................................................. 108
CONCLUSIONES. ............................................................................................... 109
RECOMENDACIONES. ...................................................................................... 110
REFERENCIAS ................................................................................................... 114
3
RESUMEN.
El presente trabajo tiene como objetivo desarrollar una estrategia de explotación
para un yacimiento de manera eficiente que permita optimizar los recursos de un
campo real a partir de la caracterización estática.
En el primer capítulo se abarcan conceptos teóricos de geología y geofísica básicos
necesarios para el mejor entendimiento de este trabajo, procesos, decisiones e
interpretaciones.
El segundo capítulo contiene conceptos de ingeniería de yacimientos, a su vez se
enfoca en las características físicas y químicas bajo las cuales se rigen, tomando
en cuenta las relaciones numéricas de las propiedades de los fluidos que permiten
diagnosticar un plan de producción óptimo.
Los eventos tectónicos y las características generales del campo que impactan al
yacimiento son descritos brevemente en el tercer capítulo.
El cuarto capítulo está enfocado a la propuesta y seguimiento del flujo de trabajo
planteado para generar el modelo estático del yacimiento.
Con el modelo obtenido anteriormente, en el penúltimo capítulo se realiza el cálculo
de volumen original de hidrocarburos a condiciones de yacimiento, así como una
clasificación del estado de agregación en el que se presenta el hidrocarburo
esperado.
Finalmente, el capítulo seis describe la estrategia de explotación para el campo,
basado en la información obtenida y calculada de los datos obtenidos en la
exploración y en la caracterización estática.
4
ABSTRACT.
The objective of this work is to develop an exploitation strategy for a deposit in an
efficient way that allows optimizing the resources of a real field based on static
characterization.
In the first chapter, theoretical concepts of basic geology and geophysics are
included, these are necessaries for a better understanding of this work, processes,
decisions and interpretations.
The second chapter contains reservoir engineering concepts, focuses on the
physical and chemical characteristics which rule the reservoirs, watching the
numerical relationships of the properties of the fluids that allow to diagnose an
optimal production plan.
The tectonic events and the general characteristics of the field that impact the site
are briefly described in the third chapter.
The fourth chapter is focused on the proposal and monitoring of the workflow
proposed to generate the static model of the deposit.
With the model obtained previously, in the chapter five, the calculation of the original
volume of hydrocarbons is made at reservoir conditions, as well as a classification
of the state of aggregation in which the expected hydrocarbon is presented.
Finally, chapter six describes the development strategy for the field, based on the
information observed and calculated from the data obtained in the exploration and
in the static characterization.
5
OBJETIVOS.
• Generar un modelo estático a partir de los datos sísmicos y petrofísicos
obtenidos del campo Yavin.
• Calcular el volumen original de hidrocarburos.
• Generar una estrategia de explotación para el yacimiento.
6
INTRODUCCIÓN.
Dentro de la industria energética, como en todo negocio, la realización de proyectos
requiere de inversiones iniciales las cuales son hechas por empresas que esperan
obtener una ganancia superior a su inversión, esta ganancia está determinada, junto
con otros factores, por la cantidad y el tipo de hidrocarburo contenido en el
yacimiento.
La caracterización estática de yacimientos juega un papel fundamental en la
industria petrolera, esto tiene como objetivo generar un modelo lo más parecido al
yacimiento, integrando en él desde los rasgos estructurales hasta aspectos
petrofísicos presentes en cada capa del yacimiento, para que posteriormente se
pueda generar una estimación del volumen original presente en el yacimiento.
Con base en la premisa anterior, se considera la estimación del volumen de
hidrocarburo en los yacimientos como un proceso medular, para que la realización
de un proyecto considerado con alta probabilidad de éxito.
Con el software Petrel 2018® de la compañía Schlumberger, se reprodujo la
metodología para generar el modelo estático de un yacimiento real, a partir del cual
se calculó el volumen original in situ y posteriormente se realizaron pruebas a una
muestra de fluido del yacimiento para determinar la cantidad y propiedades
esperadas del fluido de interés.
El trabajo presentado forma parte de la vasta cantidad de procesos que constituyen
las actividades de la industria petrolera, por lo que los resultados obtenidos no serán
carentes de incertidumbre y mucho menos definitivos, pues dentro de los procesos
propios del desarrollo de campos petroleros aún quedarían acciones posteriores por
realizar.
7
1. CONCEPTOS FUNDAMENTALES.
1.1. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO.
1.1.1. SISTEMA PETROLERO.
Se refiere al conjunto de componentes geológicos y los procesos necesarios para
generar y almacenar hidrocarburos como se muestra en la figura 1; esto incluye:
• Roca generadora.
• Roca almacén.
• Roca sello.
• Trampa.
Con los procesos:
• Generación.
• Migración.
• Acumulación de hidrocarburos.
Los componentes y las relaciones cronológicas cruciales de un sistema petrolero
pueden exhibirse en una gráfica que muestra el tiempo geológico a lo largo del eje
horizontal y los elementos del sistema petrolero a lo largo del eje vertical. Las
extensiones productivas de exploración y las áreas prospectivas son desarrolladas
habitualmente en cuencas o regiones en las que existe cierta probabilidad de la
presencia de un sistema petrolero. (Schlumberger, 2018)
8
FIGURA 1. ELEMENTOS DEL SISTEMA PETROLERO. (VALLE F. , 2018)
1.1.2. ELEMENTOS DEL SISTEMA PETROLERO
1.1.2.1. ROCA GENERADORA.
Es una roca rica en contenido de materia orgánica que, si recibe calor en grado
suficiente, generará petróleo o gas. Las rocas generadoras típicas, normalmente
lutitas o calizas, contienen aproximadamente un 1% de materia orgánica y al menos
0,5% de carbono orgánico total (COT), una roca generadora rica podría contener
hasta 10% de materia orgánica.
Las rocas de origen marino tienden a ser potencialmente petrolíferas, en tanto que
las rocas generadoras terrestres tienden a ser potencialmente gasíferas. La
preservación de la materia orgánica sin degradación es crucial para la formación de
una buena roca generadora. (Schlumberger, 2018)
La determinación de una roca generadora está basada en:
9
• Su contenido de materia orgánica.
• El tipo de materia orgánica.
1.1.2.2. ROCA ALMACÉN.
Una configuración de rocas adecuadas para contener hidrocarburos, selladas por
una formación relativamente impermeable a través de la cual los hidrocarburos no
pueden migrar. Las trampas se describen como trampas estructurales (en estratos
deformados, tales como pliegues y fallas) o trampas estratigráficas (en zonas en las
que los tipos de rocas cambian, tales como discordancias, acuñamientos y
arrecifes). Una trampa es un componente esencial de un sistema petrolero.
(Schlumberger, 2018)
1.1.2.3. ROCA SELLO.
Una roca relativamente impermeable, normalmente lutita, anhidrita o sal, que forma
una barrera o una cubierta sobre y alrededor de la roca yacimiento, de manera que
los fluidos no puedan migrar más allá del yacimiento. Un sello es un componente
crítico de un sistema petrolero completo. (Schlumberger, 2018)
1.1.2.4. TRAMPA.
Una configuración de rocas adecuadas para contener hidrocarburos, selladas por
una formación relativamente impermeable a través de la cual los hidrocarburos no
pueden migrar. Las trampas pueden ser:
• Estructurales: estructura geológica sellada con capacidad para retener
hidrocarburos, tal como una falla o pliegue. Las trampas estratigráficas se
forman donde los cambios producidos en el tipo de roca permiten la retención
de hidrocarburos. (Véase Fig. 2)
10
FIGURA 2 HIDROCARBURO ENTRAMPADO DE MANERA ESTRUCTURAL. (TARBUCK & LUTGENS, 2010)
• Estratigráficas: se define como un elemento geológico sellado con capacidad
para retener hidrocarburos, formado por los cambios producidos en el tipo de
roca o por acuñamientos, discordancias, o rasgos sedimentarios.
(Schlumberger, 2018)
La figura 3, muestra un ejemplo de entrampamiento de hidrocarburos de manera
estratigráfica.
11
FIGURA 3 HIDROCARBURO ENTRAMPADO DE MANERA ESTRATIGRÁFICA (TARBUCK & FREDERICK, CIENCIAS
DE LA T IERRA, UNA INTRODUCCIÓN A LA GEOLOGÍA FÍSICA, 2005)
1.1.3. EVENTOS DEL SISTEMA PETROLERO.
1.1.3.1. GENERACIÓN.
La formación de hidrocarburos a partir de una roca generadora, a medida que el
bitumen se forma a partir del querógeno y se acumula como petróleo o gas. La
generación depende de tres factores principales: la presencia de materia orgánica
suficientemente rica para generar hidrocarburos, una temperatura adecuada, y
tiempo suficiente para que la roca generadora alcance el grado adecuado de
maduración. La presión y la presencia de bacterias y catalizadores también inciden
en la generación. La generación es la fase crítica del desarrollo de un sistema
petrolero. (Schlumberger, 2018)
1.1.3.2. MIGRACIÓN.
La migración se produce habitualmente desde un área estructuralmente baja hacia
un área más alta. La migración puede ser local o producirse a lo largo de distancias
de varios de kilómetros en las cuencas sedimentarias grandes. (Schlumberger,
2018)
12
1.1.3.3. MOMENTO CRÍTICO.
El periodo de máxima profundidad de sepultamiento de una roca generadora de
hidrocarburos. El momento crítico es el momento de mayor probabilidad de
entrampamiento y preservación de los hidrocarburos en un sistema petrolero-
después que se forman las trampas y los hidrocarburos migran hacia un yacimiento
y se acumulan-y marca el comienzo de la preservación en un sistema petrolero.
(Schlumberger, 2018)
1.1.3.4. ACUMULACIÓN.
La fase del desarrollo de un sistema petrolero durante la cual los hidrocarburos
migran hacia un yacimiento y permanecen entrampados en éste. (Schlumberger,
2015)
1.1.4. SINCRONÍA.
Es definida como la coincidencia exacta de ocurrencia en espacio y tiempo, para
que elementos geológicos y procesos que conforman el sistema petrolero, para que
este pueda existir.
1.2. EXPLORACIÓN DE HIDROCARBUROS.
1.2.1. REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZO.
Los registros geofísicos de pozo (RGP) consisten en la medición en función de la
profundidad o del tiempo de alguna propiedad física y/o química vinculada al
material litológico del subsuelo (sistema roca-fluido).
La respuesta a los distintos estímulos físicos queda plasmada en curvas con
diferentes escalas que varían según la propiedad medida, las variaciones son
verticales y están en función del intervalo de muestreo y de la profundidad a la que
se realice el estudio (véase la Figura 5).
13
El registro se lleva a cabo mediante una herramienta denominada sonda, la cual se
compone de uno o más sensores que se encargan de medir sobre la pared del pozo
la respuesta física del material litológico como se ilustra en la Figura 5. Dicha
respuesta medida está en función del tiempo de herramienta utilizada. El
diagnostico que proporcionan es puntual, continuo, de alta resolución haciendo del
RGP una técnica ampliamente utilizada en la industria petrolera, minera,
geohidrología, geotérmica y geotécnica, para determinar saturación de fluidos.
(GEOTEM, 2018)
FIGURA 5 EJEMPLO DE CURVAS
DE REGISTRO GEOFÍSICO DE
POZO. (GEOTEM, 2018)
FIGURA 4 ADQUISICIÓN DE
REGISTRO GEOFÍSICO DE POZO.
(MEDINA K. , 2015)
14
1.2.1.1. TIPOS DE REGISTROS GEOFÍSICOS DE
POZO.
Laterolog. Es una herramienta de corriente continua (DC) basada en la Ley de
Ohm. Las herramientas han sido diseñadas para producir mediciones confiables de
resistividad en pozos que contienen fluidos de perforación altamente salinos y / o
cuando están rodeadas de rocas altamente resistivas. (Crain, 2018)
Registro Sónico. Los registros sónicos miden el tiempo de viaje del sonido a través
de la roca, grabado en microsegundos por metro. La herramienta emite un pulso de
sonido aproximadamente una o dos veces por segundo desde un transmisor. La
primera llegada de sonido se detecta en dos o más receptores a unos pocos pies
entre sí y desde el transmisor. El tiempo transcurrido entre la llegada del sonido a
dos detectores es el tiempo de viaje deseado. (Crain, 2018)
Registro Rayos Gamma. Determinar la cantidad de radiación natural (Gamma) que
emiten los materiales que se encuentran en el subsuelo proporcionando información
para la identificación/correlación de la columna litológica registrada. (GEOTEM,
2018)
Registro de resistividad. Mide la resistividad eléctrica (R) de los materiales que
circundan el pozo, en función del arreglo electródico, ya sea de 8, 16, 32 o 64
pulgadas variará la profundidad de investigación o penetración hacia la formación,
siendo de menor a mayor respectivamente. Este registro aporta información
referente a litología y datos para estimaciones petrofísicas. (GEOTEM, 2018)
Registro de potencial espontáneo. Mide los potenciales eléctricos naturales (SP)
originados en el interior del pozo por intercambio iónico entre los fluidos originales
contenidos en la formación y el de perforación (que en el mejor de los casos deberá
tratarse de un fluido cuya base sea agua dulce), reflejando cualitativamente
permeabilidad y cambio litológicos. (GEOTEM, 2018)
15
1.2.2. PETROFÍSICA.
Es el estudio de las propiedades físicas de las rocas y la interacción que tiene con
los fluidos que contienen, se enfoca en el sistema de poros y sus características de
distribución y flujo de fluido. (Santiago, 2018)
1.2.2.1. POROSIDAD EFECTIVA.
La porosidad es el volumen de la porción no sólida de la roca llena de fluidos,
dividida por el volumen total de la roca, como se muestra en la Figura 6. La
porosidad primaria es la porosidad desarrollada por el proceso de sedimentación
original por el cual se creó la roca. En los informes, a menudo se menciona en
términos de porcentajes, mientras que en los cálculos siempre es una fracción
decimal. (Crain, 2018)
FIGURA 6 REPRESENTACIÓN DE UN FLUIDO ATRAVESADO UN MEDIO POROSO. (DISEÑADO
POR @ENNYTA)
1.2.2.2. SATURACIÓN DE AGUA.
La saturación de agua es la relación entre el volumen de agua y el volumen de poros
(Véase Figura 7). Calculamos la saturación de agua a partir de la porosidad efectiva
y el registro de resistividad. La saturación de hidrocarburos es 1-Sw. (Crain, 2018)
16
FIGURA 7 SATURACIÓN DE FLUIDOS PRESENTES EN LAS ROCAS. (PUYOL & V ILLA, 2006)
1.2.2.3. PERMEABILIDAD.
Es considerada como la capacidad de una roca para transmitir fluidos, medida
normalmente en darcies o milidarcies. Las formaciones que transmiten los fluidos
fácilmente, tales como las areniscas, se describen como permeables y tienden a
tener muchos poros grandes y bien conectados como lo ilustra la Figura 8. Las
formaciones impermeables, tales como las lutitas y las limolitas, tienden a tener
granos más finos o un tamaño de grano mixto, con poros más pequeños, más
escasos o menos interconectados.
Existen tres principales tipos de permeabilidad dependiendo de los parámetros
tomados en cuenta:
• Permeabilidad absoluta: es la medición de la permeabilidad obtenida cuando
sólo existe un fluido, o fase, presente en la roca.
• Permeabilidad efectiva: es la capacidad de flujo preferencial o de transmisión
de un fluido particular cuando existen otros fluidos inmiscibles presentes en
17
el yacimiento. Las saturaciones relativas de los fluidos, como así también la
naturaleza del yacimiento, afectan la permeabilidad efectiva.
• Permeabilidad relativa: es la relación entre la permeabilidad efectiva de un
fluido determinado, con una saturación determinada, y la permeabilidad
absoluta de ese fluido con un grado de saturación total. Si existe un solo
fluido presente en la roca, su permeabilidad relativa es 1. (Schlumberger,
2018)
FIGURA 8 REPRESENTACIÓN DE UN FLUIDO ATRAVESADO UN MEDIO POROSO. (DISEÑADO POR @ENNYTA)
1.2.2.4. VALORES DE CORTE.
Una serie de resultados útiles se derivan de las respuestas de porosidad, saturación
y permeabilidad. Para datos seleccionados a mano, solo puede haber algunos
resultados de cada una de varias zonas.
Es normal aplicar cortes a cada resultado calculado para eliminar zonas de baja
calidad o improductivas. Los puntos de corte generalmente se aplican al volumen
de la lutita, la porosidad, la saturación de agua y la permeabilidad. La capa no se
cuenta como "Pay" si falla cualquiera de los cuatro puntos de corte.
18
Dado que la porosidad es algo proporcional al volumen de lutitas, la saturación algo
proporcional a la porosidad y la permeabilidad algo proporcional a los tres, es
deseable elegir un conjunto equilibrado de puntos de corte. Los cortes equilibrados
en una zona de carga de hidrocarburos generalmente fallarán en una capa con más
de un corte. Los valores de corte pueden compararse con los datos del medidor de
flujo de producción y, en algunos casos, pueden ajustarse en función de las tasas
de producción reales. (Crain, 2018)
1.2.2.5. VOLUMEN DE ROCA BRUTO.
Es el volumen total del yacimiento, comprende todas las rocas dentro del intervalo
de evaluación, desde la cima hasta la base. (Crain, 2018)
1.2.2.6. VOLUMEN DE ROCA NETO
Son los intervalos de Yacimiento neto con un contenido significativo de
hidrocarburos, se expresa derivado del registro de saturación de hidrocarburos Sh,
que es mayor que o igual a un valor límite. Está directamente relacionado con el
parámetro Sw, el cual se puede medir de los registros de pozos y también obtenerse
de los núcleos. (Crain, 2018)
1.2.2.7. RELACIÓN NETO-BRUTO.
También llamada relación Net-to-Gross, es una variable que determina la relación
entre el espesor potencial productor y los intervalos de espesor bruto.
1.3. SÍSMICA.
Relacionado con las ondas elásticas. La energía es transmitida a través del cuerpo
de un sólido elástico por ondas de dos tipos: ondas P (ondas compresionales) y
ondas S (ondas de corte) o a lo largo de los límites entre los medios con diferentes
propiedades elásticas. (Sheriff, 2002)
El análisis del tiempo de viaje de estas ondas puede ayudarnos a caracterizar las
propiedades intrínsecas de cuerpos rocosos o estructuras geológicas de interés.
19
1.3.1.1. IMPEDANCIA ACÚSTICA.
Es el producto de la densidad por la velocidad sísmica, que varía entre las diferentes
capas de rocas y se indica generalmente con el símbolo Z (Véase Figura 9). La
diferencia de impedancia acústica entre las capas de rocas afecta el coeficiente de
reflexión. (Schlumberger, 2018)
FIGURA 9 IMPEDANCIA ACÚSTICA. (COCHLEA, 2018)
1.3.1.2. VELOCIDADES SÍSMICAS.
La velocidad sísmica puede definirse como la velocidad con la que viaja una onda
acústica a través de un medio, es decir, distancia dividida por el tiempo de viaje.
Puede ser determinada a partir de perfiles sísmicos verticales o a partir del análisis
de velocidad de los datos sísmicos. Puede variar en sentido vertical, lateral y
azimutal, en los medios anisotrópicos como las rocas, y tiende a incrementarse con
la profundidad en la Tierra porque la compactación reduce la porosidad. La
velocidad también varía como una función de cómo es derivada a partir de los datos.
(Schlumberger, 2018)
Velocidad Media.
La velocidad promedio es la distancia total dividida entre el tiempo total. La
velocidad sísmica promedio es la distancia a la que arriba una onda sísmica desde
la fuente localizada en algún punto sobre o cerca de la superficie de la tierra, dividida
por el tiempo de arribo registrado. (Martínez González)
20
Velocidad de Intervalo.
La velocidad de intervalo, se define como el espesor de una capa en particular
dividida por el tiempo tomado desde la parte superior de dicha capa hasta su base.
1.3.1.3. MIGRACIÓN SÍSMICA.
Es un procedimiento de inversión en procesamiento sísmico que implica
reordenamiento de elementos de información sísmica para que las reflexiones y las
difracciones se tracen en sus ubicaciones verdaderas o iniciales. (Sheriff, 2002)
La migración reubica las reflectoras buzantes, llevándolos a su verdadera posición
y colapsa las difracciones, así como delineando detalladamente características del
subsuelo como planos de falla. La meta de la migración es hacer que la sección
apilada parezca similar a la sección geológica a lo largo de la línea sísmica.
1.3.1.4. INTERPRETACIÓN SÍSMICA.
Una traza sísmica es considerada como la superposición de reflexiones de distintas
capas del subsuelo donde la impedancia acústica, por lo que la interpretación de
datos sísmicos es un proceso mediante el cual se modelan y estiman las
propiedades y las estructuras del subsuelo.
1.3.1.4.1. ATRIBUTOS SÍSMICOS.
Un atributo sísmico puede ser definido como la medida derivada de la información
sísmica, usualmente basada en mediciones de tiempo, amplitud, frecuencia, y/o
atenuación. Generalmente, las medidas de tiempo relativas a la estructura, las de
amplitud a la estratigrafía y caracterización de yacimientos, y las de frecuencia (que
usualmente no son fácilmente comprendidas) a la estratigrafía y a la caracterización
de yacimientos.
21
1.4. MODELO ESTÁTICO.
1.4.1. DEFINICIÓN.
Modelo de un volumen específico del subsuelo que incorpora todas las
características geológicas del yacimiento. Estos modelos se utilizan para cuantificar
características dentro del volumen del subsuelo que son relativamente estables
durante largos períodos de tiempo y pueden, por consiguiente, considerarse
estáticas. Estos atributos incluyen el modelado de la forma estructural y los
espesores de las formaciones dentro del volumen del subsuelo, junto con su litología
y la distribución de porosidad y saturación de fluidos.
Estas dos últimas características a menudo varían significativamente de una
ubicación a otra dentro del volumen, lo que genera heterogeneidad. Sin embargo,
la porosidad y la permeabilidad son estables en el marco temporal casi geológico y
no cambian debido al movimiento de fluidos o gases a través de los espacios
porosos en las formaciones. (Schlumberger, 2018)
Los datos necesarios para generar el modelo estático son:
• Ubicación del campo.
• Información geológica y estructural.
• Información sísmica procesada e interpretada.
• Registros de pozo evaluados.
1.4.2. ESCALAMIENTO DE REGISTROS.
El proceso de escalamiento es aquel mediante los valores continuos obtenidos en
el pozo son discretizados en celdas de una malla tridimensional previamente
generada, de esta manera que las propiedades petrofísicas obtenidas en campo
sean distribuidas de forma espacial. Las celdas pobladas son aquellas interpuestas
a las trayectorias de los pozos. Para su mejor comprensión observar la Figura 10.
22
FIGURA 10 REGISTROS DE POZO ESCALADOS A LAS CELDAS DEL MODELO GEOCELULAR.
(SCHLUMBERGER, 2018)
Es el primer paso en la distribución espacial de propiedades petrofísicas en todas
las celdas del modelo. El diseño y la resolución de la malla 3D condiciona cuántas
y qué celdas atraviesa cada pozo. Una estructura con capas buzadas, en
comparación con una estructura horizontal, modifica totalmente el escalamiento del
registro de pozo y posteriormente al modelado de propiedades. (Schlumberger,
2018)
23
1.4.3. MÉTODOS DE ESCALAMIENTO.
• Simple.
Únicamente las celdas atravesadas interpuestas en la trayectoria del pozo se les
asignan un valor del registro, inclusive si sólo es una pequeña parte de una celda.
(Schlumberger, 2018)
• A través de la celda.
El pozo debe atravesar dos paredes opuestas de la celda (parte superior y base ó
paredes laterales opuestas) de la celda para que se le otorgue un valor. Sigue
respetando únicamente las celdas que tengan contacto con los datos duros.
(Schlumberger, 2018)
• Celda vecina.
Los valores del registro encontrados en celdas adyacentes a la celda escalada y
que pertenezcan a la misma capa que la celda escalada serán promediados.
(Schlumberger, 2018)
• Número mínimo de puntos por celda.
Establece un número mínimo de valores puntuales de registro de pozo en una celda
para ser escalado, con la finalidad de evitar que un único valor erróneo defina el
valor de una celda. (Schlumberger, 2018)
• Promedio.
o Promedio aritmético.
o Promedio harmónico.
o Promedio geométrico.
o RMS.
(Schlumberger, 2018)
24
2. YACIMIENTOS.
2.1. YACIMIENTO.
Es un cuerpo de roca del subsuelo que exhibe un grado suficiente de porosidad y
permeabilidad para almacenar y transmitir fluidos.
FIGURA 11YACIMIENTOS MARINO Y TERRSTRE CON SU DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS Y SUS CARACTERÍSTICAS
GEOLÓGICAS. (LA COMUNIDAD PETROLERA, 2009)
Las rocas sedimentarias son las rocas yacimiento más comunes porque poseen
más porosidad que la mayoría de las rocas ígneas o metamórficas y se forman bajo
condiciones de temperatura en las cuales los hidrocarburos pueden ser
preservados. Un yacimiento es un componente crítico de un sistema petrolero
completo. (Schlumberger, 2018)
2.2. CICLO DE VIDA DE UN YACIMIENTO.
La vida de cualquier yacimiento comienza con la exploración, previa al
descubrimiento, seguida por la delimitación que busca conocer la dimensión del
25
mismo, para posteriormente desarrollarlo como un campo y producirlo. Esto se logra
inicialmente de forma primaria, es decir, aprovechando la energía natural inicial del
yacimiento para explotarlo y posteriormente, de manera secundaria y terciaria,
utilizando técnicas y tecnologías para ampliar su recuperación final, hasta que llega
el momento de su abandono. El abandono se da, en la mayoría de los casos, porque
económica o comercialmente ya no se justifica su explotación, para ese momento
en niveles marginales o simplemente sin ninguna producción.
DIAGRAMA 1 C ICLO DE VIDA DE UN YACIMIENTO.
Durante la exploración y evaluación del potencial, se busca definir la rentabilidad de
los proyectos, tomando en cuenta que las condiciones del yacimiento y del
hidrocarburo entonces se prosigue al ciclo de vida de desarrollo del reservorio,
donde el análisis detallado y el modelado de activos proporcionan la información
necesaria para la planificación del desarrollo estratégico.
26
2.3. CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS.
Por medio de análisis de laboratorio de fluidos del yacimiento se pueden determinar
propiedades de los fluidos para luego entablar estrategias de producción, optimizar
equipos de tratamiento y transporte, y prevenir distintas complicaciones de
extracción.
2.3.1. CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS DE
ACUERDO A LAS CONDICIONES DE PRESIÓN.
Segú los distintos tipos de presión (Véase Diagrama 2) :
• Presión de Burbuja. Se refiere a la cantidad de presión que se debe
aplicar para generar la primera burbuja de gas en líquido del yacimiento,
al alcanzar este nivel se considera el aceite saturado.
• Presión de Rocío. Es la cantidad de presión presente en el yacimiento a
la cual se presenta la primera gota de líquido, en este punto el
hidrocarburo en estado gaseoso se condensa.
• Presión Crítica. Es el punto en el cual se da la transición líquido-gas. No
se puede diferenciar el estado del hidrocarburo.
Que puedan estar presentes en el fluido de un yacimiento se pueden clasificar en:
• Yacimiento de aceite subsaturado: si la presión inicial de yacimiento pi, es
mayor al punto de burbuja pb del fluido del yacimiento, el yacimiento es clasificado
como yacimiento de aceite subsaturado. (Ahmed, 2001)
• Yacimiento de aceite saturado: cuando la presión inicial de yacimiento sea
igual al punto de presión de burbuja del fluido del yacimiento, el yacimiento es
considerado como Yacimiento saturado. (Ahmed, 2001)
27
• Yacimiento con casquete de gas: de contar con una presión inicial de
yacimiento pi, esté por debajo del punto de presión de burbuja del fluido del
yacimiento, el yacimiento es considerado como Yacimiento con casquete de gas o
de dos fases, en la que la fase de gas o vapor está subyacente por una fase de
aceite. La línea de calidad adecuada proporciona la relación entre el volumen de la
tapa de gas y el volumen de aceite del depósito. (Ahmed, 2001)
DIAGRAMA 2 CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS DE ACUERDO A LAS CONDICIONES DE
PRESIÓN (MACUALO., 2000)
28
2.3.2. CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS
SEGÚN LOS FLUIDOS PRODUCIDOS.
Un yacimiento se puede clasificar según el comportamiento que los fluidos
producidos presenten dentro de un diagrama de fase, los cuales constan de dos
zonas, una corresponde a el estado líquido del fluido mientras que la segunda
corresponde a la fase gaseosa; el diagrama de fase cuenta con tres tipos de presión,
de cuyos valores de temperatura y presión depende el estado de agregación del
hidrocarburo.
Un diagrama de fase es una representación gráfica de los valores de presión que
posee cada tipo de crudo contra los valores de temperatura.
DIAGRAMA 3 DIAGRAMA DE FASES PRESIÓN-TEMPERATURA. MODIFICADO DE COSSÉ (1988).
29
En el Diagrama 3 se observan cuatro zonas con diferentes características físicas
correspondientes a cada tipo de fluido.
Zona 1: zona con poca o nula contribución de gas disuelto.
Zona 2: zona con una contribución apreciable de gas disuelto y aceite volátil.
Zona 3: zona retrógrada con depósito de líquido en el yacimiento.
Zona 4: zona con gas seco o húmedo.
Dónde:
o pc = presión critica
o tc = temperatura critica
o tcc = temperatura critica del condensado.
o
TIPO DE
FLUIDO. COLOR.
DENSIDAD
RELATIVA.
RELACIÓN GAS-
ACEITE. (M3/M3)
ACEITE
NEGRO.
• Negro.
• Verde oscuro. >0.80 <200
ACEITE
VOLÁTIL. Ligeramente oscuro. 0.80-0.75 200-1,000
GAS Y
CONDENSADO. Café claro. 0.78-0.74 1,000-10,000
GAS HÚMEDO. Acuoso. <0.74 10,000-20,000
GAS SECO. Acuoso. <0.74 >20,000
TABLA 1 CLASIFICACIÓN DE LOS TIPOS DE HIDROCARBURO CONTNIDOS EN UN YACIMIENTO SEGÚN SUS
CARACTERÍSTICAS FÍSICAS.
Las características del hidrocarburo estudiado pueden variar según las
condiciones de presión, densidad relativa y Rgo que contenga, como lo muestra la
Tabla 1.
30
2.3.2.1. ACEITE NEGRO.
En este tipo de yacimientos al alcanzar la presión de burbujeo, empieza a variar la
composición de los fluidos producidos y por lo tanto cambiara el diagrama de fase
de los hidrocarburos remanentes. El punto en el que se tiene la presión y la
temperatura en el separador, indica que aproximadamente el 85 % del aceite
producido es líquido, esto es un porcentaje promedio alto, de ahí que este aceite es
denominado aceite de bajo encogimiento. Estos tipos de yacimientos producen
generalmente un líquido negro o verde negruzco, con una densidad relativa mayor
de 0.800 y una relación gas-aceite instantánea menor a 200 (m3 de gas/ m3 de
aceite). (Escobar & Mayen, 2013)
2.3.2.2. ACEITE VOLÁTIL.
La división práctica entre el aceite negro y el aceite volátil se da cuando las
ecuaciones de aceite negro dejan de ser adecuadas. La Tc > Ty, pero son muy
cercanas. Llamado de alto encogimiento dado que pequeñas caídas de presión
liberan grandes cantidades de gas. La Rsi anda en el rango de 2000 a 3200 [pie3/
bl], el Bo es mayor de 2, la densidad es mayor de 40 °API, color café, verde y
naranja.
Los yacimientos de aceite volátil o también denominado de alto encogimiento,
contienen fluidos que, como su nombre lo indica, tienden a volatilizarse o
evaporarse significativamente con reducciones en la presión, una vez alcanzado el
punto de burbujeo. Como resultado de este fenómeno, el volumen ocupado por el
se reduce considerablemente y de ahí el nombre de aceite de alto encogimiento.
Se caracterizan por tener una RGA relativamente alta (con valores intermedios entre
la RGA de los yacimientos saturados y la RGA de los yacimientos de gas y
condensado) y un factor de volumen del aceite bastante alto (cercano o mayor a
dos). (Escobar & Mayen, 2013)
31
2.3.2.3. GAS Y CONDENSADO.
Contiene menos componentes pesados que los aceites, la temperatura del
yacimiento se encuentra entre la Tc y la cricondenterma Tc<Ty.
En este tipo de yacimientos si se encuentra por arriba de la presión de roció, se
tiene gas 100% en el yacimiento, pero al bajar la presión se condensará formando
liquido (este fenómeno va en contra de la naturaleza general de los gases, por lo
cual se le llama condensación retrograda).
Este tipo de yacimientos se encuentra en fase gaseosa a las condiciones iniciales,
la condensación retrograda, en el yacimiento es mayor que la indicada en curvas
presentadas en los reportes de análisis PVT a volumen constante a la temperatura
del yacimiento con decrementos de presión relativamente grandes (500 a 1000 psi).
Esto se explica por el hecho de que una vez que empieza la condensación de
líquidos (los cuales permanecen inmóviles dentro de la roca) la composición de la
mezcla de los fluidos remanentes en el yacimiento se va haciendo cada vez más
rica en compuestos pesados y como consecuencia la tendencia a la acumulación
de líquidos se incrementa, esto se evidencia por el hecho de que a bajo de la presión
de rocío, el contenido de condensado por unidad de volumen de fluido producido
disminuye considerablemente y generalmente aumenta la RGA. (Escobar & Mayen,
2013; Escobar & Mayen, 2013)
2.3.2.4. GAS HÚMEDO.
No se forma líquido en el yacimiento en ninguna etapa de su explotación, durante
su producción se forma líquido en algún punto de las tuberías de producción llamado
"condensado", cuando estos fluidos son llevados a la superficie entran en la región
de dos fases, generando que la RGA varié entre 10000 y 20000 m3/m3, el líquido
recuperable tiende a ser transparente, con densidades menores a 0.75 gr/cm3 y el
32
contenido de licuables en el gas, generalmente es bajo, menos de 30 Bls/106 pies3.
(Escobar & Mayen, 2013)
2.3.2.5. GAS SECO.
Constituido principalmente por metano, posee algunos intermedios, no se forma
líquido en el yacimiento ni en ningún punto del sistema integral de producción. La
palabra seco se refiere a que este gas no contiene los suficientes componentes
pesados para formar líquidos a condiciones superficiales, los yacimientos de gas
seco, contienen solamente gas a lo largo de toda la vida productiva de éste, ni a las
condiciones de yacimiento, ni a las condiciones de superficie se entra en la región
de dos fases, durante su explotación por lo que siempre se está en la región de
estado gaseoso, teóricamente, los yacimientos de gas seco no producen líquidos
en la superficie, sin embargo, la diferencia entre un gas seco y un gas húmedo es
arbitraria generalmente un sistema de hidrocarburos que produzca con una relación
gas-aceite mayor de 20000 m3/m3, se considera gas seco. (Escobar & Mayen,
2013)
33
2.4. TIPOS DE PRODUCCIÓN.
• Producción primaria: El hidrocarburo fluye de manera natural,
utilizando energía propia, sin estímulos externos y generalmente es el
primer recurso para producir.
• Producción secundaria: Se introducen fuentes de energía ajenas al
sistema inicial, como el levantamiento artificial o inyección de agua
fría, que permitan conservar una presión óptima.
• Producción terciaria: Los elementos del yacimiento, roca-fluido, se
modifican respecto a las propiedades físicas iniciales como
complemento de la adición de energía externa, pueden ser inyección
de agua caliente, químicos, combustión in-situ, etc.
2.5. MECANISMOS DE EMPUJE DE LOS FLUIDOS
EN EL YACIMIENTOS.
Los mecanismos de empuje son procesos que, al involucrar condiciones de presión
y temperatura presentes en el yacimiento, aportan energía suficiente que permite a
los fluidos moverse dentro del yacimiento y ser extraídos.
Existen seis tipos de mecanismos en un yacimiento:
2.5.1. EXPANSIÓN DE LA ROCA Y SUS FLUIDOS.
Este proceso ocurre en los yacimientos bajo saturados (Pi > Pb) hasta que se
alcanza la presión de burbuja del aceite (Pb). La expulsión del aceite se debe a la
expansión del sistema, el aceite, el agua congénita y la roca, que se expanden
desalojando hacia los pozos productores el aceite. Véase Figura 12.
La expansión del sistema roca-fluidos se provoca al haber un abatimiento de presión
en el yacimiento, dando como resultado el movimiento de los fluidos a través del
34
medio poroso del punto de mayor presión al punto de menor presión. (Sánchez &
Carmona, 2014)
FIGURA 12 EXPANSIÓN DE LA ROCA Y SUS FLUIDOS. (ORTIZ, 2013)
2.5.2. EMPUJE POR GAS DISUELTO LIBERADO.
Una vez iniciada en el yacimiento la liberación de gas disuelto en el aceite (P< Pb),
al alcanzarse la presión de saturación (Pb), el mecanismo de empuje que predomina
es este, ya que es cierto que el agua intersticial y la roca continúan expandiéndose,
pero su efecto resulta despreciable puesto que la compresibilidad del gas es mucho
35
mayor que la de los otros componentes de la formación. Con gas, puede
presentarse empuje de gas disuelto (Véase Figura 13). (Sánchez & Carmona, 2014)
FIGURA 13 EMPUJE POR GAS DISUELTO LIBERADO. (UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE
SANTANDER, 2018)
2.5.3. EMPUJE POR CASQUETE DE GAS.
Consiste en una invasión progresiva de la zona de aceite por gas, acompañada por
un desplazamiento direccional del aceite fuera de la zona de gas libre y hacia los
pozos productores (Véase Figura 14). Las características principales son:
• La parte superior del yacimiento contiene una alta saturación del gas.
• Presenta crecimiento continuo o agrandamiento de la zona ocupada por el
casquete gas.
La zona de gas libre requerida puede presentarse en dos maneras:
• Existir inicialmente en el yacimiento como casquete.
36
• Bajo ciertas condiciones, puede formarse por la acumulación de gas liberado
por el aceite al abatirse la presión del yacimiento, a consecuencia de la
segregación gravitacional. (Sánchez & Carmona, 2014)
FIGURA 14 EMPUJE POR CASQUETE DE GAS. (UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER, 2018)
2.5.4. EMPUJE POR INVASIÓN DE AGUA.
Es muy similar al de desplazamiento por casquete de gas, sólo que, en el empuje
hidráulico, el desplazamiento de los hidrocarburos ocurre debajo y en la interface
agua aceite móvil (Véase Figura 15). En este proceso el agua invade y desplaza al
aceite, progresivamente desde las fronteras exteriores del yacimiento hacia los
pozos productores, si la magnitud del empuje hidráulico es lo suficientemente fuerte.
(Sánchez & Carmona, 2014)
37
FIGURA 15 EMPUJE POR INVASIÓN DE AGUA. (UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER,
2018)
2.5.5. EMPUJE POR SEGREGACIÓN
GRAVITACIONAL.
Es la tendencia del aceite, gas y agua a distribuirse en el yacimiento de acuerdo a
sus densidades. Este tipo de drene puede participar activamente en la recuperaron
de aceite. Los yacimientos presentan condiciones favorables para la segregación
de sus fluidos cuando poseen espesores considerables o alto relieve estructural,
alta permeabilidad y cuando los gradientes de presión aplicados no gobiernan
totalmente el movimiento de los fluidos. (Sánchez & Carmona, 2014)
2.5.6. COMBINACIÓN DE EMPUJES.
Hasta ahora se han descrito los diferentes mecanismos naturales de
desplazamiento que pueden actuar en un yacimiento, de los cuales ocasionalmente
está presente uno de ellos, ya que la mayoría de los yacimientos están sometidos
38
a más de uno de los mecanismos de desplazamiento explicados. Por ejemplo, en
un yacimiento a partir de la presión de saturación puede comportarse como
productor por empuje de gas disuelto liberado y a su vez puede existir la entrada de
agua del acuífero al yacimiento, de tal forma que el empuje hidráulico también sea
un mecanismo importante en la explotación del aceite. (Sánchez & Carmona, 2014)
2.6. ASIGNACIÓN DEL MODELO PVT.
Un modelo PVT es la representación gráfica del comportamiento de un fluido
determinado por una serie de análisis de laboratorio el cual se diseña para proveer
valores de las propiedades físicas del aceite y del gas. Los estudios realizados a
partir de estas pruebas dan como resultado la obtención de las siguientes
propiedades:
• Presión en el punto de burbuja.
• Factor de volumen del aceite.
• Factor de solución gas-aceite.
• Coeficiente de compresibilidad isotérmica del gas.
• Viscosidad del aceite y del gas.
Los experimentos se llevan a cabo con una cantidad de la mezcla de hidrocarburos
en unas celdas llamadas celdas PVT, las cuales contienen un fluido que ejercerá
presión sobre la mezcla analizada.
El mercurio es el fluido que se utiliza frecuentemente en este proceso. Con este
experimento se determina el comportamiento de los fluidos a determinada
temperatura y realizándolo a otras temperaturas se obtienen los llamados
“diagramas de fase”.
Existen varios procedimientos de laboratorio para análisis PVT: separación a
composición constante (este procedimiento también es llamado vaporización flash,
liberación flash o expansión flash), separación diferencial por el método
convencional, separación diferencial por el método a volumen constante y
simulación de condiciones de separación en el campo. Los tres primeros tratan de
39
simular el comportamiento de los fluidos en el yacimiento y el último, en superficie.
(Sánchez & Carmona, 2014)
2.6.1. ECUACIONES DE ESTADO.
Una ecuación de estado (EdE o EoS en Inglés) es una expresión analítica que
relaciona la presión respecto a la temperatura y el volumen. Una descripción
adecuada de una relación PVT para fluidos hidrocarburos reales es básica para
determinar los volúmenes de los fluidos y el comportamiento de fase de los fluidos
petroleros, así como en el pronóstico del comportamiento de los fluidos para el
diseño de las instalaciones de separación en la superficie.
La ecuación de estado más simple y mejor conocida para un peso molecular de
cualquier gas ideal es la ecuación de los gases ideales, la cual se expresa
matemáticamente como:
ECUACIÓN 1 ECUACIÓN DE ESTADO.
Dónde:
P es la presión del gas, V es el volumen, T es la temperatura, n es el número de
moles y R la constante de los gases
Describe aproximadamente la conducta de los gases reales a muy bajas presiones.
La ecuación de van der Waals tiene en cuenta el volumen finito de las moléculas y
las fuerzas atractivas que una molécula ejerce sobre otra a distancias muy cercanas
entre ellas.
2.6.2. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS.
2.6.2.1. PROPIEDADES DE GASES NATURALES.
• Peso molecular aparente de una mezcla de gases.
𝑃 +𝑛2𝑎
𝑉2 ∗ 𝑉− 𝑛𝑏 = 𝑛𝑅𝑇
40
El peso molecular para una mezcla con n-componentes (ncomp) se denomina el
peso molecular promedio molar o aparente de la mezcla. (HERNÁNDEZ &
VILLAGRÁN, 2005)
• Densidad específica de un gas (densidad relativa).
Es la relación de la densidad del gas a la densidad del aire seco, ambos medidos a
la misma presión y temperatura. (HERNÁNDEZ & VILLAGRÁN, 2005)
• Moles y fracción mol.
Una libra de mol (lbm-mol) es una cantidad de materia con una masa en libras igual
al peso. La fracción mol de un componente puro en una mezcla es el número de
libras masa-mol, lbm-mol, de ese componente dividido por el número total de moles
de todos los componentes de la mezcla. (HERNÁNDEZ & VILLAGRÁN, 2005)
• Factor de volumen del gas de formación, Bg.
El factor de volumen del gas de formación se define como la relación del volumen
de una cantidad de gas a las condiciones del yacimiento al volumen de la misma
cantidad del gas a las condiciones estándar, (HERNÁNDEZ & VILLAGRÁN, 2005)
• Coeficiente de compresibilidad isotérmico del gas (cg).
El coeficiente de compresibilidad isotérmico del gas (compresibilidad del gas
isotérmico o compresibilidad del gas), se define como el cambio fraccional del
volumen en función del cambio de presión a una temperatura constante.
(HERNÁNDEZ & VILLAGRÁN, 2005)
• Coeficiente de la viscosidad del gas.
El coeficiente de viscosidad es una medida de la resistencia al flujo ejercida por un
fluido. Si se mide el esfuerzo cortante y el gasto cuando un fluido se encuentra en
movimiento entre dos placas paralelas, en donde una placa se mueve con respecto
a la otra placa para un gasto cualquiera, se puede encontrar que el esfuerzo cortante
es directamente proporcional al gasto. (HERNÁNDEZ & VILLAGRÁN, 2005)
41
2.6.2.2. PROPIEDADES DEL ACEITE NEGRO.
1. Densidad relativa del aceite, γo.
La densidad específica o relativa de un aceite se define como la relación de
densidad del líquido a la densidad del agua, a las mismas condiciones de presión y
temperatura. (HERNÁNDEZ & VILLAGRÁN, 2005)
2. Factor de volumen de formación del aceite, Bo.
El volumen de aceite en el tanque de almacenamiento a condiciones estándar, es
menor que el volumen de aceite que fluye del yacimiento hacia el fondo del pozo
productor. Este cambio en volumen del aceite se debe a tres factores:
o Liberación del gas disuelto en el aceite conforme la presión decrece desde la
presión del yacimiento a la presión de la superficie.
o La reducción en la presión causa una expansión ligera del aceite remanente.
o El aceite remanente también se contrae debido a la reducción en la
temperatura.
El factor de volumen de formación del aceite, Bo, se define como el volumen de
aceite del yacimiento que se necesita para producir un barril de aceite a condiciones
atmosféricas. El volumen de aceite del yacimiento incluye el gas disuelto en el
aceite.
El volumen de aceite a condiciones de superficie o de tanque se reportan siempre
a 60 °F, independiente de la temperatura del tanque; el volumen de líquido del
tanque de almacenamiento, al igual que el volumen de gas en superficie, se reporta
a condiciones estándar. Al Bo también se le llama factor de volumen de la formación
o factor de volumen del yacimiento.
El factor de volumen de la formación del aceite, Bo, también representa el volumen
del yacimiento que ocupa un barril de aceite a condiciones estándar más el gas en
solución a temperatura y presión de yacimiento. (HERNÁNDEZ & VILLAGRÁN,
2005)
42
3. Relación gas en solución-aceite, RGA.
A la cantidad de gas disuelto en el aceite a condiciones de yacimiento se le
denomina relación gas en solución-aceite, RGA, o relación de solubilidad, Rs.
La relación de gas en solución-aceite, es la cantidad de gas que se libera del aceite
desde el yacimiento hasta las condiciones de superficie. La relación de gas en
solución-aceite, Rs, es la relación del volumen de gas producido a condiciones
estándar respecto al volumen de aceite producido a condiciones estándar (medido
a condiciones del tanque de almacenamiento), como resultado de la producción de
un volumen original de aceite a condiciones de yacimiento.
Es decir, cuando un barril de aceite a condiciones de yacimiento se produce en la
superficie a través de un separador hacia el tanque de almacenamiento, el aceite
podría estar acompañado por una cantidad de gas.
Los volúmenes en superficie del gas y el líquido se referencian a condiciones
estándar, por lo que, las unidades para la relación gas disuelto-aceite son pies
cúbicos a condiciones estándar por barril a condiciones de tanque o condiciones
estándar.
La relación gas en solución-aceite incluye el gas obtenido en el separador (que se
mide) y el gas que se ventea en el tanque de almacenamiento (que normalmente
no se mide). Si el volumen de gas se ventea del tanque de almacenamiento no se
conoce, se puede estimar empleando correlaciones apropiadas (HERNÁNDEZ &
VILLAGRÁN, 2005)
4. Factor de volumen total de la formación, Bt.
Volumen de petróleo y gas disuelto en condiciones del yacimiento dividido por el
volumen del petróleo en condiciones normales. Debido a que la mayoría de las
mediciones de producción de petróleo y gas se hacen en la superficie y el flujo de
fluidos tiene lugar en la formación, son necesarios factores de volumen para
convertir los volúmenes medidos en la superficie a las condiciones del yacimiento.
43
Los factores del volumen de la formación de petróleo son casi siempre mayores que
1,0 debido a que el petróleo de la formación usualmente contiene gas disuelto que
sale de la solución en el pozo con la caída de presión. (Schlumberger, 2018)
44
2.7. CLASIFICACIÓN DE RECURSOS.
El Sistema de Gestión de Recursos Petroleros (Petroleum Resources Management
System, PRMS) se creó con el objetivo de proporcionar los principios y definiciones
para la evaluación y clasificación de las reservas y recursos de hidrocarburos,
conservando flexibilidad para que los operadores petroleros, gobiernos y
reguladores, adapten la aplicación de este sistema a sus necesidades particulares.
Este sistema provee una metodología uniforme para la clasificación de recursos y
reservas como lo muestra el Diagrama 4, incluyendo sus guías de aplicación y sus
estándares de auditoría de reservas, así como el conjunto de principios, criterios,
métodos, conceptos y procedimientos matemáticos, técnicos y científicos
empleados para la estimación, cuantificación, evaluación y verificación de las
reservas de hidrocarburos, por lo cual, es adoptado por la Comisión Nacional de
hidrocarburos, y por ende, los Operadores Petroleros y los Terceros Independientes
deberán apegarse a esta metodología para la evaluación y estimación de reservas
en México. (CNH, 2018)
DIAGRAMA 4 CUADRO DE CLASIFICACIÓN DE RECURSOS. (MODIFICADO DE PRMS 2018)
45
2.8. CLASIFICACIÓN DE RESERVAS.
Reservas Probadas.
Son cantidades de petróleo que, por medio de análisis de datos en geociencias e
ingeniería, pueden ser estimadas con una certeza razonable para ser
comercialmente recuperable desde una fecha dada a partir de yacimientos
conocidos y bajo condiciones económicas definidas, métodos de operación y
regulaciones gubernamentales.
Existe una probabilidad de al menos 90% de que las cantidades a recuperar sean
iguales o mayores a este valor, (Reservas 1P) (SPE; WPC; AAPG; SEG; SPWLA;
EAGE, 2018)
Reservas Probables.
Son aquellas reservas con una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades
a recuperar sean iguales o mayores al valor estimado. (SPE; WPC; AAPG; SEG;
SPWLA; EAGE, 2018)
Las reservas 2P es igual a la agregación de reservas probadas más las reservas
probables. (CNH, 2018)
Reservas Posibles.
Son Reservas las cuales cuentan con una probabilidad de al menos 10% de que las
cantidades a recuperar sean iguales o mayores al valor estimado. (SPE; WPC;
AAPG; SEG; SPWLA; EAGE, 2018)
Las reservas 3P es igual a la agregación de las reservas probadas más las
reservas probables más las reservas posibles. (CNH, 2018)
46
3. ASPECTOS GENERALES DEL CAMPO.
3.1. GEOLOGÍA REGIONAL.
La sedimentación carbonatada de aproximadamente 5 Km de espesor, con
estructura profunda del basamento corresponde a rasgos tectónicos sutiles
asociados a zonas cratónicas poco deformadas, pero que pueden contener grandes
acumulaciones de hidrocarburos típicamente comunes a nivel mundial.
La columna sedimentaria está formada por una secuencia de rocas carbonatadas y
evaporitas, con múltiples ciclos de facies transgresivas que se acuñan contra un
borde de plataforma. Las rocas sedimentarias se presentan de manera horizontal.
Por otra parte, se identifican cambios en los espesores de la columna de las rocas
carbonatadas, asociados a fallas profundas que delimitan fosas tipo “rift, como se
ilustra en la Figura 16.
FIGURA 16 MODELO SEDIMENTARIO REGIONAL. (PEMEX, 2017)
47
3.2. EVOLUCIÓN TECTÓNICA ESTRUCTURAL.
Debido a la apertura del Golfo de México, esta región evolucionó a partir de una
etapa de “rift” que desarrolló horst y graben en el basamento para el Triásico Tardío-
Jurásico Medio, pasando después a la etapa de deriva hasta principios del Cretácico
Temprano, etapa a partir de la cual varios bloques fueron desplazados. También
presenta movimientos halocinéticos, que determinaron el patrón de sedimentación
del Jurásico. (Véase Figura 16)
FIGURA 17SECCIÓN ESTRUCTURAL TIPO DE LA PROVINCIA GEOLÓGICA.
Para finales del Mioceno medio, la llegada de los aportes sedimentarios disparó el
inicio del sistema extensional con la formación de la cuenca de Macuspana;
posteriormente, en el Plioceno, aumentó la tectónica gravitacional hacia el noroeste
debido a la carga sedimentaria y a la evacuación de sal, este régimen distensivo
produjo la formación de pliegues y fallas orientados noreste-suroeste.
48
4. GENERACIÓN DEL MODELO
ESTÁTICO DEL YACIMIENTO.
4.1. METODOLGÍA PROPUESTA.
DIAGRAMA 5 FLUJO DE TRABAJO PROPUESTO PARA EL DESARROLLO DE LA ESTRATEGIA DE PRODUCCIÓN DEL
CAMPO. (MODIFICADO DE SCHLUMBERGER, PROPERTY MODELLING FLOW)
El flujo de trabajo propuesto en el Diagrama 5 abarca desde el manejo de datos
hasta el diseño de los pozos y un ponóstico de producción, para el cual se utilizanlos
resultados del modelo estático para generar una estimación inicial de recursos, de
igual manera son necesarios los resultados del modelo dinámico para poder
determinar la viabilidad del pozo.
49
En la parte inicial, el manejo de datos con su interpretación y sus respectivos
controles de calidad, es necesario optimizar la información de la mejor manera
posible para reducir la incertidumbre.
El modelo estructural es indispensable pues tiene como objetivo primordial ubicar
geométrica y espacialmente las distribuciones de la rocas del sistema petrolero, así
como las posibles estructuras que puedan considerarse factores determinantes de
nuestro campo.
Se proponen tres partes, la generación del modelo de fallas, la generación de la
malla en base al modelo de fallas y la generación de horizontes, zonas y capas, los
cuales son procesos secuenciales.
El modelo petrfísico consiste en generar una representación tridimensional
aproximada de los valores petrofísicos presentes en el yacimiento,
gemoetricamente delimitado por la sísmica en el modelo estructural, por medio de
la distribución de las propiedades petrofísicas obtenidas del pozo a lo largo del
volumen del yacimiento.
50
4.2. MANEJO DE DATOS.
El manejo de datos es el inicio del flujo de trabajo propuesto y es fundamental para
el desarrollo de la estrategia, pues anticipa la cantidad y el estado en que se
encuentra la información de la que se dispone.
4.2.1. CONCENTRADO DE DATOS DE ENTRADA.
Es de suma importancia generar un inventario de los datos con los que se cuenta al
iniciar el trabajo para estimar la certidumbre que se puede esperar en el trabajo,
prevenir ciertos contratiempos con la información, solicitar algún dato faltante,
proponer un flujo de trabajo alternativo y, si fuera el caso, corregir o modificar
información
51
.
TABLA 2 DATOS DE ENTRADA DISPONIBLES A PARTIR DE LOS CUALES SE GENERA EL MODELO ESTÁTICO
• Sistema de Referencia de Coordenadas.
✓ WGS_1984_UTM
• Cimas geológicas:
✓ Cima JSK.
• Datos sísmicos:
✓ Cubo sísmico (1).
o En profundidad.
• Pozos:
✓ Endor. (Exploratorio)
✓ Dagobah. (Correlación sísmica).
• Registros geofísicos de pozo
✓ Convencionales: GR, RT.
• Intervalo de disparo (1).
• Surveys de pozo.
• Evaluaciones Petrofísicas:
✓ PHIE, SW, NTG, VCL.
• Núcleos: 0.
• Esudio PVT.
52
4.2.2. VISUALIZACIÓN DE DATOS.
Consiste en la representación gráfica de los datos con los que se cuenta. En esta
parte se realiza una inspección visual del estado de los datos proporcionados y se
busca percibir alguna carencia de datos o posible corrección.
FIGURA 18 VISUALIZACIÓN DEL CUBO SÍSMICO EN 3D CON EL POZO Y LA SUPERFICIE INTERPRETADA.
La visualización del cubo sísmico en profundidad con el horizonte de la cima del
yacimiento interpretado con base en el marcador del pozo “Endor” nos permite tener
una mejor perspectiva del campo, las estructuras presentes y la disposición del
53
pozo; en la imagen se muestran una InLine y una XLine intersectadas justo en el
punto perforado.
FIGURA 19 MAPA ESTRUCTURAL CON VISTA EN PLANTA DEL CAMPO CON POZO, LÍNEAS SÍSMICAS Y CIMA
INTERPRETADA.
4.3. MODELO SÍSMICO ESTRUCTURAL.
La generación del modelo estructural resulta ser una parte muy importante en la
generación del modelo estático, pues establece cualitativa y cuantitativamente las
estructuras que tienen injerencia directa en el yacimiento. También su importancia
radica en que permite identificar la magnitud del yacimiento marcando la base y la
cima.
El proceso para generar el modelo estructural abarca desde la interpretación de
horizontes y fallas visualizados en las líneas sísmicas, previamente dadas en
profundidad, hasta la generación del modelo geocelular listo para ser poblado con
las propiedades petrofísicas.
54
4.3.1. INTERPRETACIÓN SÍSMICA ESTRUCTURAL.
Al realizar la interpretación sísmica se puede delimitar la dimensión de la cima y de
la base de la formación de interés en el yacimiento con los horizontes estratigráficos
y las diferentes estructuras como son anticlinales, sinclinales, fallas normales, fallas
inversas, domos salinos, fracturas, etc.; con esto se tendrá una definición clara de
las trampas petroleras presentes en el yacimiento y de qué tipo son.
Para generar la interpretación se tomaron ocho líneas representativas de todo el
campo, cuatro Inlines y cuatro XLines en las cuales se cargó el pozo Endor que
contiene marcadores de la cima y base de nuestra formación a estudiar .
FIGURA 20 MAPA ESTRUCTURAL CON LAS INLINES Y XLINES REPRESENTATIVAS PARA LA INTERPRETACIÓN
SÍSMICA.
55
La Figura 20 corresponde al mapa estructural con vista en planta, con el cual es
posible dimensionar la distancia a la que se encuentran ambos pozos y obtener una
perspectiva complementaria de las condiciones topográficas que los afectan así
como las líneas.
56
4.3.1.1. INTERPRETACIÓN DE INLINES.
FIGURA 21 INLINE 1130 CON HORIZONTE DE LA CIMA DEL YACIMIENTO JSK INTERPRETADO.
FIGURA 22 INLINE 1230 CON HORIZONTE DE LA CIMA DEL YACIMIENTO JSK INTERPRETADO.
57
FIGURA 23 INLINE 1330 CON HORIZONTE DE LA CIMA DEL YACIMIENTO JSK INTERPRETADO.
FIGURA 24 INLINE 1430 CON HORIZONTE DE LA CIMA DEL YACIMIENTO JSK INTERPRETADO.
58
4.3.1.2. INTERPRETACIÓN DE XLINES.
FIGURA 25 XLINE 930 CON HORIZONTE DE LA CIMA DEL YACIMIENTO JSK INTERPRETADO.
El horizonte fue interpretado con base en el marcador de la cima del yacimiento del
Jurásico, obtenido del pozo Endor; dentro de la imagen se interpretaron un horizonte
que describe una estructura anticlinal asociada al yacimiento y tres fallas de tipo
inversa, la primera limita el yacimiento al suroeste mientras que la segunda (a 4 km
del anticlinal) es la falla considerada de mayor interés pues compartimenta el
yacimiento, la tercera, aunque posee dimensiones considerables, es descartable .
59
FIGURA 26 XLINE 1030 CON HORIZONTE DE LA CIMA DEL YACIMIENTO JSK INTERPRETADO.
La falla marcada limita tajantemente el yacimiento, esto se intuye debido a que el
salto de falla es de aproximadamente 300 metros por encima del horizonte
coincidente con el marcador de pozo.
60
FIGURA 27 XLINE 1130 CON HORIZONTE DE LA CIMA DEL YACIMIENTO JSK INTERPRETADO.
Las dos fallas inversas cierran disminuyen hacia el límite de la estructura, hacia el
límite Este de la superficie se detecta un sistema de fallas atribuido a esfuerzos
convergentes, como se muestra en la Figura 27.
La correspondencia con el pozo Dagobah, utilizado para correlación de horizontes,
es crucial, pues dentro de una sección tan fracturada es de vital importancia contar
con un pozo con un indicador de la cima de nuestra formación de interés.
FIGURA 28 XLINE 1230 CON HORIZONTE DE LA CIMA DEL YACIMIENTO JSK INTERPRETADO.
61
4.3.2. GENERACIÓN DE POLÍGONO DE FALLAS.
Con base en las fallas interpretadas en la información sísmica (fault sticks), las fallas
son diseñadas a manera de superficie en 2D para que que permitan obtener una
aproximación de sus dimensiones, su orientación y su impacto en el modelo, fueron
diseñadas con pilares coincidentes a la interpretación cuyo tamaño determina la
profundidad y el número de pilares refleja la extensión en planta que tendrá la falla;
las dimensiones de los polígonos son proporcionales, esto respalda el señalamiento
que indica que el yacimiento y sus estructuras se están determinadas por dentro de
una misma.
FIGURA 29 VISTA EN PLANTA DEL MODELO DE FALLAS GENERADO A PARTIR DE LA INTERPRETACIÓN.
Las fallas principales se infieren como resultado de un sistema resultante de
esfuerzos compresivos que convergen hacia el pozo Dagobah, generando
estructuras de tipo Horst y Graben.
62
FIGURA 30 MODELO DE FALLAS CORRESPONDIENTE AL CAMPO YAVIN.
4.3.3. GENERACIÓN DE LA MALLA.
El tamaño de la malla para la generación de un modelo geocelular es considerado
como un indicador de la resolución que este tendrá en el momento de la distribución
de propiedades petrofísicas, este proceso es crucial pues la malla en 2D establece
la forma que las celdas (3D) tendrán.
La malla fue generada tomando en cuenta los tres extremos de la información
sísmica interpretada como límite, y con una falla considerada sellante, ubicada al
NE del yacimiento, como el cuarto límite de polígono.
De todo el modelo de fallas interpretadas quedaron dentro de la malla sólo dos fallas
dirección NW-SE y una más con dirección NE-SW, las cuales son marcadas como
segmentos que orientan la distribución de la malla.
63
FIGURA 31 VISTA EN PLANTA DE LA MALLA GENERADA A PARTIR DE LAS FALLAS.
Se generó uno malla por cada nivel de los nodos en el pilar, debido a que las fallas
de tipo lístrico cuentan con tres nodos, fueron generadas tres mallas: una malla
superior, una media y una inferior.
FIGURA 32 MALLAS SUPERIOR, MEDIA E INFERIOR.
64
Las mallas fueron generadas con base en el BIN, cuya medida fue de 50x50, y se
realizó tomando en cuenta una falla al NE de la formación como límite de la
estructura.
FIGURA 33 MALLA SUPERIOR GENERADA A UNA ESCALA DE 50X50.
65
4.3.4. GENERACIÓN DE HORIZONTES, ZONAS Y
CAPAS.
Los horizontes fueron marcados de acuerdo a los marcadores geológicos
contenidos en cada pozo, mientras que las variaciones observadas en los
registros de pozo fueron útiles para delimitar el grosor de cada zona.
FIGURA 34 HORIZONTE INTERPRETADO DE LA CIMA DEL YACIMIENTO JSK Y HORIZONTE CONFORMABLE A LA
CIMA DE LA BASE DEL YACIMIENTO.
Al final se realizó una correspondencia de horizontes, capas y zonas con los
marcadores geológicos de cada pozo, teniendo un margen de error aceptable y con
la topografía esperada según lo observado en la sísmica interpretada a profundidad.
66
FIGURA 35 VISUALIZACIÓN DE LA SUPERFICIE CON FALLAS Y POZO CARGADOS.
Como resultado fue generado el modelo geocelular correspondiente con las fallas
interpretadas y los pozos disponibles.
4.3.5. GENERACIÓN DE PROPIEDADES
GEOMÉTRICOS.
Los volúmenes de celda fueron calculados contemplando las zonas y capas para
determinar el grosor de éstas, mientras que el área de las celdas está determinado
por las fallas y la geometría areal del campo.
Los atributos geométricos, como propiedades no petrofísicas fueron calculados al
inicio, para corroborar que las celdas mantuvieran un volumen cúbico lo más regular
posible, de manera que no signifique un factor de riesgo que añada incertidumbre a
la población de las propiedades petrofísicas.
Los atributos geométricos utilizados en este modelo son tres:
• Bulk Volume.
• Cell Angle.
• Cell Inside-Out.
67
Bulk Volume.
FIGURA 36 VISTA EN PLANTA DEL ATRIBUTO GEOMÉTRICO BULK VOLUME.
El atributo geométrico Bulk Volume resulta útil para verificar que no haya celdas con
valores mayores a cero porque resultarían ser un error, puesto que un valor
negativo en las celdas cancela cada celda del modelo, afectando la interpolación de
los valores petrofísicos poblados.
En el modelo 3D podemos observar que todas las celdas tienen valores positivos,
exceptuando las zonas afectadas por las fallas, las cuales presentan valores muy
cercanos al cero, esto es atribuible a que las celdas en estas zonas deformadas
presentan variaciones en su geometría.
68
FIGURA 37 ATRIBUTO GEOMÉTRICO BULK VOLUME.
Cell Angle.
El atributo geométrico de ángulo de celda es indispensable para corroborar la
relación intercelular del modelo que asegure una óptima distribución de celdas,
ortogonal.
Los valores ideales de ángulo de celda sean menores de 30 y 60 grados, pues de
ésta manera se asegura una ortogonalidad en las celdas imprescindible en la
simulación. El modelo de este atributo resultó tener valores óptimos de ángulo de
celda para proceder a la población de propiedades petrofísicas.
69
FIGURA 38 VISTA EN PLANTA DE ATRIBUTO GEOMÉTRICO CELL ANGLE.
Cell Inside-Out.
Este atributo es útil para verificar que el volumen de una celda no interfiera ni esté
incluido dentro del volumen de las celdas vecinas, por otra parte también identifica
que las celdas no estén “torcidas”, generando una irregularidad en el diseño del
modelo geocelular que impida la correcta población de propiedades petrofísicas, el
rango de valores para esta característica fue de 0 a 1, donde 0 representa celdas
íntegras y 1 a celdas que interfieren con otras.
70
FIGURA 39 VISTA EN PLANTA DEL ATRIBUTO GEOMÉTRICO CELL INSIDE-OUT.
FIGURA 40 ATRIBUTO GEOMÉTRICO CELL INSIDE-OUT.
71
4.4. MODELO PETROFÍSICO.
4.4.1. INTERPRETACIÓN DE REGISTROS
GEOFÍSICOS DE POZO.
FIGURA 41 VENTANA DE INTERPRETACIÓN DE REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZO BÁSICOS
DEL CAMPO.
La cima del yacimiento se infiere por la disminución abrupta en el registro GR
atribuida a un cambio de facies entre el JST y el JSK, pues el JST suele presentar
valores altos de GR debido a su contenido de lutitas mientras que el JSK
litológicamete se caracteriza por la presencia de calizas y dolomías, traducidos en
valores bajos del registro GR. Otro indicador clave para la delimitación del contacto
superior es la marca eléctrica que resulta ser concordante con el Jurásico Superior
Tithoniano.
72
Con base en los datos de las únicas dos herramientas de registros de pozo con los
que se cuenta, se pudo encontrar una única zona de interés delimitada en la parte
superior por la cima del yacimiento del Jurásico situada a 4612 metros de
profundidad y en la parte inferior por un cambio abrupto en la respuesta, propuesto
a 4,739 metros de profundidad.
Compuesto principalmente por Mudstone café claro a crema con pobre porosidad
secundaria en microfracturas selladas por arcilla. Packstone de ooides café claro a
café oscuro semiduro a duro con porosidad secundaria entre fracturas. Grainstone
de ooides y peloides color café claro a crema, con porosidad primaria intergranular
de pobre a regular impregnación de aceite con fluorescencia amarillo claro. Dolomía
gris claro y translúcido, micro a meso cristalina subhedral con porosidad secundaria.
FIGURA 42VISUALIZACIÓN DE LA SUPERFICIE DE LA CIMA DEL YACIMIENTO JSK.
4.4.2. VALORES DE CORTE.
Los valores de corte son utilizados para definir el límite de determinadas
propiedades petrofísicas que puede presentar el intervalo de yacimiento para ser
considerado rentable o no.
73
La gráfica de Buckle es un método gráfico utilizado para definir los valores de corte
del yacimiento, por medio de la determinación de los puntos de inflexión de las
pendientes de distribución en el diagrama.
FIGURA 43 DIAGRAMA DE BUCKLE.
Valores de corte.
PHIE ............................................................................................................. 1.8%
SW ................................................................................................................ 38%
VCL ................................................................................................................. 5%
El volumen de arcilla es excluido debido a que el yacimiento presenta baja
arcillosidad, es decir, está “limpio”.
4.4.3. ESCALAMIENTO DE RGP.
Este fue determinante pues a partir de asignar un promedio del intervalo de valores
de la curva de propiedades obtenidas a cada celda generada para el modelo
geocelular.
74
Se tuvo en cuenta el intervalo de espesor obtenido de la malla el cual fue
determinado por la resolución vertical de la sísmica , mientras que el área de las
celdas también fue establecido a partir del tamaño del bin, el cual se definió de
50x50.
Revisión de la información obtenida de los Registros.
Con los registros que se cuentan, se puede observar en el carril uno las
profundidades en metros verticales bajo nivel del mar, en el segundo carril se
muestran metros verticales, mientras que en el tercero se encuentran los metros
desarrollados, en el carril número cuatro está el intervalo en el cual se realizó la
prueba de presión-producción.
Las herramientas convencionales con las que se cuenta (curva de rayos Gamma y
curva de Resistividad Total) son presentadas en el quinto y sexto carril
respectivamente.
En los carriles número siete, ocho y nueve se ilustran las curvas de las propiedades
petrofísicas evaluadas: porosidad efectiva, saturación de agua, volumen de arcilla y
la relación neto-bruto.
75
FIGURA 44 RGP EVALUADOS Y ESCALADOS.
Escalamiento de los Registros.
Para el modelo del yacimiento se consideró una zona única conformada por 225
capas conformables.
Posteriormente se escalaron en la malla los registros de porosidad efectiva,
saturación de agua, por medio del método de promedio Aritmético y Mid Point Pick
respectivamente.
76
Porosidad efectiva. PHIE.
FIGURA 45 ESCALAMIENTO DE RGP PHIE.
Saturación de agua (Sw).
FIGURA 46 ESCALAMIENTO DE RGP SW.
77
NTG.
FIGURA 47 ESCALAMIENTO DE RGP NTG.
Mediante el proceso de escalamiento de los registros del pozo, se le asigna un cierto
valor a cada celda atravesada por la trayectoria del mismo, los cuales servirán
posteriormente como “semilla” para propagar las propiedades a todo el modelo 3D.
78
FIGURA 48 VENTANA DE RGP ESCALADOS Y CORRELACIONADOS.
Después de generar el escalamiento de los registros se revisó que los registros
escalados, después de coraborar los datos del pozo Endor, se realizó un control de
calidad de las curvas de la evaluación petrofísica escaladas y del registro no
escalado con el objetivo de que las curvas escaladas “honran” los registros de pozo.
4.4.4. ANÁLISIS DE DATOS.
A partir de los registros escalados de los pozos (porosidad efectiva, saturación de
agua y relación neto- bruto), se generó el análisis geoestadístico de los datos de
entrada al modelo.
79
Esto fue de suma importancia pues se generaron gráficas que describen los valores
esperados para cada propiedad petrofísica, lo cual permite predecir los valores que
obtendremos a lo largo de todo el modelo.
FIGURA 49 VARIOGRAMA DE LA PROPIEDAD PHIE.
FIGURA 50 VARIOGRAMA DE LA PROPIEDAD SW.
La relación NTG, al ser calculada con base en PHIe y Sw, no cuenta con un análisis
de datos, pues los valores para esta propiedad están poblados según los datos de
las propiedades anteriores.
80
4.4.5. MODELO PETROFÍSICO DE POZO.
La población de propiedades se realizó con información obtenida de la
interpretación petrofísica, tales como porosidad, saturación de agua y relación neto-
bruto. La distribución de dichas propiedades se realizó con métodos estadísticos
estocásticos, apoyados con atributos sísmicos e información geológica para la
distribución de las propiedades.
ILUSTRACIÓN 1VENTANA DE INTERPRETACIÓN DE REGISTROS GEOFÍSICOS EVALUADOS.
Después de hacer una evaluación petrofísica a los datos con los valores de corte
previamente obtenidos se generaron los registros de PHIE, SW, VCL y NTG, al
inetrpretarse se pudo observar la distribución de los 2 intervalos de recursos, un
prospecto de 1P, inferido mediante los registros de pozo y las propiedades
petrofísicas a 4,649 metros, esto se infiere debido a la combinación de altos valores
de porosidad efectiva y los niveles de saturación de agua por debajo de los valores
de corte, además de que en ambas herramientas, RT y GR, fueron identificados
cambios considerables en el comportamiento de las curvas; por otra parte, los
recursos contingentes correspondientes a la posible reserva 2P tienen como límite
Intervalo productor
(1P).
Intervalo de
prospecto de
producción (2P).
81
inferior propuesto uno a 4,739 metros de profundidad, esto debido a la zona de
transición observada en las herramientas de pozo y está correlacionado con las
propiedades petrofísicas las cuales muestran intervalos pequeños de yacimiento
efectivo.
4.4.6. DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE PROPIEDADES
PETROFÍSICAS.
Debido a la poca información disponible para hacer este poblado de propiedades,
se espera un nivel de incertidumbre alto, se utiliza un atributo sísmico como guía
para para distribuir valores de porosidad y se usa un algoritmo de interpolación para
asignar valores a todas las celdas que no tengan datos de acuerdo al registro de
cada pozo.
Una vez generado el escalado de los registros, que consistió en discretizar los
valores de las curvas de las evaluaciones petrofísicas en el modelo de celdas en
profundidad (promediando todos los valores de las curvas que estén dentro de una
celda, preservando las variaciones más significativas) se obtiene un valor
representativo en cada una de las celdas.
Se condicionó la población de la porosidad al modelo geológico como propiedad
variable secundaria lo que permite darle una variabilidad de distribución ajustada,
partiendo siempre del análisis de los datos del escalado del pozo y como medio de
propagación 3D el algoritmo geoestadístico de Simulación Gaussiana de función
aleatoria, el cual produce realizaciones que honran los datos de pozo y el
histograma objetivo con un grado de continuidad controlado por el variograma. Para
la saturación de agua se utilizó la porosidad como propiedad variable secundaria
con relación inversa, para obtener la relación neto-bruto se calculó a partir del
modelo tridimensional de porosidad efectiva y saturación de agua y se utilizaron los
valores de cortes petrofísicos en la calculadora de propiedad.
82
El primer modelo que se genera es el de porosidad efectiva, el cual fue distribuido
con base en el registro escalado de la porosidad en las celdas que atraviesa el
FIGURA 51 DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE LA PROPIEDAD PHIE.
Los mapas de las distribuciones de porosidad, saturación de agua y relación neto-
bruto, calculado con base en los valores de corte y a los límites convencionales
correspondientes Jurásico Superior Kimmeridgiano fueron generados.
FIGURA 52 VISTA EN PLANTA DE LA DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE LA PROPIEDAD PHIE.
83
La propiedad escalada Net-Gross a lo largo del pozo nos permite observar la
distribución esperada en profundidad, así como se observan los intervalos a los
cuales se presentará la porción efectiva del yacimiento.
FIGURA 53 DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE LA PROPIEDAD SW.
FIGURA 54 VISTA EN PLANTA DE LA DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE LA PROPIEDAD SW.
84
Los valores observados en la propiedad de porosidad efectiva coinciden con los
valores de NTG por lo cual es posible confirmar las zonas productoras de nuestro
yacimiento.
FIGURA 55 DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE LA PROPIEDAD NTG.
FIGURA 56 VISTA EN PLANTA DE LA DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE LA PROPIEDAD NTG.
85
4.4.7. CONTROL DE CALIDAD.
Una vez escalados los valores del registro a las celdas del modelo geocelular se
realiza un control de calidad para revisar que los valores escalados modelo
geocelular mantengan una cierta proporción respecto a la propiedad continua en el
registro.
Esto fue llevado a cabo de manera gráfica mediante un histograma con los valores
poblados, el cual graficó los valores de las propiedades petrofísicas evaluadas en
el registro, respecto a su distribución escalada al pozo y también contra los valores
poblados en todo el modelo geocelular.
Se debe enfatizar en la escasez de datos duros proporcionados lo cual dio paso a
un aumento en la incertidumbre de distribución de propiedades, esto quiere decir
que debido a que sólo se tomó en cuenta la información de un sólo pozo para
distribuir propiedades petrofísicas en una extensión relativamente amplia, se
esperaba una variación considerable entre los datos poblados a los del registro
continuo observados en el histograma.
El control de calidad se realizó para las tres propiedades petrofísicas (PHIE,SW,
NTG), sin embargo sólo se muestra el control de calidad para la porosidad efectiva
y la saturación de agua, pues la relación neto-bruto fue calculada y poblada a partir
de los datos obtenidos en las dos propiedades.
86
FIGURA 57 HISTOGRAMA GENERADO PARA EL CONTROL DE CALIDAD DE LA PROPIEDAD SW.
En el histograma generado para la saturación de agua se observó que la relación
entre los tres valores, los observados en el RGP, los valores discretizados en el
escalamiento y los valores interpolados en la población.
FIGURA 58 HISTOGRAMA GENERADO PARA EL CONTROL DE CALIDAD DE LA PROPIEDAD PHIE.
87
5. ESTIMACIÓN DE RECURSOS.
5.1. DELIMITACIÓN DEL POLÍGONO 1P Y 2P.
Con base en el comportamiento de las curvas observado en las herramientas de los
registros convencionales GR y RT, se dedujo el contacto agua-aceite (CAA) a 4,776
metros de profundidad. Una vez establecido el contacto, se decidió filtrar el volumen
del modelo geocelular que se encuentra por encima del CAA entre el resto del
modelo, para generar una estimación volumétrica más precisa; para poder aislar la
porción de yacimiento deseada se generó un segundo polígono para obtener
únicamente el volumen de recurso asociado a las reservas probadas, esto se
delimitó utilizando los resultados de las pruebas presión-producción, quedando el
segundo polígono a
También se generó
FIGURA 59 DELIMITACIÓN DEL POLÍGONO 2P CON BASE EN EL CONTACTO AGUA-ACEITE INTERPRETADO EN EL
REGISTRO.
88
5.1.1. DISTRIBUCIÓN DE PROPIEDADES
PETROFÍSICAS EN LA PORCIÓN DE YACIMIENTO
DELIMITADO.
Una vez delimitado el yacimiento con los polígonos 1P y 2P se ha generado un filtro
el cual nos permita visualizar la distribución de propiedades petrofísicas en el
modelo geocelular exclusivamente en el área del yacimiento.
Esto se realiza con la finalidad de tener una mejor perspectiva del área de interés la
cual nos permita tomar en cuenta la relación presente entre las propiedades
petrofísicas distribuidas y la estructura.
Quedando de la siguiente manera las secciones filtradas de los tres modelos de
propiedades petrofísicas:
FIGURA 60 DISTRIBUCIÓN DE PHIE EN EL SEGMENTO DEL MODELO GEOCELULAR FILTRADA A PARTIR DEL
POLÍGONO 3P.
89
La porosidad efectiva del yacimiento presenta valores aceptables en la parte
superior de la estructura, en el NW de la formación, mientras que los valores
menores se observan hacia el SE.
FIGURA 61 DISTRIBUCIÓN DE SW EN EL SEGMENTO DEL MODELO GEOCELULAR FILTRADA A PARTIR DEL
POLÍGONO 3P.
La Saturación de Agua distribuida en todo el modelo es relativamente baja en la
mayor parte del segmento filtrado, lo cual resulta conveniente para el objetivo
perseguido. Este aspecto es crucial pues la saturación de hidrocarburo esperada
con base en este planteamiento es alta.
90
FIGURA 62 DISTRIBUCIÓN DE NTG EN EL SEGMENTO DEL MODELO GEOCELULAR FILTRADA A PARTIR DEL
POLÍGONO 3P.
El modelo geocelular poblado con los valores de la relación Neto-bruto arroja una
distribución en el volumen del yacimiento que marca como yacimiento efectivo a
más del 50% de la estructura, lo cual es un indicador positivo para poder considerar
al campo con potencial productivo.
Cabe mencionar que las celdas pobladas con valores de yacimiento efectivo se
encuentran en la parte superior del modelo y más especificamente en las partes
centradas y más elevadas, por lo que la propuesta de pozos puede emepezar a
pensarse en estas zonas.
91
5.2. DETERMINACIÓN DEL TIPO DE
HIDROCARBURO.
En el experimento de liberación diferencial, una porción del fluido del yacimiento se
cargó en una celda PVT a la temperatura del yacimiento. Se seleccionaron las
etapas de presión entre el punto de burbuja y la presión atmosférica para crear
equilibrios gas-líquido, medir volúmenes de fase, remover la fase gaseosa, medir el
encogimiento del líquido y las composiciones de la fase gas.
GRÁFICA 1 COMPORTAMIENTO DE LAS PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS Y ACEITE DE LA PRUEBA DE LIBERACIÓN
DIFERENCIAL.
Estas mediciones permitieron calcular el factor volumétrico del aceite, la relación
gas-aceite, el factor volumétrico del gas, la densidad del gas, el factor Z y la
densidad del aceite.
92
GRÁFICA 2 COMPORTAMIENTO DE LAS PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS Y ACEITE DE LA PRUEBA DE LIBERACIÓN
DIFERENCIAL.
GRÁFICA 3 COMPORTAMIENTO DE LAS PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS Y ACEITE DE LA PRUEBA DE LIBERACIÓN
DIFERENCIAL
Las composiciones de los gases y el líquido residual permitieron calcular la
composición del fluido original del yacimiento por balance de materia. Durante los
experimentos de CCE y liberación diferencial, el fluido en una y dos fases se hizo
93
pasar a través de un capilar mientras se registraba la caída de presión en el
capilar y la velocidad de flujo, con la finalidad de determinar la viscosidad del fluido
a cada nivel de presión.
Después de realizar los cálculos con los datos obtenidos en las pruebas con núcleos
en el laboratorio se determinaron las siguientes características del fluido presente:
TABLA 3 TABLA DE RESULTADOS DE LA PRUEBA PVT DEL FLUIDO PRESENTE EN EL YACIMIENTO.
Como resultado de las pruebas PVT se obtuvo como resultado una densidad en
grados API de 38.1 y una relación gas-aceite de 468 por lo que podemos afirmar
que el hidrocarburo esperado contiene valores atribuibles a los de aceite ligero.
94
5.3. CÁLCULO DETERMINÍSTICO DE VOLUMEN
ORIGINAL.
El volumen original a condiciones de yacimiento se refiere a la cantidad de
hidrocarburo esperada en un yacimiento a partir de la distribución de las
propiedades petrofísicas distribuidas en el modelo geocelular, bajo las condiciones
de presión y temperatura estimadas para el yacimiento, las cuales pueden variar al
ser extraído el hidrocarburo.
El cálculo del volumen original se hace con la siguiente ecuación:
ECUACIÓN 2 CÁLCULO DE VOLUMEN ORIGINAL.
Dónde:
Vo= Volumen Original de Hidrocarburo contenido en el yacimiento
(A∙E) = Volumen total del yacimiento
NTG= Espesor Neto del yacimiento
PHIe= Porosidad Efectiva
Sh= Saturación de Hidrocarburos
Al ser, la saturación de hidrocarburo, un dato poco común de obtener, se busca
calcular el volumen original en función de la saturación de agua presente en el
yacimiento. Al sustituir las saturaciones en la ecuación, puede expresarse de la
siguiente manera:
ECUACIÓN 3 CÁLCULO DE VOLUMEN ORIGINAL MODIFICADA.
𝑉𝑜 = 𝐴 ∙ 𝐸 ∙ 𝑁𝑇𝐺 ∙ 𝜙𝑒 ∙ 𝑆ℎ
𝑉𝑜 = (𝐴 ∙ 𝐸) ∙ 𝑁𝑇𝐺 ∙ 𝜙𝑒 ∙ (1− 𝑆𝑤)
95
5.3.1. CÁLCULO DE VOLUMEN ORIGINAL A
CONDICIONES DE YACIMIENTO.
Basados en la fórmula:
ECUACIÓN 4 ECUACIÓN DE CÁLCULO DE VOLUMEN ORIGINAL A CONDICONES DE YACIMIENTO.
Se calculó el volumen de hidrocarburo a condiciones del yacimiento basados en
valores petrofísicos poblados en el yacimiento.
El volumen calculado para la reserva 1P, se calculó estableciendo como base del
intervalo un contacto agua-aceite hipotético, el cual abarca la porción de yacimiento
considerado productor en las pruebas presión-producción. Tomando en cuenta
estas consideraciones, se obtuvieron los siguientes resultados:
TABLA 4 ESTIMACIÓN DE RECURSOS PROSPECTIVOS ASOCIADOS AL 1P.
Un segundo cálculo de volumen original se realizó tomando en cuenta al polígono
2P como base de nuestro yacimiento, aunque también fue calculado con base en la
distribución de las propiedades petrofísicas en el modelo geocelular, resultando de
la siguiente manera:
𝑉𝑜 = 𝐴 ∙ 𝐸 ∙ 𝑁𝑇𝐺 ∙ 𝜙𝑒 ∙ 𝑆ℎ
Estimación de recursos prospectivos asociados al 1P.
Campo.
Volumen
bruto.[*10
^6 m3]
Volumen
Neto[*10^
6 m3]
Volumen
poroso[*10
^6 rm3]
Volumen de
aceite
[*10^6 rm3]
Volumen de
gas [*10^6
rm3]
STOIIP
(aceite)[*10^6
STB]
YAVIN 130.928 102.125 10.588 7.822 0 27.256
96
TABLA 5 ESTIMACIÓN DE RECURSOS PROSPECTIVOS ASOCIADOS AL 2P.
6. ESTRATEGIA DE EXPLOTACIÓN.
6.1. MAPAS PROMEDIO. Con la distribución espacial de los valores petrofísicos obtenidos, se realizó un
mapa bidimensional el cual promedió los valores poblados a profundidad para
tener una idea de las zonas con los valores más óptimos y sin variaciones
respecto a la profundidad.
Esto se realiza debido a que los pozos se buscan perforar en zonas cuyas
propiedades permanezcan de la manera más constante posible y no sufran
cambios de presión u otros factores del yacimiento.
Estimación de recursos prospectivos asociados al 2P.
Campo.
Volumen
bruto
[*10^6
m3]
Volumen
Neto
[*10^6 m3]
Volumen
poroso
[*10^6 rm3]
Volumen de
aceite
[*10^6 rm3]
Volumen de
gas [*10^6
rm3]
STOIIP
(aceite)[*10^6
STB]
YAVIN 841.603 541.563 48.948 35.586 0 124.006
97
FIGURA 63 MAPA DE VALORES PHIE PROMEDIO.
FIGURA 64 MAPA DE VALORES SW PROMEDIO
98
FIGURA 65MAPA DE VALORES NTG PROMEDIO
99
6.2. POSIBLES ESCENARIOS.
Tomando en cuenta el pozo ENDOR como un pozo productor, la meta fue proponer
diferentes escenarios con pozos adicionales al ya existente de manera que fuera
aprovechado lo mejor posible el espacio y el recurso estructural.
Se generaron tres diferentes propuestas de localización de pozos basados en los
mismos mapas de promedio de propiedades bajo diferentes consideraciones, las
cuales son descritas a continuación:
Propuesta 1.
Este escenario contempla tres pozos adicionales al pozo productor con la intención
de abarcar lo mejor posible el área de la zona de interés.
FIGURA 66 MAPA DE VALORES PHIE PROMEDIO DE LA PROPUESTA 1.
100
Al ubicar la primera configuración sobre el mapa promedio de la porosidad efectiva
es posible observar que los pozos serían perforados en zonas de porosidad
relativamente aceptable.
FIGURA 67 MAPA DE VALORES SW PROMEDIO DE LA PROPUESTA 1.
Al observar que la variación lateral de los valores de saturación de agua a lo largo
del yacimiento resulta ser despreciable por lo que los pozos ubicados en la primera
configuración no representan algún problema considerable.
101
FIGURA 68 MAPA DE VALORES NTG PROMEDIO DE LA PROPUESTA 1.
Respecto a la distribución del NTG es preciso señalar que el pozo ubicado al SW
del pozo ENDOR resulta estar posicionado en una zona de transición, donde la
variación de la relación neto-bruto podría pasar de aceptable a baja, por lo que este
pozo tendría menor posibilidad para extraer el hidrocarburo.
Propuesta 2.
Una segunda alternativa de configuración de pozos a perforar propone tres pozos
situados alrededor del pozo productor y está basada en la topografía del área,
teniendo cada pozo en un punto alto que permita a la estructura tener contacto con
el cuerpo de interés a la menor profundidad posible.
102
FIGURA 69 MAPA DE VALORES PHIE PROMEDIO DE LA PROPUESTA 2.
La porosidad efectiva observada resulta ser aceptable en cada zona con pozos
contemplados, por lo que los valores de PHIE esperados en esta configuración no
significarían contratiempo alguno al elegir por esta opción.
103
FIGURA 70 MAPA DE VALORES SW PROMEDIO DE LA PROPUESTA 2.
Los pozos propuestos para la segunda opción resultan abarcar áreas con valores
de Saturación de agua aceptable, por lo que en este ámbito la segunda propuesta
puede considerarse viable únicamente respecto a los valores de Sw.
104
FIGURA 71 MAPA DE VALORES NTG PROMEDIO DE LA PROPUESTA 2.
Los dos pozos situados al norte resultan estar en zonas convenientes para
complementar la extracción de hidrocarburo en conjunto con el pozo productor, sin
embargo el punto que representa al cuarto pozo localizado al SE de ENDOR se
encuentra en una ubicación con valores de NTG bajos, lo cual podría implicar que
el volumen a extraer esperable resulte ser menor y por lo tanto menos rentable.
105
6.3. POZOS PROPUESTOS.
Finalmente se decidió que el plan de desarrollo propuesto fuera la distribución de
pozos número tres, esta decisión se basó en las propiedades petrofísicas y en las
características estructurales del campo observadas, así como en la parte estructural
y económica la cual resulta ser mejor con menos pozos al implicar un ahorro en el
presupuesto a la par de una superficie abarcada de manera considerable, quedando
distribuidos los pozos de la siguiente manera:
FIGURA 72 MAPA DE VALORES PHIE PROMEDIO DE LA PROPUESTA DEFINITIVA.
Los pozos están propuestos de esta manera porque, respecto a la porosidad
efectiva, resultaron estar ubicados en zonas con valores relativamente altos que
permitirán almacenar grandes cantidades de hidrocarburo.
106
FIGURA 73 MAPA DE VALORES SW PROMEDIO DE LA PROPUESTA DEFINITIVA.
Enfocando la atención en el mapa promedio de Saturación de agua, se puede
afirmar que el campo no cuenta con zonas realmente libres de agua, sino que los
valores a lo largo del área resultan tener variaciones mínimas por lo cual el posible
impacto provocado por la presencia de agua en el yacimiento será casi el mismo en
toda la superficie.
107
FIGURA 74 MAPA DE VALORES PHIE PROMEDIO DE LA PROPUESTA DEFINITIVA.
La distribución de valores de la propiedad NTG, muestra claramente una
concentración de valores altos hacia el centro del campo, quedando dos de los tres
pozos propuestos en las zonas con valores más altos, mientras que el tercer pozo
situado al norte del campo abarca una zona que puede contener hidrocarburo
desplazado por la presión ejercida en los otros dos pozos.
108
6.4. RIESGOS IDENTIFICADOS.
TABLA 6 TABLA DE RIESGOS Y MEDIDAS DE MITIGACIÓN PROPUESTAS.
Riesgo identificado.
Descripción del riesgo.
Posibles repercusiones. Medidas de mitigación propuestas.
Roca almacén del yacimiento.
Incertidumbre en la extensión, espesor y capacidad de almacenamiento del yacimiento (porosidad y saturación).
- Disminución de volumen original calculado. - Disminución de reservas calculadas. - Incremento de incertidumbre de recursos prospectivos.
Efectuar estudios que ayuden a delimitar el espesor del intervalo en los cortes de núcleo.
Sello lateral por cambio de facies.
Variación geológica tanto lateral como verticalmente de la roca que provoquen cambios drásticos en la calidad de la misma.
- Variación de las unidades estratigráficas. - Cumplir parcialmente o no cumplir con el objetivo propuesto.
Incorporar nueva información que se obtenga a los modelos estáticos y dinámicos posteriores.
109
CONCLUSIONES.
• La estructura propuesta es definida como un anticlinal alargado con dirección
NW-SE y se infiere como perteneciente al Jurásico-Superior.
• Las propiedades petrofísicas observadas en el modelo geocelular son
óptimas para determinar que existe un yacimiento con condiciones
convenientes para contener hidrocarburo, pues presentan un gran número
de valores dentro de los rangos de corte.
• El volumen de reservas calculado correspondiente a las reservas 3P es de
780 MMbbl.
• El tipo de hidrocarburo presenta valores de densidad y viscosidad
correspondientes al aceite volátil.
• El tipo de hidrocarburo presenta valores de densidad y viscosidad
correspondientes al aceite volátil.
• Los pozos propuestos en el plan de desarrollo contemplan el mayor
aprovechamiento de los recursos en el campo, con un número de pozos
óptimo, el cual no implique pérdidas económicas ni disminución de la
productividad.
110
RECOMENDACIONES.
• Generar, en conjunto con ingenieros en yacimientos, un escalamiento de la
malla del modelo geocelular a una malla con celdas de mayor volumen, el
cual preserve las propiedades de flujo del yacimiento.
• Realizar la simulación del modelo con mallado grueso para generar una
estimación de producción a futuro para sustentar o modificar el plan de
desarrollo propuesto.
• Realizar estudios económicos al plan de desarrollo para determinar la
viabilidad del proyecto.
• Actualizar el modelo conforme se obtenga nueva información de pozos,
sísmica o fluidos.
111
ÍNDICE DE FIGURAS.
Figura 1. Elementos del sistema petrolero. (Valle F. , 2018) ................................... 8
Figura 2 Hidrocarburo entrampado de manera estructural. (Tarbuck & Lutgens,
2010) ..................................................................................................................... 10
Figura 3 Hidrocarburo entrampado de manera estratigráfica (Tarbuck & Frederick,
Ciencias de la Tierra, una introducción a la geología física, 2005) ....................... 11
Figura 4 ADQUISICIÓN DE REGISTRO GEOFÍSICO DE POZO. (Medina K. ,
2015) ..................................................................................................................... 13
Figura 5 EJEMPLO DE CURVAS DE REGISTRO GEOFÍSICO DE POZO.
(GEOTEM, 2018) .................................................................................................. 13
Figura 6 REPRESENTACIÓN DE UN FLUIDO ATRAVESADO UN MEDIO
POROSO. (DISEÑADO POR @ENNYTA) ............................................................ 15
Figura 7 SATURACIÓN DE FLUIDOS PRESENTES EN LAS ROCAS. (Puyol &
Villa, 2006) ............................................................................................................ 16
Figura 8 Representación de un fluido atravesado un medio poroso. (Diseñado por
@ennyta) ............................................................................................................... 17
Figura 9 Impedancia acústica. (Cochlea, 2018) .................................................... 19
Figura 10 REGISTROS DE POZO ESCALADOS A LAS CELDAS DEL MODELO
GEOCELULAR. (SCHLUMBERGER, 2018) ........................................................ 22
Figura 11Yacimientos marino y terrstre con su distribución de fluidos y sus
características geológicas. (La Comunidad Petrolera, 2009) ................................ 24
Figura 12 Expansión de la roca y sus fluidos. (Ortiz, 2013) .................................. 34
Figura 13 EMPUJE POR GAS DISUELTO LIBERADO. (UNIVERSIDAD
INDUSTRIAL DE SANTANDER, 2018) ................................................................. 35
Figura 14 Empuje por casquete de gas. (Universidad Industrial de Santander,
2018) ..................................................................................................................... 36
Figura 15 EMPUJE POR INVASIÓN DE AGUA. (UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE
SANTANDER, 2018) ............................................................................................. 37
Figura 16 Modelo sedimentario regional. (PEMEX, 2017) .................................... 46
Figura 17Sección estructural tipo de la provincia geológica. ................................. 47
Figura 18 Visualización del cubo sísmico en 3D con el pozo y la superficie
interpretada. .......................................................................................................... 52
Figura 19 Mapa estructural con vista en planta del campo con pozo, líneas
sísmicas y cima interpretada. ................................................................................ 53
Figura 20 Mapa estructural con las Inlines y XLines representativas para la
interpretación sísmica. .......................................................................................... 54
Figura 21 InLine 1130 con horizonte de la cima del yacimiento JSK interpretado. 56
112
Figura 22 InLine 1230 CON HORIZONTE DE LA CIMA DEL YACIMIENTO JSK
INTERPRETADO. ................................................................................................. 56
Figura 23 INLINE 1330 CON HORIZONTE DE LA CIMA DEL YACIMIENTO JSK
INTERPRETADO. ................................................................................................. 57
Figura 24 INLINE 1430 CON HORIZONTE DE LA CIMA DEL YACIMIENTO JSK
INTERPRETADO. ................................................................................................. 57
Figura 25 XLine 930 CON HORIZONTE DE LA CIMA DEL YACIMIENTO JSK
INTERPRETADO. ................................................................................................. 58
Figura 26 XLine 1030 CON HORIZONTE DE LA CIMA DEL YACIMIENTO JSK
INTERPRETADO. ................................................................................................. 59
Figura 27 XLINE 1130 CON HORIZONTE DE LA CIMA DEL YACIMIENTO JSK
INTERPRETADO. ................................................................................................. 60
Figura 28 XLINE 1230 CON HORIZONTE DE LA CIMA DEL YACIMIENTO JSK
INTERPRETADO. ................................................................................................. 60
Figura 29 Vista en planta del modelo de fallas generado a partir de la
interpretación. ........................................................................................................ 61
Figura 30 Modelo de Fallas correspondiente al campo Yavin. .............................. 62
Figura 31 Vista en planta de la malla generada a partir de las fallas. ................... 63
Figura 32 Mallas superior, media e inferior. .......................................................... 63
Figura 33 Malla superior generada a una escala de 50x50. .................................. 64
Figura 34 Horizonte interpretado de la cima del yacimiento JSK y horizonte
conformable a la cima de la base del yacimiento. ................................................. 65
Figura 35 Visualización de la superficie con fallas y pozo cargados. .................... 66
Figura 36 Vista en planta del atributo geométrico Bulk Volume. ........................... 67
Figura 37 atributo geométrico bulk volume............................................................ 68
Figura 38 Vista en planta de atributo geométrico CELL ANGLE. .......................... 69
Figura 39 VISTA EN PLANTA DEL ATRIBUTO GEOMÉTRICO CELL INSIDE-
OUT. ...................................................................................................................... 70
Figura 40 ATRIBUTO GEOMÉTRICO CELL INSIDE-OUT. .................................. 70
Figura 41 VENTANA DE INTERPRETACIÓN DE REGISTROS GEOFÍSICOS DE
POZO BÁSICOS DEL CAMPO. ............................................................................ 71
Figura 42VISUALIZACIÓN DE LA SUPERFICIE DE LA CIMA DEL YACIMIENTO
JSK. ....................................................................................................................... 72
Figura 43 DIAGRAMA DE BUCKLE. ..................................................................... 73
Figura 44 RGP evaluados y escalados. ................................................................ 75
Figura 45 Escalamiento de RGP PHIE. ................................................................. 76
Figura 46 Escalamiento de RGP Sw. .................................................................... 76
Figura 47 ESCALAMIENTO de RGP NTG. ........................................................... 77
Figura 48 Ventana de RGP Escalados y correlacionados. .................................... 78
113
Figura 49 Variograma de la propiedad PHIe. ........................................................ 79
Figura 50 Variograma de la propiedad Sw. ........................................................... 79
Figura 51 Distribución espacial de la propiedad PHIe. .......................................... 82
Figura 52 Vista en planta de la distribución espacial de la propiedad PHIe. ......... 82
Figura 53 DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE LA PROPIEDAD Sw. .......................... 83
Figura 54 VISTA EN PLANTA DE LA DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE LA
PROPIEDAD Sw. .................................................................................................. 83
Figura 55 DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE LA PROPIEDAD NTG. ....................... 84
Figura 56 VISTA EN PLANTA DE LA DISTRIBUCIÓN ESPACIAL DE LA
PROPIEDAD NTG. ................................................................................................ 84
Figura 57 Histograma generado para el control de calidad de la propiedad Sw. .. 86
Figura 58 histograma generado para el control de calidad de la propiedad phie. . 86
Figura 59 Delimitación del polígono 2P con base en el contacto agua-aceite
interpretado en el registro...................................................................................... 87
Figura 60 distribución de phie en el segmento del modelo geocelular filtrada a
partir del polígono 3p. ............................................................................................ 88
Figura 61 distribución de Sw en el segmento del modelo geocelular filtrada a partir
del polígono 3p. ..................................................................................................... 89
Figura 62 Distribución de ntg en el segmento del modelo geocelular filtrada a partir
del polígono 3p. ..................................................................................................... 90
Figura 63 MAPA DE VALORES PHIE PROMEDIO. ............................................. 97
Figura 64 MAPA DE VALORES Sw PROMEDIO .................................................. 97
Figura 65MAPA DE VALORES NTG PROMEDIO ................................................ 98
Figura 66 Mapa de valores PHIe promedio de la propuesta 1. ............................. 99
Figura 67 Mapa de valores Sw promedio de la propuesta 1. .............................. 100
Figura 68 Mapa de valores NTG promedio de la propuesta 1. ............................ 101
Figura 69 Mapa de valores PHIe promedio de la propuesta 2. ........................... 102
Figura 70 Mapa de valores Sw promedio de la propuesta 2. .............................. 103
Figura 71 Mapa de valores NTG promedio de la propuesta 2. ............................ 104
Figura 72 Mapa de valores PHIe promedio de la propuesta definitiva. ............... 105
Figura 73 MAPA DE VALORES SW PROMEDIO DE LA PROPUESTA
DEFINITIVA. ........................................................................................................ 106
Figura 74 Mapa de valores PHIe promedio de la propuesta definitiva. ............... 107
114
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