El yacimiento de Chicontepec y su potencialidad futura Rodolfo Camacho Velázquez Gerencia de Tecnología de Explotación Subdirección Técnica de Explotación Pemex Exploración y Producción Noviembre, 2009

Antecedentes

Reservas:

Probadas Probables Posibles

1P

Volumen original 136,481 (MMBLS)

779 779

2P

3P

654 MMBOE (Probadas) 9,213 MMBOE (Probable) 8,510 MMBOE (Posible)

Aceite: Gas:

67 % 33 %

Total Reservas (3P) 17,713 (MMBOE)

Fr (2P) =6.9 %

Producción Acumulada 194.8 (MMBCE)

•• Producción Actual:

Aceite: Gas:

20.56 MBPD 26.27 MMPCD

•• Producción Acumulada:

Aceite: 142.2 MMB Gas: 241.03 MMMPC

Plan de Desarrollo Proyecto ATG Objetivos: Innovar el plan de desarrollo del proyecto ATG a efecto de incrementar su rentabilidad, disminuir el riesgo de la inversión y elevar la recuperación final de aceite. Metas: Alcanzar una producción de 500 MB/D hacia el 2012, o antes, con una rentabilidad por arriba del 20% (actual 10%) y recuperación final superior al 15% (actual < 6%).

Problemática • Baja productividad y alta declinación al inicio de la explotación de los pozos, lo que origina bajos volúmenes recuperados de hidrocarburos por pozo. • Bajos factores de recuperación 5- 7 por ciento, por lo que será necesario la implantación de mantenimiento de presión y sistemas artificiales de producción. • Gran dispersión operativa (3,750 km2), se requiere automatizar y optimizar la operación de instalaciones de producción a mínimo costo.

Problemática (alta declinación de la producción) Comportamiento típico de la producción por pozo:

Producción acumulada de aceite a 6 meses por pozo

6

Problemática en la optimización de campos

Caracterización del yacimiento insuficiente Bajos Factores de Recuperación de reservas

Dificultad para mantener los niveles de producción.

Áreas no drenadas

Alta heterogeneidad del yacimiento

Altas declinaciones de producción

Altos costos de producción

Problemática
La presión inicial de los yacimientos es muy cercana a la

presión de burbuja lo que provoca una disminución de: • •

Producción de aceite debido a la alta producción de gas disuelto liberado. Energía del yacimiento al producir el gas en solución.


Yacimientos turbidíticos altamente heterogéneos: • Procesos diagenéticos complejos y arenas discontinuas. • Yacimientos altamente estratificados de baja “k” y porosidad. • Formaciones deformables y reactivas a ciertos fluidos.
Baja productividad de pozo y alta declinación en la producción

al inicio de la explotación provocando baja recuperación de hidrocarburos. •

Optimizar el fracturamiento analizando fluidos, sustentante, posible colapso de fractura, geometría, equipo,...

Paleocanal de Chicontepec

 Sistema Complejo de abanicos submarinos (areniscas del Eocene)  Yacimientos estratificados turbidíticos discontinuos  Enormes volúmenes de hidrocarburos con una dispersión areal y vertical grande

Yacimiento Complejo

Presión (PSIA)

Yacimiento Complejo

3200 3100 3000 2900 2800 2700 2600 2500 2400 2300 2200 2100 2000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

100% Aceite 10 % Gas 20 % Gas 30 % Gas 40 % Gas 50 % Gas Pb Laboratorio Pb Envolvente P Yacimiento Punto critico

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

320

Te mpera tura (ºC)

Eficiencia de Recuperación y Ambientes Geológicos

Después de Tyler

Chicontepec

20%

Plan de Desarrollo Estadísticas Chicontepec

Cantarell

Riesgo* 50% 0% Rentabilidad ~10.0% > 600% Pico Prod. (MB/D) 27.5 2,200 Trampa Estratigráfica Estructural Área (km2) 3,000 500 Espesor neto (m) 40 800 Permeabilidad (mD) 0.1 5,000 Heterogeneidad Máxima Mínima Empuje Gas en Solución Segregación Gravitacional *Probabilidad que pozo resulte no económico

Estudio Multidisciplinario Integrado Datos registros y núcleos

Sísmicos 3D

Geología

(petrofísicos, facies, marcadores, …)

(arquitectura, atributos, ...)

(estratigrafía, facies, diagénesis, …)

Integración Multiescala Caracterización de Yacimientos (Modelo Geoestadístico) PVT Escala. Datos de presión

Escalamiento

Simulación (Modelo Dinámico) Localización de pozos productores e inyectores

Datos de Producción

Desarrollo del campo


Mejorar el modelado geológico y petrofísico: - Toma de información : Nuevos diseños en Adquisición Sísmica 2D y 3D, tomografía entre pozos, perforación de pozos. estratégicos – estratigráficos. - Mejoramiento de las imágenes sísmicas. - Modelos petrofísicos asociados a la distribución de facies. - Modelos Geomecánicos. - Modelos sedimentológicos a nivel de microfacies - Caracterización geológica de sistemas turbiditicos - Descripción de la distribución de heterogeneidades - Continuidad y conectividad de cuerpos arenosos. - Modelado integrado de datos a diferentes escalas: Datos sísmicos, tomografía entre pozos, registros geofísicos, núcleos.

Factores que controlan la conectividad de un campo con canales turbidíticos Parámetros geológicos. •

Espesor neto-bruto del cinturón del meandro.

•

Arquitectura de los canales turbidíticos. Cinturones de meandros. (canales complejos). Canales (internos a los cinturones), geometría, frecuencia y extensión lateral. Relleno de canales. Propiedades petrofísicas a escala de capa.

• •

La arquitectura de la cortina de arcilla. Grado de amalgamación.

•

Continuidad del canal.

•

Número de capas del canal.

•

Geometría del canal.


Mejorar la conectividad yacimiento – pozo: - Explotación simultanea de varios intervalos por pozo, fracturamiento hidráulico y fracturamiento ácido apuntalado, fracturamiento con CO2, microsísmica, sistemas artificiales de producción. - Pozos no convencionales: multilaterales, horizontales con fracturas múltiples, terminaciones múltiples.


Incrementar el factor de recuperación: -

-

Mantenimiento de presión. Procesos de recuperación secundaria y mejorada. Realización de pruebas piloto: inyección de agua, CO2, Aire, Huff/Puff, AlcalinosSurfactantes-Polimeros y WAG. Implementación de los procesos factibles a nivel de campo.


Optimización de las instalaciones superficiales

Estudios y líneas de Investigación de interés para ATG •Estudiar el impacto de las capas delgadas sobre los esfuerzos y propiedades mecánicas de los yacimientos para optimizar el diseño de fracturas hidráulicas •Predicción de litofacies, porosidad, y permeabilidad a partir de mediciones de registros de pozos y núcleos, por medio de IA. •Estimar la permeabilidad en pozos donde no existen núcleos a través del uso de técnicas de IA y conceptos de unidades de flujo hidráulico •Investigar métodos para determinar mineralogía (elementos diagenéticos) a partir de registros •Métodos de inteligencia artificial para acelerar el proceso de ajuste de historia de producción

Arquitectura de los canales turbidíticos.

Dentro de los parámetros geológicos que controlan la conectividad en un campo, está la arquitectura de los canales turbidíticos.

Modelo Geoestadístico de Distribución Mapas de Propiedades

Modelo Geoestadístico de Distribución Analizar la probabilidad de conectividad

Conectividad y continuidad

Caracterización estática de yacimiento con registros geofísicos y técnicas fractales Distribución de porosidad entre pozos con técnicas fractales

Caracterización dinámica con datos de producción y pruebas de presión con técnicas fractales Gastos de curvas continuas (negra y café) son mucho mayores que los gastos de yac. fractales, ó yac. con difusión más lenta (puntos) para las mismas condiciones

1.E+00

1.E-01

q wD

1.E-02

1.E-03

1.E-04

1.E-05 1.E+01

OP, reD=5x102 OP ,reD=2x103 MGN, γ=0.93, reD=5x102 MGN, γ=0.93, reD=2x103 LTA-OP (Eq. 20) LTA-MGN (Eq. 21) Euclidean, reD=5x102 Euclidean, reD=2x103 1.E+02

1.E+03

1.E+04

1.E+05 tD

1.E+06

1.E+07

1.E+08

1.E+09

Aplicaciones de Minería de Datos e Inteligencia Artificial Minería de Datos e Inteligencia Artificial comprenden un conjunto de herramientas matemáticas que poseen atributos como generalización y asociación, y que imitan la capacidad humana de pensar y razonar en términos imprecisos y no-cuantitativos. Estas herramientas son:
Redes Neuronales, las cuales pueden reconocer patrones difíciles sin un conjunto explícito de reglas
Lógica Difusa permite controlar sistemas a partir de una descripción parcial e imprecisa de su comportamiento
Algoritmos Genéticos, los cuales permitir resolver problemas de optimización complejos.

REDES NEURONALES (RN) Fracturamiento hidráulico Calidad del dato

Litología

Caracterización de yacimientos

Redes Neuronales

Inyección de aire

Perforación

Diseño de compresión Petrofísica

LÓGICA DIFUSA (LD) Recuperación mejorada Perforación

Estimulación de pozos

Interpretación de sísmica

Petrofísica Lógica Difusa Dimensión y Orientación de cuerpos geológicos

Caracterización de yacimientos Registros geofísicos

Calidad Del dato

ALGORITMOS GENÉTICOS (AG)

Inyección de gas

Caracterización de yacimientos

Registros Geofísicos

Estimulación Algoritmos Genéticos

Análisis de pruebas de presión

Inyección de aire

Geología del petróleo

Petrofísica

Fracturamiento hidráulico

Aplicaciones de Minería de Datos e Inteligencia Artificial
Estas herramientas permiten a partir de datos inciertos ó incompletos obtener soluciones aproximadas no determinísticas.
Cuando se tiene un yacimiento complejo como es el caso de Chicontepec se pueden aplicar estas herramientas: • Caracterización de yacimientos • Mejor Ubicación de pozos • Optimización de estimulaciones y fracturamientos hidráulicos

Caracterización de Yacimientos Problemas: reducir el riesgo de encontrar arenas económicamente productivas, y definir las fronteras de estas arenas como resultado de la geología tan compleja.
Resolver este problema implica generar atributos sísmicos que están físicamente relacionados con las propiedades del yacimiento y combinar estos atributos con registros de pozos para predecir las propiedades como porosidad efectiva y saturación.
Una vez que se ha derivado una relación entre los atributos y los parámetros petrofísicos, pueden extrapolarse estas características a través de un volumen sísmico. Esto permite inferir la litología, el fluido contenido, y las fronteras de las zonas productoras.

Aplicación de redes neuronales para crear un volumen de rayos gamma

Predicción de valores de rayos gamma a través de la sísmica.

Mejor Ubicación de Pozos Hay dos maneras de identificar la mejor localización del pozo: 1.

Puede utilizarse un Modelo de Yacimiento Substituto (SRM) para lograr la optimización basándose en el modelo de flujo del yacimiento y el análisis de incertidumbre.

2.

Con una visualización independiente del yacimiento basada en su producción (sin involucrar modelos de yacimientos) y utilizando una herramienta para el reconocimiento de patrones, se podrá identificar la zona más apropiada para un pozo productor o inyector, utilizando los datos como terminación del pozo, producciones históricas, y la localización del pozo.

Mejor Ubicación de Pozos


Modelos de Yacimiento Substituto (SRM) sirven para:

A.

Análisis rápido de yacimientos complejos. Determinando indicadores de comportamiento claves que controlen la producción de aceite Análisis de incertidumbres del modelo geológico. Identificando parámetros del yacimiento que son inciertos, asignándoles una función de distribución de probabilidades y produciendo una función de distribución para la producción acumulada a diferentes tiempos. Búsqueda y optimización de localización de pozos ó cualquier otro problema de optimización.

B.

C.

Optimización de Fracturamientos
Utiliza una técnica que primero identifica los pozos de alto desempeño en relación con otros del mismo campo, el cual maneja un grupo considerable de datos con el apoyo de gráficas multidimensionales.
Se analizan diferentes parámetros como: apuntalante, volumen de fluido, espesor neto, fractura apuntalada, largo, ancho, conductividad, eficiencia del fluido, etc., de un número considerable de fracturas de la zona o zonas seleccionadas en diferentes grupos. La salida es el incremento de producción posfractura
Se identifican los pozos con mejores posibilidades para un tratamiento de re-fractura, adicionalmente se pueden obtener nuevos diseños optimizados de fractura. Estos serán los criterios para decidir los candidatos de re-fractura y será de gran ayuda para el diseño de tratamientos en pozos nuevos que se encuentren en la misma zona.

Factores críticos • Heterogeneidad

y baja permeabilidad del yacimiento

• Caracterización inicial en paralelo con el desarrollo • Definición del sistema artificial de producción apropiado • Modelado del sistema yacimiento pozo e instalación • Implementación del modelo de desarrollo sostenible • Implementar de manera oportuna los procesos de recuperación secundaria y mejorada • Definir el proceso de evaluación y selección de intervalos a fracturar • Logística de materiales y equipos para la terminación de pozos • Construcción de infraestructura de producción de manera oportuna • Estrategia de bajo costo para incrementar la rentabilidad • Contar con tecnología que solucione los problemas críticos de manera oportuna • Acelerar la estrategia de intervenciones a pozos estratégicos para generar localizaciones de pozos de desarrollo 34