El yacimiento de Chicontepec y su potencialidad futura

Rodolfo Camacho VelRodolfo Camacho Vel áázquezzquez

Noviembre, 2009

Gerencia de TecnologGerencia de Tecnolog íía de Explotacia de Explotaci óónnSubdirecciSubdirecci óón Tn Téécnica de Explotacicnica de Explotaci óónn

Pemex ExploraciPemex Exploraci óón y Produccin y Producci óónn

ProbadasProbablesPosibles

Volumen original 136,481 (MMBLS)Volumen original 136,481 (MMBLS)

779779

1P1P2P2P

3P3P

ProducciónAcumulada

194.8 (MMBCE)

ProducciónAcumulada

194.8 (MMBCE)

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

Aceite: 67 %Gas: 33 %

Aceite: 67 %Gas: 33 %

• Producción Actual:• Producción Actual: Aceite: 20.56 MBPDGas: 26.27 MMPCD

Aceite: 20.56 MBPDGas: 26.27 MMPCD

• Producción Acumulada:• Producción Acumulada: Aceite: 142.2 MMBGas: 241.03 MMMPC

Aceite: 142.2 MMBGas: 241.03 MMMPC

654 MMBOE (Probadas)654 MMBOE (Probadas)

9,213 MMBOE (Probable)9,213 MMBOE (Probable)

Fr (2P) =6.9 %Fr (2P) =6.9 %

8,510 MMBOE (Posible)8,510 MMBOE (Posible)

Reservas:

Antecedentes

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%).

Plan de DesarrolloProyecto ATG

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:

6

Producción acumulada de aceite a 6 meses por pozo

Problemática en la optimización de campos

Caracterización del yacimientoinsuficiente

Bajos Factores de Recuperación de reservas

Altas declinaciones de producción

Áreas no drenadas

Dificultad para mantener los niveles de producción.

Alta heterogeneidad del yacimiento

Altos costos de producción

� 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,...

Problemática

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

vertical grande

Paleocanal de Chicontepec

Yacimiento Complejo

Yacimiento Complejo

0100200300400500600700800900

10001100120013001400150016001700180019002000210022002300240025002600270028002900300031003200

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320

Temperatura (ºC)

Pre

sión

(P

SIA

)

100% Aceite10 % Gas20 % Gas30 % Gas40 % Gas50 % GasPb LaboratorioPb Envolvente P YacimientoPunto critico

Eficiencia de Recuperación y Ambientes Geológicos

Después de Tyler

20%

Chicontepec

Chicontepec Cantarell

Riesgo* 50% 0%Rentabilidad ~10.0% > 600%Pico Prod. (MB/D) 27.5 2,200Trampa Estratigráfica EstructuralÁrea (km2) 3,000 500Espesor neto (m) 40 800Permeabilidad (mD) 0.1 5,000Heterogeneidad Máxima MínimaEmpuje Gas en Solución Segregación Gravitacional

*Probabilidad que pozo resulte no económico

Plan de DesarrolloEstadísticas

Estudio Multidisciplinario Integrado

Datos registros y nDatos registros y núúcleoscleos(petrof(petrofíísicos, facies, sicos, facies, marcadores, marcadores, ……))

Caracterización de Yacimientos(Modelo Geoestad(Modelo Geoestadíístico)stico)

Simulación (Modelo Din(Modelo Dináámico) mico)

PVTPVT

Escala.Escala.

Datos Datos de de presipresióónn

Datos de Datos de ProducciProduccióón n

LocalizaciLocalizacióón de n de pozos productorespozos productorese inyectores e inyectores

SSíísmicos 3D smicos 3D (arquitectura, (arquitectura, atributos, ...)atributos, ...)

Escalamiento

IntegraciIntegracióón n Multiescala Multiescala

GeologGeologííaa(estratigraf(estratigrafíía, facies, a, facies, diagdiagéénesis, nesis, ……))

Desarrollo Desarrollo del campodel 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, Alcalinos-Surfactantes-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

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

Arquitectura de los canales turbidíticos.

Modelo Geoestadístico de DistribuciónMapas de Propiedades

Conectividad y continuidad

Modelo Geoestadístico de Distribución

Analizar la probabilidad de conectividad

Caracterización estática de yacimiento con registro s geofísicos y técnicas fractales

Distribución de porosidad entre pozos contécnicasfractales

1.E-05

1.E-04

1.E-03

1.E-02

1.E-01

1.E+00

1.E+01 1.E+02 1.E+03 1.E+04 1.E+05 1.E+06 1.E+07 1.E+08 1.E+09

tD

qw

D

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

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. condifusión más lenta (puntos) para las mismas condici ones

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.

Aplicaciones de Minería de Datos e Inteligencia Artificial

Fracturamientohidráulico

Calidaddel

dato

Perforación

Diseño decompresión

Petrofísica

Inyección de

aire

Caracterización de

yacimientos

Litología

RedesNeuronales

REDES NEURONALES (RN)

Perforación

Petrofísica

Dimensión yOrientaciónde cuerposgeológicos

Registrosgeofísicos

CalidadDel

dato

Caracterizaciónde

yacimientos

Interpretaciónde

sísmica

Estimulaciónde

pozos

Recuperaciónmejorada

LógicaDifusa

LÓGICA DIFUSA (LD)

Inyeccióndegas

Estimulación

Geologíadel

petróleo

Petrofísica Fracturamientohidráulico

Inyecciónde

aire

Análisis depruebas de

presión

RegistrosGeofísicos

Caracterizaciónde

yacimientos

AlgoritmosGenéticos

ALGORITMOS GENÉTICOS (AG)

� Estas herramientas permiten a partir de datos inciertos ó incompletos obtener soluciones aproximadas no determinísticas.

� Cuando se tiene un yacimiento complejocomo es el caso de Chicontepec se pueden aplicar estas herramientas:• Caracterización de yacimientos• Mejor Ubicación de pozos • Optimización de estimulaciones y

fracturamientos hidráulicos

Aplicaciones de Minería de Datos e Inteligencia Artificial

Caracterización de YacimientosProblemas: 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 PozosHay 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

B. 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.

C. Búsqueda y optimización de localización de pozos ócualquier otro problema de optimización.

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 pos-fractura

� 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.

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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