Criticidad y solución para el desarrollo y administración del campo Teotleco PROYECTO EOR – CACTUS SELECCIÓN DE POZO PARA PRUEBAS ESPECIALES Ing. Ismael Enrique Revisión Martínez Técnica Ramírez Villahermosa, Tab. 9 nov. 2012 Jornadas Técnicas 2012 AIPM Contenido Objetivo Introducción Campo Teotleco Conclusión Siguientes pasos Objetivo Establecer la mejor estrategia de explotación del campo Teotleco, tomando en cuenta para ello todos los parámetros críticos identificados y su correspondiente plan de mitigación de incertidumbre. Medios para alcanzar el objetivo: Ingeniería estática de yacimientos. Ingeniería básica de yacimientos. Pruebas tecnológicas Simulación numérica. Introducción Teotleco (como otros) representa hoy en día un reto técnico para la definición de su mejor estrategia de explotación. Su alto fracturamiento y su asociación a domos salinos; sin olvidar su carácter estructural (Cretácico Medio, KM) y estratigráfico (Cretácico Superior, KS), limitan la continuidad de las formaciones productoras, encontrando para ello y en conjunto por análisis dinámico, zonas compartamentalizadas que evidencian la falta de comunicación horizontalmente (KM), pero no así, en lo referente a la comunicación vertical (KS-KM). En el tren geológico (NW-SE) donde se ubican: Juspí, Teotleco y Paredón, estos dos últimos dictaminados como yacimientos de aceite volátil de alto encogimiento, evidencian la criticidad de su fluido en condiciones bajo saturadas, derivado de minúsculas variaciones en la temperatura (+/- 3°C) del yacimiento para definir, si es fase gaseosa o liquida, repercusiones en que impactan en su administración. La desviación significante en calculo del volumen original entre el estático y dinámico, promueve acciones para estudiar la recarga de HC’s al yacimiento. La presencia de bajos flujos fraccionales de agua y con tendencia a depositación de inorgánicos, propicia la perdida de los pozos en KM, lo que obliga a buscar alternativas tecnológicas para inhibir la depositación de sal. Campo Teotleco Ubicación Datos Relevantes El campo Teotleco se ubica en el municipio de Reforma, estado de Chiapas, a 41 Km al S61° 25°W de la Ciudad de Villahermosa, Tabasco. Teotleco Colindancia: al Sur con Juspí, al Paredón y al Este con Cactus. NW-SE con • Inició Producción: Mayo de 2008 • Pozos perforados: 10 • Pozos productores: 8 • Pozos cerrados: 2 • Pozos en perforación (desarrollo): 3 (2, 4 y 16) PECSG • Pozos en perforación (exploratorio): 1 (101) Producción Juspí Máxima producción Producción acumulada • Aceite: 18.7 mbpd (2012) • Aceite: 15.5 mmbbl • Gas: • Gas: 46.2 mmmpc 61.5 mmpcd (2012) Producción actual Factor de recuperación • Aceite: 18.7 bpd • Aceite: 6.1% • Gas: • Gas: 61.5 mmpcd 6.9% Campo Teotleco Características roca - fluidos Características de la roca Formaciones productoras: KS-AN, KS y KM Tipo: Naturalmente fracturado Roca: Calizas y Dolomías Porosidad: 5 % Características del fluido Tipo de fluido: aceite volátil de alto encogimiento Densidad de aceite: 42 °API RGAi: 520 m3/m3 Presión: Permeabilidad: 22 - 650 mD Inicial: Espesor neto: 70 - 100 m Saturación: 364 kg/cm2 Profundidad: 5,600 m Actual: Temperatura: 536 kg/cm2 Teotleco (42°API) 498 kg/cm2 153 °C Teotleco. Microfracturas, con epifluorescencia e impregnación por aceite pesado y ligero. Luz Natural, Objetivo:10 X Campo Teotleco Sección Sísmica Regional de campos del PECSG Plataforma Artesa Mundo Nuevo Juspí 101-A CampoTeotleco SE NW Teotleco, como muchos campos que integran el PECSG, cuencas B C A difíciles Sal asociadas a A N de desarrollar, derivado a la variación de Teotleco Sal 11.5 km en con potencial petrolífero, y Paredon PP: 5330-5345 m 5350-5385m Aceite: 2893 bd Gas: 9.58 mmpcd RGA: 590 m3/m3 PTP: 214 kg/cm2 Est: ½” ubican tectónicas salinas. Trampas IP 5165-5130 P.T 5516 md. Sal se Cactus Juspi Arroyo Zanapa Juspi -101-A B Sitio Grande Fenix Cacho Lopez C Mundo Nuevo Artesa Configuracion estructural Km en Prof. velocidades; donde un alto puede ser realmente un bajo estructural. Campo Teotleco Tomografía y descripción mineralógica, T-101 KM Fluorescencia de rayos x Semi-cuantitativa Núcleo (5,388-5,397 mts.) de roca calcárea dolomitizada con trazas de fracturas longitudinales en dos direcciones principales (abiertas). Presenta estructuras vugulares distribuidas a lo largo del fragmento. La porosidad es tanto de fractura, vugular como intergranular. Campo Teotleco Evolución del plano estructural_Origen Bloque - Nte Mapa original de configuración estructural del KM, AES – 2006. Pozo descubridor Teotleco 1 y 1001. Solo observa una falla que divide la estructura. Bloque - Sur Se define estrategia de explotación por distribución areal y tipo de reserva. El sur de la estructura es poblada por fallas (perpendiculares a la que dividen al bloque sur). Concluye exitosamente el pozo T-42 e inicia la perforación el pozo Teotleco 13. Campo Teotleco Evolución del plano estructural_Re-interpretación-APMM En 2007 el APMM caracteriza el campo y lo delimita por sal, esto propicia estrategia replantear la original de explotación, al reubicar las localizaciones fuera del área salina. El bloque norte y al norte del bloque sur se ve afectado reducción de área. por Campo Teotleco Evolución del plano estructural_Sísmica 3D En 2010 adquisición del cubo sísmico BMCh En 2011 APMM – AES, reinterpretan en tiempo Su resultado indica que la cima de la estructura se ubica al norte del Bloque sur; ofrece mayor área al limitar la sal, pero observa zona de indefinición sísmica (pegado de cubos). Replantea estrategia e inicia el desarrollo en bloque adyacente al perforar los pozo Teotleco 7 y 11. El Teotleco T-13 quedó invadido por agua salda. Campo Teotleco Evolución del plano estructural_Éxito-perforación y Conversión a profundidad En 2011 concluye con éxito la terminación de T-7 en En 2012 y con datos del T-14, se elabora modelo de KM, no así T-11 (productor en KSAN) lo que velocidad y su conversión a profundidad. Se identifica que confirma el CAAO a 5,580 mvbnm., y limita el la zona cercana a la sal es una posición baja. Se reubican desarrollo del campo al NW (se perfora T-14, 12 y los pozos T-12 y15 al sur de la estructura. Reduce área 15) al Nte. de explotación al Nte. y se replantea estrategia. Campo Teotleco Evolución del plano estructural_Modelo de velocidad a profundidad Sección sísmica N-S Seccion estructural profundidad N–S en Pozos Teotleco 1, 1001, 42 y 9 Sección sísmica NW–SE Sección estructural profundidad NW-SE. en Pozos Teotleco 14, 11 y 42 Campo Teotleco Evolución del plano estructural_Plano actual de desarrollo del KM A la fecha se han perforado 10 pozos de los cuales 2 IAS, lo que arroja un factor de éxito del 80%. La perforación de los pozos Teotleco 11 y 12, así como las reparaciones de los pozos T-1 y 1001, abrieron un potencial productivo en KS y KSAN. El volumen original volumétrico es de: 33 y 70 mmbls @ C.S. de aceite para Cretácico Medio y Superior respectivamente. Campo Teotleco Distribución de propiedades @ KM y KS-AN A nivel Cretácico Medio A nivel Cretácico Superior y Agua Nueva 0 Campo Teotleco Análisis PVT 1000 Presión (kg/cm2) TEOTLECO 1 TEOTLECO 42 Tipo de Fluido Aceite volátil 2000 Gas y Condensado Formación KM KM N2 0.70 CO2 1.10 H2S 0.00 CI 62.36 C2 9.54 C3 4.78 iC4 0.80 nC4 1.97 iC5 0.71 0.86 nC5 0.89 5000 1.18 1000 C6 1.16 1.60 100.00 DC7+ 600 PMC7+ 0.834 179.44 550 Tipo de Muestreo Py (kg/cm2) 500 Temp yac (oC) 450 Pb/Pr (kg/cm2) 153.9 364.1 0.00 62.29 9.67 4.99 4000 0.84 RPFC 22/04/08 RPFC Ty RPFC 14/05/08 Ty 22/04/2008 Ty 22/04/2008 Ty Ty 4000 PROF MUESTREO 0 0.01 0.02 14.15 6000 0.832 3000 175.34 0.07 Fondo 4000 525.53 7000 155.6 GRAD RPFC 3000 GRAD RPFC 14/05/2008 14/05/2008 4000 GRAD TEMP GRAD TEMP 22/04/2008 5000 GRAD TEMP 14/05/2008 6000 GRAD EXP 22/04/2008 GRAD TEMP 14/05/2008 5000 374.0 0.0934 0.0297 477.90 555.72 0.8222 0.8003 150 40.60 45.30 100 Schlumberger Schlumberger 3/05/08 24/12/09 50 0.06 GRAD RPFC 0.3608 Fecha GRAD RPFC 0.05 22/04/2008 GRAD RPFC 22/04/2008 0.4404 100 0.04 2000 ρo @ Pb)/ ρg @ Pr (gr/cm3) Laboratorio 0.03 GRAD TEMP 48.8 150 0.02 2000 100.00 477.9 Densidad °API 0.01 GRAD TEMP Rsb (m3/m3)/Vliq max (%) 300 Densidad @ c.e. (gr/cm3) 0.07 GRAD RPFC 1.295 7000 600 GRAD EXP 550 7000 500 450 RGA (m3/m3), RPFF (kg/cm2) 200 0.06 1000 3.547 RGA (m3/m3) 0.05 7000 0 Bob (m3/m3)/ZPr (adim) 250 0.04 Gradiente pozo (kg/cm2/m) 0 5505.8 µo @ Pb /µg @ Pr (cp) 0.03 6000 5540 350 PROF MUESTREO Gradiente pozo (kg/cm2/m) 5000 2.16 0 RPFC 14/05/08 RPFC 22/04/08 3000 5000 Profundidad nmd (mvbnm) 600 2000 1.21 3000 5723 - 5745 / 5765 - 5780 6000 400 500 Ty 5700 Intervalo disparado (mbmr) 400 RPFC 5779-5795 RGA (m3/m3), RPFF (kg/cm2) Profundidad muestreo (mD) Fondo 563.31 300 1000 Profundidad (mdbmr) 15.99 TOTAL 200 1.05 Profundidad (mdbmr) C7+ 100 0 Profundidad (mdbmr) Profundidad (mdbmr) POZO 0 RGA 400 350 RGA EXP 300 RGA 250 RGA EXP Pff Pff 200 50 0 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 Diámetro del estrangulador (pg) 0.60 0.70 0.80 Campo Teotleco Volumen original y mecanismos de empuje - 1 (Reservas) Análisis de vaciamiento Ajuste del comportamiento de presión Mecanismos de empuje 2 Método analítico Método grafico de Campbell Simulación 2 Campo Teotleco Volumen original y mecanismos de empuje - 2 Análisis de vaciamiento Ajuste del comportamiento de presión Mecanismos de empuje Método analítico Método grafico de Campbell Simulación Campo Teotleco Comportamiento dinámico Activo de producción Macuspana - Muspac 16000 Np : 15.0037 MMbbl Qo : 16881 bbl/d Qo = 17,985 bpd 16 Np = 15.01 mmb 12 12000 8 Np [MMbbl] Qo [bpd] 20000 8000 4 Dpws mensual de +/- 1 kg/cm² Qg [MMPCD] 0 60 Qg : 55.031 MMcf/d Qg = 58.2 mmpcd Gp = : 44.53 MMMcf 44.5Gpmmmpc 45 0 50 Gp [MMMPC] 4000 40 30 30 20 15 : 0.3108 MMbbl Qw =Wp0.3 mmb Qw : 353.49 bbl/d Qw = 353 bpd 0.300 600 0.225 400 0.150 200 0.075 0 10 0.000 650 Pozos Activos : 8 8 Pozos activo: 8 600 6 550 4 RGA : 580.62 m3/m3 RGA = 581 m³/m³ 2 0 2008 09 10 11 12 500 450 400 Wp [MMbbl] 800 0 0.375 RGA [m3/m3] Dpwf mensual de +/- 0.74 kg/cm² Pozos Activos Qw [bpd] 0 1000 10 Campo Teotleco Abandono de reservas en KM por incrustaciones inorgánicas Pozo Teotleco 1 Pozo Teotleco 1001 Campo Teotleco Canalización y cercanía a falla ANALISIS CURVAS DE CHAN ANALISIS CURVAS DE CHAN Pozo Teotleco 1 10 Pozo Teotleco 1001 -1 10 T-14 -1 T-1 T-11 -2 -2 10 10 T-12 10 -3 10 10 10 -6 10 -6 -7 -7 10 10 -8 -8 10 10 -9 10 -9 TEOTLECO_1001 RAA Mensual ( m3/m3 ) TEOTLECO_1 RAA Mensual ( m3/m3 ) -10 RAA Deriv ada -10 RAA Deriv ada 10 10 10 T-9 T-15 -5 -5 10 10 T-7 T-42 -4 -4 10 10 -3 T-1001 50 100 500 1000 Dias de Produccion Acumulado ( day s ) 5000 10000 10 50 100 Dias de Produccion Acumulado ( day s ) 500 1000 Campo Teotleco Prueba tecnológica para inhibir incrustaciones inorgánicas El campo electromagnético inducido en la tubería actúa sobre las partículas minerales a nivel molecular, inhibiendo la deposición de estas en las paredes de las tuberías y superficies metálicas del sistema. La señal electromagnética que es inducida por el sistema a través de la tubería permite que los cationes y aniones se mantengan separados en vibraciones y suspendidas de forma homogénea en el flujo, haciendo que estos sólidos sean acarreados con la misma producción. Gerencia de Gestión de Proyectos Tecnológicos de PEP – Weatherford - APMM Conclusión El activo deberá negociar previamente con planeación y exploración la entrega de los campos en exploración (delimitación areal y vertical), para efectos de desarrollo; así como desarrollar los campos de manera espaciada y controlada, lo que garantiza mayor certidumbre de éxito en las localizaciones propuestas. Entender el tipo de trampa sea estructural (KM), estratigráfica (KS) y/o combinadas en la explotación de las formaciones del campo Teotleco, establecerá la mejor estrategia de explotación del campo. El calculo del volumen original (VO) por balance de materia resulta ser el mas aceptable (259 mmb @ C.S.), derivado del comportamiento dinámico y productivo que presenta a la fecha el campo Teotleco. El tomar como valido el volumétrico, implica hoy, tener un factor de recuperación del 44% a nivel KM, con una producción actual de 14,000 bpd de aceite y 41 mmpcs de gas, un Fw = 1% y una RGA = 600 m³/m³ (estable); sin olvidar que la presión del yacimiento se encuentre actualmente 160 kg/cm² por encima de su presión de burbuja. Los datos de presión indican que las formaciones del KS – KM están comunicados, por lo que el volumen calculado por balance de materia aplica; si esto es cierto, y al compararlo con el dato volumétrico (KS=70 + KM=33) de 103 mmbls @ C.S. implica un factor de recuperación a la fecha de 14.5%, con una producción actual de 16,000 bpd de aceite y 51 mmpcs de gas, un Fw = 3%; una RGA = 600 m³/m³ (estable) y 4 años de explotación; este VO es cuestionable por el comportamiento indicado; sin olvidar y por estadística, que el mayor potencial se ubica en KM y no en KS. Conclusión No existe comunicación horizontal entre el bloque principal productor a nivel KM con el bloque donde se ubica T-7. El considerar su dato de presión, implica que el VO se dispare. Los factores que afectan la estimación del volumen original (volumetría) a nivel KSAN – KS - KM son: Configuración estructural; Presencia de Fallas sub-sísmicas; Cambios laterales de facies; Distribuciones de propiedades petrofísicas; así como la variación en la distribución y tipo de fracturas. Dinámicamente y bajo estas condiciones actuales de explotación se espera que la presión del yacimiento este por debajo de la presión de saturación en 2017, por lo tanto a principios de 2016 se deberá de contar con la información necesaria que reduzca la incertidumbre en el modelo Geocelular del campo, ya que el trabajar hoy con el VO, implica numericamente que los pozos actualmente en perforación y programados (no produzcan) y los actualmente en explotación se abatan o invadan en un periodo no mayor a 3 años. No es posible definir únicamente con la ecuación de estado (Teotleco 1 y 42) si el fluido del yacimiento es de aceite volátil o de gas y condensado, es necesario validar: Calidad de las muestra; Consistencia del análisis PVT y Caracterización PVTi; sea con la ecuación de estado de la muestra o muestras representativas para definir si existe un cambio composicional en sentido areal o vertical. La perdida de pozos en KM por incrustación de inorgánicos es debido a canalización de agua por fracturas cercanas a fallas. Siguientes pasos Plan de mitigación Generar un modelo de velocidades desde superficie ,usando las velocidades de procesamiento corregidos por VSP. Realizar pruebas dinámicas y su correspondiente interpretación de para detectar limites de flujo invisibles en la sísmica. Corregir registros de cementación en pozos que muestran comportamiento anormal. Estudios de inversión sísmica (acústica y/o elástica) para determinar variaciones asociadas a la litología. Estudio de facies en base a los registros de Imágenes integrado con la geología regional. Toma de núcleos para identificar el estado de las fracturas. Pruebas PLT en agujero descubierto correlacionadas con FMI para identificar la naturaleza de la roca almacén. Calibración del modelo estático con datos dinámicos. Efectuar pruebas de presión producción a nivel KSAN, KS y KM en los pozos Teotleco 7, 1001, 12. Obtener muestras y análisis PVT en los pozos Teotleco 7, 11 y 1. Aterrizar prueba tecnológica de inhibición de incrustaciones inorgánicas en el corto plazo. Analizar escenarios de inyección de agua dulce para reducir la salinidad en zona productora y como base del mantenimiento de presión.