Campo Teotleco

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.