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Órgano de Divulgación Técnica e Información de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C.

Vol. 54 No. 5 MAYO DE 2014www.aipmac.org.mx/web/revista

Foto de portada:Salina Cruz, Oaxaca, México.

Editorial

Play hipotético pre-sal en aguas profundas del Golfo de MéxicoIng. Lino Rosendo Miranda PeraltaAlejandro Cárdenas AlvaradoRodrigo Maldonado VillalónEnrique Reyes TovarJosé Ruiz MoralesCarlos Williams Rojas

Uso de monitoreo microsísmico para optimizar fracturamientos hidráulicos en ChicontepecIng. Guillermo GutiérrezIng. Juan G. GarcíaIng. Eber MedinaIng. MBA. Javier Salguero

Aplicación de imágenes de pozo para caracterizar litofacies prospectivas en pozos de aguas profundasIng. Monserrat Estopier VeraIng. Javier Contreras,Ing. Leonardo Enrique AguileraFrancisco EspitiaPedro Aviña Toledano

Perforación exitosa del pozo Terra 11 horizontal en yacimientos mesozoicos de baja permeabilidadIng. Aly Giovanni Morán GarcíaM. en I. Agustín Moreno RosasIng. Guadalupe Rodríguez García

IsoMetrix; Isometrically sampled towed-streamer marine seismic dataTim BuntingPete Watterson Massimiliano Vassallo

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PetroleraIngeniería

Contenido

INGENIERÍA PETROLERA.- Publicación mensual de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C., Av. Melchor Ocampo 193 Torre “A“ Piso 12. Col. Verónica Anzures C.P. 11300, México D.F., Tels: 5260 2244 y 5260 7458. Solicitada la Autorización como Correspondencia de Segunda Clase de Administración de Correos núm. 1 de México D.F. Distribuido por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Publicación editada e impresa por 4AM FOR ADVERTISING AND MARKETING S.A. DE C.V., Enrique J. Palacios No. 108, Col. Prado Ermita, C.P. 03590, Del. Benito Juárez, México D.F., Tels: 5601 7571 y 55 3211 6077. Edición: 1000 ejemplares. Certificado de licitud de título núm. 8336 y Certificado de licitud contenido núm. 5866 ante la Comisión Calificadora de Publicaciones y Revistas Ilustradas. Certificado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo núm. 003322 ante la Dirección General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia debe dirigirse a la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTÍCULOS TÉCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR. ISSN 0185-3899. Revista Indizada en LATINDEX y PERIÓDICA.

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Directiva Nacional 2012-2014

Presidente MI. José Ángel Gómez Cabrera

Tesorero Ing. Jesús A. Mora Moreno

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César Treviño TreviñoUNAM

Jaime Urrutia FucugauchiUNAM

Surendra Pal Verma JaiswalUNAM

Robert A. WattenbargerTexas A&M University

Lic. Eva Myriam Soroa ZaragozaConsultora Editorial*

Lic. Franco VázquezAsistencia técnica

*Asesoría durante el proceso de revitalización de la revista Ingeniería Petrolera

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EditorialMucho se ha escrito acerca de cómo y por qué se construyeron las pirámides, tanto en Egipto como en México. Sin pretender responder todas las preguntas relevantes, un grupo de científicos del Reino de los Países Bajos cree haber descubierto el método que utilizaron los trabajadores en Guiza para levantar las grandes pirámides egipcias.

La Gran Pirámide de Guiza es la más antigua de las Siete maravillas del mundo y la única que aún perdura, además de ser la mayor de las pirámides de Egipto. Fue ordenada construir por el faraón de la cuarta dinastía del Antiguo Egipto, Keops. El arquitecto de dicha obra fue Hemiunu. La fecha estimada de terminación de la Gran Pirámide es alrededor del año 2570 a. C.

Fue construida con unos 2,300,000 bloques de piedra, cuyo peso medio es dos toneladas y media, aunque algunos llegan a pesar 70. Estaba recubierta con cerca de 27,000 bloques de piedra caliza blanca, pulidos, de varias toneladas cada uno. Mantuvo ese aspecto hasta principios del siglo XIV, cuando un sismo desprendió parte del revestimiento. Posteriormente, los turcos otomanos utilizaron dicho revestimiento en la construcción de diversas edificaciones en El Cairo.

¿Por qué construyeron los egipcios pirámides como tumbas? Probablemente porque esa forma es característica de la religión solar de los faraones, en la que Ra –dios del Sol– era el padre de todos los faraones y se había creado a sí mismo un montículo en forma de pirámide en la Tierra. Esa pirámide simboliza los rayos del sol. Las pirámides se solían colocar en el lado occidental del Nilo, porque el alma del faraón debía encontrarse con el disco solar antes de su descenso.

De acuerdo con el artículo publicado a principios de mayo en el sitio de ciencia de BBC Mundo, las pirámides fueron construidas hace miles de años, cuando no había excavadoras ni grúas, por lo que siguen maravillando al mundo –y a la ciencia– debido al enorme esfuerzo e ingenio desplegado en su construcción. Para elevar las imponentes pirámides los egipcios tuvieron que trasladar gigantescos bloques de piedra y estatuas de toneladas de peso por el desierto, y para ello utilizaron grandes trineos de madera. El enorme operativo que debieron desplegar habla del gran conocimiento técnico y organizativo de esta civilización, que empleó métodos, por demás simples.

Lo que acaban de descubrir los expertos en física de la Fundación para la Investigación Fundamental sobre la Materia (FOM) y los de la Universidad de Ámsterdam, es que usaban un truco simple y efectivo para facilitar el paso de los pesados trineos de madera cargados con piedras: humedecer la arena por la que se deslizaban.

Al usar la cantidad adecuada de agua, dicen los científicos, eran capaces de reducir a la mitad el número de obreros necesarios para arrastrar los trineos. “Demostramos, en forma experimental, que la fricción deslizante sobre arena se reduce enormemente al añadir un poco –pero no mucho– de agua”, dice el estudio cuyo equipo lideró el profesor Daniel Bonn y sus resultados los publica la revista especializada Physical Review Letters.

Quienes han construido castillos de arena en la playa podrán entender fácilmente lo que plantean los científicos: es prácticamente imposible mantener la forma con un montón de arena seca, y es igualmente difícil hacerlo cuando la arena está demasiado empapada. La clave está en la cantidad justa de humedad.

Los investigadores sostienen que para facilitar la tracción de los pesados trineos por el desierto, lo más probable es que los egipcios hicieran justamente eso, mojar la arena frente al trineo. Según han demostrado sus experimentos, la humedad justa de la arena reduce a la mitad la fuerza necesaria para empujar un objeto.

Dado que sobre la arena húmeda el peso se desliza mejor, crearon en el laboratorio una versión del trineo egipcio y lo colocaron sobre una superficie de arena. Allí determinaron la fuerza requerida y la firmeza de la arena de acuerdo con la cantidad de agua presente. Para

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medir la firmeza utilizaron un reómetro, instrumento de laboratorio que se emplea para observar cómo fluye un líquido o una mezcla bajo la acción de fuerzas externas. Con él constataron que la fuerza necesaria para mover el trineo disminuía de manera proporcional a la firmeza de la arena.

La razón es que cuando se agrega agua a la arena surgen los llamados puentes capilares, pequeñas gotitas de agua que unen a los granos entre sí. En presencia de la cantidad correcta de agua, la arena húmeda del desierto es alrededor de dos veces más firme que la arena seca, de acuerdo con los físicos de los Países Bajos. Por lo tanto, un trineo se desliza con mucha más facilidad sobre arena firme, simplemente porque ésta no se acumula delante del vehículo como lo hace la arena seca.

De acuerdo con los científicos holandeses, los constructores egipcios conocían este útil truco, y como prueba señalan la pintura en una de las paredes de la tumba de Djehutihotep, jefe de una región del Alto Egipto durante los reinados de Amenemhat II, Sesostris II y Sesostris III (1914-1852 a.C.), que muestra claramente a una persona parada en la parte delantera de un trineo arrojando agua sobre la arena.

Además de revelar algo más sobre la destreza de aquella fascinante y antigua civilización, estos resultados también son interesantes por sus potenciales aplicaciones modernas, aseguran los autores. En realidad, aún no se comprende del todo el comportamiento físico de los materiales granulares como la arena, los que, sin embargo, son muy comunes. El asfalto, el hormigón y el carbón son otros ejemplos. Los científicos creen que este descubrimiento puede ser útil para optimizar el transporte y el procesamiento de material granular, que actualmente representa alrededor de 10% del consumo de energía en el mundo.

Para su época, las pirámides muestran el gran conocimiento de los técnicos egipcios y su capacidad de organización para construir dichos monumentos con medios tan simples. No se sabe con certeza cómo se construyeron las pirámides, pues no hay documentos que lo describan. Se cree que utilizaron piedra escuadrada, piedra sin tallar, adobe y varias técnicas en la construcción de sus núcleos: apilamiento de bloques, muros resistentes que conforman espacios rellenos, etc.

La hipótesis más aceptada es que primero aplanaban el terreno rocoso y excavaban canales para inundarlos de agua y así poder marcar líneas de nivel con las que preparaban la superficie horizontal. Posteriormente, rellenaban los surcos. A continuación excavaban la cámara subterránea y comenzaban la edificación. La mayoría de los bloques de piedra eran cortados en canteras próximas al lugar de construcción. Otros, se transportaban desde las canteras del sur con ayuda de gigantescas barcazas. Los bloques se colocaban sobre trineos y se arrastraban hasta su emplazamiento definitivo.

Se cita que a Herodoto le relataron que los egipcios comenzaban con la construcción de una serie de gradas. Después subían los bloques desde el suelo a la primera grada, luego a la segunda, y así sucesivamente. Este método, sin rampas, es el modo más lógico para construir y fue utilizado por griegos, romanos, maestros de obras medievales, etc.

Otra posibilidad es que la construcción se realizara formando una gran rampa de arena que aumentaba de altura y ancho según crecía la pirámide. Esta rampa incrementada presenta, entre otras, la dificultad de ampliar la rampa, además del enorme volumen de ésta, superior incluso al de la pirámide, sin contar el trabajo requerido para montarla y desmontarla.

Finalmente, se piensa que pudieron haber utilizado rampas múltiples; de esa manera, levantaban las piedras sobre cada rampa para acceder al siguiente nivel. De haber sido así, los arquitectos habrían tenido que resolver, entre otras, la dificultad que supone colocar los últimos bloques de cada nivel.

Fraternidad y Superación

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Play hipotético pre-sal en aguas profundas del Golfo de México

Ing. Lino Rosendo Miranda PeraltaAlejandro Cárdenas AlvaradoRodrigo Maldonado Villalón

Enrique Reyes TovarJosé Ruiz Morales

Carlos Williams RojasPemex

Información del artículo: recibido: enero de 2013-aceptado: mayo de 2014

Resumen

Con la campaña de adquisición sísmica 2GM2D en aguas profundas del Golfo de México, se identifica una secuencia sedimentaria pre-salina que puede constituir un play hipotético prospectivo en la búsqueda de hidrocarburos.

El paquete sedimentario pre-salino tiene una extensión amplia; bordea la plataforma continental del Bloque Yucatán al oeste y norte. Se encuentra entre el nivel base de sal, del Calloviano y las rocas cristalinas de basamento; la edad puede ser del Jurásico Medio-Triásico y aún Paleozoico.

La reconstrucción tectónica antes de la apertura del Golfo, ubica al Bloque Yucatán al sur de la franja Apalachiana Marathon-Ouachita del Paleozoico Superior. El alineamiento resultante conlleva a buscar rocas análogas en el sureste de Estados Unidos y al oriente de México, por debajo de la cubierta sedimentaria cenozoica.

Los terrenos tectono-estratigráficos en México y EUA muestran una imagen del mosaico de bloques que conforman la región, entre ellos Yucatán. Adicionalmente, con la integración de la información de gravimetría y magnetometría se busca caracterizar la cuenca y el sistema petrolero.

La secuencia pre-sal puede conceptualizarse como play, de la misma forma que en el Oeste de África y en Brasil, donde la secuencia pre-sal es del Cretácico Inferior.

Esta área de interés podría convertirse en una provincia geológica prospectiva, con gran potencial petrolero y en el futuro podría probarse el concepto del play pre-sal, con un pozo de sondeo estratigráfico, que contribuya con el objetivo de evaluar el potencial petrolero en aguas profundas del Golfo de México.

Palabras clave: Play presal, aguas profundas, Golfo de México.

Artículo arbitrado


Ing. Lino Rosendo Miranda Peralta, Alejandro Cárdenas Alvarado, Rodrigo Maldonado VillalónEnrique Reyes Tovar, José Ruiz Morales, Carlos Williams Rojas

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Pre-salt hipothetical play in deepwater Gulf of Mexico

Abstract

A pre-salt sequence was identified by Pemex with a recent 2D seismic acquisition campaign in deepwater Gulf of Mexico. This sequence can constitute a new hypothetical prospective play in search for hydrocarbons.

The pre-salt sedimentary package is wide spread and borders the northern and western sides of the Yucatan block. It is lying between the base level of Jurassic salt and crystalline basement rocks. The range in age can be of middle Jurassic to Triassic and even Paleozoic.

Two seismic facies were identified, they are separated by an angular unconformity and both suggest a marine and transitional origin that could contain source and reservoir rocks.

We focus on tectonic reconstruction before the opening of the Gulf of Mexico; when Yucatan block was located in the south of the Appalachian Marathon-Ouachita belt of Late Paleozoic, in order to understand its origin and geological characteristics. The tectonostratigraphic terranes in Mexico and the USA show a mosaic blocks forming this region, where Yucatan block is located.

The hypothetical play can be regarded as pre-salt play as has happened in similar conditions at West Africa and Brazil.

This area of interest could become a prospective geological province with great hydrocarbon potential where 3D seismic and more detailed study could be necessary: play and prospect studies, petroleum systems modeling have to be done to propose a wildcat to test this play.

Keywords: Pre-salt, deepwater, Gulf of Mexico.

Introducción

A partir de 2010 Pemex efectuó una campaña de adquisición sísmica 2D en la parte oriental del Golfo de México, para realizar los estudios exploratorios necesarios que permitieran identificar los recursos prospectivos del área y que contribuyan a evaluar el potencial petrolero en aguas profundas.

Esta amplia región del territorio mexicano es un área frontera que se encuentra en su fase inicial de evaluación del potencial. Las etapas siguientes del proceso exploratorio, de incorporación de reservas, de caracterización inicial y delimitación de yacimientos, ya se están cumpliendo con los pozos exploratorios paramétricos productores en objetivos terciarios, con la finalidad de reducir el tiempo del ciclo exploración-producción.

Aquí se tratarán las actividades de evaluación del potencial enfocadas en la secuencia sedimentaria pre-salina, para definir el marco geológico regional, el tipo de cuenca, el funcionamiento del sistema petrolero, la identificación de áreas de oportunidad y la propuesta de una estrategia para continuar.

Marco geológico regional

Información sísmica, de gravimetría y magnetometría.

La información consiste de más de 15,700 km lineales de sísmica 2D de buena calidad, que cubren una extensión de 237,000 km2, Figura 1.


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Figura 1. Mapa de ubicación del área de estudio.

El levantamiento sísmico GM2D tuvo una longitud de cable de 12 km y 13 segundos de grabación, obteniéndose una imagen de buena calidad. Al mismo tiempo se obtuvo información de gravimetría y magnetometría, que se integró a los modelos regionales del Golfo de México.

El paquete sedimentario pre-salino tiene una extensión amplia, bordea la plataforma continental del Bloque

Yucatán al oeste y norte; en este lado tiene una longitud de más de 700 km. Se encuentra por abajo del nivel base de la sal, del Jurásico Superior Calloviano y por encima de las rocas cristalinas del basamento; su aspecto es estratificado, sugiriendo una progradación del margen de la cuenca. Su espesor es considerable y llega a tener más de 5,000 m. La edad de esta secuencia sedimentaria puede ser del Jurásico Medio-Triásico, e inclusive Paleozoico, Figura 2.




La secuencia pre-sal se encuentra en un mínimo gravimétrico en el mapa de anomalía de Bouguer, lo cual puede ser el resultado en el incremento del espesor de la columna sedimentaria, debido a la secuencia pre-salina. Al norte y oeste la limita un máximo gravimétrico que comúnmente se ha identificado como el límite de la corteza oceánica-continental. En el mapa de reducción al polo la secuencia pre-sal está sobre una anomalía magnética negativa, que bordea al bloque Yucatán, donde las anomalías magnéticas tienen orientación contrastante.

En el modelo de densidad obtenido se muestran los valores asignados a la columna sedimentaria del Terciario, Mesozoico y por debajo del nivel base de la sal, la secuencia pre-salina, Figura 3. Aquí se aprecia la forma en que la secuencia pre-salina tiene un valor de 2.6 gr/cc; se acuña entre las rocas de la corteza y la base de la columna sedimentaria del Jurásico.

Figura 2. Muestra la distribución de la secuencia pre-sal, su posición estratigráfica y el aspecto sísmico de sus horizontes estratificados.

Figura 3. En el perfil de densidad se muestran los valores asignados a las diferentes rocas de la columna sedimentaria, de la corteza y del manto superior.



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Con la información sísmica y de métodos potenciales se construyó un modelo inicial en profundidad, el cual se propuso a partir de la base de la corteza o discontinuidad de Mohorovicic, tomando como base el modelo de Airy-Heiskanen. La cima del basamento magnético se calculó

de los datos de intensidad magnética total. Esta superficie es la base de la columna sedimentaria representada en la imagen sísmica, donde también se representan la base de la sal autóctona y la cima del Cretácico, Figura 4.

Figura 4. Modelo inicial en profundidad de la discontinuidad de Mohorovicic, cima del basamento magnético (A) y sección sísmica representando estas superficies y el nivel base de la sal y la cima

del Cretácico (B).

La profundidad del basamento magnético en esta porción de aguas profundas va de 10 a 16 km, presenta altos estructurales que bordean al bloque de Yucatán. La superficie de la discontinuidad de Mohorovicic se distribuye de una forma regular, profundizándose desde 17 km al norte y oeste hacia el bloque Yucatán, donde alcanza profundidades de 30 km.

De esta forma se construyen perfiles de la corteza que permiten establecer los tipos de basamento, de cuenca y sus límites; parámetros que se usan en el modelado geológico-geoquímico del sistema petrolero.

Marco estratigráfico

Al sur de la provincia salina en mar y tierra ha sido posible detectar imágenes sísmicas de secuencias sedimentarias por debajo del nivel base de la sal; en la primera de ellas, la interpretación de facies sísmicas indica ambientes sedimentarios fluviales, transicionales y marinos (IMP, 2008).

La presencia de la secuencia pre-sal es de una extensión regional en el mar y en tierra hay afloramientos y pozos perforados que señalan rocas sedimentarias en la misma posición estratigráfica, entre el Jurásico Medio y sobre el basamento magnético cristalino.




En el centro de México, en el área de Huayacocotla, Ver., sobre el basamento cristalino conocido como Gneis Huiznopala, se depositaron rocas sedimentarias marinas de la Formación Guacamaya del Paleozoico Superior; enseguida se encuentran rocas aluviales de la Formación Huizachal del Triásico Superior y rocas de ambiente marino somero y continental de la Formación Huayacocotla del Jurásico Inferior, Figura 5. (SGM, 1997).

En el sur de México, en la Sierra de Chiapas, sobre el complejo metamórfico Sepultura se encuentran meta sedimentos de la Formación Chacus del Paleozoico Superior Carbonífero y carbonatos marinos someros del Pérmico, por encima lechos rojos de la Formación Todos Santos del Jurásico Inferior. Algunos pozos perforados en tierra han penetrado por debajo de las rocas del Jurásico Medio y han cortado

parte de estas columnas mencionadas en los afloramientos de superficie, como los pozos San Javier-1 y Metate-1 en el norte y Raudales-1 en el sur, entre otros.

Estas son las rocas que esperaríamos encontrar para la secuencia pre-sal en aguas profundas, con sus variaciones laterales de facies y de espesor. La diferencia entre la base y cima y base de los horizontes sísmicos interpretados, nos indica el comportamiento de su espesor con la formación de varios depocentros en donde llega a alcanzar hasta 6000 m, Figura 5. Y estaría constituida en la base por rocas del Paleozoico (clásticos profundos y carbonatos someros) de una etapa anterior al rift y del Triásico-Jurásico (capas rojas con influencia lagunar y marina) como resultado del evento tectónico sedimentario de rift, hacia la parte superior.

Figura 5. Marco geológico regional con afloramientos, pozos y evidencia sísmica de las rocas con posición estratigráfica similar a la secuencia pre-sal.

El conjunto de datos que se conocen de las localidades del Triásico-Jurásico y del Paleozoico en México, más la evidencia sísmica obtenida en aguas profundas de la secuencia pre-sal nos conducen a observar la reconstrucción paleo-geográfica del área para estos periodos de tiempo. Aquí se plantea el escenario de la secuencia rift del Triásico-Jurásico.

La reconstrucción paleo-geográfica de la región en Jurásico Inferior, antes de la apertura del Golfo de México, ubica al

Bloque Yucatán al sur de la franja Apalachiana Marathon-Ouachita del Paleozoico Superior, el borde del Cratón de Norteamérica. El alineamiento resultante nos lleva a buscar rocas análogas en el sureste de Estados Unidos y al oriente de México, por debajo de la cubierta sedimentaria cenozoica, Figura 6.

En el este de Norteamérica se depositaron rocas del Grupo Newark, hacia la porción de Luisiana y Texas se depositaron



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las rocas de la formación Eagle Mills. En el norte de México se depositaron las rocas de la Formación Huizachal y de la formación y de la Formación Todos Santos en el Sur. Estas rocas son depósitos fluviales de tipo rift, con influencia lacustre y con incursiones marinas. Este alineamiento de

depósitos es el antecedente tectónico sedimentario de la apertura del Margen Atlántico y del Golfo de México, el cual fue propicio para la creación de rocas almacén, sello y generadora en este tiempo.

Figura 6. Reconstrucción paleo-geográfica del Triásico Superior- Jurásico Inferior y la posición de la secuencia pre-sal.

Sistema petrolero

Con las consideraciones del marco geológico regional y la reconstrucción paleo geográfica del Triásico-Jurásico para la secuencia pre-sal, se estableció un escenario posible para el tipo de roca, edad, espesor y profundidad. Con base en esta información se realizó un modelado geológico-geoquímico de un sistema petrolero especulativo.

Por ahora la evidencia de los elementos del sistema petrolero en aguas profundas del Golfo de México proviene

de la información sísmica, y los datos de la roca generadora han sido tomados de las muestras de afloramientos y pozos del este de Norteamérica, (Olsen, 1997).

En este modelado se consideró la información de COT 3% (carbono orgánico total) del Grupo Newark y una mezcla de Kerógeno de tipo II y III, para una roca generadora de ambiente carbonatado y lacustre con influencia de materia orgánica continental, Figura 7.




Figura 7. Modelado geológico-geoquímico del sistema petrolero especulativo del Triásico Superior- Jurásico Inferior.

La historia térmica empleada en el modelado es un flujo de calor para una cuenca de tipo rift, donde los valores alcanzan un nivel máximo en la etapa de adelgazamiento o apertura, y decrecen en la etapa de subsidencia térmica durante el desarrollo del margen pasivo, donde el flujo de calor tiende a estabilizarse hasta la época actual.

Las regiones modeladas son de corteza oceánica, transicional y continental, en donde el flujo de calor varía en intensidad de acuerdo al espesor y composición de la corteza.

Se usó la madurez por relación de transformación de la materia orgánica en hidrocarburos (TR) para realizar el pronóstico de distribución del tipo de hidrocarburos. Para la roca generadora pre-salina, la generación de hidrocarburos empieza en el Jurásico Tardío, aunque hay zonas donde se presenta un poco antes y otras con baja madurez donde no ha iniciado esta generación.

El resultado de la simulación se muestra en el mapa de relación de transformación (TR) Figura 7-C; que indica la presencia de gas para la mayor parte del área y aceite en menor proporción. Es de interés entonces, observar el tipo de trampas que pueden estar captando la migración de hidrocarburos desde la roca generadora pre-salina.

El tipo de trampas que se han identificado para contener los hidrocarburos generados en el sistema petrolero pre-salino son de tipo estructural y estratigráfico. El primero está relacionado con estructuras falladas en bloques relacionados con altos de basamento, Figura 8-A. La roca almacén puede estar constituida por arenas aluviales, fluviales y rocas carbonatadas someras.

En el segundo caso, las trampas estratigráficas están asociadas a los acuñamientos de los estratos contra el basamento y contra la base de la sal; la roca almacén es similar a como se muestra en la Figura 8-B. La migración de los hidrocarburos está determinada por el echado regional de la secuencia, en general elevándose hacia el sur; a donde migran los hidrocarburos hasta acuñarse contra el basamento y/o sal; o bien tomando las rutas trazadas por las fallas de los bloques en los altos de basamento, desarrollados en la etapa rift de la cuenca.

El modelado del sistema petrolero de carácter especulativo pre-salino permite inferir la presencia de hidrocarburos con zonas de gas y aceite, donde la migración y entrampamiento del hidrocarburo delinean áreas de interés.



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Figura 8. Tipo de oportunidades que se han visualizado en la secuencia pre-salina.

Próximos pasos

Las áreas de interés identificadas en el sistema petrolero pre-salino, marcan el camino para continuar con la actividad exploratoria de evaluación de los recursos prospectivos en aguas profundas del Golfo de México. La estrategia exploratoria es conjunta, e integra la visión y conocimiento que se tiene de los plays Terciario y Mesozoico en esta misma región.

Con este criterio se seleccionó una zona para adquirir sísmica 3D, actualmente en desarrollo, Figura 9. Los objetivos para la secuencia pre-sal en la fase siguiente del proceso exploratorio son:

• Mejorar la imagen sísmica para detallar el control estructural de los horizontes, de las facies sísmicas y un refinamiento de la estratigrafía del área.

• Consolidar el concepto de play y sistema petrolero usando mallas de modelado más cerradas en las simulaciones de nuevos escenarios, que conduzcan a identificar la presencia y eficacia de los elementos de

un sistema petrolero activo: roca generadora, roca almacenadora, trampa, roca sello y sincronización adecuada entre generación, migración y entrampamiento de hidrocarburos.

• Realizar una campaña de identificación y registro de las oportunidades exploratorias, clasificando su tipo de trampa, tipo de hidrocarburo esperado y tirante de agua. Estos criterios facilitarán la jerarquización de las oportunidades y la identificación de las áreas de interés, para continuar con la estrategia exploratoria.

• Estimar los recursos prospectivos del play hipotético pre-sal y proponer un pozo de sondeo estratigráfico, que pueda combinar los objetivos terciarios y/o mesozoicos y probar el concepto de play pre-sal, contribuyendo con la tarea de evaluar los recursos prospectivos en aguas profundas del Golfo de México.

• El play es de interés, ya que podría abrir una provincia geológica prospectiva con gran potencial petrolero.




Figura 9. Área de interés identificada para toma de la sísmica 3D, detallar el concepto de play pre-sal, en una estrategia exploratoria conjunta para el Terciario y Mesozoico.

Conclusiones

Hay más de cinco mil metros de secuencia pre-sal sobre yaciendo al basamento magnético, en el borde norte y oeste del bloque Yucatán. La edad de estas rocas sedimentarias varía del Jurásico Inferior al Paleozoico. El marco geológico regional y las facies sísmicas sugieren sedimentos de origen aluvial, fluvial, lacustre y marino. Con la presencia de rocas generadoras de ambiente lacustre y roca almacén de arenas y carbonatos someros.

El modelado del sistema petrolero especulativo indica la presencia de gas y aceite que ha podido migrar a trampas de tipo estratigráfico y estructural, dentro de la secuencia pre-sal.

Se identificó una zona de interés para adquirir sísmica 3D, en conjunto con la estrategia exploratoria para evaluar los plays del Terciario, Mesozoico y pre-sal.

El desarrollo del concepto de play pre-sal contribuye con el objetivo de evaluar el potencial petrolero en aguas profundas del Golfo de México.

Agradecimientos

Agradecemos a las autoridades de la Subdirección de Exploración por permitir la publicación de este trabajo. También reconocemos la participación de Carlos Lora de la Fuente, Francisco Olivares Pérez y José Vázquez Hernández en la interpretación sísmica de las diferentes áreas; a Christian Martínez López en la construcción del modelado geoquímico y a Humberto Torres Sastre por sus comentarios y sugerencias.

Referencias

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Servicio Geológico Mexicano. 2005. Carta Geológico-Minera: Tuxtla Gutiérrez E15-11, 1:250,000. Servicio Geológico Mexicano, Pachuca, Hidalgo. http://mapserver.sgm.gob.mx/cartas_impresas/productos/cartas/cartas250/geologia/pdf/107_E15-11_GM.pdf (descargado el 15 de enero de 2013).

Semblanza

Ing. Lino Rosendo Miranda Peralta

Geólogo por el Instituto Politécnico Nacional, 1982 y realizó estudios de Maestría en Recursos Energéticos del Subsuelo, en la UNAM en 1992.

En 1984 Inició su actividad laboral en Pemex en la Región Sur, y desde 2009 en el Activo de Exploración Aguas Profundas Sur, en la Coordinación de Modelado Geológico Regional.

Se ha desempeñado en las actividades a lo largo de la cadena de valor del proceso exploratorio, en la adquisición de información geológica de superficie y de subsuelo, en la de integración geológica y geofísica regional y en interpretación integral para la generación de localizaciones exploratorias y de desarrollo.

Ha presentado trabajos en congresos nacionales e internacionales.

Pertenece a la Red de Expertos de Sedimentología y Estratigrafía y a la Red Integradora de Interpretación Geológica y Geofísica.

Es miembro de la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros y de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México.

Ingeniería Petrolera | 267VOL. 54 No. No. 5, MAYO 2014 · ISSN 0185-3899

Uso de monitoreo microsísmico para optimizar fracturamientos hidráulicos en Chicontepec

Ing. Guillermo Gutiérrez Pemex

Ing. Juan G. GarcíaPinnacle-a Halliburton Service

Ing. Eber MedinaHalliburton

Ing. MBA. Javier SalgueroCBM

Información del artículo: recibido: enero de 2013-aceptado: mayo de 2014

Resumen

Entender el comportamiento de las fracturas hidráulicas generadas en la cuenca de Chicontepec se ha convertido en un reto a superar. Mediante el conocimiento de la geometría de fractura hidráulica se pretende optimizar la explotación de los campos que integran la cuenca para maximizar la producción al mismo tiempo que se disminuyen los costos. Una de las primeras acciones que se deben emprender cuando se pretende reducir costos en cualquier operación es entender su comportamiento. Mediante el monitoreo con microsísmica de las fracturas hidráulicas se han podido conocer los parámetros del tratamiento, así como del yacimiento que rigen el desarrollo y crecimiento de las fracturas. El objetivo principal de este trabajo es mostrar los resultados obtenidos en varias operaciones de monitoreo microsísmico en Chicontepec, y como se han utilizado los mismos para re-definir los tratamientos.

A partir de esta técnica de diagnóstico se ha podido recolectar información acerca de la geometría y azimut de la fractura. Además, se ha podido correlacionar el comportamiento del fracturamiento con el tratamiento mismo, al tener la capacidad de comparar el comportamiento de los eventos microsísmicos cuando suceden durante el tratamiento.

Palabras clave: Monitoreo microsísmico, fracturamientos hidráulicos, Chicontepec.

Use of microseismic monitoring to optimize hydralic fracturing treatments in Chicontepec región

Abstract

Understanding hydralic fracture behavior in the Chicontepec región in Mexico has been difficult. Knowing the geometry of hydraulically generated fractures can help operators optimize field management, resulting in more production and reduced costs. Using microseismic monitoring, it is posible to determine some of the parameters that díctate where and how the fractures will be created.

The main objective of this paper is to show some of the results obtained from various microseismic operations in the Chicontepec region and how they were used to redefine process.

Artículo arbitrado


Uso de monitoreo microsísmico para optimizar fracturamientos hidráulicos en Chicontepec, p.p.267-281

VOL. 54 No. 5, MAYO 2014 · ISSN 0185-3899

From these mapping jobs, information about fracture geometry and azimuth was collected; furthermore, information that correlated hydraulic fracture treatment behavior with microseismic response was available, allowing understanding of the fractures behaved as the treatment progressed.

Key words: Microseismic monitoring, hydralic fracturing, Chicontepec.

Introducción

El Paleocanal de Chicontepec es considerado un yacimiento turbidítico de baja permeabilidad de aceite, en el cual numerosas tecnologías de vanguardia de terminación han sido implementadas para incrementar la producción y mejorar el factor de recuperación de hidrocarburos. El proceso ha abarcado desde la construcción de pozos verticales terminados con una o varias fracturas hidráulicas apuntaladas hasta pozos horizontales multifracturados como técnicas como tapón – disparo, hidrajeteo y camisas deslizables.

A pesar de que se han empleado diversas técnicas de estimulación; el fracturamiento hidráulico tanto apuntalado como ácido, son las principales técnicas de estimulación empleadas para extraer los hidrocarburos del yacimiento. Por esta razón la Coordinación de Ingeniería y Terminación de Pozos (CITP) del Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo (APATG), tiene como objetivo implementar nuevos métodos de fracturamiento hidráulico acorde a las necesidades de los diversos campos que constituyen el Paleocanal de Chicontepec.

La optimización de los fracturamientos hidráulicos en la actualidad requiere de gran cantidad de información y de experiencia. La geología compleja del Paleocanal de Chicontepec ocasiona que los diseños de los tratamientos, así como el desarrollo de los diferentes campos sean hechos a la medida para que sean exitosos. Las técnicas de diagnóstico de fracturamientos como el monitoreo con micro-sísmica, están permitiendo incrementar el entendimiento de la reacción del yacimiento al tratamiento: ayudando a seleccionar las técnicas de terminación más apropiadas, determinando si la orientación del pozo es óptima para la generación de fracturas perpendiculares al mismo, para maximizar el volumen de roca estimulado,

estableciendo programas de terminación particulares a cada campo, calibrando modelos de fracturas y de yacimientos para mejorar la producción y las utilidades, entre otras ventajas.

Con la finalidad de incrementar el conocimiento sobre las fracturas generadas en los campos que integran el aleocanal de Chicontepec, se han realizado diversos esfuerzos para efectuar monitoreo con microsísmica de fondo obteniendo resultados variados dependiendo de la zona donde se efectuó el mapeo.

Antecedentes de trabajos de microsísmica

Diversos trabajos de monitoreo de fracturamientos hidráulicos con microsísmica se ejecutaron en el Paleocanal de Chicontepec1, todas estas operaciones y los resultados obtenidos de ellas han ayudado a entender el comportamiento de la fractura que está siendo generada, aparte, han ofrecido suficiente información para poder tomar decisiones en tiempo real acerca de la operación.

Pese a que existen más operaciones en la cuenca, este documento se centrará en las operaciones realizadas en el proyecto “hectárea fracturada”, en el cual se perforaron y terminaron dos pozos horizontales en la formación Pechi-B, estos pozos fueron fracturados empleando una tecnología “zipper frac”, que consiste en el fracturamiento alternado entre dos pozos1.

Con el uso de la microsísmica se ha incluido una herramienta que ayuda a entender el comportamiento de las fracturas hidráulicas.Los resultados obtenidos muestran variabilidad entre campos brindando información muy valiosa al momento de determinar el mejor método para fracturar estas formaciones, Figura 1.


Ing. Guillermo Gutiérrez, Ing. Juan G. García, Ing. Eber Medina, Ing. MBA. Javier Salguero


Figura 1. Comportamiento del momento de magnitud en diferentes campos de la Cuenca de Chicontepec.

Al momento de producir este estudio, una de las mayores limitantes del mismo es la escasa cantidad de datos disponibles para poder llegar a conclusiones contundentes, pero éste es un gran punto de partida para continuar con estudios similares en el futuro, que ayuden a brindar un conocimiento mas estructurado de los campos en cuestión.

Descripción del proyecto

Los pozos Escobal 195 y 197 fueron terminados en agujero descubierto usando una estrategia de terminación de camisas y canicas. Usando el método “zipperfrac”, se fracturaron un total de 32 etapas entre los dos pozos.

Los volúmenes típicos de tratamiento bombeados por etapa incluyen aproximadamente 63 bls de HCl al 15%, 450 bls de gel lineal, y 2,060 bls de gel activado con aproximadamente

220,000 lb de apuntalante cerámico malla 20/40 a un gasto promedio de 40 bpm. Un minifrac fue realizado en la etapa 1 del Escobal 195, se bombearon aproximadamente 102 bls de gel lineal a un gasto que se incrementó paulatinamente de 8 a 38 bpm.

El proyecto de monitoreo microsísmico del fracturamiento hidráulico realizado en los pozos Escobal 195 y 197, empleó pozos monitores utilizados en diferentes momentos del proyecto.Un arreglo con apilado parcial triple que constaba de 14 herramientas en 10 niveles, fue colocado en el pozo Escobal 238 para monitorear las etapas 1 a 6 y las etapas 5 a 8 en el Escobal 195 y 197, respectivamente. Después de que la etapa 8 en el Escobal 197 fue terminada, un arreglo con apilado parcial doble que constaba de 14 herramientas en ocho niveles, fue colocado en el pozo Escobal 298 para monitorear las etapas restantes; esto puede ser observado en la Figura 2.



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Figura 2. Descripción del proyecto.

Tabla 1. Orden del tratamiento.

Los objetivos establecidos para el servicio de mapeo de fracturas incluían:

• Determinar la cobertura del fracturamiento en el intervalo de interés a lo largo del pozo horizontal.

• Medir la geometría del fracturamiento, (altura, longitud, ancho, y azimut).

• Determinar el grado relativo de complejidad de fractura inducida basado en el ancho de la nube de eventos.

• Estimar el Volumen de Yacimiento Estimulado, (SRV por sus siglas en inglés).

• Determinar el grado de contención de la fractura en la arena Pechi-B.

• Evaluar el grado de interferencia de esfuerzos debido a etapas previamente estimuladas.

• Proveer información inmediata que pudiera ser usada para futuras ubicaciones de los pozos y estrategias de perforación.

La secuencia de etapas de fractura se presenta en la Tabla 1, se describe cual fue el pozo monitor empleado. Las etapas 1 a la 4 en el pozo Escobal 197 no fueron monitoreadas, ya que durante ese tiempo se estaba realizando el armado de herramientas de adquisición. Las etapas 9 a 11 del pozo Escobal 197 y las etapas 7 y 8 del pozo Escobal 195 no fueron monitoreadas, ya que durante este tiempo se estaban transportando las herramientas del pozo Escobal 238 e instalando las mismas en el pozo Escobal 298.




Discusión de resultados

Los resultados totales obtenidos durante esta operación son mostrados en la Figura 3. En esta gráfica se puede apreciar el comportamiento de cada una de las etapas monitoreadas durante este proyecto.

Es importante resaltar que el espacio ubicado en el centro de ambos laterales presentando un bajo número de eventos micro-sísmicos corresponde a las etapas que no fueron

monitoreadas debido al traslado de las herramientas hacia el segundo pozo monitor.

En esta sección se analizarán los resultados siguiendo el mismo orden presentado en los objetivos del proyecto. Como primer objetivo, con la ayuda de la micro-sísmica se buscaba determinar cual era la cobertura de la fractura a lo largo de los laterales. La Figura 4 presenta una vista lateral de todos los eventos micro-sísmicos obtenidos durante la operación, coloreados rojo y amarillo, correspondientes a los pozos Escobal 195 y 197, respectivamente.

Figura 3. Vista 2D –resultados de todas las etapas mapeadas, coloreados por etapa.

Figura 4. Vista lateral – todos los eventos coloreados por pozo de tratamiento.



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En la Figura 4 se puede apreciar cómo se cubrió la zona de interés por completo durante todas las etapas monitoreadas. Las etapas 5 y 6 del pozo Escobal 195 y la etapa 5 del pozo Escobal 197 presentaron un crecimiento hacia

arriba bastante pronunciado, con base en la información disponible y los valores de magnitud no se pudo determinar interacción con algún tipo de característica geológica.

Figura 5. Efecto de pozos previamente depletados, primera

etapa del pozo Escobal 195.

La Figura 5 presenta el efecto que tuvo sobre el azimut de las fracturas la cercanía del tratamiento con el pozo Escobal 238 que había sido previamente producido en la zona objetivo. Es importante notar que el azimut obtenido durante estas etapas está altamente influenciado por la presencia de esta zona de debilidad, por tal motivo no es recomendable que sea considerado como un azimut representativo para esta zona. Lo que si es importante resaltar, es el hecho de que la existencia de pozos previamente producidos en la zona de interés va a influenciar el crecimiento de las fracturas que se generen cerca de ellos. La Figura 6 ilustra con una gráfica de rosa el comportamiento de este azimut, allí se puede visualizar de una mejor manera la dirección preferencial de crecimiento de la fractura.

Este efecto no fue observado a medida que la distancia entre pozos se incrementó. El azimut de fractura principal es cercano a N40°E, dicho azimut fue observado durante las últimas etapas del pozo horizontal Escobal 195. Es cercano a perpendicular con respecto a las orientaciones actuales de los pozos horizontales de aproximadamente N40°W. Las etapas que mejor representan el azimut típico de las fracturas hidráulicas en el pozo Escobal 195 están entre la etapa 4 a la 16. Para el pozo Escobal 197 las etapas más representativas al momento de medir los valores de azimut son las etapas 8 a la 16, Figura 7.

Figura 6. Comportamiento del azimut en la etapa 1 del pozo

Escobal 195.




Figura 7. Comportamiento del azimut en la etapa 15 del pozo Escobal 195.

La longitud media de las fracturas variaron desde 40 a 250 m, pero la longitud media de fractura típica es de aproximadamente 130 m. Las longitudes medias menores en las etapas 9 a 11 del Escobal 195 son probablemente resultado de una atenuación señal – ruido y, por lo tanto, son similares posiblemente en longitud a aquellas de etapas finales y tempranas. La simetría aparente en las etapas finales en ambos pozos es posiblemente real y representativa del crecimiento de la fractura actual.

La altura de la fractura típica en ambos pozos es de 90 m, alcanzando desde la base Pechi-B hasta la mitad de la discordancia. Existe poco crecimiento inferior hacia la base de la Pechi-B. Los eventos de la etapa 5 en ambos

pozos parecen haber penetrado en la discordancia B, pero la razón para este aparente crecimiento en altura no es clara. Las magnitudes bajas de los eventos no sugieren una falla significativa; sin embargo, una falla en menor escala o fracturas naturales con fisuras menores pueden estar presentes en el área. Existe aparentemente una relación entre el gasto de fractura y la altura generada con el fracturamiento, el cual puede ser claramente apreciado en laFigura 8. La gráfica que se observa en la Figura 9 ilustra el comportamiento del crecimiento en altura respecto al tiempo de una de las etapas del fracturamiento al pozo Escobal 195. El tratamiento en su mayoría se encuentra contenido en la arena Pechi B en ambos pozos.

Figura 8. Comparación del gasto contra la altura de la fractura generada.



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La operación de “zipper frac” ha creado muy probablemente una alta densidad de fracturas planares con cierto grado de complejidad entre ambos pozos horizontales, lo cual resulta en un mayor número de eventos microsísmicos. Sin embargo, el nivel de complejidad generado, significativo

para yacimientos de areniscas, es relativamente menor que el crecimiento multidireccional de fracturas (“large-scalefar-field”) observado en trabajos efectuados en lutitas3, Figura 10.

Figura 9. Comparación altura contra tiempo en la etapa 15 del pozo Escobal 195.




El ancho de la red de fracturas típico es de aproximadamente 150 m, y se genera en frente del intervalo fracturado. Las fracturas observadas a partir de la microsísmica parecen tener un comportamiento ligeramente planar. La operación de “zipper frac” posiblemente creó un sistema bastante denso de fracturas planares con algún grado de complejidad entre los laterales. Sin embargo, el grado de complejidad artificial significativa en arenas, es relativamente baja en comparación con la complejidad en la zona lejana (crecimiento de fracturas multidireccionales), observado en trabajos en lutitas. La falta de actividad microsísmica en la sección norte del pozo horizontal Escobal 197 es probablemente resultado de la atenuación de la señal debido a la distancia. Como resultado, las etapas en el Escobal 197 posiblemente generaron redes de fracturas similares a las etapas iniciales y finales del Escobal 195.

Existen espacios vacíos en la cobertura a lo largo del lateral debido a la naturaleza plana de las fracturas generadas. No existe evidencia clara de interferencia de esfuerzos (fracturas ubicándose lejos de etapas previas debido a esfuerzos mayores). En general, la interferencia de esfuerzos no es frecuentemente observada, incluso en yacimientos de lutitas.

A pesar de que no ha habido suficientes proyectos en el campo para establecer claramente una relación entre el SRV2 y la producción en la formación Chicontepec, es posible que cierta conexión exista. Se considera que es relevante medir el valor de SRV para uso en un futuro cuando el trabajo estadístico revele una clara relación entre ambos parámetros.

Figura 10. Ejemplo de complejidades que se pueden observar en diversos yacimientos, probablemente se pudo crear alguna enmarcada

en rojo durante el proyecto de “zipper frac”.

El cálculo del SRV requiere de un estimado del área total estimulada y el promedio del espesor de yacimiento estimulado. La Figura 11 muestra que el Área de Yacimiento Estimulada (SRA por sus siglas en inglés) según lo mapeado en la formación Chicontepec para el pozo Escobal 195

y 197, es aproximadamente 3.90 (10)5 m2. El SRV total es posteriormente calculado usando un algoritmo para estimar el volumen de la estructura de red de fractura en 3-D. En este caso, el SRV obtenido del mapeo estimado es de al menos 13.62 (10)6 m3.



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Figura 11. Estimación del SRV en los pozos Escobal 195 y 197.

La Tabla 2 presenta los valores de SRA y SRV obtenidos, además, la Figura 12 presenta gráficamente el SRV obtenido

en el pozo Escobal 195, mientras la Figura 13 presenta el SRV del pozo Escobal 197.

Tabla 2. Valores de SRA y SRV obtenidos en los pozos tratamiento.

Pozo SRA (m2) SRV (m3)

Escobal 195 y 197 3.90 (10)5 13.62 (10)6

Escobal 195 2.97 (10)5 9.17 (10)6

Escobal 197 2.50 (10)5 3.99 (10)6

Si se analizan los valores obtenidos al momento de investigar cada pozo por separado, se puede observar cómo la suma de ambos produce valores mayores a los obtenidos cuando se calculan el SRA y SRV de todo el proyecto, esta diferencia corresponde a la zona de tratamiento que fue común y representa una zona de superposición de fractura.

Figura 12. Estimación del SRV del pozo Escobal 195.




Figura 13. Estimación del SRV del pozo Escobal 197.

En las Figuras 14 a 16, se muestra la distribución de los eventos microsísmicos correlacionándolos con el registro de rayos gamma, así como con propiedades geomecánicas como el módulo de Young y la relación de Poisson. Se puede observar que existe una correlación entre la alta frecuencia de eventos y las características de la formación. Estos datos pueden ser útiles para futuras simulaciones de tratamientos de fractura.

Con ayuda de los datos obtenidos con el monitoreo de los fracturamientos fue posible generar un modelo de fracturas que se aplica a la formación Pechi B. Dicho modelo será empleado en el futuro desarrollo de esa arena y servirá para establecer patrones de comportamiento entre el tratamiento y la formación como cambios en el gasto de fractura, volúmenes de los fluidos empleados, entre otros. En la Figura 17 se observa una de las etapas que fueron modeladas en el simulador con los resultados obtenidos.

Figura 14. Comparación contra rayos gama de los pozos Escobal 195, (izquierda) y 197, (derecha).



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Figura 15. Comparación contra módulo de Young de los pozos Escobal 195, (izquierda) y 197, (derecha).

Figura 16. Comparación contra relación de Poisson de los pozos Escobal 195 (izquierda) y 197 (derecha).




Figura 17. Modelo en el simulador de fracturas de la etapa 15 del tratamiento realizado al pozo Escobal 195.

Conclusiones

Es de gran importancia el reconocer que la producción de pozos vecinos puede impactar la geometría de las fracturas creadas o las redes de fracturas que penetran los yacimientos de menor presión. Con base en esto se debe considerar realizar pruebas de interferencia de producción para evaluar el grado de comunicación entre los pozos vecinos previamente producidos y los pozos del proyecto. El pozo previamente producido Escobal 238 probablemente impactó la geometría de las etapas tempranas en el Escobal 195 y 197. El impacto del espaciamiento de pozos en la interferencia en producción deberá ser evaluado.

Además, se recomienda utilizar modelado de fracturas y de yacimientos para obtener un mejor entendimiento de la longitud media de fractura efectiva, la cual puede ser usada para optimizar futuros espaciamientos de pozos. Los pozos horizontales están espaciados aproximadamente 200 m, y a pesar de que se observe traslape del crecimiento de las fracturas entre los pozos, la penetración efectiva del apuntalante puede ser menor en distancia. Las estimaciones de la longitud de fractura efectiva empleando los valores de producción pueden ser evaluadas por el comportamiento de producción del pozo si los valores típicos de permeabilidad han sido determinados previamente. El posicionamiento de

pozos cercanos y la orientación de los pozos deberá tener como objetivo de optimizar los patrones de drenaje y evitar zonas sin drenar y superposición innecesaria.

Por último, para la ubicación de futuros pozos en la misma área se recomienda perforar la secciones horizontales con una dirección cercana a N55°W, según permitan las restricciones del terreno, para crear fracturas transversales. El azimut principal del proyecto es probablemente N35°E, al ser claramente visible en las últimas etapas del pozo Escobal 195.

Referencias

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http://dx.doi.org/10.2118/77441-MS.

2. Gutiérrez, G., Méndez, J., Pérez, A., et al. 2012. Incremento de Rentabilidad y Producción Mediante la Evolución de Tecnologías de Terminación en el



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Paleocanal de Chicontepec. Artículo presentado en el Congreso Mexicano del Petróleo, Ciudad de México, septiembre 9-14.

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119890, presentado en SPE Shale Gas Production Conference, Fort Worth, Texas, EUA, noviembre 16–18. http://dx.doi.org/10.2118/119890-MS.

Semblanza de los autores

Ing. Guillermo Gutierrez Murillo

Maestría en Administración y Evaluación de Yacimientos / Heriot Watt University Ingeniería Petrolera / UNAM.

Profesionista con 21 años de experiencia en la industria petrolera, con un amplio dominio en evaluación de yacimientos no convencionales, líder de proyectos innovadores con alto impacto en producción y documentación de mejores prácticas en foros nacionales e internacionales.

En los últimos años se ha desempeñado como líder e integrante de equipos multidisciplinarios en diferentes activos en México, generando un ambiente proactivo, abierto a nuevas soluciones, con controles para el uso eficiente de tiempos y costos, cumpliendo con las normas de seguridad y medio ambiente.

Ha escrito 27 cursos presenciales, (técnicos, gerenciales y de planeación) nacionales e internacionales.

Miembro activo de la SPE, CIPM, AIPM y de la red de expertos de productividad de PEP.

M.Sc. Juan Guillermo García

Se incorporó a Pinnacle en septiembre de 2011 como Manager de Proyectos en Fort Worth, TX. En diciembre de 2011, fue promovido a Manager de Proyectos Senior encargado de proyectos de mapeo de fracturas en varios campos en los Estados Unidos.

En marzo de 2012, fue elegido como el punto focal para todas las operaciones de Pinnacle en Latin América, inicialmente manejando proyectos, principalmente en Chicontepec, MX y la formación Vaca Muerta en Argentina. Posterior a mayo de 2012, fue asignado a todas las operaciones de Pinnacle en Latin América, desempeñándose como Gerente regional con el principal objetivo de expandir el portafolio de clientes de Pinnacle en la región.

Se graduó como Maestro en Ingeniería de Petróleos con énfasis en geomecánica en New Mexico Institute of Mining and Technology en abril de 2003, en abril de 2001 de la Universidad Nacional de Colombia con el título de Ingeniero de Petróleos.




Ha ocupado diversas posiciones en la industria del petróleo y gas, abarcando desde Ingeniero de Wireline en hueco abierto hasta gerente regional. Antes de su incorporación a Pinnacle, fue el coordinador de sísmica de pozo para Latin America en Weatherford, basado en Fort Worth, TX, donde se encargaba de todas las operaciones sísmicas en la región, especialmente en México y Colombia. Antes de esto se desempeñó como Geofísico de Campo en Weatherford, donde estaba a cargo de supervisar todas las operaciones de sísmica, incluyendo micro sísmica y VSP/Checkshots.

Inició su carrera en la industria con Precision Energy Services como ingeniero de campo para operaciones de Wireline en el hueco abierto en Rock Springs, Wyoming.

Cuenta con varias publicaciones presentadas en diferentes congresos y es miembro activo de la SPE y la SEG.

Ing. Eber Medina

Egresado del Instituto Tecnológico de Ciudad Madero en la carrera de Ingeniería Química en Procesos. Actualmente es Líder de Tecnología Pinnacleen Halliburton para México y cuenta con seis años de experiencia en fracturamientos y monitoreo con microsísmica en la zona norte de México.

Participó en el diseño y ejecución de propuestas técnicas de fracturamientos hidráulicos (ácidos y apuntalados), estimulaciones matriciales y controles de agua en la cuenca de Chicontepec y el distrito Poza Rica - Altamira. Tiene experiencia en técnicas para multifracturamientos en pozos horizontales, (camisas deslizables, estimulación puntual empleando tubería flexible).

Desde el 2011 es responsable de las operaciones en México de monitoreo de fracturas usando microsísmica en fondo, participando en la primera operación de este tipo en Latinoamérica, (México), así como apoyo en operaciones en Argentina y Estados Unidos.

De 2008 a 2009 trabajó en la cuenca de Burgos efectuando fracturamientos hidráulicos en yacimientos de gas y condensado.

Ing. MBA. Javier Salguero Centeno

Profesional con 13 años de experiencia en la industria petrolera, con un amplio dominio en el área de fracturamiento hidráulico y terminaciones en pozos horizontales y verticales de aceite y gas, tanto en la parte de ingeniería de diseño como operativa.

Ha trabajado en equipo para documentar 11 artículos técnicos presentados en diversos foros nacionales e internacionales.

En los últimos años, se ha desempeñado como consultor especialista en diversos proyectos en México, también ha desempeñado cargos gerenciales en compañías de servicios, asegurando un monitoreo eficiente de la calidad del trabajo, seguridad, estándares de procesos y programas de mantenimiento preventivo..


Aplicación de imágenes de pozo para caracterizar litofacies prospectivas en pozos de aguas profundas

Ing. Monserrat Estopier VeraSchlumberger

Ing. Javier Contreras,Ing. Leonardo Enrique Aguilera

Francisco EspitiaPedro Aviña Toledano

Pemex

Información del artículo: recibido: febrero de 2013-aceptado: mayo de 2014

Resumen

Los yacimientos productores de hidrocarburos en aguas profundas están alcanzando gran importancia para la industria de Exploración y Producción en México, con el descubrimiento de nuevos pozos productores, Petróleos Mexicanos se está dando a la tarea de probar el potencial petrolífero en estas zonas.

Este tipo de yacimientos en ambientes de aguas profundas, principalmente en la parte Sur del Golfo de México, presentan gran complejidad debido a la heterogeneidad vertical de la roca, baja resistividad y alta laminación, por lo que es necesario aplicar los beneficios de los registros de imágenes, resonancia magnética y espectroscopía de minerales para generar una clasificación de las litofacies “iCore*” y arreglo poral “SandTex*”.

El objetivo de este artículo es introducir un flujo de trabajo que combine la alta resolución vertical del registro de imágenes de pared de pozo, con otros registros de nueva generación para optimizar la caracterización de este tipo de roca. En primera instancia, este flujo de trabajo fue aplicado a pozos de aguas profundas de la Región Sur de México, permitiendo caracterizar las principales litofacies presentes y arreglo poral de las mismas.

Para fines prácticos, se implementó un nuevo compuesto representando un análisis del tipo de roca para apoyar en la caracterización de las areniscas de interés.

Palabras clave: Pemex, aguas profundas, espectroscopía, turbiditas, litofacies, Vsh, Netpay, OBMI*, ECS*, iCore*.

Borehole Images to define prospective lithofacies in deepwater wells

Abstract

Deepwater reservoirs are being an attractive target to the hydrocarbon exploration and production in Mexico. With new Wells discovered, Pemex is testing the petroliferous potential in this environment.

Artículo arbitrado


Ing. Monserrat Estopier Vera, Ing. Javier Contreras, Ing. Leonardo Enrique Aguilera, Francisco Espitia, Pedro Aviña Toledano


Deepwater sediments in the bottom part of the Gulf of Mexico are represented by Tertiary turbidite system: thinly laminated sand-shales and irregular sandstones, with few centimeters of thickness. Problem faced by PEP is focused in reservoirs characterization because standard logs resolution is not appropriated for this type of deposits.

To solve the problem, this paper will introduce a workflow to take the most of Image log, especially its high vertical resolution which combined with other special logs will optimize reservoir characterization in deep water environment (turbidite systems): the prospective sandstones characterization with iCore and Sand Tex workflows (first one combines image logs high resolution resistivity and mineralogical dry weight from spectroscopy log, while, second one combines image logs resistivity with porosity comes from magnetic resonance log).

Because of the high vertical resolution, borehole images have become an established tool in identification and delineation of these thinly laminated sand-shale sequences, to reservoir characterization and new location definition, the last one important to minimize high drilling operation cost in deepwater wells.

Keywords: Pemex, deep water, spectroscopy, turbidites, lithofacies, Vsh, Netpay, Sandy Shale, Sand counting.

Introducción

Durante años, la industria de exploración y producción en México se ha enfocado en la producción de yacimientos en tierra y marinos someros; recientemente, los ambientes de aguas profundas han llegado a ser más atractivos debido al aumento en producción de los pozos descubiertos.

Los yacimientos de aguas profundas son escenarios complejos, en este caso, dominados por sistemas turbidíticos, representados por cuerpos masivos de areniscas con textura mal definida, intercaladas con capas delgadas de areniscas y lutitas; la producción es gas y aceite.

La evaluación de este tipo de yacimientos utilizando registros convencionales en algunas ocasiones podría no ser la forma más conveniente debido a las intensas laminaciones que estos yacimientos llegan a presentar (siendo capas tan delgadas que la resolución vertical de estos no sería efectiva).

Debido a la alta resolución vertical, los registros de imágenes de pozo se han llegado a establecer como punto focal en

la identificación y delineación de secuencias laminadas de arenisca y lutita.

El objetivo primordial es la identificación de secuencias prospectivas, clasificándolas en litofacies y definiendo la textura de estas rocas con ayuda de la conjunción del registro de imágenes, espectroscopía y resonancia magnética.

Desarrollo del tema

Debido a que los sedimentos de aguas profundas están representados por secuencias muy delgadas de areniscas y lutitas, la resolución estándar de los registros convencionales no es la más apropiada para resolver la complejidad de estos tipos de sistemas deposicionales.

Con el set de registros básicos no es posible la identificación de cuerpos de areniscas en una secuencia de tan baja resistividad y finamente laminada.


Aplicación de imágenes de pozo para caracterizar litofacies prospectivas en pozos de aguas profundas.282-289

VOL. 54 No. 5, MAYO 2014 · ISSN 0185-3899

Figura 1. A) Ejemplo de curvas básicas en un pozo de aguas profundas. B) Curvas básicas y resistividad del OBMI.

La resolución vertical del registro de imágenes de pared, brinda una gran ventaja en cuanto a yacimientos finamente laminados se refiere: permite definir el espesor exacto de cada cuerpo de roca, diferenciando entre areniscas y lutitas (por la tonalidad del registro) y la conjunción de éste con otros registros, permite definir a más detalle las zonas de interés, Figura 1.

La caracterización de litofacies (iCore), combina los beneficios de la resolución vertical del registro OBMI y los pesos mineralógicos provenientes del registro de espectroscopía (ECS), generando una representación mineralógica numérica y gráfica, basada en 12 litofacies, Figura 2.




Una vez que las litofacies son definidas, el siguiente paso es el análisis del arreglo poral de las arenas. SandTex captura la alta resolución del registro de imágenes y la combina con datos de resonancia magnética para crear el análisis de areniscas partiendo de una distribución de resistividades y el cálculo del índice de arreglo poral. Figura 3.

Un índice de heterogeneidad es calculado, derivado del análisis de un histograma de resistividades generado con

las imágenes de pozo; las aplicaciones de SandTex son variadas, para este caso, se utilizaron para identificar las areniscas con mejor potencial de flujo, en un futuro para posibles correlaciones entre otros pozos para modelados de ambientes de depósito.

Para hacer un mejor estudio de las areniscas, se planea comparar los resultados de SandTex con información de núcleos.

Figura 2. Flujo de trabajo para la generación de litofacies, (iCore).

Figura 3. Principio de generación de SandTex.



VOL. 54 No. 5, MAYO 2014 · ISSN 0185-3899

El flujo de trabajo fue aplicado en un yacimiento productor de gas en un pozo de aguas profundas, donde se obtuvo principalmente litofacies que varían desde areniscas arcillosas (con un 72% de presencia en la etapa 12.25 pulg), 22% de areniscas calcáreas, 4% de areniscas limpias y 2% de lutitas arenosas.

El análisis de secuencias realizado muestra la presencia de sucesiones grano decreciente, lo cual se corrobora con los resultados de la resonancia magnética. Las areniscas arcillosas muestran un buen arreglo en cuanto al índice poral.

Los distintos tipos de litofacies interpretados correlacionan con la resolución vertical del registro de imágenes, con el arreglo del sistema poroso asociado con la resonancia magnética y con el modelo petrofísico. Estos resultados permitieron reducir la incertidumbre de los diferentes litotipos que forman la columna geológica del pozo.

Para hacer un análisis más a detalle, todos los resultados son integrados en un compuesto, en el cual se grafican los resultados de las curvas básicas, respuesta del CMR, análisis de litofacies, análisis de secuencias e índice de arreglo poral de las areniscas, Figura 4.

Figura 4. Compuesto de registros básicos, resonancia magnética y análisis de litofacies y arreglo de areniscas.

Dentro de las aplicaciones que este flujo de trabajo tiene, está apoyar los estudios de caracterización de yacimientos en sedimentos laminares del Mioceno Inferior, Medio y Superior, aplicando un flujo de trabajo que involucre la caracterización de litofacies con registros geofísicos especiales, calibrado con información de muestras de canal y núcleos de fondo, con la finalidad de mejorar la resolución en el conteo de arenas y su neto poroso.

Otro de los beneficios de iCore es que aporta un amplio entendimiento de la secuencia deposicional y descripción y delineación del yacimiento para una mejor caracterización del mismo.




Conclusiones

El flujo de trabajo propuesto se aplicó en pozos de aguas profundas, debido a que se cuenta con suficiente información de registros geofísicos especiales y datos de núcleos, que permitieron una análisis detallado de litofacies y su índice de arreglo poral.

Debido a que los yacimientos de aguas profundas presentan alto grado de complejidad en cuanto a la heterogeneidad vertical de la roca, baja resistividad y alta laminación, no es posible determinar este flujo de trabajo con un set básico de registros, debido a que no se alcanza la resolución vertical de las capas finas.

La introducción de nuevos productos “iCore, SandTex” en pozos de aguas profundas del territorio mexicano, permiten la combinación de los beneficios del registro de imágenes, resonancia magnética y espectroscopía de minerales que ayudan en la caracterización de yacimientos laminares debido a que identifican cuerpos arenosos prospectivos en pozos exploratorios (ambas metodologías son aplicables en sedimentos clásticos únicamente).

Las rocas sedimentarias del Mioceno Inferior presentan gran complejidad vertical desde el punto de vista textural y de su sistema poroso, por lo que este estudio auxilió en la identificación de diferentes tipos de litofacies asociados a un índice de arreglo poral para determinar la calidad de la roca.

En el ejemplo citado, los resultados son muy claros en cuanto a la definición de las principales litofacies, teniendo presentes cuatro tipos: arenisca arcillosa, arenisca calcárea, arenisca limpia y lutita arenosa; se generó un análisis compuesto para apoyar los resultados de iCorey SandTex con otros registros petrofísicos.

Nomenclatura

-Representación de unidades

Nombre Símbolo

pulgada pulg

ohm por metro ohmm

metro m

-Abreviaturas

Módulo para cálculo de litofacies iCore*

(Propiedad de Schlumberger)

Módulo para cálculo de textura de areniscas SandTex

(Propiedad de Schlumberger)

Oil Based Micro Imager OBMI*

(Herramienta de imágenes de pozo)

Combinable Magnetic Resonance Tool CMR

(Herramienta de resonancia magnética)

Elemental Capture Spectroscopy ECS*

(Herramienta de espectroscopía)

Agradecimientos

En especial a los Ingenieros del Activo de Exploración de Aguas Profundas (Sur), por permitir trabajar con sus datos y realizar este trabajo. Agradezco de igual manera al equipo de procesamiento de PTS-Schlumberger, Ciudad del Carmen por haber trabajado de manera conjunta en la obtención de estos resultados. Agradezco a mi madre por el apoyo.

Referencias

Basu, I., Machin, N., Tyagi, A., et al. 2007. Enhanced Reservoir Characterization in a Deep Water Turbidite System Using Borehole Images and Spectroscopy Logs. SPWLA 48th Annual Logging Symposium, Austin, Texas, EUA, junio 3-6, http://www.slb.com/~/media/Files/technical_papers/2007/2007rr.pdf (descargado el 1 de febrero de 2013).

Schlumberger. 2006. iCore: Borehole Imaging Integrated with Borehole Spectroscopy Delivers Better Stratigraphic Interpretation. Produced by Schlumberger Marketing Communications, http://www.slb.com/~/media/Files/dcs/case_studies/icore_gom.ashx (descargado el 1 de febrero de 2013).



VOL. 54 No. 5, MAYO 2014 · ISSN 0185-3899


Ing. María Monserrat Estopier Vera

Geóloga egresada de la ESIA, Ciencias de la Tierra, Instituto Politécnico Nacional, en diciembre del 2005. Ha trabajado como geóloga de pozo en la Compañía de Servicios Schlumberger desde diciembre del 2007 a la fecha. De 2007 a 2010 desarrolló trabajos en el Área Norte y Este del Golfo de México, abarcando imágenes de pozo de la Cuenca de Sabinas, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz, analizando terrígenos y carbonatos fracturados, respectivamente.

Del 2010 a la actualidad se encuentra laborando en Ciudad del Carmen, Campeche, como Geóloga de pozo, para clientes como Pemex, tanto en las regiones Sureste y Noroeste del Golfo de México, así como pozos de aguas profundas sur. Los conocimientos adquiridos a lo largo de la trayectoria de trabajo se aterrizan en la geología de rocas carbonatadas del Cretácico y Jurásico, así como clásticos de aguas profundas.

Su trabajo corresponde a caracterizar diferentes tipos de yacimientos dentro de los cuales se presentan sistemas turbidíticos y carbonatos fracturados.

Del mismo modo, ha prestado soporte a compañías petroleras en Cuba, tanto nacionales como extranjeras, caracterizando las fracturas naturales de yacimientos carbonatados y rocas terrígenas.

Ing. Javier Enrique Contreras Trejo

Es Petrofísico con 22 años de experiencia en la Industria Petrolera, trabajando actualmente en Ciudad del Carmen, Campeche, México, en yacimientos someros y de aguas profundas localizados en la Región Sureste del Golfo de México.

Ha estado involucrado en diferentes proyectos de caracterización como principal petrofísico, trabajando de manera directa con equipos multidisciplinarios (VCD-FEL), con geólogos, petrofísicos, geofísicos, geomecánicos e ingenieros de perforación.

Muestra un amplio conocimiento para trabajar en el control de calidad de registros, análisis de registros, integración en interpretaciones petrofísicas con datos de núcleos, modelado de física de rocas con inversión sísmica, todo esto enfocado a la búsqueda y/o definición de reservas. Posee amplias aptitudes para trabajar en modelados petrofísicos, integrando modelos geológicos y geofísicos para el entendimiento de la complejidad de los tipos de yacimientos y así reducir la incertidumbre que éstos presentan.

Su experiencia ha sido orientada en diferentes tipos de yacimientos, incluyendo yacimientos convencionales, laminados, yacimientos de gas, yacimientos con bajas resistividades y carbonatos naturalmente fracturados, (aceite pesado). Posee amplia experiencia trabajando con sistemas siliciclásticos en aguas profundas y plataformas carbonatadas.




Ing. Leonardo Enrique Aguilera Gómez

Tiene más de 26 años de experiencia en la Industria Petrolera, habiendo trabajado como geólogo para PEP en proyectos de exploración en las Cuencas del Mesozoico y Cenozoico, en la Región Sureste de México.

Al inicio de su carrera, trabajó como geólogo de campo en el área Reforma-Mesozoico, estando a cargo del departamento de Petrografía y Paleontología con oficinas en Comalcalco, posteriormente, fue asignado a un equipo multidisciplinario como sedimentólogo y estratígrafo para valoración de plays. Del 2004 al 2009, se encargó de la coordinación de proyectos de caracterización de yacimientos para la exploración de nuevas localizaciones en la Región Sureste de PEP.

Durante los últimos cinco años ha estado a cargo del diseño de proyectos, operación geológica, caracterización de yacimientos y estudios de evaluación de reservas para proyectos de aguas profundas en la Región Sureste del Golfo de México.

Es candidato al título de M.A., de la Universidad Nacional Autónoma de México, con mención en Petrología de carbonatos.


Perforación exitosa del pozo Terra 11 horizontal en yacimientos mesozoicos de baja permeabilidad

Ing. Aly Giovanni Morán GarcíaM. en I. Agustín Moreno Rosas

Ing. Guadalupe Rodríguez GarcíaPemex-Activo de Producción Samaria-Luna

Información del artículo: recibido: marzo 2013-aceptado: mayo 2014

Resumen

El campo Terra geológicamente se encuentra en el área mesozoica Chiapas-Tabasco (Pilar Reforma Akal), específicamente en la planicie del Golfo de México, perteneciente al Proyecto Delta del Grijalva, Figura 1, del Activo Samaria Luna. El campo inició su actividad en julio del 2009 con la terminación del Pozo Terra-1, el cual resultó productor de aceite en rocas del Jurásico Superior Kimmeridgiano.

El modelo estructural del área corresponde a una trampa estructural, cuyo eje mayor se orienta de NW a SE, limitado por fallas inversas al SW. La estratigrafía del área está compuesta por calizas fracturadas del Cretácico y las calizas dolomitizadas y fracturadas del Jurásico Superior Kimmeridgiano, como sello funcionan las calizas arcillosas de ambiente de cuenca para el yacimiento somero y de ambiente de plataforma para el más profundo, la carga de aceite fue durante el periodo Mioceno Inferior procedente de la roca generadora del Jurásico Superior Tithoniano. Es un yacimiento de alta presión y temperatura, naturalmente fracturado, y tiene asociado un acuífero activo.

La perforación horizontal del pozo Terra 11 en el Cretácico Medio, Figura 2, donde la roca almacenadora presenta características de baja porosidad y permeabilidad, permitió atravesar la mayor cantidad de fracturas, aunado a los trabajos de estimulación matricial y fracturamiento, nos da como resultado un pozo productor de aceite de 41°API, con un gasto de 3839 bpd.

Palabras clave: Pozo horizontal, baja permeabilidad, fracturas, alta productividad.

Successful drilling of well Terra 11 horizontal in Mesozoic low-permeability reservoirs

Abstract

Drilling of horizontal wells in ages or formations where the reservoir rock has characteristics of low porosity and permeability , can cross as many fractures within the zones of interest , coupled with the work of fracturing and matrix stimulation , can get as resulting high productivity wells .

The proposed locations for development in the Terra field in a reservoir naturally fractured where drilling of initial directional wells shows intervals with presence of hydrocarbons in the lithological samples and demonstrations of gas mud and a complete chromatography including iC4, C4, C5 iC5 and confirmed the presence of oil in areas of very low permeability Late Cretaceous Superior “Agua Nueva” and Middle Cretaceous, forcing us to seek technologies to improve the conditions of reservoir permeability. Knowing preferential fracturing system, it is possible to design more convenient directional paths, applying for this field drilling horizontal wells.

Keywords: Horizontal well, low permeability, fractures, high productivity.

Artículo arbitrado


Ing. Aly Giovanni Morán García, M. en I. Agustín Moreno Rosas, Ing. Guadalupe Rodríguez García


Figura 1. Plano regional a nivel Cretácico Superior Cretácico del Proyecto Delta del Grijalva.

Figura 2. Mapa del Cretácico Medio, campo Terra.


Perforación exitosa del pozo Terra 11 horizontal en yacimientos mesozoicos de baja permeabilidad, p.p.290-298

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Introducción

La propuesta de localizaciones en el campo Terra en un yacimiento naturalmente fracturado, donde la perforación de los pozos direccionales iniciales muestra zonas de muy baja permeabilidad a nivel Cretácico Medio, lo cual obliga a buscar tecnologías que permitan conectar la mayor cantidad de fracturas. Conociendo el patrón preferencial de fracturamiento abierto y cerrado, se pueden diseñar las trayectorias direccionales más convenientes, aplicando para este campo la perforación de pozos horizontales.

Desarrollo del tema

Los resultados de los análisis efectuados durante la perforación de los pozos Terra 1 (exploratorio), Terra 23 y 3 (desarrollo), Figuras 3 y 4, evidenciaron presencia de hidrocarburos en las muestras litológicas y petrográficas, las manifestaciones de gas lodo con un rango de 300 a 3000 u a nivel Cretácico (KSAN y KM), así como una cromatografía completa que incluye iC4, C4, iC5 y C5, la cual confirma la presencia de aceite, Figura 5.

Figura 3. Correlación de pozos Terra; indicando intervalos de interés en el Cretácico.

Figura 4. Trayectoria real vs programa con zonas de manifestaciones

en el Cretácico.




Figura 5. Registro de hidrocarburos y láminas delgadas indicando presencia de aceite.

De la interpretación de los registros de imágenes se define la existencia de tres familias de fracturas para el Cretácico:

a) Fracturas abiertas y cerradas de rumbo NE-SW con echados al NW y SE y de alto ángulo.

b) Fracturas cerradas de rumbo NE-SW con echados al NW-SE, de alto ángulo.

c) La familia de fracturas NE-SW es la que representa la mayor posibilidad de aportar fluidos.

Sin embargo, la prueba MDT efectuada en Cretácico durante la perforación del pozo Terra 3, confirmó una formación de baja permeabilidad, donde en las estaciones donde se logró hacer sello muestra como restablece la presión la formación de manera muy lenta, indicativo de la baja movilidad a lo largo de la formación.

Con estos antecedentes y conociendo el patrón preferencial de fracturamiento, se decidió proponer un pozo horizontal con el fin de conectar la mayor cantidad de redes de microfracturas y con ello asegurar el éxito volumétrico y económico del pozo.

Durante la perforación del pozo Terra 11H se comprueba los datos obtenidos en los pozos de correlación, presentando buenas manifestaciones de hidrocarburos desde la base del Cretácico Superior Agua Nueva con lecturas de GL que van de 300 a 3345u y en los 75mv penetrados en el Cretácico Medio con lectura de 425 a 3275 u.

De la interpretación de los registros de imágenes se comprueba la existencia de tres familias de fracturas para el Cretácico: donde la familia de fracturas abiertas NE-SW es la que representa la mayor posibilidad de aportar fluidos, con un total de 200 fracturas, Figura 6.



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Figura 6. Registro de imágenes y roseta de fracturamiento.

Con la interpretación de los registros de imágenes y litodensidad - neutrón compensado, se seleccionaron tres intervalos con las mejores propiedades petrofísicas con porosidades que van del 3 al 4.6% y una permeabilidad de 0.29 a 0.79 mD.

Con toda la información analizada se procedió a elegir tres intervalos de interés.

Se analizan siete propuestas de terminación, seleccionando como la más conveniente aquella que mantiene expuesta la mayor cantidad de intervalo de interés: Liner 7” liso en KSAN y ranurado en KM con empacadores hinchables.

Resultados

El 29 de enero del 2012, se inició con la perforación del pozo, llegando hasta una profundidad de 5800 m, con 500 m de sección horizontal (90°), y 300 m de alto ángulo (58 a 89°), durante la etapa de perforación de la sección horizontal mantuvo manifestaciones de gas lodo de 300 hasta de 3,000 unidades, de la evaluación de los registros se consideró la terminación con liner ranurado en dos zonas separadas con empacadores hinchables, Figura 7, los cuales presentaron las propiedades petrofísicas, mostradas en la Tabla 1.




Tabla 1. Propiedades petrofísicas de los tres intervalos de interés.

Intervalo(md)

Porosidad(%)

Saturación de agua(%)

Permeabilidad(mD)

Arcillosidad(%)

5170-5410 4.6 12.6 0.75 6.0

5460-5610 3.0 10.0 0.29 5.0

5710-5800 4.3 15.0 0.79 4.2

Durante la etapa de terminación que inició el 15 de septiembre del 2012, se introdujo aparejo de producción de 3½”, acondicionado con sensor de fondo y válvula de tormenta hasta la profundidad de 4,430 m, donde se ancló empacador.

Se realizaron las actividades de lavado de pozo con tubería flexible en toda la sección horizontal con solventes y

nitrógeno, posteriormente se efectuó una estimulación de limpia a los intervalos 5159-5354m y 5422-5722m, con un volumen de 92 m³ de solventes, alcanzando una presión en TP máxima de 4,200 psi, con gasto máximo de 8 bpm, recuperando baches de hasta 32% de sólidos.

Figura 7. Estado mecánico y evaluación petrofísica con la ubicación del liner ranurado e hinchables.



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Resultados

Se evaluó el pozo resultando productor de aceite volátil, Tabla 2.

Tabla 2. Resultados de producción.

FechaEstrangulador

(pulgadas)

GastoPresión en

cabeza(kg/cm2)

Densidad del aceite

(gr/cc)

Grados APILíquidos

(BPD)Aceite(BPD)

Gas(MMPCD)

20-10-12 3/8 2,406 2,382 7.4 342 0.819 40

21-10-12 1/2 3,839 3,797 11.7 290 0.819 40

21-10-12 3/4 5,005 5,005 15.0 170 0.819 40

Figura 8. Gráfica de comportamiento de presión durante trabajos de estimulación de limpia y matricial.

Conociendo el antecedente de los pozos productores de correlación y con el fin de comunicar el sistema fracturado conductivo, se realizó una estimulación matricial, con un

volumen de 660 m³ de productos ácidos, alcanzando una presión en TP máxima de 11, 003 psi con gasto máximo de 30 bpm, Figura 8.




Conclusiones

Los campos mesozoicos de la región sur, así como otros campos de México y del mundo, tienen presencia de hidrocarburos en rocas de muy baja permeabilidad, motivo que obliga a buscar las metodologías y herramientas que permitan concluir pozos productores, ante las condiciones mencionadas.

1. El campo Terra produce en rocas carbonatadas fracturadas del Jurásico Superior Kimmeridgiano, por lo que la perforación del pozo Terra 11, inicia el desarrollo del campo en Cretácico Medio.

2. En formaciones carbonatadas de baja permeabilidad los pozos horizontales presentan una gran factibilidad para obtener producción comercial.

3. El pozo Terra 11 reclasificó la reserva probable a probada de 15 MMBLS y 45 MMMPC.

4. Con la perforación del pozo Terra 11, se logró por primera vez a nivel mundial construir parte de la trayectoria en la formación Cretácico Superior agua nueva caracterizada por la presencia de nódulos de

pedernal, alta presión, temperatura y densidad de perforación de 1.82 gr/cm³.

5. En la región sur se deberá analizar la posibilidad de desarrollar los yacimientos de baja permeabilidad similares al campo Terra, mediante la perforación de pozos horizontales.

Agradecimientos

A todo el equipo del Proyecto Delta del Grijalva por su invaluable contribución en las diversas áreas de geociencias, yacimientos, productividad y perforación, al Ing. Agustín Mandujano Santiago, Administrador del Activo por apoyar este reto tecnológico, al Ing. Rafael Pérez Herrera por su apoyo en toda actividad del proyecto, al Ing. Néstor Jonguitud Robles y todo su personal por guiarnos en el área de geociencias, así como al equipo del Ing. Nelson Salinas de la línea PTF de Schlumberger, por toda su tecnología y profesionalismo en el área de geociencias perforación y terminación de pozos.

Referencias

Mitchell, J. 2001. Perforando sin Problemas.


Ing. Aly Giovanni Morán García

Egresado de la Universidad Autónoma de San Luis Potosí Obteniendo el Título de Ingeniero Geólogo en 1992.

Inició a laborar en la Comisión Federal de Electricidad en la Subgerencia de Geología e Ingeniería Civil, en trabajos de geología regional y a semidetalle en la residencia Pacífico-Norte.

De 1995 a 1999 laboró en la Compañía M-I drilling Fluids, como Ingeniero de fluidos de control en la Región marina y sur.

De 1999 a 2000 se desempeñó en PEP, Activo de Explotación Abkatún, dando seguimiento a las actividades de pozos en perforación, estudios geológicos, (estructurales, petrográficos y petrofísicos).

De 2000 a 2009 estuvo en el Activo de Exploración Macuspana y Regional de exploración, en la operación geológica a pozos exploratorios en etapas de perforación y terminación.



VOL. 54 No. 5, MAYO 2014 · ISSN 0185-3899

De 2009 a la fecha labora en el Activo de Producción Samaria Luna, en el Proyecto Delta de Grijalva, propuesta de localizaciones de desarrollo y seguimiento operativo geológico en las etapas de perforación y terminación.

Presentó trabajos en el Congreso de Puebla en 2011. Pertenece a la Asociación de Ingenieros Petroleros de México.

M. en I. Agustín Moreno Rosas

Ingeniero petrolero egresado del Instituto Politécnico Nacional en 1983, con Maestría en Ingeniería Petrolera y de Gas Natural en 2004, por la Universidad Nacional Autónoma de México.

Ingresó a Pemex en 1994 en el Distrito Comalcalco, posteriormente fue trasladado a Reforma Chiapas, donde laboró en el área de caracterización de yacimientos realizando los estudios integrales de Catedral y Muspac, en 2005 estuvo encargado por parte de Caracterización en la realización del FEL del Proyecto Cactus-Sitio Grande, y posteriormente de San Manuel.

En 2010 fue movilizado al Proyecto Delta del Grijalva como encargado del área de caracterización de yacimientos, dando seguimiento a la perforación de los pozos en los campos de Sen, Pijije, Terra y Tizón.

En mayo del 2013 fue trasladado al Activo de Producción Bellota-Jujo al Proyecto Bellota Chinchorro como líder de yacimientos.

Pertenece a la Asociación de Ingenieros Petroleros de México y al Colegio de Ingenieros Petroleros, y es miembro de la Red de especialistas en petrofísica.


IsoMetrix; Isometrically sampled towed-streamer marine seismic data

Tim BuntingPete Watterson

Massimiliano VassalloWesternGeco

Información del artículo: recibido: marzo 2013-aceptado: mayo 2014

Abstract

IsoMetrix is a new type of marine towed-streamer seismic measurement that mitigates for the limited crossline sampling of the towed marine seismic method. Using this new multi-measurement system it is possible to accurately reconstruct the upgoing wavefield between streamers. The integrated acquisition and processing system delivers deghosted reconstructed data, in near realtime, on the vessel as a standard deliverable.

Recent testing and production surveys demonstrate the value of the multimeasurements to measure the 3D wavefield at much higher resolution than with existing technology. As the industry gains experience with this technology any limitations of the reconstruction will become clearer but early results are already showing significant value.

Introduction

The quality of the marine towed-streamer measurement has improved immensely over the last decades. With the introduction of the 3D method in the 80s, much more of the energy scattered from complex geobodies could be captured. Further improvements such as point-receiver, dual tow depth, dual component and streamer steering have each incrementally improved the seismic measurement. However, one major limitation of the towed-streamer seismic method still remains; to acquire data efficiently and with low operational risk the streamer separation (crossline receiver sampling) must be wider than is desirable and considerably wider than the inline sampling (trace interval). The traditional marine towed-streamer method measures the pressure wavefield un-equally (or non-isometrically), resulting in crossline aliasing.

We introduce a new type of marine seismic measurement which compensates for the limited crossline sampling of

the towed marine seismic measurement and additionally accommodates 3D receiver deghosting. This paper will provide general information on the theory behind IsoMetrix and provide some results from field tests through to full commercial deployments.

Multisensor streamers and Generalized Matching Pursuit

At its core IsoMetrix is a towed-streamer platform that measures the pressure wavefield, and the vertical and crossline components of the water column particle acceleration wavefield i.e. a multisensor measurement system. The value of the multi-measurement was introduced by Robertsson et al 2008.

To summarize the equation of motion relates particle velocity to the spatial gradient of the pressure wavefield as:

Figure 1. Equation of motion.

Artículo arbitrado


IsoMetrix; Isometrically sampled towed-streamer marine seismic data, p.p.299-305

Intuitively we expect that having access to the gradient of the pressure wavefield will be beneficial to understand the shape of the recorded wavefield away from the recording location. A number of people have been credited with developing the multi-channel sampling theorem, including Linden (1959), which shows how to reconstruct the wavefield between the recording locations

(using the amplitude and the gradient) as long as the spatial bandwidth of the measurement is limited. For single-channel reconstruction, the bandwidth is limited to half the sampling frequency, but for multichannel reconstruction in which the spatial gradient of the wave-field is also measured, the bandwidth is only limited to the sampling frequency.

Figure 2. Linden multi cannel.

With some additional work it was possible to develop the pressure gradient from the multisensor measurement and make use of this multi-channel reconstruction methodology.

Figure 3 illustrates this in cartoon form. The two graphs illustrate single and multi channel reconstruction of a waveform propagating across the spread (blue curve). The horizontal location of the blue dots represents the crossline streamer (measurement) location. With single channel sampling (top graph), multiple waveforms can

be reconstructed which honor the spatial measurement. However, with multichannel reconstruction (bottom graph) in which both amplitude and gradient are measured the original waveform can be accurately reconstructed.

However, the goal for IsoMetrix is not to reconstruct the full wave-field at twice the spatial sample rate but rather to reconstruct the upgoing (deghosted) wavefield at much higher reconstruction rates i.e. past the limitations predicted by multi-channel signal theory.

Crossline view

Figure 3. Single channel vs multichannel reconstruction. With single cannel reconstruction (top) only the wavefield amplitude at the streamer locations is measured. A high frequency waveform (blue) will be aliased with such sparse sampling. With multi-channel reconstruction (bottom), both the wavefield amplitude and gradient are measured and the high frequency wave

form can be accurately reconstructed.


Tim Bunting, Pete Watterson, Massimiliano Vassallo

The methodology to achieve this has been addressed in a number of papers (Özdemir et al 2010, Vassallo et al 2011, Özbek et al 2011, Özbek et al 2010, Özdemir et al 2011) and is termed Generalized Matching Pursuit (GMP). In simplistic terms GMP relies on a number of aspects of the measurement to achieve Joint Interpolation and De-ghosting (JID):

1. The fact that the measured “downgoing” wavefield contains information about the upgoing wavefield at a different location than the recorded location.

2. The three input datasets (pressure, crossline particle acceleration and vertical particle acceleration)are further constrained by relationships, such as the ghost model, which obey the wave equation.

3. The ghost model enables the use of the vertical pressure gradient (also measured with the IsoMetrix multi-measurement system) for crossline reconstruction; according to signal theory this accommodates reconstruction up to the second order of aliasing.

4. The reconstruction technique uses matching pursuit methodology (Özdemir et al 2010) which is not limited by the traditional sampling theorem and has proven to have much stronger de-aliasing potential than originally predicted.

It is also worth mentioning that the multisensor measurement allows for 3D de-ghosting because the direction of the downgoing wavefield can be derived.

The IsoMetrix Platform

IsoMetrix is a integrated acquisition and processing system. The streamer is populated with densely sampled single sensor hydrophones and single sensor dual component accelerometers. As detailed in Figure 4, these single sensor measurements are transmitted onboard and then pass through an intensive noise attenuation workflow before being recorded to tape at a 3.125m trace interval. Following this the dataset is passed through GMP to produce the second deliverable with the receivers sampled on the 6.25m x 6.25m IsoGrid. The IsoGrid is a earth referenced receiver grid with 6.25m x 6.25m spatial sampling.

Figure 4. Realtime workflow detailing the two acquisition deliverables.



One of the key challenges in the development of the IsoMetrix technology was addressing the very high levels of low-frequency noise on the acceleration measurement. This issue was previously addressed (Özdemir et al 2012, Teigen et al, 2012). In summary, it is very challenging to make good quality acceleration measurements on a very exposed marine towed-streamer platforms that experience angular, longitudinal and transverse displacement due to the tugging

and sea-surface action. In general the amplitude of this noise is inversely proportional to frequency.

Through an integrated engineering effort that resulted in purpose-built sensors, ultrahigh- density sampling and new point-receiver noise attenuation solutions the accelerometer measurement is usable down to very low frequencies (Caprioli et al, 2012).

Figure 5. Point-receiver vertical acceleration measurements pre (left) and post (right) noise attenuation.

Results

IsoMetrix has been deployed on a number of projects; both test projects and fully commercial efforts. Initially, the technology was deployed in the North Sea using a very limited acquisition spread of six streamers of 500m length with 75m separation. The results of this project have been extensively described (Vassallo et al, 2012). To summarize, the primary goal of this test was to evaluate the reconstruction, but there were some additional shallow imaging objectives. The data was reconstructed to a surface receiver grid of 6.25m x 6.25m using Generalized Matching Pursuit (GMP). As detailed in figure 6 and 7, the pressure data which is very sparsely sampled in the crossline direction (75m streamer separation) can be reconstructed to 6.25m while preserving steeply dipping out-of-plane energy which would be heavily aliased in the crossline gathers.

Figure 6. Crossline gather at a common inline offset from a single shot. From left to right – Original pressure only measurement, GMP full wavefield, GMP upgoing wavefield and GMP downgoing wavefield. Note the original measurement is very sparsely sampled, (75m streamer separation) in the pressure only measurement. The reconstruction benefitting from the multi-measurement input has much higher resolution and recovers some linear out-of plane energy which is not

identifiable on the pressure only measurement.



Figure 7.Time slice of the wavefield recorded from the acquisition spread with dimensions of 500m (Streamer length) x 375m (6 streamers at 75m separation). Top left is the pressure recording, top right is the recorded crossline particle velocity. Note while both measurements are well sampled inline, they are very sparsely sampled crossline. The bottom graphs detail the timeslices post GMP; full wavefield (left) and upgoing wavefield (right). The multi-component reconstruction recovers energy which is clearly aliased in the two individual measurements. Also note the

higher resolution in the deghosted output.

IsoMetix has since been used on commercial projects with configurations ranging from 6x3000m to 8x6000m.

Conclusions

Initial tests suggest that the goals behind this significant engineering undertaking have been met. The multi-measurement accommodates reconstruction between the streamers of the deghosted wavefield at very high reconstruction rates. As different spread configurations are deployed the industry will gain an understanding of the limitations of this reconstruction methodology.

Even with the understanding we have developed to date the value is very clear. With standard spread configurations it is possible to reconstruct the deghosted wavefield to a 6.25m x 6.25m receiver grid. As well as being very valuable for reservoir targets there are many other

benefits. For example, as a by-product of a hydrocarbon exploration survey it will be possible to produce an ultra-high resolution limited depth dataset for shallow drilling hazard evaluation. Additionally, the potential to accurately reconstruct to an earth referenced receiver grid will improve surface repeatability for 4D time-lapse analysis (Eggenberger et al, 2012).

References

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Semblanza

Tim Bunting

Obtuvo su licenciatura en Ingeniería Minera de la Universidad de Staffordshire en Inglaterra. Como geofísico ha desempeñado diversos puestos en Europa, África, Medio Oriente, Rusia, Asia y América Latina. Fue gerente de geofísica para WesternGeco Asia y Australia, con sede en Kuala Lumpur, Malasia, donde manejó la validez científica y técnica de las soluciones sísmicas regionales. Actualmente trabaja en Brasil para WesternGeco Servicos de Sísmica Ltda.


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Libros

Bourdet, D. 2002. Well Test Analysis: the Use of Advanced Interpretation Models. Amsterdam: Elsevier.

Artículos

Hernández García, M.A. 2011. Desarrollo del Campo Cauchy: Caso de Éxito en la Región Norte. Ingeniería Petrolera LII (2): 19-35.

Soliman, M.Y., Miranda, C. and Wang, H.M. 2010. Application of After-Closure Analysis to a Dual-Porosity Formation, to CBM, and to a Fractured Horizontal Well. SPE Prod & Oper 25 (4): 472-483. SPE-124135-PA. http://dx.doi.org/10.2118/10.2118/124135-PA

Conferencia, reunión, etc.

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Tesis

Pérez Martínez, E. 2011. Estudio de Conificación de Agua en Yacimientos Naturalmente Fracturados. Tesis de Maestría, UNAM, Programa de Maestría y Doctorado en Ingeniería, México, D.F.

Miguel Hernández, N. 2002. Scaling Parameters for Characterizing Gravity Drainage in Naturally Fractured Reservoir. PhD dissertation, University of Texas at Austin, Austin, Texas.

PDF (en línea)

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Normas

NRF-005-PEMEX-2000. Protección Interior de Ductos con Inhibidores. 2000. México, D.F.: PEMEX, Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Software

Eclipse Reservoir Engineering Software. 2005. Schlumberger, http://www.slb.com/content/services/software/resent/.

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