Caracterización estática de yacimientos para la generación de candidatos con oportunidad para reparaciones mayores en pozos de un campo maduro

Abstract

RESUMEN: Este trabajo se elabora con el fin de caracterizar yacimientos, de manera que se mejore la toma de decisiones que competen al desarrollo del campo petrolero, optimizando de esta manera procesos y recursos. El caso de estudio es el campo Teapot Dome, ubicado en Wyoming, en el condado de Natrona, cerca de la cuenca del Powder River, se considera una reserva de petróleo (NPR3) de∼40.5 km2 de área. El campo es una estructura anticlinal asimétrica que va del Cretácico tardío al Eoceno, incluyendo rocas sedimentarias clásticas de la era Laramide. El presente proyecto se enfoca en la unidad 2nd Wall Creek, una de las principales zonas productoras de petróleo, perteneciente a la formación Frontier. Esta unidad de arenisca se depositó por un sistema fluvio-deltaico progradante, consta de un lecho masivo, su grosor es de ∼12m (∼39.4ft), grano medio (0.09 a 0.22 mm), bastante cuarzo y su composición es homogénea. El proyecto se realiza en el software especializado GeoGraphixQR, destacando que a lo largo del escrito se detallan los procesos realizados. Los datos de entrada con los que se cuenta son un volumen sísmico en formato SGY, registros geofísicos de pozos en formato LAS, y hojas de cálculo en formato Excel. Los métodos sísmicos de exploración se consideran una pieza fundamental en los proyectos de exploración y producción en campos petroleros. Dentro de la prospección sísmica, se hace especial enfoque en la interpretación, con el fin de entender el marco geológico-estructural del campo, y, por ende, de la unidad de interés. La interpretación se basa en delimitar los horizontes y fallas geológicas en el volumen de datos migrados compuesto por 345 inlines y 188 crosslines en el dominio del tiempo, la longitud del muestreo es de 3s, la frecuencia de muestreo de 2ms, y el espaciamiento tanto de inlines como de crosslines es 110 ft, generando un bin de interpretación de 55 por 55. Los marcadores geológicos en los pozos (guías para el picado de horizontes) se encuentran en el dominio de la profundidad, para calibrar, se relacionan a estos con la información sísmica mediante los sismogramas sintéticos previamente generados para dos de estos pozos. Para validar el espesor geológico mínimo a identificar al nivel de la unidad de interés, se obtiene la resolución sísmica vertical de ∼115ft (∼35m) para ambos casos, sustituyendo en las ecuaciones pertinentes los datos para el periodo (∼0.39s) y velocidad interválica (∼12,000 ft/s) provenientes de estos sismogramas. Para corroborar que las frecuencias de ∼26Hz obtenidas por las ecuaciones son coherentes con la información de la sísmica, se analizan los espectros de frecuencia de los cortes de tiempo asociados al intervalo de interés (415 y 441 ms). Para iniciar la delimitación de horizontes se genera una pseudosección basada en una línea arbitraria que relaciona directamente los dos pozos con curvas de velocidad, posteriormente se interpretan los horizontes y las fallas en el resto de las inlines y crosslines del volumen, obteniendo las superficies y mapas estructurales de la unidad, mismas que se analizan en relación a la ubicación de los principales pozos productores. En el contexto de la exploración en la industria de los hidrocarburos, una de las principales herramientas utilizadas son los registros geofísicos de pozo (RGP). Estos se representan con distintos tipos de curvas y se pueden dividir en tres principales grupos, eléctricos, nucleares, y acústicos. En este caso se emplean principalmente los registros convencionales de caliper (Cali), potencial espontáneo (SP), rayos gamma (GR), densidad aparente (RHOB), porosidad neutrón (NPSS), resistividad verdadera (RT), y acústico o sónico (DT). Del entendimiento del funcionamiento de estos registros es posible obtener conclusiones tanto de carácter cualitativo como cuantitativo de las condiciones a nivel pozo y/o yacimiento, por lo que se explica el principio y utilidad de cada uno de los anteriores. Para corroborar la delimitación de los horizontes mediante la interpretación sísmica, se realizan correlaciones estratigráficas entre pozos, utilizando principalmente los registros de GR, SP y RT (dado el contexto areno-arcilloso), comprobando a su vez la presencia y continuidad lateral de esta unidad de arena. Posterior a este análisis regional, y al análisis cualitativo de los RGP, se realiza la evaluación petrofísica, en primera instancia y para comprobar la funcionalidad de la metodología aplicada, para pozos productores en el intervalo de interés. Se busca esencialmente obtener 3 propiedades petrofísicas, las cuales son volumen de lutita (Vsh), porosidad efectiva (Φe), y saturación de agua (Sw). El fundamento para obtener estas propiedades se basa en modelos petrofísicos, razón por la que se explican los distintos modelos y ecuaciones representativas, agregando la justificación (dado el contexto geológico) en el uso de cada una. A partir de las propiedades petrofísicas recién mencionadas se obtienen otros cálculos que funcionan como indicativos para diferenciar entre zonas con potencial petrolero dentro de los yacimientos, tales como el volumen aparente de agua (BV W) y las zonas de paga, donde se destaca que, para los pozos productores se obtuvieron parámetros de corte de Vsh=∼27 %, PHIe=∼17 % y Swe=∼19 %. Una de las finalidades es la de encontrar pozos con potencial petrolero en la unidad 2nd Wall Creek, para generar propuestas para reparaciones de pozos. La reparación de pozos es un proceso llevado a cabo después de la perforación y de la terminación, teniendo como objetivo optimizar, rehabilitar, o mejorar, la productividad de un pozo y de esta manera obtener hidrocarburos a menor costo. Estas reparaciones se clasifican principalmente en dos, reparación menor (RME) y reparación mayor (RMA), siendo esta ultima el enfoque principal del proyecto, ya que se propone un cambio de intervalo productor, aislando la zona ya agotada o económicamente incosteable. Los estudios previos forman parte de la evaluación técnica de los prospectos, por lo que se ilustra la integración de la información recabada a lo largo de la metodología para la realización formal de las propuestas. Para estas propuestas, se muestra la localización y el estado (productor, inyector, etc.) de los pozos, así como los datos históricos de producción en los intervalos que tuvieron originalmente como objetivos a producir. Se muestran mapas estructurales destacando la ubicación de los pozos candidatos y los pozos vecinos con los que se conjuntan para las secciones sísmicas y correlaciones estratigráficas interpretadas. Se muestra también la evaluación petrofísica de los pozos candidatos, donde se reflejan parámetros de corte para las propiedades petrofísicas similares a las obtenidas para los pozos productores en el ya mencionado intervalo, justificando la propuesta de dichos candidatos, mencionando, por último, las profundidades a las cuales se propone realizar los disparos para poner a producir la nueva zona, intervalos de ∼15m, a profundidades entre ∼900 y ∼950m. ABSTRACT: The purpose of this work is to characterize reservoirs in order to improve the decision making process for oil field development, thus optimizing processes and resources. The case study is the Teapot Dome field, located in Wyoming, in Natrona County, near the Powder River basin, is considered an oil reservoir (NPR3) of∼40.5 km2 area. The field is a Late Cretaceous to Eocene asymmetric anticlinal structure, including clastic sedimentary rocks of Laramide age. The present project focuses on the 2nd Wall Creek unit, one of the main oil-producing zones, belonging to the Frontier formation. This sandstone unit was deposited by a progradational fluvio-deltaic system, consists of massive bedding, its thickness is ∼12m (∼39.4ft), medium grain size (0.09 to 0.22 mm), quite quartz and its composition is homogeneous. The project is carried out in the specialized software GeoGraphixQR, emphasizing that throughout the writing the processes carried out are detailed. The input data available are a seismic volume in SGY format, geophysical well logs in LAS format, and spreadsheets in Excel format. Exploration seismic methods are considered a fundamental part of exploration and production projects in oil fields. Within seismic prospecting, special focus is made on interpretation, in order to understand the geological-structural framework of the field, and therefore, of the unit of interest. The interpretation is based on delimiting the geological horizons and faults in the migrated data volume composed of 345 inlines and 188 crosslines in the time domain, the sampling length is 3s, the sampling frequency is 2ms, and the spacing of both inlines and crosslines is 110 ft, generating an interpretation bin of 55 by 55. The geologic markers in the boreholes (guides for the pitting of horizons) are in the depth domain, to calibrate, these are related to the seismic information by means of the synthetic seismograms previously generated for two of these boreholes. To validate the minimum geologic thickness to be identified at the level of the unit of interest, the vertical seismic resolution of ∼115ft (∼35m) is obtained for both cases, substituting in the relevant equations the data for period (∼0.39s) and intervallic velocity (∼12,000 ft/s) coming from these seismograms. To corroborate that the ∼26Hz frequencies obtained by the equations are consistent with the seismic data, the frequency spectra of the time slices associated with the interval of interest (415 and 441 ms) are analyzed. To start the delimitation of horizons, a pseudosection is generated based on an arbitrary line that directly relates the two wells with velocity curves, then the horizons and faults in the rest of the inlines and crosslines of the volume are interpreted, obtaining the surfaces and structural maps of the unit, which are analyzed in relation to the location of the main producing wells. In the context of exploration in the hydrocarbon industry, one of the main tools used are the geophysical well logs (GPR). These are represented by different types of curves and can be divided into three main groups, electrical, nuclear, and acoustic. In this case, conventional caliper (Cali), spontaneous potential (SP), gamma ray (GR), bulk density (RHOB), neutron porosity (NPSS), true resistivity (RT), and acoustic or sonic (DT) logs are mainly used. From the understanding of the operation of these logs it is possible to obtain both qualitative and quantitative conclusions of the conditions at well and/or reservoir level, so the principle and usefulness of each of the above is explained. To corroborate the delimitation of horizons through seismic interpretation, stratigraphic correlations are made between wells, using mainly GR, SP and RT logs (given the sandy-clay context), verifying in turn the presence and lateral continuity of this sand unit. Subsequent to this regional analysis, and the qualitative analysis of the RGP, the petrophysical evaluation is carried out, in the first instance and to check the functionality of the applied methodology, for producing wells in the interval of interest. We essentially seek to obtain 3 petrophysical properties, which are shale volume (Vsh), effective porosity (Φe), and water saturation (Sw). The basis for obtaining these properties is based on petrophysical models, which is why the different models and representative equations are explained, adding the justification (given the geological context) in the use of each one. From the petrophysical properties just mentioned, other calculations are obtained that work as indicative to differentiate between zones with oil potential within the reservoirs, such as the apparent volume of water (BV W) and pay zones, where it is highlighted that, for the producing wells, cut-off parameters of Vsh=∼27 %, PHIe=∼17 % and Swe=∼19 % were obtained. One of the purposes is to find wells with oil potential in the 2nd Wall Creek unit to generate proposals for well workovers. Well workover is a process carried out after drilling and completion, aiming to optimize, rehabilitate, or improve, the productivity of a well and thus obtain hydrocarbons at lower cost. These repairs are mainly classified in two, minor repair (RME) and major repair (RMA), the latter being the main focus of the project, since it proposes a change of producing interval, isolating the already depleted or economically unaffordable zone. The previous studies are part of the technical evaluation of the prospects, so the integration of the information gathered throughout the methodology for the formal realization of the proposals is illustrated. For these proposals, the location and status (producer, injector, etc.) of the wells are shown, as well as the historical production data in the intervals originally targeted for production. Structural maps are shown highlighting the location of the candidate wells and the neighboring wells with which they are matched for the interpreted seismic sections and stratigraphic correlations. The petrophysical evaluation of the candidate wells is also shown, where shear parameters for petrophysical properties similar to those obtained for the producing wells in the aforementioned interval are reflected, justifying the proposal of such candidates, mentioning, finally, the depths at which it is proposed to perforate to bring the new zone into production, intervals of ∼15m, at depths between ∼900 and ∼950m.