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Técnicos CMP
Fracturamiento Electromagnético en Arcillosas
Este artículo de investigación propuso y desarrolló los fundamentos físico-matemáticos del fracturamiento electromagnético aplicado a formaciones arcillosas. El fracturamiento electromagnético tiene como objetivo que el medio poroso esté comunicado para la producción de los hidrocarburos al pozo.
Por / By: Mario Ubaldo Rangel Gutiérrez y Galvis Nelson Barros
La creativa propuesta tuvo como objetivo generar fracturas inducidas, considerando la resonancia natural de la estructura molecular de las rocas arcillosas. Por tanto, se requirió la caracterización estática de la lutita.
Se presentó un modelo matemático en el que concluyó que es posible desarrollar el fracturamiento electromagnético. Del mismo modo, se hicieron pruebas iniciales con fuentes electromagnéticas: magnetrones de hornos microondas y se toman evidencias reportadas en la literatura.
En tanto, la idea de modificar las propiedades de la formación de interés mediante fracturas artificiales permitió aumentar el flujo de los hidrocarburos y estimular al yacimiento. Se buscó explotar eficientemente un yacimiento de hidrocarburos, pero por su complejidad es difícil lograrlo.
Asimismo, la estimulación del yacimiento se orientó a incrementar la permeabilidad y conectar los canales de flujo existentes. El fracturamiento electromagnético no ocasionar problemas ecológicos al diferenciar las propiedades electromagnéticas en cada formación, por tanto, no contaminar los acuíferos.
Las propiedades electromagnéticas de la formación, dependen de su contenido mineralógico; y la fractura electromagnética inducida está en función de los minerales y de su frecuencia natural de resonancia. En efecto, esta técnica es viable y amigable con el medio ambiente.
El fracturamiento, asimismo, es la ruptura inducida del medio poroso. Implica la generación de una fractura
Electromagnetic Fracturing in Clays
This research article proposed and developed the physical-mathematical foundations of electromagnetic fracturing applied to clay formations. The objective of electromagnetic fracturing is that the porous medium is communicated for the production of hydrocarbons to the well.
This study, located in the south of the state of Veracruz, sought to eliminate the disconnect between seismic processing and seismic inversion; which compromise the fidelity of the calculated attributes.
The creative proposal aimed to generate induced fractures, considering the natural resonance of the molecular structure of clay rocks. Therefore, static characterization of the shale was required.
A mathematical model was presented in which he concluded that it is possible to develop electromagnetic fracturing. In the same way, initial tests were made with electromagnetic sources: microwave oven magnetrons and evidence reported in the literature was taken. Meanwhile, the idea of modifying the properties of the formation of interest through artificial fractures made it possible to increase the flow of hydrocarbons and stimulate the reservoir. Efficient exploitation of a hydrocarbon field was sought, but due to its complexity it is difficult to achieve it. Likewise, the stimulation of the reservoir was aimed at increasing the permeability and connecting the existing flow channels. Electromagnetic fracturing does not cause ecological problems by differentiating the electromagnetic properties in each formation, therefore, it does not contaminate the aquifers. The electromagnetic properties of the formation depend on its mineralogical content; and the induced electromagnetic fracture is a function of the minerals
artificial y su propagación hasta que se alcance un nuevo estado de equilibrio.
Las fracturas se lograron inducir por medio de campos electromegnéticos en una muestra de Chicontepec. Para lograrlo se requirió un exhaustivo estudio de física de rocas, es decir, la caracterización de ésta, principalmente en su contenido mineralógico.
Después de averiguar su contenido, se realizó el análisis respectivo de la histéresis que presenta dicho mineral; con la finalidad de saber si reaccionaría a los campos eléctricos que se le aplicaron.
Sin embargo, en este caso, se prescindió de dicho estudio debido a que el cuarzo se conoce como un material piezoeléctrico; por que bastaba con saber que la muestra lo contenía.
Sabiendo cuál de los materiales se comporta polarizándose al aplicarse dichos campos, nos enfocamos a ése. De la misma física de rocas se averiguó el tamaño de grano del mineral, ya que nos dio la pauta para saber la longitud de onda.
Por medio de la resonancia de los minerales dieléctricos presentes en la formación, se logra crear fracturas en todo el medio poroso. Las cuales ayudaron a una mejor explotación del yacimiento petrolero, hallando así una nueva forma de estimulación que no se había considerado. and their natural resonance frequency. Indeed, this technique is viable and friendly to the environment.
Fracturing, likewise, is the induced breakdown of the porous medium. It involves the generation of an artificial fracture and its propagation until a new state of equilibrium is reached.
The fractures were induced by means of electromegnetic fields in a sample from Chicontepec. To achieve this, an exhaustive study of rock physics was required, that is, its characterization, mainly in its mineralogical content.
After finding out its content, the respective analysis of the hysteresis presented by said mineral was carried out; in order to know if it would react to the electric fields that were applied to it.
However, in this case, this study was dispensed with because quartz is known as a piezoelectric material; because it was enough to know that the sample contained it.
Knowing which of the materials behaves polarizing when applying these fields, we focus on that. From the same rock physics, the grain size of the mineral was found, since it gave us the guideline to know the wavelength.
Through the resonance of the dielectric minerals present in the formation, it is possible to create fractures throughout the porous medium. Which helped to better exploit the oil field, thus finding a new form of stimulation that had not been considered.
Eventos de deformación y estilos estructurales
Las edades de los eventos de deformación y estilos estructurales de las trampas de hidrocarburos en las Cuencas del Sureste Marino, México.
Por / By : Rolando Heberto Peterson Rodríguez; Néstor Daniel Ortiz Nájera; Rodrigo Portillo Pineda; Ulises Rodríguez del Ángel; Alberto Jesús Abarca Aguilar; José Carlos Ruiz Gutiérrez; Jorge Alberto Briseño Sotelo y Oscar Emmanuel Guadalupe Vences Estudillo
El análisis de las secuencias interpretadas en toda la columna geológica, la construcción y restauración de secciones geológicas estructurales y la identificación de estratos de crecimiento permitieron reconocer y validar las edades de 4 eventos regionales de deformación propuestos en el sur del Golfo de México.
Los eventos de deformación correspondieron un evento de edad Jurásico Tardío-Cretácico caracterizado por una extensión gravitacional, desarrollando anticlinales de extensión y diapirismo (1); y a un evento de edad Eoceno-Oligoceno, asociado a una contracción con emplazamiento de sal alóctona y desarrollo de pliegues, re-deformando estructuras del evento (2).
Asimismo, a un evento de edad Mioceno Medio-Plioceno Temprano, definido por una contracción que desarrolló pliegues, re-deformando estructuras de los eventos 1y 2 (3); y a un evento de edad Mioceno Tardío-Reciente, caracterizado por una extensión,
Deformation events and structural styles
The ages of deformation events and structural styles of hydrocarbon traps in the Southeast Marine Basins, Mexico.
The analysis of the sequences interpreted in the entire geological column, the construction and restoration of structural geological sections and the identification of growth strata allowed us to recognize and validate the ages of 4 regional deformation events proposed in the southern Gulf of Mexico.
The deformation events corresponded to an event of the Late JurassicCretaceous age characterized by a gravitational extension, developing anticlines of extension and diapirism (1); and to an Eocene-Oligocene age event, associated with a contraction with placement of allochthonous salt and development of folds, re-deforming structures of the event (2).
Likewise, to an event of Middle Miocene-Early Pliocene age, defined by a contraction that developed folds, re-deforming structures of events 1 and 2 (3); and a Late-Recent Miocene event, characterized by an extension, re-deforming structures of the events (4).
However, in some areas, structures have been recognized that suggest lateral ramps associated with passage without involving
re-deformando estructuras de los eventos (4).
Sin embargo, en algunas zonas se han reconocido estructuras que sugieren rampas laterales asociados a transcurrencia sin involucrar al basamento durante los eventos 3 y 4.
El análisis de los eventos 3 y 4 mostraron que fueron diacrónicos; siendo el evento 3 más antiguo al SW y más joven al NE con un rango de edad de Mioceno Medio-Plioceno Temprano.
Durante el estudio se logró un avance en el entendimiento de la geología estructural regional y en el entendimiento de las geometrías y edades de trampas estructurales que se estudiaron.
Sin embargo, el gran reto que se tiene para seguir explorando hidrocarburos en la zona, consiste en lograr mejorar la imagen sísmica migrada en profundidad. Lo anterior ayudará a identificar los tipos de trampas en zonas complejas.
Asimismo, el sur del Golfo de México registró una re-deformación de las trampas estructurales existentes, poniendo en contexto el entendimiento de la preservación de acumulaciones; además de la redistribución de acumulaciones por la re-migración de hidrocarburos al momento de la migración de los hidrocarburos. the basement during events 3 and 4.
The analysis of events 3 and 4 showed that they were diachronic; being the oldest event 3 to the SW and youngest to the NE with a Middle Miocene-Early Pliocene age range.
During the study, progress was made in the understanding of regional structural geology and in the understanding of the geometries and ages of the structural traps that were studied.
However, the great challenge to continue exploring hydrocarbons in the area is to improve the depth migrated seismic image. This will help identify the types of traps in complex areas.
Likewise, the southern Gulf of Mexico registered a re-deformation of the existing structural traps, putting into context the understanding of the preservation of accumulations; in addition to the redistribution of accumulations due to the re-migration of hydrocarbons at the time of migration of the hydrocarbons.
Evaluación del exponente poroso de cementación
La evaluación del exponente de cementación para determinar el tipo de medio poroso presente en yacimientos complejos.
Por / By : Alejandro Omar Pacheco Cabello e Hilario Serrano
Durante el presente trabajo, la aplicación del método “M” de variable en formaciones donde se tiene más un sistema poroso (matriz, fractura, vúgulo) fue clave. El método ayudó a comprender lo heterogéneo del yacimiento carbonatado presente en el campo.
Asimismo, la prueba de intervalos del pozo nos permitió saber dónde estaba la zona 100% saturada de agua (Ro), que posteriormente anexó un siguiente intervalo; el cual fue productor 100% aceite y se pudo ajustar los valores de Ro y Rw para el cálculo de la saturación de agua (Sw).
En tanto, para el Exponente de cementación se obtuvo un valor mínimo y máximo (1.5 a 2.5) por el grafico de Pickett. Se aplicaron diferentes métodos propuestos por diferentes autores en donde fue Focke and Munn el que más se ajustó dentro de los valores.
Como el exponente “m” está en función del medio poroso (tipo de porosidad) y esta a su vez tiene un impacto significativo en la resistividad y porosidad. Se generaron diferentes gráficos de estas propiedades para poder relacionar las zonas de mayor porosidad (secundaria) y su respuesta con el Exponente donde fue posible conocer que valores de “m”.
Asimismo, el punto medular de la interpretación cuantitativa de los registros es el conjunto de relaciones propuestas por G.E. Archie en 1941; las cuales relacionan la resistividad, la porosidad y la saturación de agua de los yacimientos de hidrocarburos.
Sin embargo, Archie introdujo el concepto de “Factor de resistividad de la formación o mejor conocido como Factor de formación (Ff); por medio del cual se relaciona la resistividad de una arena saturada de agua (Ro) con la resistividad del agua (Rw).
Evaluation of the porous cementation exponent
The evaluation of the cementing exponent to determine the type of porous medium present in complex reservoirs.
During the present work, the application of the variable “M” method in formations where there is more one porous system (matrix, fracture, vúgulo) was key. The method helped to understand the heterogeneity of the carbonate reservoir present in the field.
Likewise, the well interval test allowed us to know where the 100% water-saturated zone (Ro) was, which later added a following interval; which produced 100% oil and the values of Ro and Rw could be adjusted to calculate the water saturation (Sw).
Meanwhile, for the Cementation Exponent, a minimum and maximum value (1.5 to 2.5) was obtained by the Pickett graph. Different methods proposed by different authors were applied where it was Focke and Munn the one that best adjusted within the values.
As the exponent “m” is a function of the porous medium (type of porosity) and this in turn has a significant impact on resistivity and porosity. Different graphs of these properties were generated to be able to relate the areas with the highest porosity (secondary) and their response with the Exponent where it was possible to know what values of “m”. Likewise, the core point of the quantitative interpretation of the records is the set of relationships proposed by G.E. Archie in 1941; which relate the resistivity, porosity and water saturation of hydrocarbon reservoirs. However, Archie introduced the concept of “Formation resistivity factor or better known as Formation Factor (Ff); by means of which the resistivity of a water saturated sand (Ro) is related to the resistivity of water (Rw). The lack of knowledge of the correct value of “m” gave incorrect results of water saturation Sw in oil producing areas or vice versa. In the same way, the study showed the behavior of “m” is
La falta de conocimiento del valor correcto de “m” arrojó resultados incorrectos de saturación de agua Sw en zonas productoras de aceite o viceversa.
Del mismo modo, el estudio mostró el comportamiento de “m” está en función de la porosidad y fluidos contenidos que presenta el medio poroso. En el caso de JSK constituida principalmente por fracturas y vúgulos de disolución (Secundaria).
Los valores “m” en la formación JSK van de 1,545 a 2.5, obtenidos de los 2 intervalos probados; siendo el primero productor de agua y en el segundo caso productor de aceite.
Asimismo, las zonas que se identificaron con Saturaciones bajas (Sw) por debajo de lo estimado anteriormente; presentaron fracturas derivado del registro FMI y uso de Crossplot, donde se establecieron como intervalos potenciales.
Como acciones importantes por hacer es la toma de núcleos a nivel de la formación JSK para determinar los valores “m” por laboratorio con resultados más certeros.
Aplicar los valores de “m” máximo y mínimo para los demás pozos del campo; reevaluando la saturación de agua (Sw) en zonas fracturas que pudieran estar influenciando la estimación de la misma.
En conclusión, es sumamente importante contar con los registros Geofisicos básicos (N-D, ILL, GR, DT). Son importantes para determinar con mayor exactitud el tipo de litóloga y porosidad presente en nuestros yacimientos. a function of the porosity and contained fluids that the porous medium presents. In the case of JSK, it consists mainly of fractures and dissolution vales (Secondary).
The “m” values in the JSK formation range from 1.545 to 2.5, obtained from the 2 tested intervals; being the first producer of water and in the second case producer of oil.
Likewise, the areas that were identified with low saturations (Sw) below that previously estimated; they presented fractures derived from the FMI registry and use of Crossplot, where they were established as potential intervals.
As important actions to do is the taking of nuclei at the level of the JSK training to determine the “m” values per laboratory with more accurate results.
Apply the maximum and minimum “m” values for the other wells in the field; reassessing the water saturation (Sw) in fracture zones that could be influencing its estimation.
In conclusion, it is extremely important to have the basic Geophysical records (N-D, ILL, GR, DT). They are important to more accurately determine the type of lithologist and porosity present in our reservoirs.
Valoración del proyecto paleocanal de Chicontepec
El conocimiento del comportamiento de productividad de los pozos en la Formación Chicontepec es de gran relevancia para obtener analogías de las condiciones geológicas favorables. Nos ayuda en la acumulación comercial de hidrocarburos y en la identificación de tenencias.
Las analogías nos ayudan a identificar y valorar el potencial de las áreas de oportunidad en los campos que reúnan características similares a las zonas de mayor acumulación.
De acuerdo con el estudio, las analogías nos ayudan a plantear estrategias para optimizar el desarrollo de los campos en forma eficiente y eficaz; a partir de la perforación y terminación de pozos convencionales, no convencionales y/ o estratégicos, según convenga. Además de aprovechar los pozos e infraestructura existentes, realizando reparaciones mayores.
En el presente trabajo se comprendió como punto de partida: el marco geológico regional, la Estratigrafía y el sistema petrolero; efectuando interpretación geológica – geofísica, principalmente en las areniscas de la Formación Chicontepec principal objetivo en los Campos Centrales del Proyecto Paleocanal.
Asimismo, en el estudio se efectuó una compilación de las producciones acumuladas de los pozos en este yacimiento, observándose tendencias en la acumulación de hidrocarburos; asociándose con el entrampamiento estratigráfico–estructural y la distribución de las secuencias ricas en areniscas.
El presente trabajo se aprovechó para determinar y valorar áreas que permitieron determinar estrategias
Valuation of the Chicontepec paleocanal project
Knowledge of the productivity behavior of wells in the Chicontepec Formation is of great relevance to obtain analogies of favorable geological conditions. It helps us in the commercial accumulation of hydrocarbons and in the identification of holdings.
The analogies help us to identify and assess the potential of the areas of opportunity in the fields that have characteristics similar to the areas of greater accumulation.
According to the study, the analogies help us to propose strategies to optimize the development of the fields in an efficient and effective way; from the drilling and completion of conventional, unconventional and / or strategic wells, as appropriate. In addition to taking advantage of existing wells and infrastructure, carrying out major repairs.
In the present work, the starting point was understood: the regional geological framework, the Stratigraphy and the petroleum system; carrying out geological - geophysical interpretation, mainly in the sandstones of the Chicontepec Formation, main objective in the Central Fields of the Paleocanal Project.
Likewise, the study made a compilation of the accumulated productions of the wells in this
para optimizar el desarrollo en cada campo; con un bajo riesgo que garantice la recuperación de las inversiones, generando rendimientos económicos.
Del mismo modo, el conocimiento del sistema petrolero proporcionó el potencial de las diferentes formaciones en los Campos Centrales del Proyecto Paleocanal de Chicontepec. Se identificaron los principales eventos geológicos y la relación con la productividad en la Formación Chicontepec.
Asimismo, los principales procesos diagenéticos que afectaron a las areniscas de la Formación Chicontepec fueron la compactación y la cementación por Carbonato de Calcio.
La productividad de los pozos depende: de los espesores de areniscas (grado de erosión), entrampamiento, posición estructural; condiciones sedimentológicas y tipo y efectividad de la terminación.
Sin embargo, el presente estudio es un precedente y respaldo para el proyecto FEL. Se fortaleció la cartera de localizaciones, visualizándose 67 oportunidades (27 estratégicas, 24 de desarrollo y 16 horizontales).
Derivado del presente análisis, se propuso en el programa operativo de perforación para los años 2018 y 2019 algunas oportunidades; principalmente de tipo estratégico en los Campos Coyula, Agua Fría y Corralillo.
Finalmente, se implementaron nuevas tecnologías de perforación y terminación de pozos, que permitieron maximizar la explotación de hidrocarburos. Se visualizó la estrategia para el desarrollo de los Campos Centrales del Proyecto Paleocanal de Chicontepec. field, observing trends in the accumulation of hydrocarbons; associating with stratigraphic-structural entrapment and distribution of rich sandstone sequences.
The present work was used to determine and assess areas that made it possible to determine strategies to optimize development in each field; with a low risk that guarantees the recovery of investments, generating economic returns.
In the same way, the knowledge of the petroleum system provided the potential of the different formations in the Central Fields of the Chicontepec Paleocanal Project. The main geological events and the relationship with productivity in the Chicontepec Formation were identified.
Likewise, the main diagenetic processes that affected the sandstones of the Chicontepec Formation were compaction and cementation by Calcium Carbonate.
Well productivity depends on: sandstone thickness (degree of erosion), entrapment, structural position; sedimentological conditions and type and effectiveness of completion.
However, this study is a precedent and support for the FEL project. The portfolio of locations was strengthened, visualizing 67 opportunities (27 strategic, 24 development and 16 horizontal).
Derived from this analysis, some opportunities were proposed in the drilling operating program for the years 2018 and 2019; mainly of a strategic nature in the Coyula, Agua Fría and Corralillo fields.
Finally, new drilling and well completion technologies were implemented, which allowed the exploitation of hydrocarbons to be maximized. The strategy for the development of the Central Fields of the Chicontepec Paleocanal Project was visualized.
Interpretación elástica, mecánica y litológica
Por / By : Rubén Nicolás López, Aurelio España Pinto, Oscar Valdiviezo Mijangos, Pablo Romero Hernández, Alfredo Lopez Lena Estrada y Manuel Espinosa Ortega
El presente trabajo abordó la metodología para aplicar plantillas maestras de litofacies obtenidas desde el modelado micromecánico de las propiedades elásticas.
La metodología es útil y muy efectiva para obtener modelos petro-elásticos, escalar datos petrofísicos, índices de fragilidad de pozos y sísmicos de formaciones terrígenas.
Las propiedades petrofísicas de porosidad, saturación y mineralogía entre otras, se relacionan consistentemente con las propiedades elásticas y de fragilidad mediante la aplicación de la física de rocas.
Asimismo, el resultado es la interpretación elástica, mecánica, litológica e intervalos productores de pozos no convencionales: shale gas y tigth oil mediante plantillas de física de rocas; los casos de estudio fueron: Barnett, Eagle Ford y Chicontepec.
Del mismo modo, esta metodología recorta la incertidumbre en los estudios de petrografía, petrofísica, estratigrafía y estudios geofísicos.
Sin embargo, siempre existen dudas de cómo escalar y conciliar la información de diversos estudios en los cuales se utilizan técnicas experimentales a escala
The present work addressed the methodology to apply master templates of lithofacies obtained from the micromechanical modeling of the elastic properties.
The methodology is useful and very effective for obtaining petro-elastic models, scaling petrophysical data, well fragility indices and seismic of terrigenous formations.
The petrophysical properties of porosity, saturation and mineralogy, among others, are consistently related to the elastic and brittle properties through the application of rock physics.
Likewise, the result is the elastic, mechanical, lithological interpretation and production intervals of unconventional wells: shale gas and thigh oil using rock physics templates; the case studies were: Barnett, Eagle Ford and Chicontepec.
micro. El trabajo, asimismo; evaluó registros geofísicos a escala de pozo y su posterior correlación estratigráfica, más aún cuando se trata de escalar esta información a datos sísmicos a escala de campo.
Las dudas, asimismo, surgen si se presentan demasiadas inconsistencias en la interpretación elástica, mecánica y litológica de pozos no convencionales: “shale gas” y “tigth oil”; para ello, en este trabajo se contribuye con la metodología para la aplicación de plantillas de física de rocas en la definición de pay zones.
Los casos de estudio son Barnett, Eagle Ford y Chicontepec; los cuales corresponden respectivamente a yacimiento no-convencional silíceo, yacimiento no-convencional calcáreo y yacimiento de arenas apretadas.
Durante la interpretación elástica, mecánica y litológica de pozos no convencionales: “shale gas” y “tigth oil”; se presentó la metodología para la aplicación de plantillas de física de rocas.
Asimismo, durante el estudio, se presentó el escalamiento de propiedades estáticas y dinámicas de las formaciones se puede realizar consistentemente; con la aplicación de polígonos de litofacies “Ov-Ni templates” obtenidos desde el modelado micromecánico.
A su vez, se integraron de manera natural los datos petrográficos, petrofísicos, de pozo y sísmicos con una metodología única basada en física de rocas.
Cabe mencionar que la aplicación de modelos micromecánicos para escalar propiedades se están utilizando actualmente en la frontera de la tecnología.
Del mismo modo, la metodología tiene aplicación en estudios de caracterización estática de yacimientos; presión de poro y geomecánica, planeación y diseño del fracturamiento hidráulico, sedimentología y estratigrafía, inversión sísmica en 3D.
In the same way, this methodology cuts the uncertainty in the studies of petrography, petrophysics, stratigraphy and geophysical studies.
However, there are always doubts about how to scale and reconcile the information from various studies in which micro-scale experimental techniques are used. Work, likewise; evaluated well-scale geophysical records and their subsequent stratigraphic correlation, especially when it comes to scaling this information to field-scale seismic data.
Doubts also arise if there are too many inconsistencies in the elastic, mechanical and lithological interpretation of unconventional wells: “shale gas” and “thigh oil”; For this, this work contributes to the methodology for the application of rock physics templates in the definition of pay zones.
The case studies are Barnett, Eagle Ford and Chicontepec; which correspond respectively to non-conventional siliceous reservoir, unconventional calcareous reservoir and tight sand reservoir.
During the elastic, mechanical and lithological interpretation of unconventional wells: “shale gas” and “thigth oil”; The methodology for the application of rock physics templates was presented.
Likewise, during the study, the scaling of the static and dynamic properties of the formations can be carried out consistently; with the application of lithofacies polygons “Ov-Ni templates” obtained from micromechanical modeling.
In turn, petrographic, petrophysical, wellbore and seismic data were naturally integrated with a unique methodology based on rock physics.
It is worth mentioning that the application of micromechanical models to scale properties is currently being used at the technology frontier.
In the same way, the methodology has application in studies of static characterization of reservoirs; pore pressure and geomechanics, planning and design of hydraulic fracturing, sedimentology and stratigraphy, 3D seismic inversion.
Aplicación RST modo sigma en campo Poza Rica
El estudio técnico abordó la aplicación del registro RST modo sigma y carbono/oxígeno en el campo Poza Rica, que se descubrió en 1930.
Por / By : Alfredo Morales González
Campo Poza Rica cuenta con más 800 pozos perforados y ha sido sometido a recuperación secundaria por más de 60 años (1951-2013). Está constituido por rocas calizas del Cretácico.
En el campo, los cálculos de saturación de agua derivados de los registros geofísicos originales no representan la saturación actual; debido a que el campo se encuentra en una etapa madura.
De acuerdo con estudios, el método de recuperación secundaria por inyección de agua ha barrido de forma heterogénea los fluidos del yacimiento; por tanto, el registro RST (Saturación de fluidos) se ha empleado desde los años 90’s, tratando de resolver la problemática sin obtener resultados satisfactorios en el Campo Poza Rica.
Sin embargo, se han realizado en su mayoría en modo sigma, dejando de lado el modo Carbono/Oxígeno (C/O); debido principalmente, a la limitante que puede tener en zonas de baja porosidad (<10%).
En general, existe pocos trabajos escritos acerca de la aplicación del registro RST modo C/O en yacimientos de calizas con baja porosidad.
Este trabajo mostró los resultados obtenidos del registro RST en modo sigma y C/O, confirmando el nulo beneficio del modo sigma en el campo; y la gran utilidad que tiene el registro en modo C/O,
RST sigma mode application in Poza Rica field
The technical study addressed the application of the sigma mode and carbon / oxygen RST record in the Poza Rica field, which was discovered in 1930.
Campo Poza Rica has more than 800 wells drilled and has been subjected to secondary recovery for more than 60 years (19512013). It is made up of limestone rocks from the Cretaceous.
In the field, water saturation calculations derived from the original geophysical records do not represent actual saturation; because the field is in a mature stage.
According to studies, the secondary recovery method by water injection has heterogeneously swept the reservoir fluids; Therefore, the RST (Fluid Saturation) record has been used since the 90’s, trying to solve the problem without obtaining satisfactory results in the Poza Rica Field.
However, most of them have been carried out in sigma mode, leaving aside the Carbon / Oxygen (C / O) mode; mainly due to the limitation that it can have in areas of low porosity (<10%).
In general, there is little written work on the application of the RST record in C / O mode in limestone deposits with low porosity.
This work showed the results obtained from the RST record in sigma and C / O modes, confirming the null benefit of sigma mode in the field; and the great
exponiendo el análisis que se realizó para encontrar una forma práctica de interpretar las curvas.
Asimismo, el registro RST modo C/O permitió identificar las curvas en zonas de baja porosidad; demostrando la gran importancia del registro RST modo C/O en el Campo Poza Rica.
El RST o registro de saturación de fluidos, permite conocer la saturación de los fluidos a través de la tubería de revestimiento. El principio de medición se basa en el análisis del espectro de Rayos Gamma inducidos por la interacción de neutrones en la formación. Esto lo hace por medio de una fuente de emisión de neutrones (Minitrón) y dos detectores en línea.
De acuerdo con el estudio, el cálculo de saturación de agua del registro RST modo Sigma fue afectado por la baja salinidad del agua de inyección; causando una nula certidumbre al cálculo de la saturación de agua, inclusive generando resultados totalmente contrarios.
En conclusión, el modo C/O es una excelente forma para calcular la saturación de fluidos actual en campos con producción de agua de baja salinidad; ya sea por medio del método convencional o del paralelogramo, sin embargo, en los casos donde también exista una baja porosidad.
Asimismo, en la baja salinidad, el cálculo de saturación no es confiable; por tanto, el método desarrollado en este trabajo llamado “línea base” es una forma adecuada para calcular la saturación de fluidos sin depender de la porosidad. utility of recording in C / O mode, exposing the analysis that was carried out to find a practical way to interpret the curves.
Likewise, the C / O mode RST record allowed to identify the curves in low porosity areas; demonstrating the great importance of the RST record in C / O mode in Campo Poza Rica.
The RST or fluid saturation log, allows to know the saturation of the fluids through the casing pipe. The measurement principle is based on the analysis of the spectrum of Gamma Rays induced by the interaction of neutrons in the formation. This is done by means of a neutron emission source (Minitron) and two in-line detectors.
According to the study, the water saturation calculation of the Sigma mode RST log was affected by the low salinity of the injection water; causing a null certainty to the calculation of the water saturation, even generating totally opposite results.
In conclusion, C / O mode is an excellent way to calculate current fluid saturation in fields with low salinity water production; either by means of the conventional method or the parallelogram, however, in cases where there is also low porosity.
Also, in low salinity, the saturation calculation is not reliable; therefore, the method developed in this work called “baseline” is a suitable way to calculate fluid saturation without depending on porosity.
Anisotropía en rocas arcillas y su influencia
El estudio técnico abordó la influencia de la anisotropía en la determinación de los esfuerzos horizontales en rocas arcillas.
Por / By :José Adalberto Morquecho Robles, David Velázquez Cruz y Gustavo Espinosa Castañeda
En el presente trabajo se dio a conocer el desarrollo de una metodología que involucró la anisotropía del material y las deformaciones horizontales en pozos; para determinar y analizar la magnitud de los esfuerzos horizontales a través de modelos físico-matemáticos derivados de la teoría de la ley de Hooke.
La metodología desarrollada utilizó información básica de registros lo que resulta práctico para utilizarlo en la predicción de los esfuerzos horizontales. El objetivo busca establecer estrategias en la estabilidad de pozos para una perforación exitosa.
A su vez, la inestabilidad mecánica de pozos es uno de los mayores problemas que se tienen durante la perforación ya que incrementan los costos de la operación.
Es esencial entender el comportamiento mecánico de las formaciones a perforar con el fin de reducir al máximo los problemas como atrapamiento de tuberías; colapsos o resistencias en el agujero, más tratándose de formaciones lutitas.
Asimismo, las lutitas se caracterizan por la variación de sus propiedades mecánicas en todo su espesor; las cuales tienen un plano perpendicular
Anisotropy in clay rocks and its influence
The technical study addressed the influence of anisotropy in determining horizontal stresses in clay rocks.
In the present work, the development of a methodology that involved the anisotropy of the material and horizontal deformations in wells was disclosed; to determine and analyze the magnitude of horizontal forces through physical-mathematical models derived from Hooke’s law theory.
The methodology developed used basic information from records, which is practical to use in the prediction of horizontal forces. The objective seeks to establish well stability strategies for successful drilling.
In turn, the mechanical instability of wells is one of the biggest problems encountered during drilling as it increases operating costs.
It is essential to understand the mechanical behavior of the formations to be drilled in order to minimize problems such as pipe entrapment; collapses or resistance in the hole, more in the case of shale formations.
Likewise, shales are characterized by the variation of their mechanical properties throughout their thickness; which have a perpendicular plane in their thickness where their properties do not vary, this is known as a vertical transverse isotropic medium.
According to the study, the determination of horizontal
en su espesor donde sus propiedades no varían, a esto se le conoce como medio isótropo transversal vertical.
De acuerdo con el estudio, la determinación de los esfuerzos horizontales es parte fundamental para un análisis geomecánico; sobre todo para estudios relacionados a la estabilidad mecánica de pozos.
La inestabilidad de pozos, asimismo, es uno de los principales problemas con los que se enfrenta en la perforación de pozos; ya que incrementan considerablemente los costos de la operación e incluso puede ocasionar hasta el abandono del pozo.
En el presente trabajo se desarrolló una metodología para determinar los esfuerzos horizontales considerando la anisotropía presente en las lutitas, a partir de información básica de registros de pozo.
Durante el desarrollo de la metodología se obtuvo un modelo empírico para obtener la velocidad de corte a partir de la velocidad compresional y el contenido de arcilla; cuya ventaja es que puede aplicadar a toda la profundidad del pozo y no por litologías como es con el modelo de Greenberg y Castagna.
Para la determinación de los módulos elásticos se recurrió a los modelos de Li (2006) para determinar los parámetros anisótropos de Thomsen ( y ). Estos modelos tuvieron que ser calibrados con datos de pozos cercanos al área de estudio.
Durante el estudio se determinó una relación de deformaciones horizontales. Una característica que puede ser aplicada para pozos que no cuenten con pruebas de goteo.
Al definir un modelo que considere la anisotropía y las deformaciones horizontales en la determinación de los esfuerzos horizontales realizamos una prognosis correcta para el estudio en la estabilidad de pozos.
La cual comprobamos aplicándola en un área determinada y evaluada con valores como son las pruebas de goteo equivalente al esfuerzo horizontal mínimo; obteniendo un perfil de esfuerzos que se ajusta a las pruebas reduciendo la incertidumbre en la perforación.
Finalmente, la metodología puede ser tomada para el análisis de estabilidad en tiempo real. Con esto el pozo podría permanecer estable durante toda la operación de perforación; al tener una mayor certidumbre, conlleva a que nuestra operación se complete con éxito. forces is a fundamental part of a geomechanical analysis; especially for studies related to the mechanical stability of wells.
Well instability is also one of the main problems you face when drilling wells; since they considerably increase the costs of the operation and can even lead to the abandonment of the well.
In this work, a methodology was developed to determine horizontal stresses considering the anisotropy present in shales, based on basic information from well logs.
During the development of the methodology, an empirical model was obtained to obtain the cutting speed from the compressional speed and the clay content; whose advantage is that it can be applied to the entire depth of the well and not by lithologies as it is with the Greenberg and Castagna model.
For the determination of the elastic moduli, the models of Li (2006) were used to determine the Thomsen anisotropic parameters ( and )). These models had to be calibrated with data from wells close to the study area.
During the study, a relationship of horizontal deformations was determined. A feature that can be applied to wells that do not have drip tests.
By defining a model that considers anisotropy and horizontal deformations in the determination of horizontal stresses, we make a correct prognosis for the study of well stability.
Which we check by applying it in a determined area and evaluated with values such as drip tests equivalent to the minimum horizontal effort; obtaining a profile of efforts that adjusts to the tests reducing the uncertainty in the perforation.
Finally, the methodology can be taken for stability analysis in real time. With this, the well could remain stable throughout the drilling operation; By having greater certainty, it leads to our operation being completed successfully.
