Evaluación técnico-económica del campo Bison

El w se perforó en Texas en el 2017 para incorporar reservas de las formaciones Frío y Vicksburg. El campo tuvo indicios de hidrocarburos, tales como manifestaciones de gas detectadas durante la perforación, muestras de gas desde la formación Vicksburg y evaluación integrada de la empresa SDE, que sugirieron la presencia de volúmenes importantes de hidrocarburos.

Por / By : Edith del Carmen López Farfán, Fernando Jesús Chacartegui Rodríguez, Lourdes Giovanna Arrazola Cabrera, Joana Cristina García Duarte, César Alexander Rodríguez y Rubén Cruz Veraza.

El campo es una trampa estructural delimitada por fallas normales, con orientación NO-SE y buzamiento hacia el este. El equipo de trabajo estimó las propiedades de los yacimientos a partir de los registros geofísicos básicos y especiales obtenidos en el pozo para su análisis e interpretación.

Las proyecciones sugirieron que la zona inferior puede producir en forma natural 3.5 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd). Considerando el fracturamiento hidráulico, se estima un potencial de producción de gas de 6.2 mmpcd y condensado de 130.7 barriles diarios.

Litológicamente, el yacimiento está compuesto por areniscas con intercalaciones de arcillas, con porosidades y permeabilidades características de yacimientos “Tight Sands”, y con valores de porosidad que varían entre un

Technical-economic evaluation of the Bison field

In 201, the Bison-1 well was drilled in Texas to incorporate reserves from the Frío and Vicksburg formations. The field had hydrocarbon indications, such as gas manifestations detected during drilling, gas samples from the Vicksburg formation, and SDE’s integrated evaluation, which suggested significant hydrocarbon volumes.

10% y 14%. También posee permeabilidades de entre 0.59 y 0.70 mD y una saturación de agua del 58%. El fluido del yacimiento, analizado por cromatografía de gases, presentó características composicionales de gas húmedo con gravedad específica de 0.6867.

Conclusiones: El campo Bison presentó una prospectiva exploratoria en el área norte de Bloque I y II. La interpretación al norte de México es extrapolable al sur de USA. Por otra parte, realizamos los cálculos y análisis con base en métodos probabilísticos y campos vecinos análogos para considerar el nivel de incertidumbre en la información.

A partir de lo anterior, se estimaron volúmenes de reservas 1P, 2P, 3P y recursos en el campo que permiten establecer planes de exploración y desarrollo con viabilidad técnica y económica. Las proyecciones sugieren que el valor más probable de reservas 1P está en el orden de 2.33 BCF (pozo Bison-1 área mínima de 40 acres).

Las reservas 2P, considerando el área de drenaje del pozo Bison-1 de 320 acres, se estiman para el Bloque I en 5.61 BCF, y de 1.86 BCF para Bloque II. Para las reservas 3P, los valores más probables son de 38.71 BCF para Bloque I y de 11.77 BCF para Bloque II.

El valor más probable de los recursos, para el Bloque I es de 75 BCF y de 35.02 BCF para Bloque II. Por último, el valor más probable del gasto de gas inicial del pozo en estado pseudo estable y con fracturamiento hidráulico es de 5.6 mmpcd de gas, 90.3 bpd de condensado y 171.8 bpd de agua. T he field is a structural trap bounded by normal faults, with a NO-SE orientation and dipping to the east. The work team estimated the reservoir properties from the basic and special geophysical records obtained in the well for analysis and interpretation.

Projections suggested that the lower zone can naturally produce 3.5 million cubic feet per day (MMcfd). Based on the hydraulic fracturing, it is estimated a gas production capacity of 6.2 MMcfd and condensate of 130.7 barrels per day.

Lithologically, the reservoir is composed of sandstones with clay intercalations, with porosities and permeabilities characteristic of “Tight Sands” reservoirs, and with porosity values that vary between 10% and 14%. It also has permeabilities between 0.59 and 0.70 MD and water saturation of 58%. The reservoir fluid, analyzed by gas chromatography, presented compositional characteristics of wet gas with a specific gravity of 0.6867.

Conclusions: The Bison field presented an exploratory foresight in the northern area of Block I and II. On the other hand, we carried out the calculations and analysis based on probabilistic methods and analogous neighboring fields to consider the uncertainty level in the information.

Based on the above, we estimated volumes of 1P, 2P, 3P reserves, and resources in the field that allow us to establish exploration and development plans with technical and economic feasibility. The projections suggest that the most probable value of 1P reserves is on the order of 2.33 BCF (Bison-1 well minimum area of 40 acres).

The 2P reserves, considering the Bison-1 well drainage area of 320 acres, are estimated for Block I at 5.61 BCF, and 1.86 BCF for Block II. The most probable values for the 3P reserves are 38.71 BCF for Block I and 11.77 BCF for Block II.

The most probable value of the resources, for Block I is 75 BCF and 35.02 BCF for Block II. Finally, the most probable value of the well initial gas expenditure in pseudo-stable state and with hydraulic fracturing is 5.6 MMcfd of gas, 90.3 BPD of condensate, and 171.8 BPD of water.