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'El objetivo de este trabajo es mostrar la metodología aplicada al primer pozo perforado por PEMEX ubicado en el cinturón subsalino de aguas ultra profundas del área perdido del Golfo de México. Nos enfocaremos en las estrategias usadas para enfrentar una formación de sal no-homogénea, en donde detallaremos los criterios de diseño en la planeación; del mismo modo el seguimiento durante la ejecución por medio del uso de nueva tecnología de registros acústicos adquiridos durante la perforación basada en perfiles sísmicos verticales y medición de onda sónica en tiempo real para la caracterización y predicción del contacto de sal y formación. Antes de aplicar esta metodología, la resolución vertical de la sísmica era de 50m, con el ajuste del modelo de velocidades se logró estimar el contacto de base de sal con un margen de incertidumbre de tan solo 5m, mejorando ampliamente los rangos de precisión. La metodología ha permitido el óptimo asentamiento de la tubería de revestimiento, mejorado el análisis de todos los aspectos relevantes de la perforación, mitigando los riesgos y representado un ahorro en tiempo y costos del proyecto. PEMEX ha programado el uso de esta tecnología en más pozos de aguas profundas donde se tienen condiciones similares de incertidumbre geológica y geofísica.

Calificación:

'La identificación de facies en un yacimiento de carbonatos complejos es crítico. La distribución de tamaño de garganta de poro en la roca afecta la capacidad de almacenamiento y flujo, impactando directamente el diseño de terminación del pozo y la estrategia de extracción de hidrocarburos del campo. Las mediciones LWD (Logging-While-Drilling) convencionales no son capaces de caracterizar completamente la roca almacén ya que la relación entre porosidad y permeabilidad en los carbonatos no tiene una solución única, las estimaciones de permeabilidad pueden variar hasta en órdenes de magnitud para un mismo valor de porosidad. La Resonancia Magnética Nuclear (NMR) ha sido utilizada con éxito para caracterizar facies texturales en este tipo de yacimientos. La toma de. Registros LWD reduce el tiempo de plataforma utilizado en la toma de información y representa un menor riesgo de perder las herramientas dentro del pozo, especialmente en pozos en los que se han presentado pérdidas de fluido de perforación y eventos de pegadura diferencial, representando una disminución de actividades de plataforma. En este documento se presenta el caso de estudio de un pozo altamente desviado en el Jurásico Superior Kimmeridgiano de la cuenca del sureste marino del golfo de México donde se utilizaron tecnologías LWD de nueva generación para superar las condiciones de agujero adversas. Los servicios avanzados de LWD se utilizaron para comprender la información textural del yacimiento, así como la estructura geológica y estratificación locales, permitiendo la toma de decisiones en tiempo real y garantizando la toma de información en un pozo complejo. Durante la perforación se adquirieron y recibieron en superficie registros básicos, imágenes de densidad, espectroscopia de captura y Resonancia Magnética. Se utilizaron flujos de trabajo innovadores como “NMR Factor Analysis” (Jain et al, SPWLA 2013) para entender la estructura de poros y fluidos subyacentes, siendo ayuda clave en la caracterización de textura, volumetría del yacimiento y clasificación de facies. El procesamiento de la información proveniente de los servicios LWD fue comparado contra datos de núcleos, probando que la información adquirida con LWD es una solución viable en pozos con condiciones adversas. Los resultados de este trabajo mejoraron la comprensión de las facies del Jurásico Superior Kimmeridgiense en este pozo y proporcionaron información de valor para el modelo geológico y de comportamiento de producción del Yacimiento.

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