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En el siguiente trabajo se muestran los resultados obtenidos en la perforación de un pozo horizontal en yacimiento de areniscas del Mioceno ubicado en el golfo de México así como la necesidad del uso de herramientas de mediciones LWD de propagación electromagnética ultra profunda para la navegación del mismo, disminuyendo la incertidumbre asociada al modelo sísmico y colocar el pozo en la zona de producción óptima, permitiendo tomar decisiones sobre la trayectoria planeada del pozo mientras se perfora. Adicionalmente, se presenta la manera en que las mediciones obtenidas, con profundidades de investigación de 20 y 46m, muestran los contrastes resistivos asociados con los límites del yacimiento, permitiendo así la delimitación espacial del mismo en longitud, espesor y geometría. Por último se muestra como esta metodología provee de información para comprender y actualizar la cartografía del el modelo geológico local alimentando de datos a los modelos que de él derivan como la sísmica y modelos de productividad. De esta manera las mediciones provistas por las herramientas de propagación ultra profundas, además de ser una necesidad para optimizar la permanencia de la trayectoria dentro del objetivo, proveen de información clave para el desarrollo actual y futuro del yacimiento.

Calificación:

'Los pozos con alto ángulo representan un reto operativo desde la perforación hasta la explotación; es por ello que un correcto modelado y caracterización del yacimiento nos permitirá alargar la vida útil del pozo, obteniendo una mayor producción acumulada antes de su abandono. La conceptualización inicial del pozo comenzó con la identificación de la arena productora a través de pozos de correlación. Posteriormente, con la sísmica de superficie, se nota el potencial para ser explotado de manera horizontal. Durante la perforación, el modelo local es actualizado llevándolo a dos y tres dimensiones para asegurar la correcta colocación del pozo horizontal. El pozo de estudio fue navegado en dos fases: aterrizaje y navegación dentro de la arena objetivo y utilizando herramientas resistivas LWD de propagación electromagnética profunda. Es durante la primera fase que, combinando marcadores de los pozos de correlación y su ubicación espacial, se llega al primer acercamiento tridimensional de la estructura local. Durante la fase lateral, el modelo es refinado, logrando percibir variaciones laterales sub-sísmicas en la sección horizontal del pozo. En dicho modelo, el echado local de la estructura presentó un buzamiento de 4° por lo que el pozo se perforó paralelo a la estructura dejando un ángulo final de 94°. Tiempo después de ser perforado y posteriormente producido el pozo produce un alto porcentaje de agua, por lo que se considera necesario identificar la zona que ocasiona dicho influjo mediante la adquisición de un registro de saturación de yacimiento (registro de captura de neutrones por sección transversal – Sigma) y con esto tomar medidas remediales para aprovechar al máximo el potencial del yacimiento. Esto permitió con el modelo estático convertirlo en un modelo dinámico en cuatro dimensiones. Debido a la alta desviación del pozo, la toma de información con cable en agujero entubado representaba un reto operativo. Se decide adquirir el registro de saturación de yacimiento utilizando tubería flexible para desplazar la sonda de registros dentro del agujero. Una vez obtenida toda esta información, se procede a preparar dos modelos estáticos en diferentes etapas del pozo. Siendo el primero en T0, apenas instantes después de ser perforado y el cual representa las condiciones originales de saturación de fluidos y el segundo en un T1, a 2.5 años después de entrar en producción y el cual corresponde a la saturación actual (al momento de la toma de información). Con este segundo modelo petrofísico, aunado al modelo estático inicial, se determina el contacto de agua-aceite en la arena navegada, así como la saturación inicial y actualde horizontes más someros en el mismo pozo perforado, permitiendo así optimizar la estrategia de explotación.

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