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'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.

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.

Calificación:

'En la campaña de perforación de pozos exploratorios de la región marina mexicana, en el último año, la utilización de herramientas sónicas de fuentes monopolares y cuadripolares, en agujeros grandes en formaciones lentas donde la roca presenta baja consolidación con alta tendencia a la inestabilidad, ha marcado un avance tecnológico que ha permitido la caracterización geomecánica completa, de toda la secuencia sedimentaria penetrada, permitiendo modelar las geo-presiones así como las presiones de colapso a que están sometidos los agujeros de amplio diámetro.

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