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La importancia de caracterizar un área es conocer a detalle el comportamiento estructural, estratigráfico, sedimentológico que nos ayude definir la calidad de la roca en el yacimiento, de ahí la necesidad de realizar modelos geológicos-estructurales que nos sirvan de apoyo en la definición de áreas prospectivas. El presente trabajo tuvo como objetivo llevar la petrofísica avanzada discretizada en 1er y 2do medio al modelo geológico, con el fin de realizar una mejor caracterización estática y tener un mejor control volumétrico de hidrocarburos para cada medio. La metodología utilizada consiste en hacer uso de toda la información geológica, geofísica y petrofísica; En primera instancia se elaboró un modelo geológico sedimentario grueso para definir la zona de bancos oolíticos del JSK que será la base de dicho modelo para la distribución de propiedades litológicas y de tipo de roca, cabe mencionar que el tipo de roca fue dividido en cinco tipos donde 1 es la peor calidad y 5 la mejor calidad, a su vez este modelo nos sirvió como guía para las distribuciones de las propiedades petrofísicas del primer medio (Porosidad, Sw, NTG) en el campo, para el segundo medio las poblaciones petrofísicas se guiaron con un atributo sísmico de fracturas llevado a un modelo discreto definido en 6 facies sísmicas como sigue (0,1 fallas asociadas a corredores principales), (2,3 fracturas difusas) y (4,5 Zonas compactas) para este caso las poblaciones fueron hechas por geoestadística de manera vertical para cada facie sísmica por cada zona, identificando áreas con mejor potencial de hidrocarburos.

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En México, los procesos de recuperación mejorada tomarán un papel importante en la industria petrolera dada la condición de explotación de la mayoría de los yacimientos. El éxito de la implementación y masificación de dichos procesos depende de la eficiencia de los mismos. Uno de los factores que definen esta eficiencia es la heterogeneidad del yacimiento. La aplicación de trazadores es una de las herramientas más utilizadas para la caracterización de la heterogeneidad de medios porosos. La aplicación de trazadores químicos está sujeta a las características mineralógicas del yacimiento a evaluar. Las areniscas presentan una carga eléctrica neta negativa, mientras que los yacimientos carbonatados presentan una carga superficial positiva. La aplicación de trazadores comerciales puede estar limitada para carbonatos por su alta adsorción en la superficie mineral y como consecuencia, una mala caracterización de la heterogeneidad. En el presente trabajo se desarrolla y evalúa un trazador químico como indicador cuantitativo de la dispersividad del medio poroso a escala de laboratorio por medio de pruebas de desplazamiento. La base matemática para la interpretación de los resultados experimentales consiste en la teoría de difusión-advección para el análisis de la curva del comportamiento del trazador en función del tiempo. Los resultados obtenidos muestran que el trazador sintetizado es apto para su aplicación en medios carbonatados sirviendo como base para evaluar la mejora en la eficiencia de desplazamiento con la inyección de polímeros.

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En los últimos años se ha llevado a cabo el proceso de la inyección de nitrógeno en yacimientos naturalmente fracturados del golfo de México con el objetivo de disminuir la caída de presión que se presenta debido a la explotación de estos yacimientos. La inyección de nitrógeno se emplea cuando el yacimiento tiene formado un casquete de gas. En este trabajo se propone una metodología de análisis para conocer como varia la composición del gas que se encuentra en el yacimiento debido a la miscibilidad del gas nitrógeno en el gas hidrocarburo, determinando zonas con mayor concentración de nitrógeno a condiciones de yacimiento, contando con un modelo del fluido en función de la presión, volumen y temperatura (PVT) que representa los cambios composicionales, considerando la reducción de viscosidad en el tiempo y la inyección de nitrógeno en la zona de gas y aceite. Para el analisis se emplearon estudios cromatográficos obtenidos en diferentes pozos del yacimiento evaluando su historia de producción, para la corrección de la composición por el efecto del gas de bombeo neumático (BN) inyectado a los pozos y el gas de formación, observando que los rangos de composición de nitrógeno corregidos coinciden con los valores de nitrógeno determinados en estudios recientes de PVT a la profundidad del contacto gas aceite (CGA), por último se presenta la distribución de nitrógeno en el yacimiento por formación tomando en cuenta los pozos invadidos por gas.

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Se presenta un método práctico para discretizar factores de resistividad, FR, de rocas carbonatadas fracturadas vugulares. Este tema es de importancia primordial, sobre todo para la partición de la porosidad en cada una de sus componentes IFV, Intercristalina, de Fracturas y Vugular. Lo anterior debido a que, la gran mayoría de las técnicas establecidas para tal fin, se sustentan en expresiones analíticas que invariablemente dependen de alguna componente FR . Como punto de partida, se asume que el factor de resistividad de una roca que manifiesta n-componentes litológicos y de porosidad, puede expresarse como una combinación lineal, en donde el primer factor de cada sumando muestra la frecuencia con la que aparece cada tipo de porosidad IFV y el segundo factor representa, su respectiva componente FR . La validez y aplicación práctica del nuevo procedimiento se ilustran a través del uso de diversos datos experimentales reportados en la literatura y mediante una vasta información de campo, derivada de la interpretación petrofísica de 170 pozos pertenecientes a los Activos Ku-Maloob-Zaap y Cantarell.

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En el año 2011 nace en el campo A del APC, un nuevo concepto de obtención de información en tiempo real, mediante un pozo productor-monitor que implica la aplicación de tecnologías no convencionales y permanentes, integradas a las terminaciones conocidas como “Cola Extendida Cantarell”, cuyo objetivo principal era el monitoreo del avance de los contactos de fluidos y a la administración óptima del yacimiento, considerando el reducido espesor de la ventana de aceite. Estas terminaciones han ido evolucionando; hoy en día el campo A, es pionero en incursionar en terminaciones instrumentadas con sensores de fibra óptica (presión y temperatura) y temperatura distribuida (DTS), en el pozo P-1, a nivel nacional. El pozo P-1 ubicado en el bloque K, comenzó a producir en el 2004, mediante un aparejo convencional, que posterior a 6 años de producción, debido al incremento en la producción de gas de formación, por avance del CGA, se decidió reacondicionar. Contemplando la oportunidad aún existente de explotar la ventana de aceite en el bloque, se profundizó el agujero original, llevándolo por debajo del CAA y realizando un cambio de aparejo, introduciendo una “Cola Extendida e Instrumentada Cantarell”, que garantizaría el monitoreo a tiempo real de las condiciones de fondo estáticas y fluyentes en el yacimiento. Visualizando los nuevos avances tecnológicos, se dispuso introducir sensores de fibra óptica (sustituyendo a los sensores de cuarzo), incorporando a su vez, un DTS para poder representar de manera gráfica el perfil de temperatura a lo largo de toda la trayectoria del pozo.

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