Te esperamos hoy en la conferencia “El campo Dukhan, un gigante productor de aceite y gas, a 70 años de su descubrimiento”

La Dirección de Investigación en Exploración y Producción
se complace en invitarle a la conferencia:

El Campo Dukhan, un gigante productor de
aceite y gas, a 70 años de su descubrimiento”,

que impartirá el M. en C. Romeo Ariosto Solis Estrada
de la compañía Citla Energy (Exploración y Producción).

El próximo viernes 22 de marzo a las 12:00 horas en el Auditorio
Bruno Mascanzoni del IMP, con transmisión a las regiones.

Resumen:

Después de 70 años de producción, más del 30% del aceite original del yacimiento Arab C, ha sido recuperado a través de varios mecanismos incluyendo declinación natural, Inyección de agua, implementación del sistema gas lift, y pozos de desarrollo horizontal de largo alcance. La ampliación de la producción en los próximos años ha requerido un enfoque estratégico centrado en el desarrollo innovador para un barrido de la saturación de aceite remanente. La integración de la reciente adquisición de una nueva sísmica 3D de alta resolución, complementa los datos disponibles para la descripción y caracterización de los yacimientos.

Dukhan es considerado uno de los campos grandes y maduros que se encuentra en la costa de Qatar, aproximadamente 80 km al oeste de Doha. El intervalo del yacimiento de Arab C, se caracteriza por ser una estructura anticlinal carbonatada que se ubica entre las profundidades de 1600 a 2200 m por debajo de la superficie. Realmente, el Campo se ha dividido en cuatro elementos estructurales de Norte a Sur (es decir, Khatiyah, Fahahil, Jaleha, y Diyab). Sobre la base de los resultados de los pozos perforados hasta la fecha, (figura 1). los tres primeros sectores comprenden la extensión continua del depósito, mientras que Diyab ­de agua.

Figura 1. Campo Dukhan, Yacimiento del Arab C.

El Arab C es un yacimiento de aceite subsaturado. La columna de aceite original osciló entre 430 m de espesor en el sector de Khatiyah hasta 122 m en el sector Jaleha. Tiene un acuífero conectado débil a moderado debajo de la columna de aceite. El desarrollo de Arab C comenzó con pozos verticales, inicialmente terminados a orificio abierto. El aumento de la producción de agua llevó a un­ cambio del esquema de terminación de los pozos; los pozos verticales entonces fueron terminados con tubería y perforados selectivamente. La perforación horizontal comenzó en 1992 para mejorar la recuperación e incrementar la producción. Mientras que el frente de la inyección del agua se incrementó, el gas lift fue iniciado en 2003 para continuar produciendo pero con altos cortes de agua. Actualmente, el 60% de los pozos productores de Arab C están fluyendo bajo la asistencia de Gas Lift.

Descripción del yacimiento

El yacimiento árabe Arab C, está compuesto de una litología heterogénea principalmente de calizas y dolomitas depositadas en un sistema de rampa del Jurásico de aguas poco profundas. Hidráulicamente, el intervalo de 25 m de espesor representa una red de conductores grainstone compartimentalizados por capas impermeables de lodo carbonatado (mudstone) que resultan del ­comportamiento dinámico de la capa. Los rangos laterales de 1 a 4 km para las capas delgadas que sirven como sellos, dinámico restringido y un alto grado de heterogeneidad vertical, aunque estas se ven afectadas por algunas fallas conductivas y otras resistivas transversales. La porosidad del yacimiento es de 15 a 20%, la permeabilidad media es de aproximadamente 150 mD, pero esto varía ampliamente en base a la zona del yacimiento.

El yacimiento se divide en unidades superiores e inferiores. El inferior es un paquete de rocas de mejor calidad y también tiene una permeabilidad vertical más consistente, mientras que la parte superior es un intervalo más pobre en general con más barreras de flujo vertical (mudstone y anhidritas). Arab C se puede dividir en 12 zonas de flujo, distribuidas por la superior (zonas 1 a 6) y la inferior (zonas 7 a 12). El desarrollo de la parte inferior de Arab C, es más maduro y ha sido barrido por agua con bastante eficacia en la mayoría de las partes del yacimiento, mientras que la parte superior, que contiene la mayor parte de las reservas, se continúa llevando a cabo más rigurosamente.

Ambas unidades tienen desafíos específicos en el yacimiento. En el superior, los altos contenidos de las heterogeneidades verticales y laterales que causan frentes irregulares del barrido del agua; las áreas de baja presión son causadas por la mala conectividad lateral entre los inyectores y los productores y la mala calidad del reservorio. En la parte baja Arab C, es más difícil identificar y barrer al petróleo restante, Figura 2.

Figura 2. El Registro tipo de Arab C muestra menor (carácter transgresivo; propenso a marino) y el superior (carácter regresivo; Perimareal, cerecano a un Sabkha). Aunque esta descrito como sedimentos tipo “Sabkha”, Arab C Superior fue depositado bajo un ajuste bajo de la acomodación donde prevalecieron las condiciones intermareales. Donde los estratos conservados fueron sometidos a condiciones de Sabkha y diagénesis (yeso a la cementación de anhidrita y dolomitización).

Datos sísmicos

Una nueva encuesta 3D-sísmica de campo completo sobre Dukhan fue adquirida entre 2009 y 2011. Los resultados muestran una mejor definición estructural de todos los embalses. Esto permite identificar y cartografiar las zonas de rodamiento de hidrocarburos no perforadas y no explotadas en todo el campo. Los datos también proporcionan una definición de error distinta que permite la identificación más precisa y la asignación de fallas con desplazamientos tan pequeños como 12 pies, lo que conducirá a una mejor planificación de relleno, al tiempo que maximiza la recuperación y permite una perforación más segura, Figura 3.

Figura 3. Predicción de tendencia de porosidad derivada de los datos sísmicos de UltraSeis en el campo de Dukhan. Data courtesy of Qatar Petroleum, Seeni et al. IPTC17533

Modelado geológico/dinámico

Los modelos estáticos y dinámicos más recientes del yacimiento fueron terminados en 2013, estos se han utilizado para mejorar el plan de desarrollo para el embalse, que incluye la adición de agua de línea de patrón de inundación al esquema de inundación de agua periférica existente. Se espera que este esquema mejore el barrido y mantenga mejor la presión. Estos modelos están siendo mantenidos por actualizaciones continuas de actividades de pozos y datos de presión y producción.

Mantenimiento de los yacimientos

Se desarrolló la metodología PEGI (por sus siglas en inglés Production, Engineering, Geoscience Integration) para la integración de ingeniería de yacimientos, datos de producción y geociencias, ésta se destinó a integrar los datos de ingeniería con la geología, permitiendo el desarrollar mapas de los diferentes fluidos (Aceite, Gas y Agua) de los yacimientos en las diferentes capas, por fechas. PEGI se vincula a los modelos en el yacimiento, como son los estructurales, estratigráficos, así como a los datos de producción/inyección, ­histórico y las diferentes pruebas de presión y registros, dentro de una base de datos por fecha, profundidad y las diferentes zonas de fluido.

Para el yacimiento Arab C, se definieron ocho unidades de frente a inundación (FFMUs) de las 12 zonas; 1 – 2, 3 – 4, 5, 6, 7 – 8, 9, 10 y 11 – 12. Los primeros cuatro corresponden a la parte superior y los últimos cuatro a la inferior. La definición tuvo en cuenta los deflectores de todo el campo y ­variación de la calidad del yacimiento. Del mismo modo, los mapas de presión también se pueden generar con PEGI para la comparación y evaluación, mostrando la presión para el mismo FFMU en diferentes fechas. Esta metodología facilita la identificación de áreas de sobreinyección y depresionadas, además del movimiento de los diferentes fluidos (Aceite, Agua y Gas) una vez perforado el pozo en corto tiempo.

El análisis del frente de inundación de PEGI reveló una tendencia notable del movimiento del agua, tardaba en barrer más en la parte superior. Esto se explica por qué la roca del yacimiento es de mejor calidad (mayor permeabilidad) en la parte inferior, junto con la inyección de agua preferencial en los intervalos inferiores.

La simulación optimizada se utiliza para garantizar la efectividad del esquema de barrido del agua en el yacimiento. Este método proporciona una forma más conveniente y flexible de ajustar periódicamente las tasas de producción e inyección en el yacimiento. Para los pozos nuevos o de Workover, la simulación optimizada proporciona una pauta de la índice-blanco-ajuste para producir en áreas no drenadas. Permite optimizar las tasas de producción e inyección, Figura 4.

Figura 4. Fuente IPTC 17430, flujo de Trabajo General de PEGI

Perfil del maestro Romeo Ariosto Solis Estrada

El maestro Romeo Ariosto es Geólogo Senior, con Maestría en Ciencias en Ingeniería Petrolera por la Universidad de Houston, Ingeniero Geólogo por el Instituto Politécnico Nacional., con más de 25 años de experiencia en exploración, evaluación y desarrollo de campos, modelado de caracterización de yacimientos fracturados. Ha participado directamente en estudios de exploración regional y evaluaciones de los elementos del sistema petrolero, integrando los datos geológicos y geofísicos disponibles para crear mapas regionales para la evaluación de prospectos, así como el desarrollo de campos, modelado y caracterización de algunos de los grandes yacimientos petrolíferos en el Golfo de México de petróleo y gas, así como campos maduros del Oriente Medio, para los carbonatos y los yacimientos  siliciclásticos, como en yacimientos con porosidad de matriz baja y fracturados, ha trabajo más 13 años en PEMEX, 8 años en Qatar Petroleum así como en varios proyectos internacionales con Statoil en Noruega, ENI en Italia y EXONMOBIL en EUA, ha  Publicado y presentado trabajos de investigación en AIPM (Asociación Mexicana del petróleo), y SPE. Actualmente se desempeña como Senior Geólogo Advisor para Citla Energy.

2 Comments on "Te esperamos hoy en la conferencia “El campo Dukhan, un gigante productor de aceite y gas, a 70 años de su descubrimiento”"

  1. Octavio Flores Lima | 21 marzo, 2019 at 10:22 am |

    Me parece interesante la conferencia. Pregunta ¿Esta conferencia la van a transmitir a las regiones?, saludos y excelente día.

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