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300
Ciudad de México
E S T A D O S U N I D O S
A M É R I C A C E N T R A L
MÉ X I C O
ReynosaCuencade Burgos
Poza RicaPaleocanal deChicontepec
km0 300
millas0
48 Oilfield Review
Construcción de pozos y desarrollo de campos petroleros en México
Nayelli García Esparza TapiaPoza Rica, México
Jesús Mendoza RuizLuis Roca RamisaCiudad de México, México
Jean-François MengualRío de Janeiro, Brasil
Andrés Sosa Cerón Petróleos Mexicanos (PEMEX)Reynosa, México
Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Claudio de la Cerda, Sugar Land, Texas, EUA;Cherie Dalton, Ridgefield, Connecticut, EUA; y Lee Ramsey,Houston, Texas.CMR (Resonancia Magnética Combinable), MDT (ProbadorModular de la Dinámica de la Formación), PowerSTIM yProCADE son marcas de Schlumberger.
La industria del petróleo y del gas de México está cambiando la forma de desarrollar
sus negocios. Los resultados se traducen en mejoras sustanciales en la eficiencia y
la producción a medida que evolucionan los alcances de los proyectos, pasando de
los contratos de servicios estándar de adquisición de registros, cementación y esti-
mulación, a los proyectos de desarrollo de campos petroleros a gran escala. Este
artículo destaca los proyectos implementados en dos regiones de México; la Cuenca
de Burgos y el Paleocanal de Chicontepec.
Cuando las compañías petroleras nacionales y losposeedores de recursos necesitan incrementar laactividad en un campo petrolero, normalmentedisponen de tres alternativas: pueden invertir enpersonal y servicios de expertos; pueden aso-ciarse con otra compañía de petróleo y gas; opueden integrar equipos con proveedores de ser-vicios integrados.
Cada alternativa tiene sus ventajas y sus des-ventajas. La contratación de servicios deexpertos, si bien resulta adecuada para ciertascompañías y ciertos proyectos, quizás no se ade-cue a todas las situaciones. La asociación conotras compañías puede resultar exitosa en
> La Cuenca de Burgos, en el norte de México, tiene una extensión de 9595 km2
[3706 millas cuadradas]. Los campos de gas de la Cuenca de Burgos podríancontener hasta 515,000 millones de m3 [18 Tpc]. Actualmente producen cercade 29 millones de m3/d [1000 MMpc/D] de gas no asociado. El Paleocanal deChicontepec está situado cerca de Poza Rica.
muchos casos, pero en ciertos países no está per-mitida. Trabajar con un proveedor de serviciosintegrados permite que el personal de la compa-ñía operadora concentre sus esfuerzos enproblemas más complejos, pero a menudo exigeun cambio en la forma de operar.
Numerosas compañías de servicios de campospetroleros ofrecen servicios integrados. EnSchlumberger, el segmento de negocios a cargode la organización y el manejo de los proyectosde servicios integrados se denomina Manejo Inte-grado de Proyectos (IPM, por sus siglas eninglés). La organización de Schlumberger IPMofrece una variedad de soluciones de manejo de
Primavera de 2004 49
proyectos, incluyendo el desarrollo de nuevoscampos petroleros, la rehabilitación de camposmaduros, la construcción de pozos, el manejo dela producción y la integración de servicios a lospozos y servicios de producción.
En este artículo, describimos cómo trabajaSchlumberger IPM con Petróleos Mexicanos, oPEMEX, la compañía petrolera estatal deMéxico, para mejorar la producción provenientede los campos de la Cuenca de Burgos y delPaleocanal de Chicontepec. A lo largo de toda lavida útil de estos proyectos, el alcance y losmodelos de negocios han evolucionado para res-ponder a los nuevos desafíos y satisfacer losobjetivos de los proyectos tanto del operadorcomo del proveedor de servicios.
Cuenca de BurgosEn la Cuenca de Burgos se descubrió gas en1945. De las cuatro cuencas de México que pro-ducen gas no asociado, el mayor volumen deproducción proviene de la Cuenca de Burgos,que cubre una superficie de 9595 km2 [3706millas cuadradas] (página anterior).1 Recientesestudios geológicos realizados por PEMEX indi-can que los campos de la Cuenca de Burgospodrían contener hasta 515,000 millones de m3
[18 Tpc]. Actualmente, la cuenca produce aproxi-
madamente 29 millones de m3/d [1000 MMpc/D]y PEMEX Exploración y Producción (PEP) estátrabajando con mucha energía para duplicar esevolumen de producción.
La Cuenca de Burgos contiene espesores desedimentos de hasta 9000 m [30,000 pies] corres-pondientes a estratos del Mesozoico Superior y delTerciario, geológicamente equivalentes a las are-niscas Queen City, Vicksburg, Wilcox y Lobo, queresultan productivas justo al norte, en la Cuencade la Costa del Golfo del sur de Texas, EUA.
Los yacimientos en estos sedimentos silici-clásticos de baja permeabilidad son pequeños yse encuentran organizados en pequeños compar-timientos a causa de la presencia de fallas. Cadacompartimiento debe ser considerado por sepa-rado, con diferentes propiedades petrofísicas ypropiedades que varían en función de la profun-didad. En esta compleja geología, las formacionescon problemas de pérdida de circulación y altapresión plantean serios desafíos a los perforado-res. La mayor parte de los pozos son perforadoshasta alcanzar profundidades de 2900 a 3000 m[9500 a 9800 pies], y luego son terminados y frac-turados hidráulicamente. Su productividadinicial es alta pero declina rápidamente.
Evolución de los proyectosEn enero de 1994, ante la declinación de la pro-ducción de gas dulce no asociado proveniente dela Cuenca de Burgos, PEMEX constituyó unpequeño equipo de profesionistas para calcularel potencial de producción remanente y lasreservas de gas recuperables de esa cuenca.2
El grupo esbozó las medidas que la compañíatendría que adoptar para seguir trabajando enforma rentable desde su centro situado en Rey-nosa, México.
Los integrantes del grupo de estudio presen-taron una visión que muchos consideraronexcesivamente ambiciosa. No obstante, me-diante innovadoras estrategias de contratación,trabajo en equipo y la utilización selectiva detecnología, la implementación de su visión per-mitió sextuplicar el volumen de producción de lacuenca; pasando de 5 millones de m3/d [183MMpc/D] en diciembre de 1993 a 29.5 millonesde m3/d [1030 MMpc/D] en enero de 2003.3
Durante el desarrollo del proyecto de revitaliza-ción, se descubrieron más de 74 campos nuevosy se incorporaron más de 86,000 millones de m3
[3 Tpc] de reservas adicionales. La actividad deperforación de pozos de desarrollo y de explora-ción aumentó, pasando de 10 pozos terminadosen 1994, a 343 pozos terminados en 2002. Entotal, durante ese período, hubo 1313 termina-ciones de pozos.
Este extenso período de éxito comenzó concontratos de pequeña escala y mejoras simplesintroducidas en el proceso de construcción depozos, que luego evolucionaron para abarcarproyectos de mayor envergadura y más grandeimpacto. Para incrementar la producciónproveniente de los pozos de la porción centralde la Cuenca de Burgos, PEMEX adjudicó aSchlumberger IPM un primer contrato para laadquisición de 1680 km2 [650 millas cuadradas]de sísmica 3D, la ejecución de dos estudios inte-grados de yacimientos, la perforación de 31pozos y la construcción de una estación colec-tora y cuatro plantas de compresión de gas. Estetrabajo fue finalizado en 11 meses, contados apartir de mediados de 1997.
PEMEX adjudicó el segundo contrato de laCuenca de Burgos a un competidor deSchlumberger IPM para la construcción, termi-nación y conexión de 18 pozos en el término de10 meses, que finalizaría a comienzos de 1999.Después de algunos meses de deficiencias en eldesempeño, PEMEX anuló el contrato y llamónuevamente a licitación, adjudicándole aSchlumberger IPM la perforación de 18 pozos adi-cionales. Cuando estaba por terminar el segundocontrato, IPM había mejorado el desempeño deperforación en esta parte de la cuenca pasando deun tiempo de perforación promedio de 36 días en1997 a un nuevo promedio de 22 días por pozo en1999 (arriba, a la izquierda). Esta tendencia des-cendente de los tiempos de perforación continuóa lo largo de todas las etapas subsiguientes de losproyectos implementados en la Cuenca de Burgos.
1. Gas no asociado es el gas natural que se acumula solo,sin petróleo.
2. Gas dulce se refiere al gas que no contiene sulfuro dehidrógeno (ácido sulfhídrico).
3. Palomo R, Céron A y Ramisa L: “Un Nuevo Modelo deNegocios,” Burgos Review (Primer trimestre de 2003):14–23.
> Mejoramiento del desempeño de perforación en la Cuenca de Burgos, conla introducción de los servicios integrados del sector Schlumberger IPM. Lavelocidad de penetración promedio experimentó un aumento de más deldoble entre 1997 y 2001. Durante el mismo período, el número promedio dedías necesarios para perforar un pozo se redujo de 36 días a 12 días. En elextremo inferior se indican las compañías responsables de la perforación.
1997 1998 1998 1998 1999 2000 2001
25
0
50
75
100
125
150
175
200
PEMEX ySchlumberger
Competidor Schlumberger
Velo
cida
d de
pen
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ción
, m/d
Cant
idad
de
días
par
a pe
rfora
r un
pozo
En la fase siguiente, PEMEX adjudicó a IPMun contrato para el acondicionamiento de 40localizaciones de pozos, la perforación de 54pozos, y la terminación y conexión de 50 pozos.El proyecto, que insumiría 18 meses contados apartir de marzo de 1999, fue finalizado en tansólo 16 meses.
Para mediados del año 2000, la caída de losprecios del crudo indujo a PEMEX a reducir lasactividades de exploración y producción de petró-leo e invertir en proyectos de gas. Más equipos deperforación debieron ser movilizados para conti-nuar con el ambicioso programa de perforaciónimplementado en la Cuenca de Burgos.Schlumberger IPM ganó la nueva licitación conotra solución de servicios integrados, que en estaoportunidad incluyó el suministro y manejo de los
equipos de perforación, la supervisión y provisiónde todos los servicios necesarios, y la utilizacióndel personal de PEMEX. Los tiempos de perfora-ción en esta área se redujeron de 25 a 15 días porpozo. Schlumberger dirigió las actividades relacio-nadas con el manejo, la ingeniería y la operaciónpara el acondicionamiento de las localizaciones,la perforación y la terminación de todos los pozos.
El contrato original incluía 40 pozos. Novedo-sos enfoques se combinaron para contribuir aléxito del proyecto; por ejemplo, la utilización detubería de producción como columna de perfora-ción se tradujo en un ahorro en términos decostos que permitió la perforación de 14 pozosadicionales. Durante el transcurso de la perfora-ción de los 54 pozos, se registró un ahorro de 90días de equipo de perforación.
El siguiente proyecto de servicios integradosincluyó el acondicionamiento, la perforación, laterminación y la conexión de 60 pozos, a ser ter-minados para junio de 2001. Debido a laeficiencia de la cooperación entre PEMEX ySchlumberger, el contrato fue extendido a untotal de 190 pozos en febrero de 2002.
En el contrato más reciente, el alcance delproyecto de servicios integrados, que en un prin-cipio incluyó 100 pozos más, fue modificado y elnúmero de pozos nuevos aumentó a 210.
Las responsabilidades de Schlumberger IPMaumentaron para incluir lo siguiente:• construcción de vías de acceso y localizacio-
nes de pozos• diseño de programas de perforación• manejo y ejecución de las operaciones
- supervisión en la localización del pozo- fluidos de perforación- perforación direccional- adquisición de registros
• terminación- disparos (cañoneos, punzados)- pruebas de pozos- fracturamiento hidráulico
• instalación de líneas de flujo• provisión de equipos de perforación• toda la logística• manejo de residuos.
Desde enero de 2003, Schlumberger ha ter-minado 72 pozos bajo este contrato, con unrégimen de producción inicial colectivo de 5.4millones de m3/d [189 MMpc/D]. La produccióninicial promedio por pozo superó los 74,500 m3/d[2.6 MMpc/D], es decir que resultó un 5% mayorque el régimen de producción inicial promedioprevio. Durante la terminación de estos pozos,Schlumberger realizó 93 operaciones de fractu-ramiento, disparando y probando 122 intervalos.
Los avances en materia de construcción depozos y el mejoramiento de la eficiencia de laperforación no son los únicos factores respon-sables de este importante aumento de laproducción en la Cuenca de Burgos. Novedososmétodos que ayudan a identificar zonas de gas ymejorar el conocimiento de las propiedades deyacimientos están aumentando la eficiencia dela terminación e impulsando la producción.
Mejoramiento de la producciónLa producción proveniente de las formacionesde la Cuenca de Burgos ha sido mejoradamediante la aplicación de métodos más precisosde caracterización de yacimientos gasíferos y através de la utilización de esta información parala optimización de las terminaciones de pozos.4
Un enfoque integrado para la identificación dezonas productivas combina la información diná-
50 Oilfield Review
> Identificación de zonas candidatas para estimulación, mediante la combinación de información pe-trofísica con presiones derivadas de probadores de formación operados con cable y permeabilidadesobtenidas a partir de registros de resonancia magnética. Las permeabilidades derivadas de las medi-ciones del Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT (Carril 3, puntos amarillos) se co-rrelacionan con las permeabilidades obtenidas a partir de la adquisición de registros continuos deResonancia Magnética Combinable CMR. De los cuatro intervalos más prometedores que contienengas con poca agua libre, dos, el QC-3 y el QC-5, contribuyen un 70% del flujo de gas estimado para estepozo. Las barras verdes del Carril 4 indican las localizaciones de los disparos. Sólo se estimularon losintervalos QC-3 y QC-5.
Gas
X100
Resistividad,10 pulgadas
Porosidad efectiva
Agua irreducible
Permeabilidad MDT Presión de formación Permeabilidad
Prof
undi
dad
med
ida,
m
X200
X300
X400
Resistividad,90 pulgadas
Rayos gamma
1500 API
200 ohm-m
200 ohm-m
00.3 m3/m3
00.3 m3/m3
Agua libre
00.3 m3/m3
0.01 10mD
0.01 10mD
Permeabilidad relativaGas
0.01 10mD
Permeabilidad CMR
2000 2600lpc 10
Q (NMR)
0.01 10mD
QC-2
QC-3
QC-4
QC-5
Perfil deflujo
sintético(Q)
Permeabilidadal gas
Permeabilidadal agua
Primavera de 2004 51
mica del yacimiento, obtenida con probadoresde formación operados con cable, con datos deporosidad y permeabilidad de alta resoluciónobtenidos con herramientas de resonancia mag-nética nuclear. Estas propiedades de laformación también contribuyen a mejorar elmodelado de estimulación y el diseño de lasfracturas hidráulicas.
Esta estrategia, conocida como servicio deoptimización de pozos PowerSTIM, reduce loscostos operacionales y aumenta la eficienciaporque permite la terminación de las capas gasí-feras más productivas de cada pozo solamente.5
El método PowerSTIM, introducido en Américadel Norte en el año 2000, tiene un nivel actualde actividad de 150 proyectos por mes y ha resul-tado exitoso en Rusia, Medio Oriente, Europa,África, China y el Sudeste de Asia. Algunos ejem-plos de tres pozos de la Cuenca de Burgosmuestran cómo este enfoque integrado distingueentre zonas que ameritan ser terminadas y loscandidatos pobres.
El primer candidato de la Cuenca de Burgosen el que se utilizó esta metodología fue un pozode desarrollo que encontró múltiples capas deareniscas gasíferas. Litológicamente, las unida-des yacimiento corresponden a areniscasarcillosas con granos finos a muy finos de cuarzoy feldespato, fragmentos de roca ígnea, arcillas ymicas. La baja permeabilidad de estas are-niscas—0.05 a 5 mD—hace necesario sufracturamiento hidráulico si se pretende queproduzcan a regímenes rentables. La permeabi-lidad es tan baja que las pruebas de producciónconvencionales pueden insumir más de cuatrodías en cada zona de interés hasta lograr un sufi-ciente incremento de presión para el análisis depermeabilidad. La práctica habitual en este tipode pozo consistiría en probar entre cinco y seiscapas, con resultados improductivos. La termi-nación implica un promedio de 35 días por pozo,incluyendo pruebas, estimulación y tapona-miento de las zonas improductivas, que suelenser mayoría.
En este pozo, la evaluación integral de la for-mación, facilitada por una serie completa deregistros petrofísicos, más las mediciones de laherramienta de Resonancia Magnética Combina-ble CMR y el Probador Modular de la Dinámicade la Formación MDT, ayuda a identificar laszonas más adecuadas para la terminación(página anterior). El análisis de las medicionesde los registros de rayos gamma, resistividad,CMR y MDT señala a los intervalos QC-5 y QC-3de la Formación Queen City como los de mejordesempeño. Las presiones y permeabilidadesderivadas de la herramienta MDT son más altasen estas zonas. El ajuste o calibración entre las
permeabilidades de alta resolución inferidas delos resultados CMR y las derivadas de las medi-ciones MDT genera confianza en la capacidad dela herramienta CMR para generar valores depermeabilidad confiables a lo largo del pozo.
Un perfil de flujo sintético computado a partirde las mediciones CMR indica cuánto contribuirácada nivel a la producción total del pozo. Si biense detectaron numerosas areniscas gasíferas eneste pozo, sólo dos aportarían un 70% de la pro-ducción potencial de gas: 30% de la zona QC-5,en el fondo del pozo, y 40% de la zona QC-3.
Mediante la clasificación de los intervalosmás productivos, los ingenieros pueden se-leccionar los mejores candidatos para elfracturamiento hidráulico, mejorando así enforma radical la eficiencia de la terminación. Eneste caso, sólo se estimularon los intervalos QC-5y QC-3. Este proceso de optimización permitióreducir en un 65% el tiempo de terminación
requerido en pozos comparables, acelerando laproducción en 20 días y ahorrando 20 días deequipo de terminación.
En otro pozo de desarrollo, el enfoque inte-grado para el diseño de la terminación queimplica la interpretación de datos CMR, MDT ydatos de otros registros ayudó a descartar cier-tas zonas someras que estaban siendoconsideradas para la terminación (arriba). Nue-vamente, las permeabilidades derivadas de la
4. Mengual J-F, Saldungaray P, Artola P y Riaño JM: “Reducing Completion Costs and Enhancing ProductivityUsing Nuclear Magnetic Resonance Logs and FormationTester Data,” artículo de la SPE 74362, presentado en laConferencia y Exhibición Internacional del Petróleo, Villahermosa, México, 10 al 12 de febrero de 2002.
5. Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R, McClure S, Denoo S,Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D, McNally AC,Norville MA, Seim MR y Ramsey L: “De las propiedadesde los yacimientos a las soluciones de estimulación,” Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 44–65.
> Pozo de desarrollo de la Cuenca de Burgos en el que los registros detectan grandes volúmenes deagua libre en potenciales intervalos de terminación. Mientras los registros de resistividad (Carril 1)indican varias zonas gasíferas potenciales (entre X221 y X222 m, entre X228 y X229 m, entre X232 yX234 m, entre X239 y X240 m, y entre X244 y X253 m), las estimaciones CMR de agua ligada y libre(Carril 2) muestran que la mayor parte del intervalo registrado contiene grandes volúmenes de agualibre. Este pozo no fue terminado dentro del tramo registrado.
Arcilla-agua ligada
Agua irreducible Agua irreducible
Agua libre
Gas
Cuarzo
Feldespato
Agua ligada
Arcilla
X220
Prof
undi
dad
med
ida,
mX230
X240
X250
Resistividad,10 pulgadas
Resistividad,90 pulgadas
Rayos gamma
1000 API
100 ohm-m
100 ohm-m
Porosidad fluido libre
00.4 m3/m3
Porosidad efectiva
00.4 m3/m3
Porosidad CMR total
00.4 m3/m3
Porosidad-densidad,Arenisca
00.4 m3/m3
Presión deformación
2000 2200lpc
Permeabilidad MDT
0.01 100mD
0.01 100mD
0.01 100mD
01 vol/vol
Volúmenes
Permeabilidad en baseal modelo Timur-Coates
Alta resolución
Permeabilidad en baseal modelo Timur-Coates
CMR
herramienta CMR se ajustaron a las calculadasen base a los datos MDT en los cinco niveles pro-bados. La interpretación de los registrospetrofísicos mostró dos intervalos ricos en con-tenido de areniscas. No obstante, en las pocaszonas que tenían potencial de gas, la herra-mienta CMR también indicó grandes volúmenesde agua libre. El pozo no fue terminado dentrodel intervalo registrado, lo que permitió aPEMEX ahorrar tiempo y dinero que podríanemplearse mejor en un pozo más productivo.
El último ejemplo de la Cuenca de Burgos loconstituye un pozo de exploración. La interpreta-ción convencional de registros y la evaluación deformaciones basada en las altas resistividades yel cruzamiento de las curvas de los registros deporosidad-neutrón y porosidad-densidad resultópoco valiosa al intentar identificar el yacimiento
productivo dentro de las areniscas gasíferasfinamente estratificadas (abajo). Como la herra-mienta CMR responde fundamentalmente alespacio poroso, proporciona una indicación delos volúmenes gasíferos más confiable que lasobtenidas con otras mediciones. En este ejem-plo, la herramienta CMR identificó zonasproductivas continuas de mayor espesor que lasindicadas por la técnica de cruzamiento. La zonamás gruesa, con un espesor de 3 m [10 pies], fueprobada con la herramienta MDT. Las permeabi-lidades calculadas a partir de las medicionesMDT mostraron una estrecha correlación con laspermeabilidades derivadas del promediado delos resultados CMR de alta resolución, y alcanza-ron un promedio de 10 mD a través de toda lazona. La buena correlación existente entre lasestimaciones de permeabilidad derivadas de la
herramienta CMR y las obtenidas con la herra-mienta MDT en esta zona generó confianza enlos ingenieros respecto de la permeabilidad de 6mD derivada de la herramienta CMR solamenteen una zona más somera.
Con permeabilidades de 6 y 10 mD, las doszonas eran lo suficientemente permeables paraque el pozo produjera sin necesitar ser fractu-rado hidráulicamente, según los resultados de lasimulación de la producción. En base a las simu-laciones realizadas con el programa de análisisde pozos ProCADE, la producción fue estimadaen 75,982 m3/d [2653 Mpc/D]. El intervalo fuedisparado y produjo 73,633 m3/d [2571 Mpc/D]sin estimulación.
La metodología PowerSTIM, que integraconocimientos petrofísicos y del yacimiento, conel diseño, la ejecución y la evaluación de las ter-minaciones, fue aplicada para seleccionar enforma más eficaz las areniscas con alto potencialde productividad y diseñar programas defracturamiento más efectivos. Antes de la imple-mentación de esta metodología, el promedio deproducción de un pozo de la Cuenca de Burgosera de 29,000 m3/d [1 MMpc/D]; ahora el prome-dio es de 129,000 m3/d [4.5 MMpc/D]. El procesoPowerSTIM redujo los tiempos de terminaciónaproximadamente en un 60% en la Cuenca deBurgos. Los costos de terminación disminuyeronen un porcentaje similar.
Actualmente, el contrato suscripto entrePEMEX y Schlumberger en relación con laCuenca de Burgos exige la construcción depozos a un determinado precio y en una determi-nada localización. Sin embargo, Schlumbergerpropuso generar valor adicional para PEMEXasumiendo mayor responsabilidad en la selec-ción de las localizaciones de pozos, diseñandolas terminaciones y optimizando la producción.
La selección de localizaciones de pozos ópti-mas requerirá estudios geológicos integrados yestudios de caracterización de yacimientos. Lastécnicas sísmicas avanzadas, tales como el aná-lisis de variación de la amplitud con eldesplazamiento (AVO, por sus siglas en inglés),la inversión, la estratigrafía secuencial y el aná-lisis de atributos, ayudarán a los intérpretes aseleccionar las localizaciones de pozos en base aun modelo geológico, maximizando la productivi-dad y minimizando el riesgo de perforación depozos antieconómicos. La tecnología de detec-ción de gas en zonas productivas de bajaresistividad ayudará a explotar más zonas degas. La simulación del desempeño del campo y lainclusión de los efectos de las instalaciones desuperficie ayudará a optimizar la producción. Elagregado de líneas de alta, media y baja presión
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> Pozo exploratorio en el que la interpretación convencional de registros subestima el potencial deproducción. Las resistividades altas (Carril 1) y el cruzamiento densidad-neutrón (sombreado amarillo,Carril 2) identifican algunas fajas delgadas de areniscas gasíferas. Las permeabilidades derivadas delas mediciones CMR son altas a través de zonas continuas de mayor espesor (Carril 3). Las permeabi-lidades medias (barras verticales negras, Carril 3) en las dos zonas de mayor espesor son lo suficien-temente altas como para ser disparadas y producir sin estimulación.
Arcilla
Agua ligada
Cemento de calcita
Cuarzo
Gas
Agua libre
Agua irreducible
X290
Prof
undi
dad
med
ida,
m
X300
X310
X320
Resistividad,10 pulgadas
Resistividad,90 pulgadas
Rayos gamma
1000 API
200 ohm-m
200 ohm-m
Fluido libre CMR
0.4 m3/m3 0
m3/m30.4 0
Porosidad CMR total
m3/m30.4 0
Porosidad-neutrón
m3/m30.4 0
Porosidad-densidadPermeabilidad MDT
0.01 mD
0.01 mD
0.01 mD
Presión deformación
Disp
aros
Disp
aros
m3/m3
SW
vol/vol
Volúmenes
Efecto del gas
Fluidos libres
100
100
100
1500 1700lpc 1 0
Gas
1 0
Permeabilidad enbase al modelo
Timur-Coates, CMR
Permeabilidad en baseal modelo Timur-Coates
Alta resolución
Primavera de 2004 53
en los sistemas de producción contribuirá a opti-mizar el desempeño individual de los pozos y aeliminar los cuellos de botella de las instalacio-nes de superficie (arriba).
Mejoramiento de la producción en ChicontepecLa región de Chicontepec es otra área maduracon potencial para el mejoramiento de la pro-ducción. Allí, se descubrió petróleo en 1926, y laprimera producción comercial comenzó en 1952.Los campos petroleros actuales se encuentranubicados en su totalidad dentro de un rasgogeológico conocido como Paleocanal deChicontepec, situado en el norte del Estado deVeracruz, a 250 km [153 millas] de Ciudad deMéxico y a 5 km [3 millas] de Poza Rica. Elpaleocanal corresponde a una acumulación desedimentos del Paleoceno que cubren unasuperficie de 3815 km2 [1473 millas cuadradas].Este potente depósito sedimentario, de baja per-meabilidad, contiene 139,000 millones debarriles [22,000 millones de m3] de petróleo ori-ginal en sitio y 1.4 trillones de m3 [50 Tpc] de gas.
Aproximadamente 2000 millones de m3 [12,000millones de barriles] y 888,000 millones de m3
[31 Tpc] son recuperables, lo que lo convierteen el activo más grande de PEMEX.6
Desde 1952 hasta 2002, se terminaron 951pozos de producción. En promedio, los pozos eranproductores modestos, con regímenes de pro-ducción iniciales del orden de los 11 a 48 m3/d[70 a 300 BPPD]. Para el año 2002, la produc-ción total del campo promediaba 397 m3/d [2500BPPD] y 344,000 m3/d [12 MMpc/D]. En susprimeros 50 años, el campo había producido sólo111 millones de barriles de petróleo [18 millonesde m3] y 5600 millones de m3 [195,000 MMpc] degas.
En el año 2002, PEMEX implementó una es-trategia agresiva para aumentar la produccióndel campo en los siguientes cuatro años. El obje-tivo de producción para el año 2006 es llegar a6200 m3/d [39,000 BPPD] y [1.4 millón de m3/d[50 MMpc/D], aumentando la producción depetróleo en un factor de más de 10 e incremen-tando más de cuatro veces la producción de gas.Para el éxito de este proyecto, es esencial la
construcción de pozos con una productividad sig-nificativamente superior al promedio histórico.
Para hacer realidad esta visión, SchlumbergerIPM, en asociación con ICA Fluor and DrillersTechnology de México, ha firmado un contratocon PEMEX para desarrollar los camposCoapechaca, Tajín y Agua Fría del activo deChicontepec. En base al cumplimiento del con-trato de la Cuenca de Burgos, PEMEX contrató aSchlumberger para que asumiera mayor respon-sabilidad en el proyecto Chicontepec. El rol deSchlumberger IPM es entregar el plan de desa-rrollo de los campos petroleros, incluyendo losestudios de caracterización de yacimientos, laoptimización de las localizaciones de pozos, laperforación y terminación de todos los pozos, elmanejo de los equipos de perforación, unaprueba piloto de inyección de agua, la construc-ción y el mejoramiento de las estaciones decompresión de gas, la construcción de líneas deconducción y toda la logística.
6. Williams P: “México,” Oil and Gas Investor (Julio de2003):26–37.
> Evolución futura de los servicios integrados en la Cuenca de Burgos. Al madurar el concepto de servicios integrados (de izquierda a derecha), PEMEX ySchlumberger pudieron participar en conjunto en la selección de las localizaciones de pozos, el diseño y la construcción de pozos inteligentes, la optimi-zación de las instalaciones de producción de superficie y la simulación del comportamiento del yacimiento.
Localización del pozo Pozosinteligentes
Líneas de flujo
Separación de los fluidos
Simulación detodo el campo
Modelado de la redde superficie
Optimización delas instalaciones
El proyecto comenzó con la preparación ypresentación de las propuestas a fines de 2002 yalcanzó la etapa de movilización completa amediados de 2003, iniciándose la perforación delprimer pozo en mayo. La distribución cronoló-gica del proyecto contempla 1400 días para 200pozos. Los objetivos clave del proyecto para 2003incluían la actualización de los estudios de yaci-mientos del sector para identificar mejor laslocalizaciones más adecuadas para perforarpozos de mayor productividad; la perforación de59 pozos y la terminación de 46 pozos antes defin de año; la construcción de 8 localizaciones depozos múltiples; la construcción de 50 km [30millas] de líneas de conducción; y la cons-trucción y el mejoramiento de 6 móduloscorrespondientes a instalaciones de produccióny compresión.
El entorno que rodea al área de Chicontepeces sensible y alberga numerosas especies vegeta-les protegidas. Las localizaciones de pozos hansido diseñadas de manera de causar el mínimoimpacto ambiental. Se han construido equiposde perforación con fines específicos a fin de opti-mizar los tiempos de perforación y losmovimientos de los equipos en las localizacionesde pozos múltiples (arriba). Los pozos son perfo-
rados en forma direccional, con un total de 3 a18 pozos desde cada localización. Equipos deperforación de última generación con cabezasrotativas superiores (topdrive) y mástiles teles-cópicos mantienen la columna de perforación enla torre durante el movimiento entre pozos de lamisma localización. Los equipos de perforaciónestán equipados con mecanismos de desliza-miento para reducir el tiempo de mudanza detres días a menos de 12 horas. Las operacionesde disparo, de fracturamiento, con tubería flexi-ble, y las pruebas se llevan a cabo sin equipo deperforación.
Estrategias de estimulación en el Paleocanal de ChicontepecPara ayudar a PEMEX a mejorar aún más la pro-ducción proveniente del área de Chicontepec, losespecialistas en estimulación de Schlumbergerestán evaluando la posibilidad de aumentar laproducción a aplicando la metodologíaPowerSTIM que demostró ser sumamente exi-tosa en los proyectos de la Cuenca de Burgos. Noobstante, en lugar de aplicar la técnica en pozosindividuales, los ingenieros e intérpretes estándesarrollando una estrategia de estimulaciónpara optimizar el desempeño general de los
campos petroleros del Paleocanal de Chiconte-pec. Este estudio de gran escala abarca el árealimitada al oeste por la Sierra Madre Oriental y,al este, por el arrecife de la Faja de Oro.
El primer paso del estudio fue la evaluacióndel plan de desarrollo actual y la validación delas localizaciones de pozos propuestas por losequipos a cargo de los activos de PEMEX Explo-ración y Producción. Para ello fue necesaria unatotal reevaluación e integración de la sísmica3D, y de los datos geológicos, de producción, denúcleos y de registros. El análisis de la historiade estimulación de cada capa de arenisca indicóque podrían lograrse mejoras de producción efi-caces desde el punto de vista de sus costosmediante la estimulación selectiva de zonas decalidad superior.
La selección de candidatos y el diseño de lostratamientos de estimulación utilizando elmétodo PowerSTIM ayudaron a lograr regímenesde producción más altos por operación de frac-turamiento y un costo más bajo en comparacióncon los niveles y los costos de producción regis-trados en campañas de perforación previas.
54 Oilfield Review
> Equipo de perforación en el Paleocanal de Chicontepec, construido para optimizar los tiempos y lalogística de perforación en localizaciones de pozos múltiples, ubicadas en esta área sensible desdeel punto de vista ambiental.
Primavera de 2004 55
Mayor incremento de la producción en Chicontepec y en otras áreasHa quedado demostrado que las técnicas deselección de candidatos y las prácticas de frac-turamiento mejoradas del enfoque PowerSTIMpermitieron mejorar la eficacia de la estimula-ción desde el punto de vista de sus costos en elPaleocanal de Chicontepec. Las mejoras ulterio-res se centrarán en la optimización de laproductividad de las zonas de mayor potencial.Ya se están introduciendo nuevos servicios deadquisición de registros y generación de imáge-nes para aumentar el conocimiento delyacimiento y asistir en el proceso de estimula-ción. Como sucede en la Cuenca de Burgos, lacombinación CMR-MDT está ayudando a losingenieros de yacimiento de Chicontepec amejorar el proceso de terminación de cada pozo.Como próximos pasos se introducirán nuevosfluidos de fracturamiento y nuevas tecnologíasen este activo de gran potencial, aumentando lacapacidad de los tratamientos de estimulaciónde mejorar la producción de cada pozo e incre-mentar la rentabilidad para PEMEX.
Adecuadamente explotadas, las reservas deChicontepec constituyen un paso importante enlo que respecta a superar la actual declinaciónde la producción de petróleo. Es necesario eldesarrollo eficaz de otros campos petroleros y eldescubrimiento de nuevas acumulaciones pararevertir la declinación y reemplazar las reservas.Hasta este momento, los yacimientos de Méxicoexperimentaron en su mayoría recuperación pri-maria solamente y ahora están sufriendo diversosgrados de agotamiento. El desarrollo de estrate-gias de recuperación asistida será importantepara mantener los objetivos de producción.
Un área que habrá de experimentar unaexpansión de la actividad es el sector mexicanodel Golfo de México. Al año 2001, en el sectorestadounidense del Golfo de México se habíanperforado más de 20,000 pozos cuyo objetivo erael gas natural, mientras que en el sector mexi-cano sólo se perforaron 400 pozos (izquierda).Esta visión del futuro predice un incremento delos proyectos integrados y un crecimiento sor-prendente de la actividad de perforación y laproducción de hidrocarburos en los próximoscinco a diez años. –LS
> Visión de la actividad de exploración y producción de petróleo y gas en elGolfo de México. Actualmente, la gran mayoría de los campos de petróleo ygas se encuentran en el sector estadounidense del Golfo de México (extre-mo superior). Una visión de la producción futura muestra un nivel de activi-dad similar en todo el sector mexicano, en los próximos diez años (extremoinferior). Los puntos rojos y amarillos representan pozos de gas. Los puntosverdes corresponden a pozos de petróleo. [Adaptado de “México at a Glance:The MCA Story,” México Interchange (11 al 14 de noviembre de 2003): 21.]
Golfo deMéxico
MÉXICO
EUA
Sabinas
Burgos
Monterrey
TampicoMisantla
Veracruz
Macuspana
Golfo deMéxico
MÉXICO
EUA
Sabinas
Burgos
Monterrey
TampicoMisantla
Veracruz
Macuspana
Pozos de gas y petróleo existentes
Pozos de gas y petróleo proyectados
