Comparación histórica del desarrollo de las propiedades de yacimientos de entre los campos Spraberry Trend de Texas del oeste y el campo Chicontepec en México
Resumen: Los campos Spraberry y Chicontepec, ambos son campos gigantes de petróleo que están dentro de un á rea con baja porosidad y baja permeabilidad de los llamados yacimientos submarinos cada campo tiene un intervalo de espesor de aprox. de 300 a 450 mts. con yacimientos múltiples lenticulares de menores de 3,000 metros de profundidad los intervalos arenosos están lateralmente extensivos y pueden correlacionarse regionalmente pero pueden localizarse por medio de encadenamiento ambos campos producen con un empuje gas en solución.
El campo Spraberry Trend localizado en el yacimientos midland de Texas del oeste se descubrió en 1948. Se estima que el campo tiene mas de 10 billones de barriles de aceite original en una serie de yacimientos en paquete de la edad del pérmico cubriendo más de 2500 millas cuadradas (6475 km cuadrados). La producción acumulativa del Spraberry es de aprox. 850 millones de barriles de petróleo y tres trillones cúbicos de 10 de gas o aprox. 8% del aceite original del y acimiento.
El campo Chicontepec, localizado en la sierra madre oriental en la parte baja del centro este de México, fue el primer campo perforado en 1931. s e estima que el campo c ontiene 140 billones de barriles de aceite original en el yacimiento y 35 trillones de pies cúbicos de gas asociado en una serie de yacimientos acumulados en eras del paleoceno tardío al eoceno, cubriendo aproximadamente 1440 millas cuadradas (3,731 kilómetros cuadrados). La producción acumulativa del campo Chicontepec es un poco mayor de 140 millones de barriles de aceite equivalente o el 0.1 % de los hidrocarburos originales en el lugar. Sin embargo los campos difieren significativamente en su desarrollo historico.mas de 18 000 pozos han tenido producción de aceite y gas del campo Spraberry (actualmente produce poco mas de 10 0000) como ha sido comparado de mil que tiene Chicontepec.
Manejando costos de perforación, tecnología de fracturamiento y costos de producción controlada a lo largo de la escala de economía ha puesto ligeramente al campo Spraberry conocido en una ocasión como el más grande campo con problemas económicos en su campo para ser desarrollado del mundo. el desarrollo del campo Chicontepec usando metodologías similares haría reservas significativas y volúmenes de producción para México en condiciones parecida.
Introducción Como todos sabemos, encontrar nuevas acumulaciones gigantes de petróleo y gas por medio de exploraciones, especialmente en áreas cercanas a los mercados que tengan infraestructura existente, ha llegado a incrementar las dificultades.
Una alternativa es buscar campos viejos descubiertos previamente en áreas normales que no se hayan podido desarrollar más por sus márgenes económicos históricos muy bajos. Ya que de acuerdo al uso de nuevas tecnologías y por métodos creativos nuevos significativos se pueden desarrollar nuevas producciones y reservas para darle al consumidor más pronto y además para mantener cómodos los precios sin que se eleven tanto.
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El trabajo efectuado aquí es una comparación a muy alto nivel de dos de esos campos y las platicas de la s propiedades del yacimiento las cuales pueden en un momento dado llamarles no redituables y contrastando con el historial del desarrollo para poder sugerir nuevas reservas que puedan ser económicamente atractivas en la producción al implementar un buen desarrollo.
Los dos campos son el ca mpo Spraberry Trend localizado en el yacimiento de midland en el oeste de Texas y el campo Chicontepec localizado en la parte central este de México. Ambos están localizados en regiones productoras en donde existen otros numerosos campos, incluyendo campos con hidrocarburos originales significativamente menores en el lugar propuesto, pero con mejores yacimientos que podrían producir millones de barriles de petróleo y billones de pies c úbicos de gas.
Propiedades del yacimiento Spraberry. Este campo produce desde un deposito alargado submarino del tipo abanico dentro del yacimiento midland del periodo pérmico de hace aproximadamente 250 millones de años. las arenas y sus componentes fueron derivados de la erosión de rocas primarias sedimentarias principalmente del norte al noroeste del yacimiento midland, transportadas paralelas al eje del y acimiento y depositadas en hojas extensas en el centro del yacimiento. el conjunto en si es de arenas y componentes y son el contenido del sistema submarino tipo abanico el cual decrece de n orte a sur, soportando la f uente noreste de las arenas. Perpendicular a la dirección del transporte, el contenido de arena es más alto a lo largo del centro del yacimiento sugiriendo que los sistemas del canal del abanic o se enfocaron a lo largo de los ejes del yacimiento y aquello se deposito predominan detente en el centro del y acimiento.
Existe variación estratigrafía dentro del ventilador debido a cantida des incrementadas en la canalización esto es más pronunciada dentro de la porción central del abanico. Una sección sísmica a través del yacimiento muestra la continuidad lateral típica y la simplicidad estructural del intervalo del yacimiento Spraberry. También ilustra la tr ansparencia sísmica del intervalo Spraberry debido a los contrastes entre los componentes lutiticos y arcillosos. a la fecha la sísmica no ha sido utilizada extensamente en el desarrollo del campo Spraberry.
La producción dentro del Spraberry viene de tres zonas principales, conocidas como el Spraberry superior Spraberry bajo y el Spraberry dean ha profundidad que varían de 7000 a 9000 pies (2121 metros a 21 27) el grosor del intervalo del Spraberry y deán en promedio es de alrededor de 1500 pies (454 metros). los intervalos adecuados son del tipo siltstons que tienen una composiciones arcosik a su subarcosik con 60 % al 80% cuarzo los intervalos de silstons no acentados tienen composiciones similares, pero están cementadas por dolomita. Un pozo promedio de Spraberry tiene entre 50 a 90 pies de acentamiento neto que llena ambos los cortes de volumen de lutitas y un 7% de porosidades. Las zonas productivas son silstons con porosidades del 12 al 14% y permeabilidades típicas de0.1 a 0.5 milidarcies. la porosidad es dominantemente primaria de la llamada porosidad intergranular reducida principalmente por cemento dolomitico, pero alguna porosidad secundaria de la disolución cemento grano se encuentra presente. la depo sitacion de las arcillas ocurre
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como partículas dispersas laminadas y esto pone ciertos poros y algunas partículas se dispersan mas.
El fracturamiento natural dentro de los silstons Spraberry tiene un efecto significativo en la productividad. Los núcleos orientados y la perforación horizontal indican varios espaciamientos regulares tendiendo hacia el noreste, y los componentes de la fractura están presentes a través del campo Spraberry Trend.
Chicontepec Las arenas de la formación Chicontepec fueron depositadas durante el último paleoceno al eoceno medio en un yacimiento paralelo enlogado profundo con buzamiento a las montañas de la sierra ma dre oriental que buzan el yacimiento hacia el oeste.
El yacimiento está limitado al este por la plataforma Tuxpan, lo cual fue una posición topográfica positiva durante este tiempo. las arenas fueron derivadas de la erosión de las montañas al oeste y depositadas dentro de una serie de formaciones tipo abanico submarino .
Los depósitos del abanico del paleoceno inferior fueron puestos sobre el yacimiento durante el eoceno reciente. Una disconformidad significativa regional en los límites del eoceno inferior corresponden a lo que conocemos como el paleocanal Chicontepec. Las arenas aceitosas en el campo Chicontepec ocurren bajo esta disconformidad en la porción central y noreste del yacimiento, pero están sobre la disconformidad en el sureste. Las arenas dentro de la formación Chicontepec están empaquetadas en lo alto a 500 pies de espesor (150 metros) comprimida de arenas turbiditicas múltiples que van de un rango de 2" a 30 pies. el contenido de arena puede ser muy alto en a lgunos pozos El contenido de arena puede ser muy alto en algunos pozos, desde el almacenamiento vertical de múltiples cuerpos de arena canalizados. Los paquetes de arena gruesos dentro del campo Chicontepec, abajo y arriba de la disconformidad del bajo eoceno, son lenticulares y están limitados en extensión lateral. Registros confiables o marcadores paleo son raros lo que hace que las correlaciones pozo a pozo sean muy difíciles. el uso de mapeos de amplitud desde volúmenes sísmicos en 3 -d ha mostrado algunos resultados positivos en el mapeo de cuerpos arenosos individuales. las arenas ma s gruesas, especialmente aquellas con buena porosidad que son recipientes de hidrocarburos, tienen propiedades de roca con suficiente contraste con las rocas estatificadas intercaladas para permitir que sean mapeadas mas confiablemente. la amplitud contra la compensación (AVO) procesadas por Pemex también han p robado mejorar la identificación de los cuerpos gruesos de canal que contienen hidrocarburos.
La cantidad de roca con calidad de yacimiento dentro de cualquier pozo da do, es altamente variable debido a la variabilidad de la mineralogía de los granos de arenisca y la diagénesis. Los diagramas qfl son de estudios petrográficos de las arenas de la edad del paleoceno que sobresalen en la superficie en las areniscas en el subsuelo. Muchas de las arenas turbiditicas de grano muy fino mediano son ricas en fragmentos de rocas de carbonato que promueven la precipitación de cemente de calcita, algunas a reniscas son ricas en fragmentos de roca volcánica que tiene la tendencia a tener mas arcilla y ser mas susceptibles a diagénesis significativas. las areniscas de Chicontepec contienen cantidades variables de arcillas de cloritas, smectitas, ilitas y kaolinitas. En promedio las areniscas tendrán de 2 a 7% de arcillas dispersas. las areniscas de la edad del eoceno en la porción sureste de la cuenca tienen cantidades significati vamente mayores de
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cuarzo y la correspondiente mayor calidad del yacimiento.
la grafica cruzada de porosidad permeabilidad muestra el amplio rango de porosidad y permeabilidad de la s arenas dentro de la formación Chicontepec. el intervalo de porosidad predominante es desde el 3 a 14% y la permeabilidad varía desde 0.01100 md las arenas con mas cuarzo están en el extremo alto final como un ejemplo, las arenas ricas en cuarzo en el campo presidente alemán tienen porosidades que se encuentran el intervalo desde el 10% al 25%.
Historia del desarrollo Spraberry. El pozo descubridor para el campo Spraberry Trend fue el Seaboard oil lee 2-d, perforado en 1948 en el condado de Dawson en Texas. En los siguientes 2 años de perforaron a 65 y 95 millas al sur del lee 2 -d, encontrando aceite en la misma zona, pero todos pensaban que estaban en campos separados. las perforaciones subsecuentes a lo largo de 1952, indicaron que los pozos podrían estar produciendo a partir de un deposito grande. En mayo de 1952 el campo Spraberry tenía 1,558 pozos produciendo en un área de cuatro condados en el oeste de Texas. Sin embargo a fines de los 50s el campo se hizo conocido como "el campo más grande no económico del mundo", debido a que los pozos declinaban rápidamente hasta niveles muy bajos después de altas producciones repentinas desde el sistema de fracturas d el yacimiento.
Los 1960's vieron las mayores compañías petroleras de unidades grandes dentro del campo para conducir un desarrollo de inyección de agua de los yacimientos extensos. hubo grandes expectativas para una recuperación adicional a partir de la iny ección de agua, pero los resultados d e los proyectos piloto fueron desilusionantes y su terminación nunca se materializo.
Durante los 70's hubo una muy pequeña actividad de desarrollo en el campo. en los 80's Parter y Parsley, una de las compañías predecesoras de Pioneer natural resources ( recursos naturales pioneros), empezó a adquirir terrenos y las unidades grandes de las compañías mayores petroleras y condujo programas de perforación.
Una de las llaves para proceder a hacer este programa económico de perforación en su totalidad fue mantenida inicialmente para costos bajos. Los programas grandes de perforación proveen negociaciones y habilidades en escalas económicas con costos más bajos, los contratos en volúmenes altos con diferentes contratistas de perforación y otras compañías de servicio hacen posible esto en volumen. Esto ha sido llamado una situación de ganar para ambas partes en aquella actividad que garantiza el resultado para los contratistas, pioneros e inversionistas iniciales. Otro desarrollo importante fue la relación coope rativa o alianzas entre las partes lo cual resulto en un conjunto de prácticas de perforación y terminación de preferencia trabajando todo el tiempo. El costo total para perforar, terminar, fracturar, estimular e instalar equipo de bombeo e instalaciones de facilidad andan promediando entre 300 mil y cuatrocientos mil dólares por pozo.
Manteniendo los costos de operación bajos es igualmente importante que mantener los márgenes de mantenimiento económicos. un excelente ejemplo es la disposición de producir en f ormaciones de agua. Colocando el agua en sitios hacia fuera cuesta de un dólar a 1.25 dólares por barril. Un sistema disponible de agua fue colocado de tal manera que redujo los costos aproximadamente a 0.15 centavos de dólar por barril
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ahorrando aproximadamente 250 mil dólares en costos disponibles por día. En otra área se reducen los costos de levantamiento artificial en el proceso de s ervicio reduciendo estos costos por pozo. Utilizando mejores prácticas y automatizaciones de computadora tales como controladores de bombas, han reducido el costo del viaje por pozo y equipamiento de bombeo quitando las fallas significativamente.
Desde 1977 el levantamiento artificial controlable tenía un costo por barril el cual se ha ido reduciendo de 4.97 por barril a 2.10 dólares por barril. El valor presente estimado del valor actual de los ahorros (descontando al 10%) de la optimización de las operaciones de producción es de aproximadamente 115 millones de dólares por sobre la vida de los pozos. A la fecha alrededor de 2 0 mil pozos han sido perforados en los yacimientos Spraberry. de estos aproximadamente 18 mil tienen producción de aceite del campo Spraberry. Sobre 10,0000 pozos esta la producción actual. el aceite original en el yacimiento s se estima que debe de ser un poco mas de 10 billones de barriles de aceite. La producción acumulativa es de aproximadamente 850 millón de barriles de aceite y 3 trillones de pies cúbicos de gas. La recuperación ultima esta actualmente estimada que puede ser entre el 10 al 12 % de aceite equivalente o de uno a 1.2 billones de barriles. También, de nuevos estudios surgidos últimamente se sugiere en el campo Spraberry el empuje de agua y tal vez recuperación terciaria pueda ser adecuada para recuperar cantidades significativas de aceite adicional estos estudios nuevos indican baja presión de agua fluyendo utilizando imbibision natural más que cualquier otra técnica de inyección alta usada en el pasado lo cual podría ser un método de recuperación secundaria ideal.
Chicontepec Las arenas del campo Chicontepec fueron perforadas por primera vez en 1926 durante el desarrollo de la perforación en el campo poza rica en la porción sureste de la cuenca. las arenas tenían mucha menor productividad que la sección cretácica causando poc o interés en su desarrollo. Unos pocos campos pequeños de arenas de Chicontepec fueron puestos en producción al final de los 40's y 5 0's en el área del campo presidente alemán. en los 60's Pemex r enovó su interés en las arenas de baja permeabilidad esperando mejorar la productividad por medio del uso de técnica de fracturamiento mejorada y empezando a producir algunos otros campos pequeños. Pemex perforó entre 40 y 90 pozos por año en Chicontepec entre 1973 y 1982. Esto elevo la producción diaria del campo desde menos de 1,000 pbopd hasta más de 12,000 bopd. fue durante este periodo que Pemex anuncio que los campos pequeños eran realmente fracciones de un campo de aceite único gigante, que cubría mas de 3,300 kilómetros cuadrados y que contenía mas de cien mil millones de barriles de aceite y 40 mil billones de pies cúbicos de gas en el lugar. Se predijo que sería necesario perforar más de 16, 000 pozos para desarrollar las reservas y que de ellas se pudieran recuperar aproximadamente 11mil millones de barriles de aceite. Este desarrollo nunca se ha materializado y el comportamiento ha determinado ser no económico. Los pozos en el campo Chicontepec han tenido velocidades de flujo iniciales altamente variables, pero las producciones iniciales en promedio son aproximadamente de 120 bopd. La producción de los pozos declina rápidamente y entonces se estabiliza en alrededor de 40 pbpd donde inicia una declinación secundaria.
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