Modelo geomecánico del pozo 1357 en el campo Agua Fría y modelo de predicción de fractura.

Abstract

En la actualidad las acumulaciones de hidrocarburos en cuencas antepaís en México representan más del 30% de las reservas del país. Siendo la cuenca Chicontepec una cuenca antepaís, que presenta propiedades de permeabilidad y porosidad baja, por lo que se presenta problemas de flujo restringido de hidrocarburos, nace la necesidad de analizar y estudiar uno de los campos presentes en la cuenca. El estudio se centrará en el pozo 1357 en el campo Agua Fría, ubicado en la cuenca de Chicontepec que contiene formaciones productoras lutita-arenisca de baja permeabilidad y baja porosidad, los hidrocarburos se encuentran en formaciones lenticulares de roca arenisca y delimitados por capas de lutitas. El presente trabajo se realizó con el objetivo de diseñar el modelo geomecánico del pozo 1357, así como también predecir la geometría de la fractura hidráulica usando el modelo Perkins-Kern-Nordgren (PKN), sin considerar la pérdida de fluido en la formación. El estudio se centrará en el grupo Chicontepec, por lo que los datos obtenidos solo caracterizan la zona de interés. El análisis de los esfuerzos IN-SITU, propiedades elásticas de la roca y geopresiones son necesarias para la selección del intervalo de fractura. Para obtener los valores correspondientes a los esfuerzos, propiedades elásticas de la roca y geopresiones se obtiene mediante los registros geofísicos, específicamente del registro sónico.