Characterization of the Giant Chicontepec Tight Oil Paleochannel in Mexico and Integration With Actual Cumulative Oil Production
Notice bibliographique
Résumé
Abstract The Chicontepec Paleochannel contains unconventional tight oil shaly sandstone reservoirs also characterized by natural fractures. Chicontepec ranks as a giant reservoir with volumes of Original-Oil-in-Place (OOIP) ranging between 137,300 and 59,000 MMbbls (Guzman, 2019). Although the cumulative oil is significant (440.38 MMbbls) it only represents 0.32 to 0.75% of the OOIP. The objective of this study is developing a new characterization methodology with a view to increase oil recovery from Chicontepec. OOIP in Chicontepec paleochannels was estimated originally at 137,300 MMbbls. Despite several studies using state of the art methodologies, contracting major oil field services companies to test new technologies, and significant investments, the OOIP was decreased recently to 59,000 MMbbls due to lack of any significant success on the implemented projects. This study shows that the key to success is understanding the contribution of natural fractures. This is demonstrated with a new dual porosity petrophysical model for naturally fractured laminar shaly sandstone reservoirs developed in this study. The model assumes that matrix and fractures are in parallel. Laminar shaliness is handled with a parameter (Alam) that is a function of true and shale resistivities, and fractional shale volume. The methodology integrates data from observations in outcrops, quantitative evaluation of cores, well logs and actual production data. Past Chicontepec studies have assumed that the porosity exponent (m) in Archie and shaly sandstone equations, is constant. However, core studies indicate that Chicontepec m values become smaller as porosity decreases. The proposed dual porosity petrophysical model, when applied to actual Chicontepec wells, matches properly the laboratory values of m, and generates results that compare well with actual production data, e.g., the larger the value of fracture partitioning the larger is the cumulative oil production. Pattern recognition allows estimating fracture intensity with a partitioning coefficient, which is calculated as the ratio of fracture porosity to total porosity. The novelty of this study is the development of a new petrophysical dual porosity model for naturally fractured shaly sandstone reservoirs that integrates variable values of m from cores, fracture intensity, and cumulative production of individual Chicontepec wells. Thirty-one wells have been evaluated with good results using the proposed model.
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Comment cette classification a été obtenuedéplier
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Scores Codex et Gemma par catégorie
| Catégorie | Codex | Gemma |
|---|---|---|
| Métarecherche | 0,000 | 0,000 |
| Méta-épidémiologie (sens strict) | 0,000 | 0,000 |
| Méta-épidémiologie (sens large) | 0,000 | 0,000 |
| Bibliométrie | 0,000 | 0,000 |
| Études des sciences et des technologies | 0,000 | 0,000 |
| Communication savante | 0,000 | 0,000 |
| Science ouverte | 0,000 | 0,000 |
| Intégrité de la recherche | 0,000 | 0,000 |
| Charge utile insuffisante (le modèle a refusé de juger) | 0,000 | 0,000 |
Scores machine (provisoires)
Les deux têtes enseignantes du modèle étudiant, lues sur ce travail. Un score ordonne la base pour la relecture; il n'affirme jamais une catégorie, et le statut de validation accompagne chaque rangée tel quel.
Scores de référence d'un modèle non mature (critères de maturité non atteints, 7 itérations). Un score ordonne; il n'affirme jamais une catégorie.
score_only:v0-immature-baseline · tel quel depuis la passe de notation : score_only signifie que le nombre peut ordonner les travaux, et qu'aucune étiquette de catégorie n'en découleClassification
machine, non validéePrédiction automatique; un appel candidat d’une seule tête enseignante, pas un consensus.
Le détail, modèle par modèle et score par score, se trouve en fin de page sous « Comment cette classification a été obtenue ».