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UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA

7416 – Geología Petrolera II – Febrero (2013)

FACULTAD DE INGENIERÍA

Estimación del Factor de Recobro actual (2013) y Tecnologías Aplicadas

en el Campo Concepción, Cuenca de Maracaibo - Venezuela

Silva Jonathan (1) , Vazquez Lizbeth(2), Villafañe Dayanis(3), Zhunio Benavides(4)

RESUMEN:

El estudio de estimación del factor de recobro actual para el 2013, requiere analizar el historial de producción del campo La Concepción

actual, a falta de ello y en vista de que se refiriere a un yacimiento carbonatico compacto, naturalmente fracturado no convencional que requiere la aplicación de nuevas e innovadoras tecnologías para su recobro, que debe desarrollarse paralelo a los altos precios del crudo, la empresa operadora actual petrowayu ha desarrollado la explotación de este campo de los yacimientos cretácicos del grupo Cogollo y

realizado estudios sobre el sistema de fracturas interconectadas que forman y caracterizan el sistema productivo permeable, planificando la ubicación de pozos productores en estas áreas de drenaje, reduciendo el riesgo económico de perforación en esta área, y logrando

revitalización el campo con éxito junto con prospectos futuros de inversiones, en base a esto, el presente trabajo, busca estimar el Factor de recobro para el 2013 y presenta las tecnologías aplicadas en la Campo La Concepción de la Cuenca Maracaibo - Venezuela.

Palabras clave: Factor de Recobro, Yacimientos no convencionales, Concepción, Carbonatos, Cogollo.

1. INTRODUCCION

A medida que el tiempo avanza, la necesidades energé-ticas aumentan y por consecuencia se buscan con más

esfuerzo nuevos y mejores métodos que sustenten la demanda de producción, por lo tanto la explotación de

campos como La Concepción tiene un importante valor de suplencia a los yacimientos convencionales que declinan

su producción y a las grandes demandas de crudo que el mundo experimenta. Es por ello, que estos yacimientos

han pasado a otro nivel de importancia en un marco mundial, donde las empresas operadoras invierten en

tecnología para sacarle el máximo provecho a estos recursos almacenados en estructuras que son un reto

para la ingeniería del presente y futuro.

2. UBICACIÓN Y RESEÑA HISTORICA

El campo la concepción

está ubicado a unos 23

Km al suroeste de la

ciudad de Maracaibo, con un área aproximada de

214 Km2 y a 18 Km al este y en paralelo a la

alineación La Paz-Mara-El Moján.

Se evidenció presencia de hidrocarburos en 1924 cuando la Venezuelan Oil

Concessions (Shell) per-foró el pozo C-1. Posteriormente, en 1948 se encontraron

nuevas acumulaciones de edad cretácica en el pozo C-

148, perforado según indicaciones de geología de subsuelo. Actualmente, las condiciones operativas del

campo están a cargo de la Empresa Mixta Petrowayú S.A,

conformada por PDVSA y la compañía estatal brasileña

Petrobras.

Hasta finales del 2006, el reservorio de origen cretácico

ha producido 97MMBN de un POES total estimado de 440MMBN de crudo liviano (entre 35º-37º API), a una

tasa variable, siendo la tasa de producción para el 2006, según la empresa operadora, de 12300 barriles diarios.

Según estudios realizados, históricamente el campo produce de dos reservorios, uno siliclásticos formado en el

Eoceno representados por sedimentos de la Formación Misoa, y otro carbonático naturalmente fracturado de

edad cretácica, este último constituido por los carbonatos del Grupo Cogollo.

La necesidad de aplicar tecnología de punta con el fin de aumentar la producción de estos campos, permite que los

yacimientos que los conforman sean considerados como yacimientos no convencionales, entendiéndose como

yacimiento no convencional todo aquel que por presentar valores poco convenientes de permeabilidad y porosidad

requieren de métodos sofisticados para su desarrollo.

3. GEOLOGIA REGIONAL

3.1. Estructura

Trampas constituidas por

bloques levantados y plegados, limitados por

fallas normales e inver-sas, separados entre sí,

por bajos estructurales, el reservorio del cretá-

cico está compuesto por 3 yacimientos, principa-

les, 2 de los cuales están conformados por bloques

levantados, limitados por fallas inversas mayores

de rumbo NE-SW (estructuras en flor) que dividen el área en dos flancos, el oriental con buzamiento promedio de

35° y el occidental con 15°. y otro constituido por un bloque contraccional y de bajo relieve estructural.

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3.2. Estratigrafía La siguiente columna estra-

tigráfica comprende sedimen-tos carbonaticos de margen

pasivo (cretácico) y una espe-sa secuencia mixta silico-car-

bonática (Paleo-Eoceno al Mio-ceno). La primera suprayace al

basamento ígneo metamórfico, una delgada sección conglo-

meratica de la Fm. Rio Negro marca el inicio del cretácico y

una espesa sección lutitica

(Mbo. La Paz de la Fm. Colon) conforman el sello regional de

los yacimientos del cretácico.

3.3. YNC en el Campo La Concepción

1. Gas somero de sedimentos poco consolidados (Mioceno- Eoceno Superior)

2. Gas de arenas compactas de la Fm. Misoa (tight gas sands)

3. Gas y/o petróleo en la secuencia silico-carbonática fracturada de la Fm. Guasare

4. Gas de las lutitas orgánicas de la Fm. La Luna (source

rock gas)

5. Gas y/o petróleo de los carbonatos compactos del Grupo Cogollo (tight HC carbonates)

6. Petróleo de los niveles dolomíticos de la Fm. Apón del Grupo Cogollo

7. Petróleo del basamento fracturado

4. ESTIMACION DEL FACTOR DE RECOBRO

El FR de campo concepción como el de los restos de los yacimientos parte de la relación de producción acumulada, y el POES, pero el interés de este trabajo, reside en

estimar el Factor de Recobro Actual, 2013.

Se consideró de manera ideal, que desde el 2004, hasta el

2013, el Np anual fluctuaba alrededor de los 5MMBN, tomando el Np para el 2005 de 92MMBN se estimó que

para finales del 2013 el Np se acercará a los 132MMBN aproximadamente y considerando que el POES de

440MMBN para el 2005 no ha cambiado, lo que permite arrojar la siguiente tabla.

El estudio sobre el reservorio del cretácico permitió

conocer información básica sobre el mismo:

5. TECNOLOGIA APLICADA

Perforación bajo balance Método térmico de remoción de parafinas

Sistemas de levantamiento artificial Gas lift Bombas Electro sumergibles

6. CONCLUSIONES

Considerando los yacimientos naturalmente fracturados de occidente y los yacimientos de crudos extrapesados de oriente, Venezuela es pionera del desarrollo de estos

yacimientos y debería de tener la tecnología necesaria

para la administración de estos yacimientos. Los YNC surgen como alternativa para satisfacer la

creciente demanda de hidrocarburos, derivada de la declinación permanente y constante de los yacimientos

convencionales. Han sido identificados siete tipo de yacimientos no

convencionales, tanto de gas como de petróleo en el Campo de La Concepción

El desarrollo de estos YNC ira paralelo de un precio sostenido y elevado de hidrocarburos, que los haga

competitivos y rentables en el mercado energético. Producir de estos yacimientos implica un fuerte

desarrollo y aplicación de tecnologías, soportado por los altos precios del crudo. Implica el descubrimiento de

eventuales áreas prospectivas distintas y lejanas a las tradicionales, además de que agrega valor a la

compañía mediante la incorporación de nuevas reservas.

BIBLIOGRAFÍA [1] PORRAS J, MACHADO V, CHININOS N. Yacimientos

no convencionales en el campo concepción, Cuenca

de Maracaibo, Empresa mixta Petrowayu (2006)

[2] MARCHAL D, GONZALEZ I, BENITO J, BALSEIRO P,

Tachnologies and Exploration Strategies Applied to

the Develpment of Naturally Fractured Carbonated

Reservoir: The Cretaceous Cogollo in La Concepcion

Field, Maracaibo Basin, Venezuela (2005)

[3] PDVSA-INTEVEP, 1997 Campo La Concepción_____

http://www.pdv.com/lexico/camposp/cp015.htm

Año Np FR

2005 92 MMBN 21%

2006 97 MMBN 22%

2013 132 MMBN 30%