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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA PROYECTO DE EXPLOTACIÓN CONJUNTA DE LAS ARENAS L, M, N EN EL CAMPO LEONA OESTE” Trabajo Especial de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de MAGISTER SCIENTIARUM EN GEOLOGIA PETROLERA Autor: Ing. Manleydis Cecilia Vélez Hernández. Tutor: Msc. Ramón Almarza. Maracaibo, Enero de 2007
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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA
PROYECTO DE EXPLOTACIÓN CONJUNTA DE LAS ARENAS L, M, N EN EL CAMPO LEONA OESTE”
Trabajo Especial de Grado presentado ante la
Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARUM EN GEOLOGIA PETROLERA
Autor: Ing. Manleydis Cecilia Vélez Hernández. Tutor: Msc. Ramón Almarza.
Maracaibo, Enero de 2007
REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
APROBACIÓN
Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado PROYECTO DE EXPLOTACION
CONJUNTA DE LAS ARENAS L, M, N EN EL CAMPO LEONA OESTE que Manleydis
Cecilia Vélez Hernández, C.I.: 10.432.799 presenta ante el Consejo Técnico de la
División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Articulo 51,
Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de
la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GEOLOGIA PETROLERA
Coordinador del Jurado
Prof. Ramón Almarza
C.I. : 3.430
Giuseppe Malandrino Américo Perozo
C.I. : 15.887.087 C.I. : 2.880.248
Gisela Páez
Director de la División de Postgrado
DEDICATORIA A Dios todopoderoso por permitirme una vez más concluir una etapa de mi vida al lado
de mis padres y mis hermanos.
Manuel Vélez gracias por demostrar que aun sigues creyendo en mi, gracias por darme tanto en todos estos años, a ti en especial te dedico lo que soy, seré y mucho más …. A mi mamá por ser una persona única en el planeta. A mis tres hermanos, para que cada meta que se fijen se les realice y como hermana mayor llenarlos de orgullo y ejemplo. A mis nuevos amigos y a los que siempre han estado, gracias por aportar siempre más de lo esperado yo sé lo que hay y lo que falta. A los que nunca creyeron en mí.
Manleydis
AGRADECIMIENTO
A Don Gustavo Romero por ser un ejemplo digno de rectitud, sabiduría y
honorabilidad, gracias jefe por darme los permisos para asistir a mis asesorías.
Al Doctor Ramón Almarza por brindarme sus conocimientos, su apoyo y
asesoría, por ser pilar fundamental en la modalidad Trabajo de Grado, como otra
opción para optar al título de Magíster Scientiarum en Geología Petrolera;
además de su loable labor en la ilustre UNIVERSIDAD DEL ZULIA.
Al Consorcio PETROBRAS ENERGIA DE VENEZUELA S.A; por ofrecerme la
oportunidad de realizar mí Trabajo de Postgrado.
A José González por su cooperación incondicional.
Ing. Miguel Cova (PETROBRAS ENERGIA DE VENEZUELA), por siempre
colaborar oportunamente en las gestiones PETROBRAS-Ministerio de Energía y
Petróleo.
Ing. Pedro Manuel Milán (MENPET), por su apoyo.
Ing. Gino Arráiz por su valiosa y excelente asesoría técnica siempre que la
necesité.
Manleydis
Vélez Hernández Manleydis Cecilia Proyecto de Explotación Conjunta de las Arenas L, M, N en el Campo Leona Oeste. (2007) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Tutor: Prof. Ramón Almarza.
RESUMEN El Oriente Venezolano cuenta con un número significativo de campos de petróleo definidos como maduros dado el agotamiento de sus reservas; y considerados como económicamente marginales, en virtud que la producción, bajo esquemas tradicionales, es antieconómica. Por consiguiente, en miras de maximizar la productividad de los pozos, el valor de los activos y el aprovechamiento de las instalaciones existentes, se considera la aplicación de técnicas que permitan dar respuesta a las exigencias de la Industria Petrolera; como es el caso del esquema de producción, denominado “Producción Conjunta”, que consiste en la producción simultánea de varias arenas a través de una misma tubería de producción. Para ello, es imperativo que exista compatibilidad en las propiedades de los fluidos (ºAPI, Salinidad del Agua de Formación) y de los diferenciales de presión entre las arenas involucradas, para evitar formación de fluidos indeseables y flujo cruzado. Con base en los proyectos pilotos y estudios realizados anteriormente, se desarrolló una Metodología para la Aplicación de Producción Conjunta en el Campo Leona Oeste, considerando aspectos técnicos y económicos; a partir de lo cual se obtuvo como conclusión más relevante que ésta técnica permite incrementar las reservas recuperables, al extender el límite económico de los pozos. De igual manera, se destacó, como recomendación, la integración de disciplinas conexas a la caracterización de yacimientos para la eficaz adquisición, procesamiento e interpretación de los datos que garanticen un estratégico plan de explotación. Mediante la explotación de estas unidades se espera una mayor rentabilidad. Palabras Claves: explotación, conjunta, yacimientos. E-mail del Autor: [email protected]
Vélez Hernández Manleydis Cecilia Project of Combined Explotation of the Arenas L, M, N in the Field Leona West. (2007) work of Grade. University of the Zulia. Ability of Engineering. Division of Graduate degree. Maracaibo, Tutor: Prof. Ramón Almarza.
ABSTRACT
The Venezuelan East has a significant number of defined fields of petroleum as mature given the exhaustion of its reservations; and considered as economically marginal, in virtue that the production, low traditional outlines, it is uneconomical. Consequently, in aims of maximizing the productivity of the wells, the value of the assets and the use of the existent facilities, it is considered the application of techniques that you/they allow to give answer to the demands of the Oil Industry; as it is the case of the production outline, denominated "Combined Production" that consists in the simultaneous production of several sands through oneself production pipe. For it, it is imperative that compatibility exists in the properties of the fluids (ºAPI, Salinity of the Water of Formation) and of the differentials of pressure among the involved sands, to avoid formation of undesirable fluids and crossed flow. With base in the projects pilots and studies carried out previously, a Methodology was developed for the Application of Combined Production in the Field Leona West, considering technical and economic aspects; starting from that which was obtained as more outstanding conclusion that this technique allows to increase the recoverable reservations, when extending the economic limit of the wells. In a same way, he/she stood out, as recommendation, the integration of related disciplines to the characterization of locations for the effective acquisition, prosecution and interpretation of the data that guarantee a strategic plan of exploitation. By means of the exploitation of these units a bigger profitability is expected. Key words: explotation, combined, locations. E-mail of the Author: [email protected]
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN…………………………………………………………………………………...…1
ABSTRACT……………………………………………………………………………….........2
DEDICATORIA………………………………………………………………………………….3
AGRADECIMIENTO……………………………………………………………………………4
TABLA DE CONTENIDO………………………………………………………………………5
LISTA DE TABLAS…………………………………………………………………………..,..8
LISTA DE FIGURAS………………………………………………………………………...…9
CAPITULO I…………………………………………………………………………………....10
INTRODUCCION…………………………………………………………………………...…13
CAPÍTULO II:…………………………………………………………………………..………14
MARCO TEORICO………………………………………………………………………..…..15
2.1 Antecedentes………………………………………………………………………16
2.2 Ubicación Geográfica del Campo Leona…………………………………….....18
CAPITULO III…………………………………………………………………………………..20
MARCO METODOLOGICO…………………………………………………………………..21
3.1 Diseño de la investigación…………………………………………………..........21
3.2. Población y Muestra………………………………………………………………21
3.2.1. Población…………………………………………………………..........21
3.2.2. Muestra…………………………………………………………………..22
3.3 Procedimiento Metodológico……………………………………………………..22
3.3.1 Etapa 1: Revisión y Recopilación de Información……………………...........22
3.3.2 Etapa 2: Identificación del Tipo de Unidad de Flujo…………………………23
3.3.2.1 Fase I: Definición del Marco Geológico del Área…………………..23
3.3.2.2 Fase II: Revisión de Información Petrofísica……………………….24
3.3.2.3 Fase III Revisión de Compatibilidad de Diferenciales de Presión.25
3.3.2.4 Fase IV: Revisión de Compatibilidad de Fluidos…………………..28
3.3.2.5. Fase V: Definición del Tipo de Unidad de Flujo…………………...30
3.3.3 Etapa 3: Construcción de las Curvas de Afluencia…………………………..31
3.3.3.1. Determinación de las curvas de afluencia sencillo………..31
3.3.3.2 Determinación de las curvas de afluencia compuesto…….32
TABLA DE CONTENIDO
3.3.4. Etapa 4: Determinación de las Curvas de demanda………………............32
3.3.5 Etapa 5: Elaboración de pronósticos de producción………………………..33
3.3.6. Etapa 6: Elaboración de análisis Económico………………………………..33
3.4 Instrumentos y Técnicas………………………………………………………….34
3.5 Recursos……………………………………………………………………………34
3.5.1. Materiales………………………………………………………………..34
3.5.2 Humanos……………………………………………………………….....34
3.6 Mecanismo de Producción del Campo Leona Oeste………………………….34
3.6.1 Empuje Hidráulico……………………………………………………….34
3.7 Unidades de Flujo………………………………………………………………….37
3.7.1 Unidades Hidráulicas……………………………………………………37
3.7.1.1 Caracteristicas de las Unidades Hidráulicas………………..38
3.7.2. Unidades de Explotación……………………………………………………….39
3.8 Etapas de los Estudios Integrados……………………………………………….39
3.8.2. Fase II Caracterización…………………………………………………39
3.8.2.1 Modelo Estático………………………………………………..39
3.8.2.1.2 Modelo Estructural………………………………………….39
3.8.2.1.3 Modelo Estratigráfico……………………………………….40
3.8.2.1.4 Modelo Sedimentológico…………………………………..40
3.8.2.1.5 Modelo Petrofísico…………………………………………40
3.8.2.1.6 Modelo Dinámico…………………………………………..41
3.8.2.1.7 Modelo Comportamiento…………………………………..41
3.8.3 Fase III Simulación……………………………………………………...41
3.8.4 Fase IV Gerencia………………………………………………………..42
3.9 Ubicación del Contacto Agua- Petróleo………………………………………...42
3.10 Geoquímica de Producción.……………………………………………………43
3.11 Salinidad del Agua de Formación……………………………………………...44
3.12 Caracterización del Agua de Formación………………………………………45
3.13 Producción Conjunta ……………………………………………………………47
3.13.2 Criterios Generales de Aplicación…………………………………...47
TABLA DE CONTENIDO
3.13.3 Condiciones de Aplicación……………………………………………48
3.13.4 Curvas Afluencia en Producción Conjunta………………………….49
3.13.5 Limitaciones……………………………………………………………49
3.13.6 Ventajas y Desventajas de la Producción en Conjunto…………...50
3.14 Marco Legal………………………………………………………………………52
3.14.1 Reglamento de la Conservación de los Hidrocarburos……………52
3.15. Análisis Económico.…………………………………………………………….52
CAPITULO IV.…………………………………………………………………………………..54
ESTRATIGRAFIA REGIONAL………………………………………………………………..55
4.1 Formación Merecure………………………………………………………………55
4.2 Formación Oficina………………………………………………………………….57
4.3 Formación Freites………………………………………………………………….59
4.4 Formación Las piedras…………………………………………………………...63
4.5 Formación las mesa……………………………………..………………………..65
CAPITULO V……………………………………………………………………………………68
GEOLOGIA DEL AREA MAYOR OFICINA…………………………………………………69
5.1 Descripción Geológica del Área Mayor de Oficina…………………………….69
5.2 Estratigrafía del Área Mayor de Oficina………………………………………....69
5.3 Estructura del Área Mayor de Oficina……………………………………………71
5.4. Características generales de la Formación Oficina……………………………71
5.5 Modelo Depositacional de las Arenas de la Formación Oficina……………...72
5.6 Comportamiento de Producción y Presión……………………………………...73
5.7. Presiones…………………………………………………………………………..73
5.8 Descripción de los Yacimientos…………………………………………………..74
5.8.1 Arena L1U………………………………………………………………...74
5.8.2 Arena L1L…………………………………………………………………74
5.8.3 Arena L2U………………………………………………………………...74
5.8.4. Arena M1U……………………………………………………………….75
5.8.5 Arena M2………………………………………………………………….75
TABLA DE CONTENIDO
5.9 Revisión de Información Petrofísica……………………………………………..77
5.10 Revisión de Compatibilidad de diferenciales de presión…………………….77
5.11. Revisión de Compatibilidad de Fluido…………………………………………78
5.12 Identificación del Tipo de Unidad de Flujo……………………………………..80
5.13 Construcción de las curvas de afluencia……………………………………....80
5.14 Pronósticos de Producción……………………………………………………..81
5.15 Análisis Económico………………………………………………………………82
5.15.1 Premisas………………………………………………………………...83
CAPITULO VI …………………………………………………………………………………..86
CAMPO LEONA OESTE………………………………………………………………………87
6.1 Geología del Campo Leona Oeste……………………………………………….87
6.1.1 Estructura del Campo Leona Oeste…………………………………...87
6.1.2 Estratigrafía del Campo Leona Oeste…………………………………87
6.1.3 Yacimientos………………………………………………………………88
CAPITULO VII…………………………………………………………………………………..90
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………………………………………….91
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS………………………………………………………….93
APENDICE......................................................................................................................98
LISTA DE FIGURAS
Figura 2 Ubicación geográfica del campo Leona Oeste…………………………………...18
Figura 3.1 Ejemplos de comunicación hidráulica de tipo sedimentario…………………..37
Figura 3.2 Ejemplo de una posible comunicación hidráulica desde el punto de
vista estructural…………………………………………………………………………………38
Figura 3.3 Esquema de producción conjunta de dos arenas……………………………...47
Figura 3.4 Diagrama de completación en producción conjunta…………………………..50
Figura 4.1 Formación Merecure………………………………………………………………55
Figura 4.2 Formación Oficina…………………………………………………………………57
Figura 4.3 Formación Freites…………………………………………………………………59
Figura 4.4 Formación Las Piedras…………………………………………………………...63
Figura 4.5 Formación Mesa…………………………………………………………………..68
Figura 5.1 Columna estratigráfica generalizada del Área Mayor de Oficina…………….70
Figura 5.2 Comportamiento de producción arenas LMN………………………………….73
Figura 5.3 Configuración de los yacimientos a nivel de la arena L2U…………………..75
Figura 6 Columna estratigráfica……………………………………………………………..80
Figura 6.2 Sección estratigráfica arenas LMN……………………………………………...89
LISTA DE TABLAS
Tabla 3. Características del empuje hidráulico…………………………………………….36
Tabla 3.2. Ventajas y desventajas de la producción conjunta……………………………50
Tabla 5: Datos de factor de recobro y reservas remanentes por yacimientos para las
arenas LMN…………………………………………………………………………………….76
Tabla 5.1. Características petrofísicas generales del campo Leona Oeste…………….77
Tabla 5.2: Resultados de la evaluación económica para el caso monocapa selectivo y
Unidad de Explotación con dos Arenas…………………………………………………….84
Tabla 5.3: Resultados de la evaluación económica para el caso monocapa selectivo y
Unidad de Explotación con Tres Arenas o más……………………………………………85
CAPITULO I
INTRODUCCION
En el Campo Leona Oeste, la Formación Oficina es la principal productora de
hidrocarburos. Su espesor, aunque variable, es significativo en esta área y los paquetes
de arena que la constituyen pueden ser correlacionados, aún en los casos de
lenticularización de algunas de ellas. Asimismo, aunque la gravedad API de los crudos
varía, estos presentan una considerable compatibilidad, dado que la Formación Oficina
es equivalente lateral de la Formación Carapita; la cual constituye la roca madre de las
acumulaciones de petróleo que se encuentran en la Formación Oficina; por
consiguiente, estas condiciones están presentes en toda el Área Mayor de Oficina, área
objeto de estudio y donde se perforó el primer pozo en el año 1937.
Desde esa fecha, la explotación y producción del área ha continuado hasta el
presente; en consecuencia muchos de los campos se consideran como maduros y las
principales arenas prospectivas, están parcialmente agotadas. De esto resulta el cierre
o inactividad de algunos yacimientos, que todavía contienen importantes volúmenes de
reserva que bajo las condiciones actuales no son económicamente rentables; para ser
producidos; aunado a la regulación del Ministerio de Energía y Petróleo que establece
que cada estrato debe ser producido individualmente. Hasta los momentos, la
producción individual de estas arenas es muy baja, lo cual representa un elevado costo
para producirlas bajo este esquema. En consecuencia, es necesario buscar métodos de
recuperación más provechosos que mediante el desarrollo de tecnologías propias o el
uso de las disponibles de un modo innovador.
Los argumentos anteriores permiten inferir que la Producción Conjunta representa la
opción más factible para cumplir con esta premisa; pues se fundamenta en la
producción simultánea de dos o más arenas a través de la misma tubería de
producción, incrementando de esta manera la tasa de producción, minimizando los
riesgos de daños mecánicos, y maximizando la rentabilidad del proyecto;
estableciéndose como requerimientos mínimos indispensables para la aplicación de
esta técnica, la compatibilidad de los fluidos y un comportamiento semejante de las
presiones.
Dentro de esta perspectiva y ante la necesidad de aumentar la rentabilidad de los
campos económicamente marginales, se considera que producir en forma conjunta
varias arenas, utilizando las instalaciones de un mismo pozo, es una aproximación
potencialmente viable para reducir los costos de producción, mejorar los porcentajes de
recuperación, aumentar las reservas recuperables y maximizar el valor de los activos.
Se estableció una metodología para la aplicación de Explotación Conjunta
considerando aspectos técnicos y económicos.
Para lo cual se:
Caracterizó las condiciones de los yacimientos para la aplicación de
Producción Conjunta de las arenas LMN en el campo Leona Oeste.
Definió el modelo geológico del Área Mayor de Oficina.
Estudió las técnicas utilizables y aspectos complementarios para la selección
de las arenas prospectivas a ser producidas en forma conjunta.
Estableció los fundamentos para el análisis de rentabilidad de la aplicación
de Producción Conjunta.
Los campos maduros se caracterizan por el agotamiento progresivo de sus
yacimientos, por lo que son considerados de poco atractivo económico; en virtud que la
producción de los pozos se ha venido haciendo, tradicionalmente, a través de arenas
individuales bajo un esquema conocido como producción por monocapas.
El campo Leona Oeste presenta condiciones estáticas y dinámicas e importantes
volúmenes de reservas óptimas a lo largo de toda su extensión, lo que hace que los
yacimientos maduros que lo conforman se consideren prospectos para la aplicación de
Producción Conjunta; la opción más eficaz y económicamente rentable para la
recuperación de las reservas e incremento del valor presente neto. Esto permitirá el
uso de las tecnologías disponibles de un modo innovador y perfeccionar la economía de
producción y desarrollo.
CAPITULO II
CAPITULO II
DESCRIPCION DEL AREA MAYOR OFICINA
2. 1 Antecedentes
Ante la relativa similitud en los aspectos geológicos y de yacimiento de la
Formación Oficina en toda el Área Mayor de Oficina, y del considerable número de
campos que conforman dicha área, se vislumbra la necesidad de incrementar la
productividad de los yacimientos petrolíferos para optimizar los parámetros económicos
y, por ende, la viabilidad operativa. Lo anterior señala la Producción Conjunta como un
plan estratégico de desarrollo aplicable a lo largo del área en estudio, pues
representaría mayor rentabilidad de los yacimientos, incrementando la producción de
los pozos y minimizando daños mecánicos.
Es por ello que, la industria petrolera debe dedicar esfuerzos en el
aprovechamiento y mejora de la estructura existente, a fin de reducir costos de
operación y ampliar la base de recursos tecnológicamente viables para incrementar la
productividad mediante el uso de esquemas no tradicionales.
En este sentido, los campos maduros; aún cuando cuentan con un importante volumen
de reservas sin extraer, son poco rentables al ser producidos bajo la técnica de
explotación convencional, lo que conduce al cierre progresivo de los mismos, deterioro
de las instalaciones y reclasificación de las reservas por recobros antieconómicos,
generando una reducción importante de las reservas recuperables.
En atención a los resultados obtenidos de las pruebas pilotos, los estudios
realizados y sus pronósticos, esta situación pudiera revertirse al aplicarse Producción
Conjunta. Sin embargo, ante la falta de un marco legal específico o instrumento único
que regule la explotación de estas áreas, es recomendable que el Ministerio de Energía
y Petróleo, como ente garante a nivel nacional, de la formulación, regulación y
seguimiento de las políticas y la planificación, realización y fiscalización de las
actividades en materia de hidrocarburos lo cual comprende lo relativo al desarrollo,
conservación, aprovechamiento y control de dichos recursos (Artículo 8. Capítulo II.
Sección II. Ley Orgánica de Hidrocarburos), permita la flexibilidad para producir bajo el
esquema de Producción Conjunta como un adelanto a lo que está previsto en esta
materia en la reglamentación de Conservación de Hidrocarburos, contemplado en la
nueva Ley de Hidrocarburos.
Con el presente trabajo se espera establecer una explotación conjunta de las
arenas LMN del Campo Leona Oeste, que hasta el presente se perforan y producen
individualmente y se encuentran ya en su límite económico. Los pozos serian objeto de
reacondicionamiento para una producción conjunta que justifique económicamente la
explotación actual y futura de los yacimientos.
A lo largo de este informe se recolecta información geológica, comportamiento de
producción y presiones, descripción de los yacimientos, y se formaliza la propuesta y
justificación con el objeto de desarrollar la UE LMN, a ser realizada para el año 2007.
Dada la trascendencia de la aplicación de Producción Conjunta en la maximización de
reservas y valor de los activos, se han realizado estudios previos con miras de optimizar
este esquema de producción. Entre ellos, se citan los siguientes:
Rampazzo, M. (1999); propone la aplicación de producción conjunta en campos
tradicionales de la Cuenca Oriental de Venezuela; considerando la posibilidad de
comunicación entre los estratos y realizar un proyecto piloto que permita evaluar la
factibilidad de un diseño de completación y extender la experiencia a otros campos.
Como conclusión más importante, determina lo siguiente: La completación combinada
de más de una arena, permite producir las reservas en un tiempo más corto,
incrementando de manera significativa el Valor Presente Neto (VPN) y disminuyendo el
riesgo mecánico del pozo.
Villalba, M. (2001): presenta un método de análisis para incrementar y acelerar
la producción y el recobro de reservas adicionales basado en la identificación de
comunicación entre arenas prospectivas. Como conclusión, destaca lo siguiente: El
análisis metodológico desarrollado bajo la integración de modelos estratigráficos,
estructurales, sedimentológicos, fluidos, presión, producción y análisis geoquímico;
permite la identificación de unidades hidráulicas y a vez la conectividad lateral y/o
vertical de los cuerpos de arena; lográndose con esto, optimizar el plan de explotación
al mejorar la precisión y predicción del comportamiento de producción.
Ferrer, F. (2004): en su informe titulado Producción Conjunta de yacimientos
muestra de manera específica las principales condiciones para la aplicación de esta
técnica, sus ventajas y limitaciones. De su estudio, resaltan las siguientes conclusiones:
La producción simultánea de varias arenas, aumenta la tasa de producción e
incrementa las reservas recuperables.
La metodología propuesta es adecuada para generar la curva de IPR Conjunta
de varias zonas abiertas a Producción Conjunta.
2.2 Ubicación Geográfica del Campo Leona Oeste
El campo Leona Oeste se encuentra localizado en el Estado Anzoátegui, en el
Flanco Sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, y dentro de la denominada Área Mayor
de Oficina. (Figura 2)
BOTE
ADRALES
JUNTA
ADOBE
ORITUPANO D
ORITUPANO B
PELAYO
ORITUPANO B
ORITUPANO A
ORITUPANO C
LEONA
ANZOATEGUI MONAGAS
BOTE
ADRALES
JUNTA
ADOBE
ORITUPANO D
ORITUPANO BORITUPANO B
ORITUPANO A
ORITUPANO C
PELAYOLEONA
ANZOATEGUI MONAGAS
Figura. 2 Ubicación Geográfica del Campo Leona Oeste
El campo Leona Oeste esta ubicado de la siguiente manera:
Norte: Campo Acema,
Sur: Campo Dación.
Este: Campo Leona Este.
Oeste: Campo Lido.
El campo Leona fue descubierto en 1938 por el pozo LG-1, perforado por la
empresa Mene Grande Oil Company, subsidiaria de la Gulf Oil Corporation.
Hasta septiembre del 2006 se encuentran activos 6 pozos con producción 1278 BPD de
petróleo (promedio 122 BPD), tasa de agua 13651 BPD (promedio 1241 BPD), tasa de
gas 0.554 MMPCND (promedio 0.050 MMPCND).
CAPITULO III
CAPITULO III
MARCO METODOLÓGICO
Se comenzó la investigación de tipo Descriptiva, según define Hernández, R (2003):
“Los estudios descriptivos consisten en medir, evaluar o recolectar datos sobre
diversos aspectos, dimensiones o componentes del fenómeno a investigar”.
3.1 Diseño de la Investigación
La investigación realizada, se adaptó a la definición de un diseño No
Experimental, que conforme Hernández, R (2003):
“...Podría definirse como la investigación que se realiza sin manipular
deliberadamente variables...Lo que hacemos en la investigación no experimental es
observar fenómenos tal y como se dan en su contexto natural, para después
analizarlos.”
Con relación al modelo del diseño de investigación no experimental, la
investigación desarrollada corresponde al tipo Transeccional Descriptivo, de acuerdo a
la siguiente definición del mismo autor:
“Tiene como objetivo indagar la incidencia y los valores en que se manifiestan uno o
más variables (dentro del enfoque cuantitativo) o ubicar, categorizar y proporcionar una
visión de una comunidad, un evento, un contexto, un fenómeno o una situación
(describirla, como su nombre lo indica, dentro del enfoque cualitativo).”
3.2 Población y Muestra
3.2.1 Población
Según Sabino (1980), la Población puede definirse como un conjunto de
unidades de datos, que pueden provenir de personas, observaciones directas de
situaciones, libros, documentos, otros.
De acuerdo a lo anterior; para esta investigación, se consideró como población a los
pozos antieconómicos del Campo Leona Oeste.
3.2.2. Muestra
Para efectos de una mejor recolección de datos que generen resultados
confiables, se usó el muestreo de tipo No Probabilístico. Al respecto Hernández, R
(2003) cita lo siguiente: “ … en las muestras de este tipo, la elección de los sujetos no
depende de que todos tengan la misma probabilidad de ser elegidos, sino de la decisión
de un investigador o grupo de encuestadores…requiere no tanto una representatividad
de elementos de una población, sino una cuidadosa y controlada elección de sujetos
con ciertas características especificadas previamente en el planteamiento del
problema.”
Estuvo representada por seis (6) pozos.
3.3. Procedimiento Metodológico
En toda investigación, es necesario establecer una metodología que permita
cumplir, correlativamente, con los objetivos propuestos al inicio de la misma.
En el caso particular de este estudio; se desarrolló una metodología general para la
aplicación de Producción Conjunta en el campo Leona Oeste, estructurada en las
siguientes etapas:
3.3.1. Etapa 1: Revisión y Recopilación de Información
Esta etapa involucró la revisión y recopilación de la data general (estructural,
estratigráfica, sedimentológica, petrofísica, de fluidos y comportamiento histórico de
producción) disponible y más adecuada para desarrollar un estudio integrado, con
objeto de establecer eficazmente los modelos estático y dinámico de los yacimientos, y
así establecer un estratégico plan de explotación.
3.3.2. Etapa 2: Identificación del Tipo de Unidad de Flujo
La definición del tipo de unidad de flujo facilita la concepción de un plan de
explotación adaptado a las características individuales del campo, a fin de lograr
valores de producción máximos con inversiones mínimas.
La adecuada identificación y caracterización del tipo de unidad de flujo requiere
del estudio de distintos factores que son particulares y distintivos para cada unidad,
tales como el comportamiento de declinación de presión, composición química del
crudo y del agua de formación; así como también del análisis de las características
geológicas y petrofísicas del área, las cuales son determinantes para comprobar la
existencia o no de unidades hidráulicas o de explotación; y su definición engloba la
integración de la data estática y dinámica del yacimiento es decir, la definición y/o
validación del modelo geológico del yacimiento, complementado con la información
proveniente de estudios petrofísicos y de ingeniería de yacimientos; razón por la cual
esta etapa se subdividió en las cinco (5) fases siguientes:
3.3.2.1 Fase I: Definición del Marco Geológico del Área
Los significativos avances en los campos de la sedimentación e interpretación de
ambientes sedimentarios han conducido a la optimización en la descripción y
evaluación de los reservorios de hidrocarburos.
Antes de iniciar el análisis geológico en detalle, es conveniente revisar los estudios
geológicos regionales del área a interpretar y analizar, si es posible, muestras de
afloramientos del horizonte, objeto de estudio.
El primer paso consistió en recolectar toda la información básica: registros
eléctricos, mapas previos, pruebas de pozos, descripción de muestras litológicas
(núcleos, pared o canal) y la información geofísica (secciones y mapas). Con los datos
recolectados y el mapa base de pozos del yacimiento y de áreas vecinas, el próximo
paso consistió en realizar una correlación regional con perfiles eléctricos y, a la vez, una
correlación regional detallada, con perfiles eléctricos del horizonte estratigráfico
seleccionado, basándose para ello en “marcadores” litológicos confiables en el área,
tales como lutitas marinas y lignitos, los cuales se aprecian fácilmente en los perfiles
eléctricos de inducción y densidad.
Esta fase del estudio se considera fundamental, ya que la correlación debe definir al máximo posible los límites verticales y laterales del nivel estratigráfico de interés. De su calidad dependerá el diseño apropiado del modelo geológico del prospecto que se pretenda evaluar y explotar.
La identificación del tipo de depósito a través de los criterios expuestos en las
secciones precedentes, la de constituir el paso clave en cualquier estudio geológico de
yacimientos, debido a que la distribución areal de los sedimentos y su calidad está
condicionado a los procesos ambientales de depositación. De esta manera, definido el
depósito, se obtienen datos sobre su tendencia depositacional y extensión areal. Al
mismo tiempo, el estudio geológico constituye una base fundamental para la
caracterización petrofísica del yacimiento.
3.3.2.2 Fase II: Revisión de Información Petrofísica
La información petrofísica (porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos,
espesor, etc.) se obtuvo de los valores generados por análisis de núcleo, perfiles de
pozos y por estimación, a través de ecuaciones matemáticas; con el propósito de
caracterizar los yacimientos en función de las propiedades físicas y estructurales de las
rocas que los componen, y a su vez, generar los parámetros necesarios que permitieran
la cuantificación del volumen de fluido en el yacimiento.
En la evaluación petrofísica, el análisis de núcleo representa una base
importante en la obtención de información, suministrando parámetros tales como:
Porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos, características litológicas, texturales,
estructurales, sedimentarias, físicas, biogenéticas, mineralógicas y paleontológicas que
permiten interpretar el ambiente en que estos se depositaron. También, mediciones de
índices de resistividades, análisis de mineralogía de arcilla y minerales adicionales a la
matriz.
Entre los registros eléctricos más utilizados se mencionan los siguientes:
Perfil de Resistividad: Permite la detección de capas permeables, correlación a
capas, determinar valores de resistividades, cálculo del volumen de lutita,
estimación aproximada del volumen de arcilla. Este perfil junto con el de
Potencial Espontáneo (SP), pueden ayudar a determinar la profundidad del CAP.
Perfil de Potencial Espontáneo (SP): Permite la identificación de litología para
realizar correlaciones de capas e identificación de facies.
Perfil de Rayos Gamma: Con este registro es posible la definición de estratos,
determinación del porcentaje de arcilla, identificación del contenido de lutitas,
evaluación de minerales radioactivos, capas de carbón, correlación de pozos
entubados ayuda a determinar el CGP.
3.3.2.3 Fase III: Revisión de Compatibilidad de Diferenciales de Presión
Un proceso de producción conjunta está limitado por la presión de los
yacimientos. Para la implementación de esta técnica, se deben generar diferenciales
de presión, tales que la presión de fondo fluyente de cada una de las arenas del
paquete de arenas en producción conjunta sean lo suficientemente bajas con respecto
a la menor presión de yacimiento de todas las arenas involucradas, para que se
establezca el flujo del yacimiento hacia el pozo y de esta manera evitar una condición
de flujo cruzado.
Si no se dispone de las presiones de los yacimientos a ser producidos, se
requiere obtenerlas a través de pruebas de presión (BHP- Presión de fondo del pozo.)
y Pruebas de Restauración (Build up – Prueba de Restauración de presión), cuya
selección dependerá del estado mecánico del pozo, de los recursos y tiempo que se
disponga. De igual manera, las presiones pueden ser estimadas a través de un Balance
de Materiales siempre que se disponga de datos confiables de producción y presión
inicial, así como una correcta estimación del POES, de las propiedades de la roca
(porosidad, permeabilidad, etc.) y de los fluidos (PVT).
Posteriormente, se puede hacer un cotejo histórico para así determinar la presión
actual del yacimiento de una manera más precisa.
Por otra parte, el comportamiento de la presión con respecto a otros parámetros como
profundidad, tiempo y producción acumulada ayudan en la identificación de Unidades
Hidráulicas o de Explotación, mediante la interpretación de gráficas para la optimización
de la producción. Dentro de estas gráficas se tienen:
1. Gráfica Presión vs. Profundidad: Usando los datos de la prueba de presión, es
posible inferir la existencia de zonas del yacimiento que están aisladas o, por el
contrario, presentan la misma continuidad de fluidos. A partir de las medidas confiables
de las pruebas de presión se pueden definir los gradientes de presión, determinando las
secciones de la columna de fluidos que son únicas y que presentan discrepancias de
éstos efectos a diferentes unidades.
Para hacer éste análisis, se elabora una representación gráfica del valor de la
profundidad vertical, según la presión por el mismo período de tiempo. El resultado es
una línea recta cuya pendiente varía de acuerdo al tipo de fluido. En el caso de las
zonas que componen la misma Unidad Hidráulica, el análisis de la prueba de presión
revela puntos localizados siempre por encima del mismo tramo y de este modo, con el
mismo valor de gradiente de presión. Si éste no es el caso, se está en presencia de
zonas del yacimiento separadas, a causa de particulares fenómenos geológicos y de
yacimiento, pudiendo ser considerada entonces como una Unidad de Explotación.
Cabe mencionar que las formaciones cuyos poros están saturados
fundamentalmente por el agua que contienen, normalmente presentan el valor del
gradiente de presión que varía de 0.433 lpc/pie a 0.465 lpc/pie para agua dulce y un
tanto mayor para agua salada. De igual manera, las zonas de gas, generalmente,
muestran gradientes menores a 0.1 lpc/pie, mientras que para los hidrocarburos
líquidos varían de 0.25 a 0.34 lpc/pie o más, dependiendo de la gravedad API del crudo
y de su Relación Gas-Petróleo.
2. Gráfica Presión vs. Tiempo: El comportamiento de declinación de presión del
yacimiento con el tiempo es distintivo para cada unidad hidráulica, es decir, arenas o
yacimientos comunicados lateral o verticalmente, presentan un comportamiento de
presión con el tiempo característico.
En consecuencia, una fase fundamental en el desarrollo de una metodología que
permita identificar zonas del reservorio con un patrón hidráulico común, consiste en
graficar la presión al datum del yacimiento contra el tiempo, observando así el
comportamiento esperado y el obtenido. En el caso de arenas o yacimientos
aparentemente independientes, cuya tendencia de declinación sea similar, se
considerará la factibilidad que estos yacimientos constituyan una sola Unidad
Hidráulica; de lo contrario será una Unidad de Explotación, si las condiciones
energéticas de las arenas así lo permiten.
3. Gráfica Presión vs. Producción Acumulada del Yacimiento: Obviamente, una
unidad hidráulica presenta un comportamiento de declinación de presión con la
producción acumulada, particular y característico que permite diferenciarla de otra
unidad (hidráulica o de explotación). En tal sentido, al graficar los parámetros
anteriormente señalados para las diferentes arenas que conforman la zona problema,
se obtendrá para condiciones de flujo natural en el yacimiento, una curva de declinación
que puede ser comparada con la correspondiente a las demás arenas que se
evidencian en el campo en estudio. Igualmente de estas gráficas es posible estimar la
pérdida de energía del yacimiento como consecuencia de la extracción de fluidos.
Finalmente, aquellas formaciones productoras con un comportamiento similar en
la gráfica generada, según lo enunciado previamente, se consideran candidatas a
constituir una unidad hidráulica; caso contrario, se estaría en presencia de una posible
unidad de explotación; en virtud que al ser yacimientos independientes, los volúmenes
de fluido, patrones hidráulicos y comportamiento energético son particulares para cada
uno de ellos.
4. Gráfica Presión al Datum Geométrico Vs. Tiempo: Un paso importante
consiste en calcular un datum geométrico común para el conjunto de yacimientos
seleccionados, y calcular los valores de presión de cada uno de ellos a la nueva
profundidad de referencia o datum.
A continuación estos valores calculados deben ser graficados contra la variable
tiempo, con el propósito de observar el comportamiento de declinación de cada uno de
los yacimientos en estudio. Se espera que arenas que presenten comunicación
hidráulica entre sí evidenciarán un comportamiento de declinación similar y
característico; aquellas que están aisladas, obviamente pertenecen a yacimientos
diferentes, por lo tanto el comportamiento de presión es único para cada arena.
3.3.2.4 Fase IV: Revisión de Compatibilidad de Fluidos
En esta etapa, se consideró como factor relevante para la aplicación de
Producción Conjunta bajo esquema de Unidad Hidráulica, que las arenas involucradas
presenten compatibilidad principalmente en el agua de formación, lo cual sería un
indicativo determinante en la identificación de unidades hidráulicas como tal; y bajo
Unidad de Explotación, compatibilidad relativa en la composición del crudo y similitud
en los valores de gravedad API, a fin de evitar posteriores problemas operativos que
puedan obstruir la tubería de producción del pozo, tales como: acumulación o depósitos
de escamas, emulsiones, precipitación de parafinas o asfaltenos y otros elementos
indeseables.
Una manera de determinar la compatibilidad de los fluidos es realizando pruebas
como DST o RFT, Análisis Geoquímico (Huellas Digitales del Crudo) y Biomarcadores
para determinar la composición del crudo y análisis de laboratorio; o Diagramas Stiff
para la caracterización del agua de formación.
La aplicación de Análisis Geoquímicos, requiere de la integración de tres
aspectos fundamentales que permitan la obtención de resultados confiables, a fin de
realizar una toma de decisiones acertadas en la gerencia del yacimiento. Entre estos
factores destacan una toma de muestra representativa, alta calidad en los análisis y una
competente interpretación de la data analítica, lo cual requiere experiencia y tiempo
suficiente para manipular la información y relacionarla con la estructura geológica.
Otra opción, aunque menos confiable, consiste en comparar la data disponible de
ciertos parámetros (como la gravedad del crudo, del gas y la salinidad del agua) y
verificar que dichos valores sean similares entre las arenas conformantes del paquete a
producirse en forma conjunta.
Sin embargo, puesto que la gravedad API de un crudo, es una de sus
características más resaltantes; es posible emplear este parámetro como un factor de
análisis que contribuya a la definición de comunicaciones laterales o verticales entre
yacimientos considerados distintos, a través del diseño de la gráfica Gravedad API Vs.
Profundidad para cada arena; lo cual permite la realización de un análisis comparativo
entre los mismos, considerando que, posiblemente, paquetes de arenas con valores
similares de este parámetro, pueden presentar un patrón hidráulico común.
Para la realización de este análisis, se debe tomar un criterio de aceptación de
los resultados, a fin de considerar los posibles errores de medición que pudiesen estar
asociados a los datos utilizados, así como también la variación composicional del
hidrocarburo con profundidad, lo cual resulta de los efectos de segregación
gravitacional. Esto último, implica también variaciones en la gravedad API, puesto que
los componentes más pesados se ubicarán hacia la parte baja de la estructura,
mientras que los más livianos se localizarán en el tope de la misma. En caso contrario,
se podría decir que los yacimientos implicados en el análisis son formaciones
independientes.
En el presente estudio, se considera que yacimientos con gravedades API
iniciales que difieran entre sí en ± 3 grados pueden ser paquetizados como posibles
unidades hidráulicas. Sin embargo, debido a los efectos de variación de la composición
del hidrocarburo con profundidad, no se descarta la posibilidad de que yacimientos
cuyos fluidos se encuentran en equilibrio vertical, presentan diferencias en la gravedad
API, superiores al criterio establecido. Esto dependerá de la diferencia en profundidad
de cada uno de los yacimientos estudiados.
Es importante señalar, que se recomienda emplear los valores de gravedad API
actuales, evaluados en pruebas de producción recientes. Esto se debe, a que esta
característica del crudo varía a medida que la formación es drenada, y en
consecuencia, los resultados obtenidos pueden verse influenciados por la diferencia de
producción entre las arenas que conforman la unidad. Este resultado debe ser cotejado
con los resultados obtenidos al aplicar los demás puntos señalados en la metodología,
lo cual finalmente permitirá concluir cuáles yacimientos presentan comunicación
hidráulica entre sí.
Los valores son puntuales en el tiempo y corresponden a las pruebas realizadas
en un determinado pozo, por ende, esta característica de los fluidos, sufre variaciones;
incluso en una misma arena, como resultado de la influencia de las fuerzas de
gravedad y los cambios de temperatura, producto del gradiente geotérmico.
Ambos factores constituyen las causas principales de la variación composicional de los
fluidos en el yacimiento, con apreciables cambios de profundidad, así como también en
reservorios cuasicríticos, de gas condensado y de petróleo volátil, aunque de igual
forma se ha observado en yacimientos de crudo mediano.
La identificación de unidades de flujo utilizando gravedad API, debe tomar en
consideración los aspectos ya señalados, principalmente en arenas con las
características planteadas y cuando las arenas que conforman una unidad hidráulica,
presentan un espesor considerable y diferencias en profundidad significativa. La
variación composicional con profundidad (lo cual implica variaciones en la gravedad
API) será mayor a medida que las características del reservorio sean favorables a este
fenómeno en cuanto a espesor, propiedades de fluidos y ubicación estructural relativa.
Sin embargo, el rango de comparación establecido 3 grados proporciona una base
para la paquetización inicial de las diversas arenas estudiadas y puede ser considerado
representativo en arenas delgadas estratigráficamente cercanas.
El control y la medición de los fluidos pueden hacerse a través de dos métodos:
el primero es a través de gráficos de producción, utilizando la herramienta PLT,
aplicable en pozos que produzcan por flujo natural, es decir, que no existan
restricciones debido a la completación, y el segundo método es el Análisis
Cromatográfico; exitosamente empleado por ser técnicamente confiable y menos
costoso.
4.3.2.5 Fase V: Definición del Tipo de Unidad de Flujo
Una vez que las arenas prospectivas para la formación del paquete a producirse
en forma conjunta han sido analizadas y correlacionadas a partir de la información
estática y dinámica que aportan las cuatros fases anteriormente descritas, es posible
definir el tipo de unidad de flujo; considerando como premisa preponderante en un
paquete; bajo esquema de Unidad Hidráulica, compatibilidad del agua de formación y
presiones en gradiente, lo cual es indicativo en arenas que presentan un patrón
hidráulico común o comunicación lateral o vertical; y bajo esquema de Unidad de
Explotación, compatibilidad relativa en la composición del crudo y similitud en los
valores de gravedad API ( 3 grados).
3.3.3 Etapa 3: Construcción de las Curvas de Afluencia (IPR)
Una vez seleccionados los pozos y definidos el paquete de arenas a producirse
bajo los dos esquemas de explotación ya señalados, se procedió a la construcción de
las curvas de afluencia (IPR).
En esta etapa, y las subsecuentes, la metodología se aplicó sin criterio alguno de
diferenciación, indistintamente del tipo unidad de flujo previamente definida.
3.3.3.1 Determinación de las Curvas de Afluencia Sencillo
Estimadas las presiones estáticas de cada uno de los yacimientos de interés, y
las propiedades de las rocas y fluidos, se obtienen las curvas de afluencia de cada una
de las arenas mediante la aplicación de programas como Wellflow® para pozos que
produzcan por flujo natural, Subpumb si producen por Bombeo Electrosumergible, BCP
para aquellos que utilizan Bombas de Cavidad Progresiva, etc.
La data que se requiere para cargar los paquetes de computación es básicamente
la misma; a diferencia de las especificaciones de la bomba para el caso de aquellos que
así lo ameriten. Entre los datos más importantes y comunes entre los software, están
los siguientes:
Valores de la última prueba de producción. (presiones estáticas y de fondo
fluyente, tasa de producción, corte de agua, gravedad API, RAP, etc.)
Diámetro interno, diámetro externo, peso y longitud tanto del revestidor como de
la tubería de producción.
Profundidad de cada arena a la mitad de las perforaciones.
Espesor.
RGP y RAP.
Tipo de fluido.
Gravedad Específica del gas y del petróleo.
La información adicional con relación a la bomba, es la que sigue:
Marca de la Bomba.
Tipo de bomba.
Presión de entrada del fluido a la bomba (PIP).
El modelo teórico a seleccionar para el ajuste de la curva se determina de acuerdo a
experiencias de campo, cuando no se disponen de datos para cotejar y seleccionar el
que mejor representa al yacimiento es decir, el que mejor se adapta al comportamiento
de afluencia del pozo. Para esto se requiere por lo menos, tres pruebas de producción.
Posteriormente con la información recopilada se podrá seleccionar la correlación
(Lineal, Vogel, Fetkovich, entre otras).
3.3.3.2 Determinación de las curvas de afluencia compuesto
Una vez obtenidas las curvas de afluencia de cada una de las arenas
involucradas en el proyecto de producción conjunta, se debe generar la curva
compuesta. Para llevar a cabo lo anterior, es necesario conocer las características de
los fluidos contenidos en los yacimientos a ser producidos, las profundidades a ser
completadas, RAP y RGP de cada yacimiento involucrado. Con estos datos, y
haciendo uso del programas de computación como Wellflow®, se construye el IPR
compuesto. Posteriormente, se suman las curvas, obteniéndose la curva compuesta a
la profundidad de referencia.
3.3.4. Etapa 4: Determinación de las Curvas de Demanda (TPR)
Otro importante parámetro es la curva de demanda, pues junto con el IPR,
permiten determinar la tasa óptima de producción del pozo a cierta presión de fondo
fluyente, a través del punto donde se interceptan estas curvas. Para ello se integraron
datos como, la configuración mecánica del pozo (tubería de completación, tubería de
producción, diseño de levantamiento artificial, si se cuenta con el mismo) y,
dependiendo del tipo de levantamiento artificial instalado en el pozo, se obtiene una
base de datos que permite el uso de programas que realicen Análisis Nodal; entre los
que se encuentran NODALB3® para el caso de pozos cuyo método de levantamiento
sea Bombeo Mecánico, de la misma manera cuando el pozo produzca por
Levantamiento Artificial por Gas, Bombeo Electrosumergible o Flujo Natural, se puede
hacer uso de programas como Wellflow®, Subpump, Pipesym, Flosystem y si se cuenta
con una bomba de Cavidad Progresiva, se usa BCPwin®.
3.3.5 Etapa 5: Elaboración de Pronósticos de Producción
Para la validación de esta etapa, se contó con las curvas de comportamiento de
producción de petróleo, producción de agua y producción neta vs. tiempo, NP vs.
tiempo y Wp vs. Np para los pozos tomados como muestra, las cuales fueron
suministrados por la Gerencia de Yacimientos de la Empresa PETROBRAS Energía de
Venezuela.
3.3.6 Etapa 6: Elaboración de Análisis Económico
Haciendo uso de software disponibles en el mercado para evaluaciones
económicas, (MAEP, Modelo de Análisis Económico de Producción; aplicado por
PDVSA); se ingresa una serie de datos técnicos (características de los fluidos, tipo de
pozos, perfil de producción, tipo de levantamiento, etc.) y económicos (paridad
cambiaria, tasa de regalía, tasa de impuesto sobre la renta, precio de crudo y gas),
para que el programa genere los valores de indicadores económicos tales como: Valor
Presente Neto (VPN), Tasa Interna de Retorno (TIR), Eficiencia de Inversión (EI), etc.;
además de los diagramas Araña y Montecarlo. La información suministrada por el
software, permitió jerarquizar los escenarios de producción, con el fin de maximizar los
beneficios del negocio en la aplicación de producción conjunta como plan de
explotación.
3.4 INSTRUMENTOS Y TÉCNICAS
Para la recolección de datos se utilizaron técnicas como: Entrevistas, Observación y
Recopilación de Contenidos. Tal información fue revisada, preparada y organizada para
su posterior análisis.
3.5 RECURSOS
3.5.1. Materiales
Reporte de monitoreo de los proyectos pilotos llevados a cabo por la Empresa
PETROBRAS ENERGIA DE VENEZUELA S.A.
Computadora personal para la trascripción del trabajo de postgrado, además de
presentación de los datos y resultados.
* Material de oficina en general.
Paquetes de computación.
3.5.2. Humanos
Para la Asesoría Académica, fue asignado por el Consejo Técnico de Postgrado
el Profesor Ramón Almarza de la UNIVERSIDAD DEL ZULIA.
También se contó con el apoyo técnico por parte del personal de la Empresa
PETROBRAS ENERGIA DE VENEZUELA S.A.
3.6. MECANISMO DE PRODUCCION DEL CAMPO LEONA
3.6.1 Empuje Hidráulico
Este mecanismo de recuperación de petróleo ocurre en aquellos yacimientos que
se comunican en forma total o parcial con depósitos de agua en zonas asociadas,
denominados acuíferos.
Dependiendo de la situación respecto a la zona de petróleo se el acuífero de
fondo está situado por debajo de la formación productora y el acuífero lateral o de
flanco está en la periferia de la zona productora. A los mecanismos correspondientes a
estos dos tipos de acuíferos se les clasifica como empuje hidráulico de fondo y empuje
hidráulico lateral, respectivamente.
Una de las diferencias entre estos tipos de acuíferos es la relacionada con el
área de la superficie de contacto entre el acuífero y la zona de petróleo, a la que se
denomina simplemente contacto agua-petróleo. En los acuíferos laterales solo una
parte del área de la zona productora se encuentra en contacto con el acuífero. Otra
diferencia se relaciona con el comportamiento.
En el caso de acuíferos laterales, el avance del agua se presenta por los
costados o lados de la zona productora, tendiendo generalmente, a las partes más altas
de la estructura y como consecuencia se tiene que los pozos estructuralmente más
bajos son los primeros en ser inundados o invadidos por el agua, incrementándose la
producción de agua rápidamente en tales pozos. Sin embargo, en los acuíferos de
fondo, como persiste la tendencia general a emigrar hacia las partes estructuralmente
más altas, la dirección del flujo es vertical y tratándose de formaciones productoras
horizontales se tendrá una inundación de los pozos por el agua al mismo tiempo, bajo el
supuesto de que las condiciones de producción sean similares.
A medida que la presión disminuye en el yacimiento como consecuencia de la
producción de petróleo y gas, se genera una presión diferencial, primero entre el pozo y
la zona de petróleo y posteriormente entre la zona de petróleo y el acuífero.
Cuando el diferencial de presión o disturbio de presión a través de su viaje en el
yacimiento llega al contacto agua-petróleo, el agua del acuífero, que se encuentra más
cerca de la zona de petróleo se expande progresivamente como consecuencia de la
caída de presión y es allí donde se presenta la intrusión de agua en el yacimiento;
mientras el tiempo avanza, el disturbio sigue su viaje a través del acuífero y el volumen
de agua se va incrementando, lo que hace aumentar a su vez la intrusión de agua en la
zona productora. Es evidente que el tamaño del acuífero tiene gran importancia en
estos procesos.
De acuerdo al tamaño de los acuíferos se habla de acuíferos infinitos y finitos.
Los primeros son aquellos acuíferos lo suficientemente grandes que permiten que el
diferencial de presión no logre llegar al limite exterior del acuífero durante el período de
agotamiento de mayor interés. En caso contrario se habla de acuíferos finitos o
limitados.
Para que el empuje hidráulico sea efectivo, el agua debe fluir al yacimiento a la
misma tasa que el petróleo y los otros fluidos que sean producidos del yacimiento. En
una roca de baja permeabilidad el agua no puede expandirse tan rápido que reemplace
el vacío en el yacimiento, lo que se traduce en una declinación de presión más
moderada que en yacimientos con buena permeabilidad.
Cuando el agua es restringida a fluir en el yacimiento, este tendrá el
comportamiento de un yacimiento con gas en solución.
La fuerza de un empuje por agua, es decir la tasa a la cual el flujo de agua
ingresa al reservorio de petróleo sujeto a un empuje de agua, está gobernado por:
Diferencia de presión entre el reservorio y el acuífero.
Tamaño del acuífero.
Permeabilidad del reservorio y del acuífero.
Espesor del reservorio abierto al agua.
Si el empuje es de fondo o lateral.
El empuje hidráulico es el mecanismo de recuperación primaria más eficiente en el
mantenimiento de la presión y usualmente el que obtiene mayor recuperación de
petróleo.
Tabla 3.1. Características del empuje hidráulico.
MECANISMO DE PRODUCCIÓN: EMPUJE HIDRÁULICO
CARACTERÍSTICAS TENDENCIA
Presión del Reservorio Permanece alta
GOR de superficie Permanece bajo.
Producción de agua Inicia muy temprano e incrementa a cantidades
apreciables.
Comportamiento del
pozo
Fluye hasta que la producción de agua es
excesiva.
Recuperación
esperada 10 al 70 % del POES
3.7. Unidades de Flujo
La unidad de flujo es un intervalo estratigráficamente contínuo del yacimiento,
con características de flujo de fluidos internamente consistentes, que presenta una
relación porosidad-permeabilidad distintiva, así como también atributos uniformes de
resistividad, saturación de agua, presión capilar, sedimentología y diagénesis. Estas
zonas del yacimiento son definidas también sobre la base de un sistema de poro
análogo, respecto al tipo y geometría del mismo y presentan un comportamiento de
influjo de petróleo, gas o agua fácilmente predecible.
Una Unidad de Flujo designa una estrategia de explotación que permite la
producción de varias arenas a la vez, garantizando un mayor recobro de petróleo, y una
importante reducción en los gastos e inversión que acarrean los frecuentes cambios de
zona con reparación cuando se alcanzan el límite económico en un pozo de
explotación monocapa.
3.7.1. Unidades Hidráulicas
Unidad de flujo conformada por paquetes de lentes de arenas con diferentes
grados y tipos de comunicación hidráulica vertical u horizontal (con transmisibilidad de
presión y fluidos); los cuales pueden presentarse tanto por elementos de tipo
sedimentario (Figura 3.1) como por razones estructurales (Figura 3.2); esta
comunicación de arenas entre sí, puede darse a través de la zona de petróleo y/o del
acuífero.
CANALES EROSIVOS APILAMIENTO DE BARRAS Y/O CANALES
LIGNITOS HORADADOS
LIGNITOS BARRASCANALES
Figura 3.1. Ejemplos de comunicación hidráulica de tipo sedimentario.
3.7.1.1. Características de las Unidades Hidráulicas:
Si partimos de un modelo simple conformado por dos arenas intercaladas por una
lutita, para que estas constituyan una unidad hidráulica se requiere que:
Las dos arenas tengan el mismo gradiente hidrostático o gradiente de reservorio.
Este es un medio poderoso de diagnosticar si ambas arenas conforman una
unidad hidráulica.
Puede darse el caso que, tengan contactos petróleo/agua diferentes, pero que
estén en comunicación hidráulica por yuxtaposición mediante una falla no sellante
(Figura 3.2), o en el acuífero.
Figura 3.2. Ejemplo de una posible comunicación hidráulica desde el punto de
vista estructural
3.7.2. Unidad de Explotación
Están asociadas a arenas que no presentan comunicación hidráulica, pero que al
ser puestas en producción conjunta se logra maximizar el recobro y reducir el costo de
producción de lentes que resultarían antieconómicas producir de manera individual.
3.8 Etapas de los Estudios Integrados
3.8.1. FASE I: DATOS
Se genera el modelo de datos validados del proyecto, disponiendo para ello de
datos básicos tales como: Arquitectura del yacimiento, Datos Petrofísicos, Datos sobre
Fluidos, Datos históricos de pozo.
3.8.2. FASE II: CARACTERIZACIÓN
Se genera el modelo estático y el modelo dinámico.
3.8.2.1 Modelo Estatico
Todo estudio orientado a la caracterización de un yacimiento petrolífero, requiere
inicialmente del establecimiento de un sistema capaz de modelar las cualidades
estáticas de la roca reservorio.
El logro de este objetivo es posible gracias a la integración de las diversas
disciplinas que se encargan de fusionar la información geológica, geofísica, petrofísica y
sedimentológica disponible, a fin de evidenciar los atributos y características más
resaltantes del yacimiento estudiado, lo cual conjuntamente con la información del
modelo dinámico de los fluidos, permitirá decidir el plan de explotación óptimo para el
reservorio estudiado. La descripción del modelo estático del yacimiento comprende:
3.8.2.1.2 Modelo Estructural
Define la orientación y geometría de los elementos estructurales que delimitan el
yacimiento El objetivo de este proceso consiste en el estudio del marco regional y
marco local. A través de esta interpretación se explica la tectónica que dió origen a las
principales estructuras presentes (fallas menores, pliegues, discordancias, etc.). Es
validado a lo largo del estudio, utilizando para ello correlaciones pozo-pozo y pruebas
de pozos.
3.8.2.1.3. Modelo Estratigráfico
Define arquitectura interna del yacimiento. Correlaciona y define unidades de
flujo y mapas de distribución. A partir de esta definición y basados en la correlación de
marcadores regionales, estudios sedimentarios sismoestratigráficos, se pueden
identificar los diferentes ciclos de sedimentación y la extensión areal de los distintos
cuerpos de rocas porosas, generando así el modelo estratigráfico.
La tarea básica en esta interpretación es la correlación de las principales
unidades litoestratigráficas y dependiendo del alcance del estudio, las subunidades
contenidas en ellas. Esto se logra, mediante un estudio detallado de los registros
eléctricos, así como la incorporación de estudios sedimentológicos.
3.8.2.1.4. Modelo Sedimentológico
El estudio de la sedimentología de los yacimientos es producto de análisis de
núcleos, identificación de facies sedimentarias, ambientes de depositación y unidades
sedimentarias. El resultado de este estudio permite la definición de la geometría de los
cuerpos, la calidad de los depósitos y la delimitación de los intervalos de producción,
además de las propiedades de la roca para la caracterización petrofísica final.
3.8.2.1.5. Modelo Petrofísico
La información procedente del modelo petrofísico permite cuantificar los
parámetros básicos de yacimientos: porosidad, saturación de fluidos, permeabilidad,
contenido de arcillas, salinidad del agua de formación, densidad del grano, exponente
de cementación y saturación.
Gran parte de estas propiedades pueden ser medidas directamente en el
laboratorio mediante análisis de núcleo o muestras de pared, así como también los
perfiles de pozos permiten realizar medidas de una manera práctica y altamente
efectiva.
3.8.2.1.6. Modelo Dinámico
La información proporcionada por el modelo estático del reservorio, debe ser
corroborada con los datos provenientes de estudios de ingeniería de yacimientos, los
cuales definen una idea del movimiento de los fluidos dentro del medio poroso. A esto
se le conoce como modelo dinámico; permite verificar el estudio geológico y
complementar el proceso de caracterización del yacimiento, con el propósito de lograr
una definición fidedigna del reservorio y del comportamiento de los fluidos contenidos
en él.
Entre la información a estudiar se encuentra: análisis de presiones, propiedades
PVT, permeabilidades, contactos iniciales de fluidos, cálculo de reservas, con el objetivo
de definir las condiciones y distribución inicial de los fluidos, comportamiento de fluidos
entre yacimientos, mecanismos de producción y métodos de extracción.
3.8.2.1.7. Modelo de Comportamiento
Analiza historias de Producción e Inyección, pruebas de producción, pruebas de
presión, balance de materiales, y evalúa mecanismos de producción.
3.6.3. FASE III: SIMULACION
Incorpora todos los modelos generados en las fases anteriores en un modelo
numérico de cálculo, que utiliza ecuaciones de transferencia de masa y movimiento de
fluidos en medios porosos para:
Estimar Reservas Recuperables
Analizar comportamiento de Producción
Analizar comportamiento de Presión.
Predecir el comportamiento futuro del yacimiento.
Está basada en la disgregación del yacimiento en un número de bloques o celdas y
aplicar las ecuaciones fundamentales a cada uno de los bloques, lo cual permite
considerar su heterogeneidad y predecir su comportamiento al hacer un estudio más
detallado del mismo.
Este método es muy confiable y es recomendado tanto para el análisis de
yacimientos como para pozos individuales.
3.8.4. FASE IV: GERENCIA
Conociendo la realidad del subsuelo se diseña el plan de explotación; y en este
sentido se toman decisiones en relación a: desarrollo primario, secundario, terciario;
cambio de esquemas de explotación, cambio de patrones de inyección, necesidades de
nuevas tecnologías, espaciamiento óptimo, número de pozos.
3.9. Ubicación Del Contacto Agua-Petróleo
Para el estudio de yacimientos conectados hidráulicamente, es un punto
importante la determinación de la profundidad a la cual se encuentra ubicado el
contacto de fluidos.
Este puede ser determinado a partir de pruebas RFT, graficando los valores
obtenidos de presión contra profundidad de medición. El punto donde se observa el
cambio de pendiente en la recta generada, corresponderá a la profundidad del contacto,
siendo este cambio de pendiente el resultado de la diferencia en los gradientes de
fluidos contenidos en la formación analizada.
Las formaciones productoras que demuestran comunicación hidráulica entre sí,
se caracterizan por presentar los contactos de fluidos ubicados a una misma
profundidad, lo cual se fundamenta en la Teoría de los Vasos Comunicantes. Esta es la
teoría en la cual se fundamentan los manómetros tipo U
En el yacimiento, se tendrá una situación similar, donde para una misma unidad
hidráulica las presiones 1 y 2 serán iguales, de tal manera que para que esto sea
posible, matemáticamente es necesario que la altura en las interfases sea cero. En
consecuencia, independientemente de la forma del yacimiento, aquellas formaciones
que presenten comunicación hidráulica entre sí tendrán los contactos de fluidos
ubicados a la misma profundidad. No obstante, cabe señalar que el avance de los
contactos se encuentra altamente influenciado por la producción y las propiedades
petrofísicas del yacimiento, y por ende, el contacto de fluidos actual, a diferencia del
contacto de fluidos original, no necesariamente es completamente horizontal, ni paralelo
a las curvas del mapa estructural.
3.10. Geoquímica de Producción
Para determinar analogías entre crudos y, como consecuencia, sustentar la
existencia de continuidad o comunicación de yacimientos, se realiza la caracterización
de crudos por análisis geoquímico. Los crudos de un mismo yacimiento presentan su
propia distribución individual de los hidrocarburos que lo componen; y por esta razón se
le conoce como “Huella Digital del Petróleo”.
Este análisis está basado en la similitud de tendencias y magnitud de rango de
huellas digitales por cromatografía capilar de gas, basado en el hecho que en el crudo
hay bioindicadores que permiten caracterizarlos y diferenciarlos de los hidrocarburos
acumulados en un yacimiento independiente. Entre estos bioindicadores se encuentran
la n-parafina, isopropenos de cadenas ramificadas; los cuales son resistentes a
procesos secundarios como biodegradación y maduración térmica. Esto permite
verificar si el yacimiento está conectado hidráulicamente y si el petróleo resultante que
proviene de distintos yacimientos presenta características cromatográficas distintas y
particulares. La incompatibilidad de fluidos podría generar depositaciones indeseables,
tales como: escamas, parafinas y asfaltenos.
Igualmente, la información proveniente de pruebas de geoquímica de producción,
puede ser efectivamente estudiada empleando análisis de celdas (Cluster), los cuales
consisten en utilizar un computador para realizar correlaciones estadísticas y presentar
los resultados como un diagrama de barras o como una gráfica circular. El resultado es
una representación visual de la data geoquímica que permite exhibir y comprender
fácilmente la relación equivalente entre los componentes que conforman al crudo.
Es importante señalar que, el análisis de la data cromatográfica debe ser
realizado cuidadosamente, considerando que crudos de yacimientos diferentes dentro
de un campo o campos adyacentes, pueden con frecuencia, mostrar distribuciones de
n-alcanos e isopropenos semejantes. Sin embargo, las diferencias pueden ser
observadas entre los componentes nafténicos y aromáticos del crudo, especialmente
dentro de un rango de peso molecular nC9- nC18. Bajo estas consideraciones, es
recomendable incluso realizar el análisis geoquímico del crudo hasta componentes con
un peso molecular de nC30, a fin de garantizar exactitud en los resultados obtenidos.
3.11 Salinidad del Agua de Formación
El espacio poroso de un yacimiento puede contener diversos fluidos, solos o
conjuntamente con otros, entre los que se tienen gas, petróleo y agua de formación.
Esta última puede ser producto del entrampamiento durante el proceso geológico de
depositación de sedimentos, de la infiltración desde la superficie a través de los
afloramientos, o de la combinación de ambos procesos.
La composición y salinidad del agua de formación es variable, y depende
fundamentalmente de su origen y de las modificaciones a las cuales es sometida una
vez que entra en ambientes del subsuelo.
La composición química del agua de formación es determinada por los iones
presentes, y las diferencias existentes entre las concentraciones de cada ión es lo que
establece que el agua en los distintos yacimientos, presenten propiedades similares.
Esto implica que las características de las aguas encontradas en las diversas zonas del
medio poroso en un campo petrolífero pueden variar ampliamente en sus componentes
químicos o concentración de iones. Estas modificaciones, pueden presentarse en forma
lateral, entre yacimientos diferentes en un mismo intervalo estratigráfico, o de manera
vertical, entre zonas productivas localizadas unas sobre otras.
En tal sentido, una de las aplicaciones más importantes de los análisis de agua de
formación es el de identificar unidades hidráulicas. En áreas donde la producción es
obtenida de arenas lenticulares, es difícil determinar la extensión lateral de cada lente.
No obstante, como la composición y salinidad del agua de formación varía de un
lente a otro, es posible definir diferentes yacimientos mediante un análisis del
mencionado fluido. Esta herramienta, en combinación con otros análisis de ingeniería
de yacimientos e interpretaciones geológicas, puede contribuir a determinar la
existencia de una barrera al movimiento de fluidos o una falla, entre yacimientos
aparentemente conectados entre sí o, por el contrario, puede permitir identificar zonas
del yacimiento con un solo comportamiento hidráulico que han sido considerados en
forma independiente.
3.12. Caracterización del Agua de Formación.
La caracterización de las aguas de formación consiste en definir las propiedades
particulares de las mismas, que son distintivas para cada arena o unidad hidráulica,
siendo posible emplear esta técnica en la resolución de problemas en el área de
geología, producción y/o petrofísica.
Se han desarrollado diversos métodos gráficos orientados a definir
características y propiedades de las aguas de formación y a facilitar el análisis de los
resultados obtenidos. Entre estas técnicas, se encuentra el Modelo de Diagrama de
Stiff, el cual se destaca debido a su sencillez y ha sido ampliamente utilizado en
muchas áreas de investigación hidrogeoquímica.
El Método Gráfico de Stiff, se emplea para representar los resultados de los
análisis físico-químicos de las aguas de formación puras, es decir, muestras que
provienen de una misma arena o unidad hidráulica. Este sistema está basado en la
relación que existe entre la composición química de las aguas de formación y su
representación con una figura característica en forma de estrella.
La técnica del Diagrama Stiff, es útil principalmente, para la identificación de
fuentes de producción de agua, detectar comunicación vertical que generan la
existencia de unidades hidráulicas conformadas por dos (2) o más arenas, delimitar
arealmente yacimientos, monitorear avances de frentes de agua, entre otras
aplicaciones.
Las aguas de formación pueden ser caracterizadas o clasificadas dependiendo
de su composición química, producto del ambiente de depositación y de la interacción
del fluido con la roca reservorio.
El estudio comparativo del agua de formación constituye un punto adicional en la
identificación de unidades hidráulicas, puesto que yacimientos cuyos fluidos se
encuentran comunicados presentarán características semejantes en los elementos que
conforman el agua de formación. En el caso de aquellas que provienen de unidades
conformadas por dos o más arenas con diferentes propiedades, analizadas por este
método no es posible la comparación gráfica de estas muestras, ya que ellas
constituyen el grado de mezcla del fluido en un pozo en particular.
No obstante, empleando este método es posible realizar la comparación de las
características generales del agua de formación, tales como grado de salinidad, así
como también observar las variaciones de los diagramas para muestras obtenidas en
distintos pozos en los que se presume es una arena-yacimiento individual. Esto
permitirá inferir la existencia o no de diversos reservorios cuyos fluidos se encuentran
en equilibrio vertical. Lógicamente, esta información debe ser comparada con los
resultados obtenidos con los otros estudios.
3.13. Producción Conjunta
La Producción Conjunta es una técnica que permite producir varios yacimientos a
través de la misma tubería de producción. Su objetivo básico es adicionar en forma
concurrente la productividad de varias zonas para incrementar la tasa de producción de
un pozo, lo cual resulta posible si se cumplen ciertos requerimientos mínimos que
pueden ayudar en la selección de los pozos candidatos a una producción conjunta (Ver
figura 3.3).
Figura 3.3 Esquema de Producción Conjunta de dos arenas.
3.13.2 Criterios Generales de Aplicación
Los fluidos de las zonas completadas deben ser compatibles entre sí para evitar
posibles problemas de producción.
Es deseable que los mecanismos de producción de las distintas zonas
involucradas sea el mismo, para evitar diferencias en corte de agua y RGP.
Es igualmente deseable la cercanía de las zonas y presiones para evitar
contrapresiones en las mismas.
3.13.3. Condiciones de Aplicación
En aquellos yacimientos sumamente agotados, en donde los niveles de presión y
reservas resultan sumamente bajos, por lo cual no resulta económica su
explotación individual.
En yacimientos maduros sometidos a procesos de inyección de agua. En estos
casos, se puede reducir la tasa de producción por zonas, manteniendo una tasa
económica a nivel de pozo con lo que se retarda la irrupción del frente de agua.
Ahorro de gas contra el levantamiento artificial en pozos dobles.
En yacimientos separados por capas delgadas de lutitas con mecanismos de
producción semejantes, que permitan un comportamiento de presión y producción
estable entre todas las zonas y evitar diferencias en corte de agua y RGP.
Zonas de alta capacidad de producción, en donde el uso de equipos especiales
de levantamiento, tales como eductor de 4-1/2”, bombas electro-sumergibles, etc.,
permita manejar el flujo de varias zonas simultáneamente.
La explotación por Unidades Hidráulicas permite incorporar una mayor sección
de arena completada, y por ende se incrementa el área de flujo, disminuyendo, en
consecuencia, la velocidad de flujo y minimizando las condiciones para el efecto
de conificación y arenamiento.
Incorporación a la explotación de las reservas no productoras y no desarrolladas.
3.13.4. Curvas de Afluencia en Producción Conjunta
Cuando dos o más intervalos productores son producidos conjuntamente, se
suma capacidad de cada una de las zonas involucradas, siempre que se cumplan
ciertas condiciones. Una vez que las curvas IPR de cada zona han sido caracterizadas,
es posible usar una metodología sencilla para calcular la IPR resultante (compuesta), la
cual puede ser usada para establecer el potencial de producción del pozo e incluso
para prevenir un posible flujo cruzado entre zonas, condición esta usualmente no
considerada cuando sólo se adiciona las curvas IPR individuales para obtener la
resultante.
3.13.5. Limitaciones
Yacimientos en donde los fluidos de las distintas zonas presenten características
físico-químicas que los hagan incompatibles.
Zonas con diferenciales de presión considerables. Esta situación es
especialmente peligrosa cuando existen zonas que toman fluidos con facilidad
(zonas fracturadas); se presenta cuando la presión fluyente resultante frente a las
zonas de menor presión es mayor que la presión estática de éstas, lo que
produce una inyección indeseable y por lo tanto pérdida de producción en
superficie, e incluso de reservas.
Debe tratarse en lo posible de evitar la producción conjunta de zonas con
marcadas diferencias de RGP o corte de agua. Esto es debido a que la presencia
de zonas con muy baja RGP, alto corte de agua o baja gravedad API, pueden
ocasionar un aumento excesivo de la presión fluyente, afectando de esta forma la
producción.
Debe evitarse colocar en producción conjunta zonas muy distantes entre sí, ya
que ello ocasionará carga de presión fluyente muy pesadas, sobre las zonas
inferiores.
EEMMPP.. HHIIDDRRAAUULL.. aa 66CC
339933´́ AAMMIISSAA 22 33//88"" ((CCEERRRRAADDAA)) aa 66229977''
AARREENNAA CCEEMMPP.. HHIIDDRRAAUULL.. aa 66339933''
CCAAMMIISSAA 22 33//88"" ((CCEERRRRAADDAA)) aa 66446622''AARREENNAA BB
EEMMPP BBKKRR ""DD"" aa 66552288''
AARREENNAA AA
TTDDHH aa 66667700''00
Figura 3.4. Diagrama de Completación en Producción Conjunta
3.13.6 Ventajas y desventajas de la producción en conjunto
La tabla 3.2 muestra las ventajas y desventajas de la Producción en Conjunto
con respecto a otros esquemas de producción.
Tabla 3.2 Ventajas y Desventajas de la Producción Conjunta
VENTAJAS DESVENTAJAS Mayor Costo Inicial y de Reparación
Mayor Control sobre manejo de los Yacimientos. Mayor Complejidad
Mecánica Menor Producción por pozo
PRODUCCIÓN SELECTIVA
Reducción del número de Reparaciones requeridas.
Mayor tiempo para recuperar las Reservas no Desarrolladas
Aceleración de la Recuperación de Reservas Remanentes
Incremento considerable de los Costos de Generación de Potencial y Operativos PRODUCCIÓN EN
POZOS DEDICADOS Simplificación de Manejo de cada zona
Incremento de Requerimientos de Compresión de Gas para LAG
Menor Costo Inicial y de Reparación
Mayor costo para controlar producción de agua o gas
Menor Complejidad Mecánica de las Completaciones
Aplicación sólo bajo ciertos criterios de compatibilidad
Mayor Productividad por pozo Aumento de Reservas por cambio de límites económicos
Necesidad de mediciones especiales para determinar la producción de cada yacimiento
Mayor facilidad para determinar procedencia de fluidos indeseables
PRODUCCIÓN CONJUNTA
Mayor eficiencia de levantamiento artificial por gas
Posibilidad de flujo cruzado
3.10 Marco Legal
3.10.1. REGLAMENTO DE CONSERVACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS
Yacimientos
Artículo 22º - El Ministerio podrá autorizar la producción simultánea de varios
yacimientos económicamente marginales con el objeto de maximizar la extracción y el
aprovechamiento de los hidrocarburos, siempre que el Operador demuestre que existe
compatibilidad tanto de los fluidos a ser extraídos como de las presiones de esos
yacimientos referidos a un plano común.
Se entiende por “yacimiento económicamente marginal” todo yacimiento:
Que tengan un alto grado de agotamiento de energía.
Que sus pozos tengan baja productividad.
Que sus pozos estén cerca de alcanzar el límite económico de producción.
Que el caudal de producción de hidrocarburo esperado no justifique
económicamente la intervención o construcción de pozos.
Todas estas consideraciones fueron tomadas en cuanto se propone la explotación de
arenas en conjunto.
3.15. Análisis Económico
Un modelo económico es un conjunto de ecuaciones o funciones de costo que
relaciona los desembolsos y los ingresos con el comportamiento del yacimiento;
considerando todos los ingresos y los pagos que puedan afectar las decisiones del
usuario u operador.
Para el desarrollo del modelo económico, es necesario disponer de datos
técnicos (relacionados con el comportamiento de yacimiento) y de datos económicos;
tales como: Escenarios de precios de crudo y gas, Paridad cambiaria, Tasa de
descuento, Esquema de depreciación, Tasa de regalía, Tasa de impuesto sobre la
renta; con la finalidad de generar indicadores económicos, que van a permitir; en
función de sus resultados, decidir un plan de explotación estratégico.
CAPITULO IV
CAPITULO IV
ESTRATIGRAFIA REGIONAL
4.1 FORMACION MERECURE
Cenozoico (Oligoceno tardío-Mioceno temprano)
Figura 4.1 Formación Merecure
Extensión Geográfica: En la actualidad, la Formación Merecure es reconocida en
el subsuelo al sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, donde no es posible diferenciar
el Grupo Merecure definidos en la Serranía del Interior con sus tres unidades
formacionales debido a la ausencia del intervalo lutitico intermedio de la Formación
Areo.
Descripción Litológica: La Formación Merecure se caracteriza principalmente por
la abundancia de areniscas de grano fino a grueso y espesores en capas masivas mal
estratificadas, con estratificación cruzada común y colores gris claro a gris oscuro. La
continuidad de las capas de areniscas está interrumpida por láminas y capas delgadas
de lutitas negras, duras, carbonosas y por intervalos de arcillitas y limolitas grises. Las
areniscas forman casi 50% de la unidad, y una característica notable es el crecimiento
secundario de sílice sobre los granos de cuarzo. La expresión de la unidad en los
perfiles eléctricos, con picos casi continuos, muestra contraste marcado con los picos
discontínuos de la Formación Oficina. La sedimentación de la Formación Merecure
ocurrió en aguas dulces a salobres.
Espesor: FUNKHOUSER (1948) mencionan un espesor máximo de 520 m basado en el
registro eléctrico del pozo Guario N° 3. MENCHER ( 1953) señalan un espesor total de
494 m en el campo Toco. Según Campos. (1985) el espesor de la unidad es de 713 m
en el pozo La Vieja 1 (tope erosionado), 659m en el pozo CG-18X y de
aproximadamente 610 m en el campo Santa Rosa.
Relaciones de Campo: Se presume una marcada discordancia basal por encima del
Grupo Temblador del Cretáceo, la cual no está bien documentada. El contacto superior
con la Formación Oficina es de aparente concordancia, a pesar del marcado cambio
litológico a ese nivel. Por consideraciones regionales, se presume que tanto el tope
como la base de la Formación Merecure, se hacen mas jóvenes hacia el sur y reflejan el
avance del mar de Oficina en esa dirección, la Formación Merecure, en el noreste de
Anzoátegui, subyace concordantemente a las formaciones Oficina o Capaya
discordantemente a la Formación Las Piedras; el contacto inferior de la unidad, a pesar
de la aparente concordancia sobre la Formación Caratas, representa un hiatus.
Correlación: La Formación Merecure es diacrónicamente correlativa del Grupo
Merecure del flanco norte de la cuenca. Cronoestratigráficamente, 1as formaciones
Merecure, Oficina y parte inferior de Freites, son correlativas de la Formación Carapita.
Hacia el oeste de los campos de Anaco, la Formación Merecure es equivalente
litológico de la base de la Formación Chaguaramas
4.2 FORMACION OFICINA
CENOZOICO (Terciario: Mioceno temprano; Medio)
Figura 4.2 Formación Oficina
Localidad Tipo: La sección tipo se encuentra en el pozo Oficina N° 1 (OG-l), ubicado en
el Municipio Freites, Estado Anzoátegui.
Extensión Geográfica: La Formación Oficina ha sido reconocida en el subsuelo de los
estados Anzoátegui y Monagas, formando parte de las unidades de la Cuenca Oriental.
Aflora en la superficie de los domos de Santa Ana y San Joaquín y en las cercanías del
campo Cerro Pelado.
Descripción Litológica: HEDBERG et al. Describen la Formación Oficina como una
alternancia de lutitas grises, gris oscuro y gris marrón, intercaladas e ínterestratificadas
con areniscas y limolitas de color claro y grano fino a grueso. Componentes menores,
pero importantes de la unidad, son las capas delgadas de lignitos y lutitas ligníticas,
arcilitas verde y gris claro, con esférulas de siderita, areniscas sideríticoglauconíticas y
calizas delgadas con estructuras cono en cono. El material carbonoso es común, y en
algunos pozos puede encontrarse hasta 40 ó 50 capas de lignito, que varían desde
pocos centímetros hasta 60 cm. de espesor y que son de considerable valor en las
correlaciones. Muchas de las areniscas pueden ser llamadas asperones, otras son
conglomeráticas, con guijarros de cuarzo y ftanita.
En general, las areniscas se hacen más abundantes, de mayor espesor y de
grano más grueso hacia la base de la formación. Un conjunto de minerales pesados
granate-cloritoide, caracteriza la formación en la parte occidental del área mayor de
Oficina; sin embargo, el cloritoide disminuye con la profundidad y hacia el este, y así en
la parte oriental del área mayor de Oficina, este conjunto granate-cloritoide es
reemplazado por el conjunto granate-estaurolita con abundante ilmenita.
La Formación Oficina del área de Anaco, tiene lutitas que en el área tipo y en el
área mayor de Temblador, es más arenosa que en los campos de Anaco y Área Mayor
de Oficina por su mayor cercanía al borde sur de la cuenca.
La sedimentación de la Formación Oficina se inicia en condiciones de aguas
dulces o salobres, continuando con repetidas alternancias de ambientes marinos
someros, salobres y pantanosos; en general, las condiciones se hacen más marinas de
oeste a este y de sur a norte, la Formación Oficina se sedimentó en un extenso
complejo fluvio-deltáico, donde son comunes las arenas lenticulares y de relleno de
canales de ríos, se establecen condiciones de costa-fuera en las áreas de Cerro Negro
y Hamaca, mientras que hacia Zuata, prevalecieron ambientes más restringidos
influenciados probablemente por mareas. La formación termina con la instalación de un
delta progradante.
Edad: Mioceno temprano a medio, con base al contenido fosilífero.
Correlación: La Formación Oficina se correlaciona por transición lateral directa, con las
formaciones del Mioceno temprano y medio, depositadas en diferentes sectores de la
cuenca: parte media y superior de la Formación Chaguaramas (subcuenca de Guárico),
la combinación de las formaciones Capiricual y Quiamare.
Importancia Económica: Las arenas de la Formación Oficina, constituyen los principales
yacimientos petrolíferos en la mayoría de los campos de la Cuenca Oriental. Las lutitas
de la unidad han sido consideradas por algunos autores como posible roca-generadora
de hidrocarburos.
4.3 FORMACION FREITES
CENOZOICO (Terciario, Mioceno medio)
Figura 4.3 Formación Freites
Localidad tipo: La sección tipo es aquella penetrada por los pozos del campo Oficina,
municipio Freites del estado Anzoátegui.
Descripción litológica: En la localidad tipo, se describe lutitas fósiles verdes a gris
verdoso, con areniscas en el tope y la base, que permiten la subdivisión de la unidad en
tres intervalos: un intervalo superior de unos 100 m, con capas delgadas de areniscas
arcillosas de grano fino, de color blanco verdoso, algo glauconíticas y muy persistentes
lateralmente. Un intervalo predominantemente lutítico, y un intervalo inferior de
aproximadamente 100 m de lutitas intercaladas con areniscas verde-amarillentas, de
grano medio a grueso, glauconíticas, calcáreas o sideríticas y muy fosilíferas. En las
lutitas, a través de toda la formación, son frecuentes concreciones amarillentas,
calcáreo-ferruginosas a las arenas más prominentes del intervalo superior y Mu y
Lambda, a las del intervalo inferior. Funkhouser et al., (1948) describen la formación en
los campos de Anaco, basándose en la sección penetrada en el pozo GR-1, y la dividen
en un intervalo superior de 346 m, no fosilífero, en el cual, además de las lutitas y
areniscas grises a gris verdosas, señalan capas de guijarros de ftanita y arcilitas rojas y
abigarradas; un intervalo medio de 172 m de lutitas y areniscas gris verdoso, con
gravillas fosilíferas y un intervalo inferior de 161,5 m de conglomerados de ftanita negra,
gravillas fosilíferas, calizas arenosas y lutitas gris-verdoso.
Espesor: Espesores de 335 m a 610 m desde el campo Yopales hacia los campos de
Guara Oeste, Nipa y Leona Norte. Funkhouser et al. (1948) reportaron un espesor de
792 m en la carretera de Aragua de Barcelona. En el área Cerro Negro, la formación se
reduce desde 550 m en el norte a 73 m en el sur (Jam y Santos, 1987).
Extensión Geográfica: La Formación Freites se extiende, en el subsuelo, a través de
todo el flanco sur de la subcuenca de Maturín casi hasta el río Orinoco. Funkhouser et
al. (1948) afirmaron que aflora en los domos de Santa Ana y San Joaquín del área de
Anaco y en una faja amplia al oeste del campo Santa Ana y al norte hasta Aragua de
Barcelona.
Expresión Sísmica: Típicamente, se presenta como un intervalo "opaco" en los perfiles
sísmicos.
Expresión Topográfica: En las pocas áreas donde aflora, mantiene una topografía baja,
sin relieves significantes.
Contactos: La Formación Freites suprayace concordantemente a la Formación Oficina
en casi toda su extensión, excepto en el área de Anaco, donde se presenta una
discordancia. En esa región, en los domos de Santa Ana y San Joaquín, y en una
amplia franja al oeste del campo Santa Ana, la formación aflora, estando en contacto
discordante sobre la Formación Quiamare).
Hacia el tope, la Formación es concordante con la Formación Las Piedras
suprayacente. El contacto superior se identifica con el tope del mas alto nivel marino de
Freites; el contacto inferior se ubica en el cambio de color de gris o gris marronusco de
Oficina al color verdoso de Freites (Hedberg et al., 1947). De Sisto (1961) correlaciona
este tope hacia el noreste hasta el Campo Oritú, pero reconoció que, hacia el campo
Temblador, Las Piedras basal es lutítica, por lo cual se dificulta la ubicación del
contacto. Este autor postuló la posibilidad de que el contacto Freites-Las Piedras sea
discordante en el área Oritú-Temblador.
Funkhouser et al., (1948) observaron que Las Piedras (Sacacual) sobrelapa
discordantemente a Freites en el área de Anaco. De Sisto (1961-c) mostró y discutió el
contacto fuertemente discordante y angular de Freites intermedia sobre Oficina en el
flanco sureste del domo Guario del área de Anaco.
Fósiles: Especies de los moluscos de agua marino somero en el pozo RG-1 del Campo
Santa Rosa, al examinar muestras colectadas en el sector Cerro Negro de la faja
petrolífera del Orinoco identificó micromoluscos como Cuneocorbula cercadica,
Casinella midiensis, Strioterebrum zapotaliensis y Microdilia trina y el braquiópodo
Capularia cabariensis.
Edad: Se ubica Freites en el Mioceno Medio, llegando posiblemente al Mioceno Tardío
(Zona Globorotalia menardii). Las zonaciones de Cabrera y Di Gianni (1994), Isea
(1987) y Audemard et al. (1985) ubican a la formación en el Mioceno Medio. Los
ostrácodos indican al Mioceno Medio tardío, también. Los macrofósiles reportados por
Jam y Santos (1987) pertenecen también al tope del Mioceno Medio-base del Mioceno
Tardío.
Correlación: De Sisto (1960, 1961) concluyó que, en el área Oritú-Temblador, la
Formación Freites "es esencialmente equivalente a la Formación La Pica inferior, o
capas equivalentes en edad a las zonas "C", "D", "E" y "F" de su sección suplementaria
de La Pica. Sulek (1961) correlacionó a Freites con la parte mas superior de la
Formación Carapita y con el tercio inferior de la Formación La Pica.
Regionalmente, la Formación Freites es crono-equivalente aproximado de la parte
superior de la Formación Quiamare, de las formaciones Cumaca-Aramina del área del
Tuy, las formaciones Isnotú, Cuiba-Los Ranchos y La Puerta de la cuenca de
Maracaibo, las formaciones Socorro-Caujarao de la cuenca Falcón, la parte media de la
Formación Parángula de la cuenca de Barinas y las formaciones Tamana-Lengua de
Trinidad.
Paleoambiente: En la mayor parte de la cuenca, la Formación Freites representa en
general un ambiente marino somero en su proporción inferior, pasando a ambientes de
aguas algo más profundas en la parte media. La parte superior corresponde de nuevo a
ambientes de aguas llanas. Hedberg y Sass, 1936 (fide De Sisto, 1961, p. 101), para
explicar los cambios de color y de fauna hacia el norte y noreste, postularon un
ambiente estancado y ligeramente ácido por debajo del nivel de oleaje. El ambiente
sugerido por los ostrácodos es infralitoral, llegando a litoral. En el área Cerro Negro, la
fauna son de ambiente transgresivo marino costero.
Audemard et al. (1985) identifican a la Formación Freites con su Unidad IV, la
cual representa "...el pico máximo de la segunda transgresión mayor del Mioceno". El
carácter de la formación es nerítico. Hacia el margen sur de la cuenca, en el sector
Cerro Negro de la faja petrolífera del Orinoco, la Formación Freites disminuye de
espesor al paso que se hace mucho arenosa, al extremo que en los pozos más
arenosa, al extremo que en los pozos más meridionales del área, se hace difícil su
diferenciación de las formaciones Oficina y Las Piedras. En dicho sector, el ambiente de
sedimentación es de tipo litoral, según la fauna de moluscos (Jam y Santos, 1987).
Importancia económica: Las lutitas y arcillas de la formación constituyen el sello
principal de los reservorios petrolíferos de la Formación Oficina en el área Mayor de
Oficina, y contienen, en la parte inferior, arenas productoras de hidrocarburos en
algunos campos del parte media y sur de esa área.
4.4. FORMACION LAS PIEDRAS
CENOZOICO (Terciario: Mioceno tardío-Plioceno).
Figura 4.4 Formación Las Piedras
Localidad Tipo: Pozo Las Piedras N° 1 de la antigua concesionaria California Petroleum
Corporation, entre 275 y 1280 m intervalo que fue corregido por HEDBERG (1950) a
488 y 1235 m.
Extensión Geográfica: La formación aflora en la porción septentrional de los estados
Anzoátegui y Monagas. En el subsuelo se extiende al este hasta Pedernales, estado
Delta Amacuro y Golfo de Paria. Hacia el sur, llega a las cercanías del río Orinoco en la
faja petrolífera.
Descripción Litológica: En la localidad tipo, la Formación Las Piedras consiste en
areniscas micáceas, friables, de grano fino y colores gris claro a gris verdoso,
ínterlaminada con lutitas gris a verdoso, arcilitas sideríticas, grises, lutitas ligníticas y
lignitos. También se encuentran algunas calizas arenosas duras y de color verde. El
Miembro Prespuntal, en su localidad tipo, entre los Km. 67 y 70 de la carretera de
Puerto La Cruz a San Tome, entre San Mateo y Cantaura, contiene en su parte inferior
areniscas conglomeráticas que pasan hacia arriba a areniscas laminadas, ferruginosas
con limolitas y arcillas pardo-rojizas moteadas. En la parte superior predominan arcillas
pardo-rojizas yesíferas, con ocasionales capas de arenisca en capas delgadas. El
miembro Caicaíto, localizado entre los Km. 73 y 79 de la misma vía, consiste
principalmente en arcilitas y limolitas gris azulado, que meteorizan a colores pardos, con
intercalaciones de areniscas laminares localmente duras y calcáreas.
Espesor: En la sección tipo, la formación tiene 1005 m de espesor, el cual aumenta
hacia el eje de la cuenca de Maturín, hasta un máximo probable de 1370 m. Hacia los
flancos de la cuenca, el espesor disminuye aproximadamente a la mitad. En cuanto a
los miembros Prespuntal y Caicaíto, sus espesores en el área tipo, San Mateo-
Cantaura, son de 457 y 305 m, respectivamente.
Relaciones de campo: En la parte norte de la cuenca de Maturín, la Formación Las
Piedras es concordante sobre la Formación La Pica. En el borde norte de la cuenca, la
formación traslapa los límites de La Pica y yace con fuerte discordancia angular sobre
unidades del Mioceno al Cretácico. En el flanco sur de la cuenca, yace
concordantemente sobre la Formación Freites. En el área mayor de Oficina, el contacto
ha sido establecido en la base de la Arena Tau, nombre aplicado localmente a la arena
basal de la formación. En general, se emplea el criterio de fijar el contacto donde
aparezcan las primeras capas de ambiente marino de la Formación Freites. En el
extremo sur de la cuenca, cerca del rió Orinoco, la formación yace posiblemente sobre
el basamento ígneo metamórfico, al desaparecer la Formación Freites por acuñamiento
(JAM y SANTOS, 1987)
Edad: Mioceno tardío a Plioceno.
Correlación: Localmente, en el norte de Monagas, la formación correlaciona con la
Formación Quiriquire.
Hacia el este, equivale probablemente a la parte inferior de la Formación Paria. En
Trinidad, las unidades equivalentes son las formaciones Taipero y parte superior de
Springdale (área norte) y Erin y Morne l' Enfer.
Importancia Económica: Las arenas de la Formación Las Piedras son productoras de
petróleo pesado en los campos de Orocual, Manresa y Pirital, en el norte del estado
Monagas.
4.5 FORMACION MESA
CENOZOICO (Cuaternario: Pleistoceno)
Figura 4.5 Formación Mesa
Localidad Tipo: No se ha designado una sección tipo, debido a que la formación aflora
en casi todas las mesas, con secciones representativas. En particular, se han
mencionado las mesas de Guanipa (Anzoátegui), Tonoro y Santa Bárbara (Monagas), y
los escarpados de Santa Rosa (Anzoátegui).
Extensión Geográfica: La Formación Mesa se extiende por los llanos centro-orientales y
orientales (estados Guárico, Anzoátegui. Monagas). Se encuentran algunos
afloramientos en los estados Sucre y Bolívar, inmediatamente al sur del rió Orinoco.
Descripción Litológica: En los límites norte y sur de la mesa de Guanipa, la Formación
Mesa consiste de arenas de grano grueso y gravas, con cemento ferruginoso
cementadas y muy duras; conglomerado rojo a casi negro, arenas blanco-amarillentas
rojo y púrpura, con estraficación cruzada; además contiene lentes discontínuos de
arcilla fina arenosa y lentes de limolita. En la mesa de Tonoro se observan capas
lenticulares de conglomerado arenas y algunas arcillas. Al noroeste de Santa Rosa
existe una capa lenticular de conglomerado de más de 25 m de espesor, con delgadas
intercalaciones de arenas. En Santa Bárbara de Maturín, la parte superior (76 m)
consiste en gravas con intercalaciones de arenas y arcilla roja y amarillo intenso: la
parte inferior (60 m) formada por clásticos finos (arenas gris y blanco intercaladas con
arenas arcillosas y arcillas gris abigarradas). Al suroeste de Maturín la Formación Mesa
esta compuesta por arcillas moteadas y abigarradas, con nódulos sin arena. En los
llanos centro-orientales, la formación, esta constituida por arenas no compactadas. Los
sedimentos de la Formación Mesa, gradan de norte a sur, de más gruesos a mas finos
al alejarse de las cadenas montañosas del norte; desde la parte central de Monagas al
macizo de Guayana, gradan de más finos a más gruesos. Según GONZALEZ DE
JUANA (1946), la Formación Mesa es producto de una sedimentación fluvio-deltáica y
paludal, resultado de un extenso delta que avanzaba hacia el este en la misma forma
que avanza hoy el delta del río Orinoco. El mayor relieve de las cordilleras
septentrionales desarrolló abanicos aluviales que aportaban a la sedimentación
clásticos de grano más grueso, mientras que desde el sur el aporte principal era de
arenas. En la zona central, postuló la existencia de ciénagas.
Espesor: El espesor de la Formación Mesa es muy variable; pero en términos generales
disminuye de norte a sur, como consecuencia del cambio en la sedimentación fluvio-
deltáica y aumenta de oeste a este, por el avance de los sedimentos deltáicos
(GONZALEZ DE JUANA et al., 1980). En la mesa de Maturín, la Formación Mesa tiene
un espesor máximo de 275 m mientras que en el Estado Bolívar rara vez llega a los 20
m.
Relaciones de Campo: La Formación Mesa suprayace en contacto concordante y
transicional, a la Formación Las Piedras (Plioceno).
Edad: Con base a la relación transicional con la Formación Las Piedras (Plioceno), se
ha postulado una edad Pleistoceno para la Formación Mesa. ZINCK y URRIOLA (1970)
Y COPLANARH (1974), intentaron establecer una cronología de la formación, con base
a la evolución de los suelos y usando el esquema estratigráfico originalmente de
terrazas y luego cronológico del Cuaternario. De esta forma, sugirieron que los suelos
desarrollados sobre la Formación Mesa pertenecen al Pleistoceno temprano. Sin
embargo, como lo indicaron BEZADA y SCHUBERT (1987); este esquema, basado en
comparaciones directas con cronologías cuaternarias europeas, adolece de defectos
entre ellos la variación en el tiempo de la formación de suelos bajo diferentes climas.
CARBON et al. (1992) en la región de Mapire (Estado Anzoátegui) obtienen cuatro
fechas termoluminiscentes, dos de las cuales indican datos cronológicos finitos y
sugieren que los sedimentos de la Formación Mesa en esa región tienen edades entre
0.5 a 1 Ma AP; las otras dos muestras, por debajo de las primeras sugieren que su
edad puede ser mayor de 2 Ma AP; aun cuando indican los autores que probablemente
el mecanismo de reposición a cero de la termoluminiscencia, para estas dos ultimas
muestras no fue efectivo por lo que 1as edades obtenidas son mayores que las reales.
Correlación: Los sedimentos de la Formación Mesa gradan hacia el este a la Formación
Paria.
CAPITULO V
CAPITULO V
GEOLÓGIA DEL ÁREA MAYOR DE OFICINA
5.1 Descripción Geológica del Área Mayor de Oficina
El Área Mayor de Oficina está ubicada en el flanco Sur de la Subcuenca Maturín,
en los Estados Anzoátegui, Monagas y Guárico; tiene aproximadamente 120 Kilómetros
de largo y 60 Kilómetros de ancho. Las Formaciones que conforman el Área Mayor de
Oficina son: Mesa, Las Piedras, La Pica, Freites, Oficina, Merecure y Temblador.
La evolución de los procesos de erosión, transporte, enterramiento,
compactación y deformación estructural ocurrida en los sedimentos acarreados desde
los tiempos del Oligoceno hasta el Mioceno; dieron origen a la configuración
estratigráfica y estructural de los cuerpos de arenas saturadas de hidrocarburos que
actualmente se explotan como yacimientos en la Cuenca Oriental.
5.2 Estratigrafía del Área Mayor de Oficina.
Los sedimentos que conforman las formaciones en el Área Mayor de Oficina
han sido depositados según la secuencia estratigráfica mostrada en la figura 5.1
Columna Estratigráfica
Figura 5.1. Columna Estratigráfica Generalizada del Área Mayor de
Oficina.
Los yacimientos productores en su mayoría pertenecen a las formaciones Oficina
y Merecure. La gravedad varía de 8º a 57º API. En la zona situada al Norte del Área
Mayor de Oficina el 80% de las arenas petrolíferas muestran crudos livianos de 30º API,
mientras que en la zona meridional, totalmente excluida la Faja Petrolífera del Orinoco,
el 93% de las arenas petrolíferas contienen crudos con gravedades API mayores a 20º.
Este tipo de depósitos presentan como características principales:
Un perfil de curvas SP, de contacto abrupto en la base y de pendiente hacia el
tope, lo cual refleja afinamiento de los granos de abajo hacia arriba. Sus formas
más comunes son de cilindro o campana.
Poseen orientación aproximada Norte-Sur, comúnmente perpendicular al rumbo
de la estructura.
Desarrollan en la base del cuerpo y hacia el centro del canal, sus mejores
características petrofísicas.
Están asociadas verticalmente a capas de lignitos, cuerpos del mismo tipo, lutitas
de espesor variable, y lateralmente a depósitos de llanuras de inundación y
lutitas de bahía.
Son de secuencia vertical masiva y/o con intercalaciones de lutitas que originan
aparente división en lentes no correlacionables.
5.3. Estructura del Area Mayor Oficina
La estructura constituye un homoclinal de buzamiento suave hacia el Norte y
rumbo aproximado E-O, la secuencia estratigráfica, representada por las formaciones
Oficina y Merecure, está afectada por tres (3) sistemas de fallas normales de dirección
E-O, NE y NO; que presentan las siguientes características:
Son normales, controlan la acumulación de hidrocarburo en el bloque levantado.
Las de rumbo E-O de buzamiento entre 45º a 60º hacia el sur y desplazamiento de 25 a
400 pies constituyen barreras de permeabilidad y limitan al sur los yacimientos. Su
origen es contemporáneo con la depositación (sedimentación sintectónica). La mayoría
de las fallas buzan hacia el sur; las de buzamiento norte tienen acumulaciones a ambos
lados de la falla.
Los depósitos del Área Mayor de Oficina, descritos anteriormente, son producto
de una evolución sedimentaria, donde los procesos de progradación, abandono, aporte
de nuevos sedimentos, transgresión y regresión, originaron la secuencia estratigráfica
del ambiente fluvio-deltáico.
5.4. Características Generales de la Formación Oficina
A continuación se incluye una descripción más detallada de la Formación Oficina.
La Formación Oficina es de edad Mioceno inferior-medio (sus sedimentos fueron
depositados hace aproximadamente 13 a 26 millones de años). Las arenas constituyen
los principales yacimientos de los extensos campos petrolíferos en la región de Anaco-
Oficina-Temblador.
Estratigráficamente, consiste en una secuencia lutítica al tope, que pasa a una
alternancia de areniscas-arenas y lutitas; también se observan capas de carbón
(lignitos). Las arenas van de poco consolidadas a muy duras y son de grano fino a
medio. Pese a la lenticularidad de las arenas individuales, los grupos de arena persisten
y son correlacionables sobre grandes distancias, basándose en su expresión en los
registros eléctricos. Los cuerpos de arenas son de origen fluvio-deltáico; fueron
depositados regionalmente en dirección aproximada Sur a Norte, en general, en forma
de canales fluviales y barras litorales. El espesor de la Formación Oficina aumenta
desde los bordes de la cuenca en el sur hacia el eje. Las capas productoras varían en
espesor de 3 a 100 Pies. La porosidad varía de 10 a 35%, la permeabilidad oscila entre
50 a 1000 miliDarcy. La mayoría de los yacimientos de petróleo tienen un casquete de
gas con secciones petrolíferas que varía de espesor, con un máximo de 550 Pies y
algunos yacimientos contienen solamente gas. Los horizontes productores se
encuentran a profundidades que van de 4.000 a 14.200 Pies.
5.5 Modelo Depositacional de las Arenas de la Formación Oficina.
El modelo deposicional de las arenas, se refiere a la forma y orientación en que
éstas fueron depositadas originalmente en su ambiente sedimentario. La herramienta
usada en la determinación de los modelos son los perfiles de pozos. El perfil eléctrico
de la curva SP, característico, es abrupto en el tope y en la base debido a su origen por
migración lateral del canal o corrientes entrelazadas. Estos depósitos son de gran
extensión y dada su conformación estratigráfica son difíciles de correlacionar. La
distribución areal de las arenas representada por los isópacos no posee orientación
local definida, son de buena comunicación vertical y lateral, y presenta sus
características petrofísicas en la base y el medio del cuerpo de la arena.
En el ambiente deltáico de la Formación Oficina se han detectado cuerpos
elongados que semejan canales distributarios y canales meandriformes o barras de
meandro.
5.6 COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN Y PRESIÓN
Las acumulaciones de hidrocarburos asociadas a las arenas L, M y N producen a
lo largo del campo. Hasta la fecha se documenta una producción acumulada de
petróleo de 3,98 MMBbls. Actualmente se encuentran 6 pozos activos de estas arenas.
La Figura 5.2 muestra el comportamiento combinado de producción de las arenas LMN.
Comportamiento de producción Arenas L-M-N
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
May-90 Sep-91 Ene-93 Jun-94 Oct-95 Mar-97 Jul-98 Dic-99 Abr-01 Sep-02 Ene-04
Tas
a (B
bls
/día
)
Petróleo Bruta
Figura.5.2. Comportamiento de producción arenas LM N
5.7 Presiones
Al nivel de yacimiento, el mecanismo de producción predominante es el empuje
por agua, como resultado de la actividad de los acuíferos asociados. Esta actividad del
acuífero es la razón de la poca variación de presión aún en los yacimientos que ya
presentan elevado factor de recobro.
En el campo Leona Oeste del Área Mayor de Oficina el mecanismo de
producción predominante es el Empuje Hidráulico.
5.8. Descripción de los Yacimientos
De acuerdo a la información geológica, petrofísica, de los fluidos y de producción
disponible en carpetas de pozo, registros eléctricos, fichas electrónicas de pozo,
presentaciones, del Área Mayor de Oficina fue seleccionado para la validación de esta
metodología, el campo Leona Oeste, por presentar las condiciones de fluido y presión
necesarias para la aplicación de la técnica de producción conjunta.
La unidad comprende las arenas L hasta N con sus respectivos yacimientos, con
una porosidad promedio de 22%. Los yacimientos se encuentran limitados al Sur por la
falla normal principal, al Norte el Contacto Agua-Petróleo y al Este y Oeste se presentan
cierres estratigráficos con la degradación de arenas. Los Contactos Agua-Petróleo son
variables y van desde 5660’ b.n.m. y 5820’b.n.m. Las principales arenas de esta
unidad son las siguientes:
5.8.1. Arena L1U: Se presenta asociada a un depósito de canal con orientación
preferencial suroeste-noreste y una porosidad promedio de 23%. El yacimiento LG-2 se
presenta como un solo reservorio a lo largo del Campo en donde se han completado
hasta la fecha 5 pozos, de los cuales el LG-46 no obtuvo producción. La producción
acumulada del yacimiento es de 870 MBbls de petróleo obtenida a través de los pozos
LG-11, LG-2, LG-52 y LM-3. Las reservas remanentes el yacimiento se estiman es de
64 MBls de petróleo, con un factor de recobro actual de 24,2%
5.8.2. Arena L1L: Esta arena solo presenta el yacimiento LG-10, con un POES
de 432 MBbls de petróleo, y unas reservas recuperables de 92 MBls. El pozo LG-104
es el único pozo completado, con una acumulado de 32 MBbls de petróleo. El
yacimiento presenta un factor de recobro primario de 7% y unas reservas remanentes
de 60 MBbls (ver Tabla 5).
5.8.3. Arena L2U: Esta arena se caracteriza por la presencia de canales cuya
porosidad está en el orden de 25% y los espesores permeables entre 4 y 10 pies. Esta
arena presentan los yacimientos: LG-104 y el LM-11. El yacimiento LG-104 se
encuentra al este del campo y solo se ha completado el pozo LG-104 con una
producción acumulada de 9 MBbls de petróleo; este yacimiento actualmente no
presenta reservas remanentes por lo que esta en proceso de revisión. El yacimiento
LM-11 presenta unas reservas recuperables de 1782 MBbls y una producción
acumulada de 1474 MBbls quedando unas reservas remanentes de 308 MBbls (ver
Tabla 5). Los pozos completados en este yacimiento son LM-11, LM-12, LM-52, LM-53,
LM-54, LM-56 y LM-57 y la producción acumulada promedio por pozo es de 124 MBbls
de petróleo. Actualmente el pozo LM-53 se encuentra activo de esta arena con una
producción de 1068 Bbls/d de bruta, 534 Bbls/d de petróleo y 50% de AyS.
Figura 5.3. Configuración de los yacimientos a nivel de la arena L2U
CAPO @
10'10'5'
5 '
(EST.)-5610'
CAPO @
5'
5'
10'
5'5'
5'
10'
5'
5' 5'
(EST.)
-5645'
CAPO @
5'
5'
5'
-5760' (EST.)
Tope Arena L2U
CAPO @
10'10'5'
5 '
(EST.)-5610'
CAPO @
5'
5'
10'
5'5'
5'
10'
5'
5' 5'
(EST.)
-5645'
CAPO @
5'
5'
5'
-5760' (EST.)
CAPO @
10'10'5'
5 '
(EST.)-5610'
CAPO @
5'
5'
10'
5'5'
5'
10'
5'
5' 5'
(EST.)
-5645'
CAPO @
5'
5'
5'
-5760' (EST.)
CAPO @
10'10'5'
5 '
(EST.)-5610'
CAPO @
5'
5'
10'
5'5'
5'
10'
5'
5' 5'
(EST.)
-5645'
CAPO @
5'
5'
5'
-5760' (EST.)
Tope Arena L2U
5.8.4. Arena M1U: Arealmente la arena M1U muestra los yacimientos: M1U, LG-
104 y el M1U, LM-3. En el yacimiento M1U, LG-104 solamente se han completado los
pozos LG-104 y LG-113 con un acumulado de 219 MBbls de petróleo con unas
reservas remanentes de 603 MBbls. En el yacimiento M1U, LM-3 este yacimiento
presenta unas reservas recuperables de 85 MBbls, de los cuales el pozo LM-3 (único
pozo completado en el yacimiento) ha acumulado 43 MBbls.
5.8.5. Arena M2: Mediante el análisis de las electrofacies, se pudo determinar la
presencia de facies de barras en la zona central y oeste del campo donde se ubican los
yacimientos LG-104, LG-2 y LM-11. La orientación de estas barras es este-oeste y
presentan espesores permeables de hasta 15’ en las zonas de eje principal de barras.
Se aprecian facies de relleno de canales con orientación norte-sur y con
espesores permeables de hasta 30’ en la zona del eje principal. El yacimiento LG-104
se ubica en este tipo de facies y solamente se ha completado el pozo LG-104; el
yacimiento presenta un factor de recobro actual de 0,4% con unas reservas remanentes
de 684 MBbls de petróleo. En el yacimiento LG-2 ubicado en la parte central del
Campo, suma una producción acumulada de 91 MBls de petróleo y unas reservas
remanentes de 950 MBbls (ver Tabla 5). En el yacimiento LM-11, ubicado hacia la parte
Oeste del Campo se han completado los pozos LM-11, LM-24 y LM-53 con una
producción de 213 MBbls de petróleo quedando unas reservas remanentes de 365
MBls.
Factor de Reservas
YACIMIENTO Recobro Actual Remanentes
(%) (MBbls)
L1L LG 104 7,4 60
L1U LG 2 24,2 64
L2M,L LG 107 4,4 117
L2U LM 11 17,6 308
L3 LM 10 9,5 375
L3 LM 54 9,9 101
M1U LG 104 6,4 660
M1U LM 3 7,5 42
M2 LG 2 2,4 950
M2 LG 104 0,4 684
M2 LM 11 6,5 365
N2 LM 24 3,5 29
N2U LG 48 1,2 353
TOTAL = 4108 MBbls
Tabla 5. Datos de Factor de Recobro y Reservas Remanentes por yacimiento para
las arenas L, M y N
5.9. Revisión de Información Petrofísica
Para esta fase la información petrofísica detallada no estuvo disponible, por lo
que sólo se hace referencia a algunos parámetros petrofísicos descritos de manera muy
somera en informes técnicos generalizados para ambos campos, facilitados por la
Empresa PETROBRAS ENERGIA DE VENEZUELA. Sin embargo, a pesar de ello, el
estudio de la caracterización estática del campo estuvo representado principalmente por
los resultados geológicos.
Tabla 5.1. Características Petrofísicas Generales del Campo Leona Oeste.
DATOS GENERALES DE YACIMIENTO
Porosidad promedio 22%
Permeabilidad promedio 400 md
Mecanismo de producción Empuje Hidráulico
Rango de profundidad (TVDSS) 5800 a 7800 pies
Presión de formación actual 2540 lpcm
Temperatura 180 a 210ºF
5.10 Revisión de Compatibilidad de Diferenciales de Presión.
Una de las razones primordiales por las cuales es necesario establecer
compatibilidad en los diferenciales de presión entre las arenas es para evitar que ocurra
una condición de flujo cruzado.
En una Unidad de Explotación hay más probabilidades que ocurra este
fenómeno, debido a que uno de los principios de este esquema de producción es que
las arenas no tienen un patrón hidráulico común, es decir, son independientes una de la
otra, en consecuencia, el comportamiento energético es propio para cada estrato. En
virtud a ello, para evitar flujo cruzado en este tipo de unidad de flujo se requiere de un
mayor análisis para establecer diferenciales de presión óptimos y, posteriormente, un
riguroso seguimiento y control de este parámetro durante el proceso productivo.
Sin embargo en una Unidad Hidráulica, las arenas pueden estar asociadas a un
mismo acuífero o presentar comunicación hidráulica lateral o vertical, y por ende, el
comportamiento de presión será característico y similar entre los estratos a producirse
de manera simultánea bajo este esquema.
Considerando lo anteriormente expuesto, la determinación y seguimiento de los
diferenciales de presión en una Unidad Hidráulica, serán más sencillos debido a que las
posibilidades de que ocurra flujo cruzado son mínimas y las variaciones de la presión
son más predictivas.
Partiendo del criterio de diferenciales de presión para las Unidades de
Explotación establecido en la metodología propuesta, la data de presión obtenida indicó
que, desde el punto de vista energético, los valores están en concordancia con la
premisa más determinante en este esquema de producción, como, presiones de fondo
fluyente menores a la menor presión estática de todas las arenas involucradas, a fin
de evitar que ocurra flujo cruzado. Por lo tanto, el paquete de arenas LMN es
prospectivo a producirse en conjunto como Unidad de Explotación.
5.11. Revisión de Compatibilidad de Fluidos
Cabe señalar que la compatibilidad del crudo es condición necesaria para la
aplicación de producción conjunta bajo los dos esquemas ya señalados, (Unidad
Hidráulica y Unidad de Explotación) destacando que aún cuando el crudo no sea
proveniente de un mismo origen, lo importante es que exista una compatibilidad entre
ellos que no genere condiciones adversas a un proceso productivo eficiente.
Sin embargo, las unidades de flujo que forman parte de la categoría Unidad de
Explotación, la constituyen arenas que pertenecen a yacimientos diferentes, por
consiguiente, sus características físico-químicas y energéticas son distintas; razón por
la cual es imperativo considerar la compatibilidad de estos parámetros entre las arenas
a producirse simultáneamente; de tal manera que la diferencia en la composición de la
mezcla de fluidos formada, no genere problemas operativos que conlleven a
obstaculizar el proceso productivo.
En el año 2005 se tomaron muestras de petróleo para realizar análisis
geoquímico. El principal objetivo era obtener la producción detallada de petróleo de
cada arena, con el propósito de identificar con una huella geoquímica su composición.
Este análisis no fue conclusivo, sólo se tomaron como referencia los diagramas
estrellas, para de manera cualitativa, identificar la compatibilidad de los mismos.
Con base en los resultados cualitativos obtenidos del análisis geoquímico y de
los datos disponibles de composición de las arenas LMN, producidas en monocapa, se
pudo inferir que las arenas LMN muestran discrepancia en su composición.
Este resultado es fundamental para considerar que tales arenas no pueden ser
producidas como Unidad Hidráulica, pues esta diferencia tan notoria desde el punto de
vista composicional, indica que las mismas pertenecen a yacimientos diferentes; por
consiguiente esta condición confirma de manera indiscutible, el resultado de la fase
anterior de la metodología propuesta; al observarse con la data composicional obtenida,
que los fluidos de las arenas LMN del campo Leona Oeste son distintos; más sin
embargo, la diferencia de gravedades API de los crudos involucrados, estuvo dentro
del rango establecido ( 3 grados), y a través de diagramas estrella, pudo observarse a
través de las tendencias, que aunque los crudos son distintos, se muestra una
compatibilidad aceptable en función, que la discrepancia en las mismas no es tan
significativa como para que exista el riesgo de manifestarse problemas operativos una
vez que los mismos sean mezclados; es decir, una pequeña diferencia en la
superposición de las tendencias es suficiente para considerar los fluidos estudiados
como distintos. En virtud a ello, las arenas LMN del Campo Leona Oeste son
prospectivas para explotarse de manera conjunta, sólo bajo el esquema Unidad de
Explotación.
Cabe destacar, por otra parte, que el análisis del agua de formación se realizó
aplicando la técnica de Diagrama Stiff, cuyos resultados no estuvieron disponibles por
razones de confidencialidad; no obstante, al consultar los informes técnicos
generalizados desarrollados en la Empresa PETROBRAS ENERGIA DE VENEZUELA
S.A, se obtuvo que el agua de formación de las arenas involucradas en la unidad de
flujo no reportaron valores de índice de incrustación positivos; es decir, no se
registraron arenas taponeadas por depositación de calcio. Dicha información permitió
inferir que el agua de formación de las arenas LMN es compatible y por ende, la
posibilidad de presentarse problemas operativos por efecto de daño a la formación por
taponamiento, es mínima.
5.12. Identificación del Tipo de Unidad de Flujo.
Como resultado de los estudios de yacimientos ya realizados para el Campo
Leona Oeste, basados en la reinterpretación de la sísmica 3D y análisis
sedimentológico a partir de información de núcleos y electrofacies.
Por otra parte, los criterios específicos y puntuales establecidos en este trabajo, y
la integración de los resultados obtenidos, permitieron identificar como Unidad de
Explotación a las arenas LMN pertenecientes al Campo Leona Oeste; una vez que fue
demostrado que las mismas pertenecen a yacimientos diferentes; debido a que en el
estudio geológico, no se evidencia eventos que muestren comunicación entre las
arenas; por estudio geoquímico se aprecia cualitativamente, que desde el punto de
vista composicional, los crudos son distintos; y en los registros RFT se observa que el
patrón energético es diferente en este grupo de arenas entre sí; sin embargo,
presentaron valores de Presiones de Fondo Fluyente y Estática acordes como para
evitar condición de flujo cruzado.
5.13. Construcción de las Curvas de Afluencia (IPR)
Cabe destacar que durante el desarrollo de esta etapa, no se dispuso de toda la
información requerida por el software Wellflo para generar estas curvas de una manera
más precisa, por ende, la Gerencia de Yacimientos de la Empresa PETROBRAS
suministró dichas gráficas ya generadas; utilizando para ello datos de pruebas de
presión y haciendo uso de la Ecuación de Vogel para determinar caudal máximo de
producción mediante una hoja de cálculo Excel, logrando aproximaciones de las curvas
bastante aceptables, a fin de cumplir con el propósito del estudio.
Se generaron las curvas IPR sencillas para cada una de las arenas que
conforman los pozos seleccionados como muestra en la Unidad de Explotación LMN
del Campo Leona Oeste. La mayoría de los pozos de la Unidad de Explotación LMN, no
presentaron un historial de presión de fondo fluyente que permitieran realizar los
cálculos de IPR sencillas para cada una de las arenas a través de la ecuación de Vogel,
aunado a esto no se pueden hacer mediciones de las mismas por restricciones en la
completación; en consecuencia se realizaron aproximaciones de los caudales
que aportan cada una ellas.
Partiendo de los más recientes históricos de producción de los pozos, se asumió
la tasa de producción más alta registrada en los mismos como caudal máximo, puesto
que es el mayor aporte de los pozos. Sabiendo que la mayoría de los pozos de ambos
campos, producen al 70% de su caudal máximo (debido al método de producción
utilizado) se distribuyó proporcionalmente este porcentaje entre las arenas, basándose
en que los valores de permeabilidad de las arenas son similares (entre 1500 y 2000 md)
y que la viscosidad de los crudos no varía significativamente entre ellas. Lo anterior
hace suponer que la transmisibilidad de las arenas es casi la misma, en función a esto
las aproximaciones se realizaron asumiendo sus espesores como parámetro de
distribución del caudal.
Por otra parte, a partir del valor de caudal de producción asumido anteriormente,
se determinó la presión de fondo fluyente iterando distintos valores de Pwf asumidos
hasta alcanzar la presión necesaria para producir dicho caudal. A continuación se
calcularon los caudales de producción, para ello se asumieron distintos valores de Pwf,
los cuales permitieron generar una tabla de valores y posteriormente las curvas IPR
sencillas para los pozos de la unidad de explotación LMN.
5.14. Pronósticos de Producción
El desarrollo de esta etapa se basó en el análisis del comportamiento de
producción de los pozos, utilizando las curvas de Producción Neta, Producción de
petróleo y Porcentaje de agua versus tiempo; Np versus tiempo y RAP versus Np;
desde el inicio de producción hasta finales del año 2006.
El análisis se fundamentó en el monitoreo del comportamiento de las curvas de
RAP vs NP principalmente. Debido a que estos pozos están asociados a un acuífero
activo, presentan la posibilidad que durante el avance del mismo exista la irrupción del
frente de agua hacia alguna de las arenas involucradas, lo cual se refleja al ocurrir
cambios bruscos en estas curvas; originando la producción bruta con alto corte de agua
asociado a una tasa de petróleo que, a pesar de esta condición, se considera óptima.
Este comportamiento es indicativo de la necesidad de cambios en el sistema extractivo
con la finalidad de producir a alto caudal y por ende incrementar la tasa neta de
petróleo.
En general y para el desarrollo más completo de esta etapa, se recomienda la
generación de las Curvas de Declinación de Producción para la evaluación de las
variaciones en propiedades como presiones estáticas y de fondo fluyente, viscosidad,
permeabilidad en el área de drenaje; si el análisis es a nivel de pozo, y si por el
contrario, es de yacimiento, permitirá determinar la sumatoria de los cambios que estén
ocurriendo, por ejemplo, en las tasas de petróleo en todos los pozos que estén abiertos
a producción. Esto representa una herramienta importante en la estimación correcta y
confiable de los volúmenes de fluidos a producir y a su vez en el diseño de un plan de
explotación certero. Lo anterior justifica la consideración de estos análisis para la
evaluación de Producción Conjunta a futuro en las unidades de flujo definidas en este
estudio como Unidad de Explotación LMN.
5.15. Análisis Económico
El objetivo de esta evaluación es analizar la rentabilidad de un pozo monocapa y
el caso de la Unidad de Explotación. La finalidad de realizar esta comparación es la de
determinar la rentabilidad de ambos esquemas de explotación.
Para efectos de comparación entre los dos tipos de explotación, Monocapa y Unidad de
Explotación, se considero el trabajo Workover para un pozo Monocapa y el mismo
trabajo con el pozo completado en Unidad de Explotación. Para el caso del pozo
Monocapa se considero una inversión de 750 MUS$ completándose el pozo con equipo
de bombeo mecánico, y para el caso de la Unidad de Explotación la inversión es de 990
MUS$ completándose el pozo con bomba electrosumergible.
Las reservas a drenar por pozo son de 118 MBbls de petróleo para el caso Monocapa y
278 MBbls de Unidad de Explotación. Estos acumulados de producción corresponden
para el mismo periodo de producción.
El objetivo es evaluar y comparar la rentabilidad de un pozo monocapa selectivo
y el de un pozo completado bajo el esquema de Unidad Explotación con dos arenas en
conjunto y con tres arenas o más.
Para efectos de comparación entre los dos tipos de explotación, Monocapa
Selectivo y Unidad de Explotación, se consideró la inversión asociada al trabajo de
RA/RC para cada esquema. Para el caso del pozo en Unidad de Explotación, la
evaluación económica se realizó considerando dos esquemas diferentes de
completación: el pozo completado de forma selectiva y el segundo con todas las arenas
en conjunto, la diferencia en ambos casos está en el costo de las empacaduras de la
completación selectiva.
Para el caso en el que un pozo quede completado en más de tres arenas en
conjunto para la evaluación económica se utilizó el pozo tipo de tres arenas, el cual es
conservador para efectos de los resultados tanto desde el punto de vista de producción
como de los indicadores económicos.
5.15.1 Premisas:
Para la evaluación económica se utilizó un modelo que considera un impuesto
sobre la renta de 50% y 30% de regalía. Para cálculo de las ventas se consideró el
perfil de precios que se muestra a continuación:
Años WTI
2005 29,5
2006 24,7
2007 24,7
2008 24,7 hasta el final del contrato (2014)
Para cada pozo se consideró la producción asociada a cada pozo tipo y las
inversiones inherentes a los mismos. La evaluación se realizó hasta el 2014 y
considera dos intervenciones menores por año con un costo de 50 MUS$ para cada
pozo. En las Tablas 5.2 y 5.3 se muestran los resultados los resultados de la evaluación
económica para el caso de completar el pozo en Unidad de explotación con dos arenas
y para el caso de completar el pozo en Unidad de Explotación con tres arenas o más.
UE UE SENCILLO
Datos CONJUNTO SELECTIVO SELECTIVO
Reservas Petróleo (MMBbl) 0,266 0,266 0,112Inversión (MMUS$) 0,415 0,480 0,480
Indicadores Económicos
VPN @10% (MMUS$) 0,735 0,677 0,073TIR (%) > 100 > 100 14,0Tiempo de pago (años) 0,52 0,70 4,84Eficiencia de la inversión 1,8 1,4 0,2
Tabla 5.2. Resultados de la evaluación económica para el caso monocapa
selectivo y Unidad de Explotación con dos arenas
Los resultados muestran que en el caso de un pozo completado como unidad de
explotación presenta una rentabilidad superior al 100% respecto al caso monocapa
selectivo el cual tiene un TIR de 14% y un valor presente neto de 73 MUS$, esto hace
que esta estrategia de explotación no sea rentable (la rentabilidad mínima requerida
para un proyecto es de 10% según lineamientos de Petrobras).
Adicionalmente se realizó la comparación para el caso de completar el pozo bajo
el esquema de Unidad de Explotación en conjunto y selectivo. Las inversiones por pozo
son de 415 MUS$ para el caso de la UE en conjunto y 480 MUS$ para el caso de la UE
selectivo (la diferencia en ambos casos esta en el costo de las empacaduras), para
ambos casos se obtiene una rentabilidad superior al 100%, sin embargo para el caso de
la UE en conjunto tiene un VPN de 735 MUS$ el cual es superior al caso de completar
el pozo bajo el esquema de UE selectivo (VPN es de 677 MUS$) y presenta menor
complejidad mecánica.
UE UE SENCILLODatos CONJUNTO SELECTIVO SELECTIVO
Reservas Petróleo (MMBbl) 0,384 0,384 0,142Inversión (MMUS$) 0,461 0,530 0,530
Indicadores Económicos
VPN @10% (MMUS$) 1,187 1,125 0,028TIR (%) >100 >100 11,1Tiempo de pago (años) 0,26 0,39 5,54Eficiencia de la inversión 2,6 2,1 0,1
Tabla 5.3 Resultados de la evaluación económica para el caso monocapa
selectivo y Unidad de Explotación con tres arenas o más
Los resultados muestran que en el caso de un pozo completado como unidad de
explotación presenta una rentabilidad superior al 100% respecto al caso monocapa
selectivo el cual tiene un TIR de 11% y un valor presente neto de 28 MUS$, esto hace
que esta estrategia de explotación no sea rentable (la rentabilidad mínima requerida
para un proyecto es de 10% según lineamientos de Petrobras).
Adicionalmente se realizó la comparación para el caso de completar el pozo bajo
el esquema de Unidad de Explotación en conjunto y selectivo. Las inversiones por pozo
son de 461 MUS$ para el caso de la UE en conjunto y 530 MUS$ para el caso de la UE
selectivo (la diferencia en ambos casos esta en el costo de las empacaduras), para
ambos casos se obtiene una rentabilidad superior al 100%, sin embargo para el caso de
la UE en conjunto tiene un VPN de 1187 MUS$ el cual es superior al caso de completar
el pozo bajo el esquema de UE selectivo (VPN es de 1125 MUS$) y presenta menor
complejidad mecánica.
Para los pozos que se encuentran actualmente activos y que son candidatos a
RA/RC para el año 2006 (LM-53 en la arena L2U y LM-3 arenas L1U_L2U) la
evaluación económica de cada pozo consideró el pozo tipo menos la producción
acumulada, esto con la finalidad de evaluar la producción incremental por el aporte de
las arenas en conjunto, incluyendo la arena actualmente en producción. Los resultados
de la evaluación económica muestran que la completación bajo el esquema de UE
sigue siendo rentable.
CAPITULO VI
CAPITULO VI
CAMPO LEONA OESTE
6.1. GEOLOGIA DEL CAMPO LEONA OESTE
6.1.1. ESTRUCTURA DEL CAMPO LEONA OESTE
El patrón estructural regional consiste en un gran homoclinal de rumbo general de
rumbo general afectado por fallamiento normal este-oeste, el cual es el responsable del
entrampamiento de la mayoría de las acumulaciones de hidrocarburos. Adicionalmente,
los yacimientos poseen una fuerte componente estratigráfica la cual se refleja como
variaciones laterales de facies generando una variación importante en el espesor de las
arenas que definen acuñamiento hacia los bordes de los depósitos. En definitiva existe
una combinación entre las componentes estructural y estratigráfica las cuales son
responsables de las acumulaciones de petróleo en el área del campo Leona Oeste.
6.1.2. ESTRATIGRAFIA DEL CAMPO LEONA OESTE
La columna estratigráfica regional comprende sedimentos depositados entre el
Oligoceno (Formación Merecure), Mioceno (Formación. Oficina) y Plioceno-Pleistoceno
(Formaciones. Mesa-Las Piedras). Las unidades productivas se asocian a las
formaciones Merecure y Oficina.
La Unidad LMN está representada por los intervalos arenosos comprendidos entre
las arenas L1 a N2, correspondientes a una facies de llanura deltáica baja con un grado
importante de influencia de mareas. Las arenas corresponden a depósitos de canal, de
desborde y delgadas barras. Las arenas tienden a ser lenticulares, de bajo espesor,
separadas por intervalos lutíticos ampliamente distribuidos en el área. La Figura 6
representa el perfil eléctrico de un pozo tipo del campo, destacándose las arenas L, M y
N.La Formación Oficina de edad Mioceno Inferior, está conformada por una alternancia
de arenas, areniscas, limolitas, lutitas y lignitos correspondientes a una facies de llanura
deltáica media-alta. Existen cuerpos sedimentarios que están conformados por espesos
canales y por barras de amplia extensión lateral.
FIG. 6 COLUMNA ESTRATIGRAFICA
6.1.3 YACIMIENTOS
El entrampamiento es del tipo combinado, estructural-estratigráfico, con cierres
estructurales contra la falla principal y, lateralmente, por cambios de facies o
acuñamientos. Las principales acumulaciones se localizan en el lado levantado de la
falla Leona; sin embargo, se han identificado yacimientos en estructuras menores de
arrastre, ubicadas en el bloque deprimido de la falla.
LM-53 L-48 LG-60 LG-12LM-24
UNIDAD SUPERIOR
UNIDAD INFERIOR
SW
Figura 6.2 Sección Estratigráfica arenas LMN
CAPITULO VII
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CAPITULO VII
CONCLUSIONES
El esquema de Unidad de Explotación permite una recuperación técnica y
rentable de petróleo en yacimientos que presentan alta saturación de agua.
En el caso del Proyecto Piloto de la Unidad de Explotación en las arenas LMN del
campo Leona Oeste, los pozos se completarán en las arenas que se encuentran
presentes y muestran prospectividad dentro de este grupo.
Las arenas LMN presentan unas reservas remanentes de 4.1 MMBbls de
petróleo, que con la estrategia de producción actual (monocapa) no es rentable,
por esta razón se propone como estrategia de producción la Unidad de
Explotación.
La mejor estrategia de explotación que permita recuperar las reservas asociadas
a las arenas LMN del campo Leona Oeste es mediante el esquema de Unidades
de Explotación, ya que la explotación monocapa es marginal económicamente.
La producción de la Unidad de Explotación LMN en el campo Leona Oeste
disminuiría la complejidad mecánica de las completaciones de los pozos.
El recobro de petróleo bajo el concepto de la Unidad de Explotación LMN se
pronostica en 512 MBNP.
El proyecto propuesto para la optimización de producción en el Campo Leona
Oeste mediante la Unidad de Explotación LMN, contempla la realización de
cuatro trabajos y la continuidad de pozos activos en la mencionada unidad.
A mayor número de arenas completadas por pozo se obtiene una mayor
producción y por ende mejora la evaluación económica
Las arenas LMN del Campo Leona Oeste, no presentaron comunicación hidráulica,
sin embargo la compatibilidad en la composición del crudo y en los diferenciales de
presión, permiten producirlas en conjunto bajo el esquema de Unidad de
Explotación.
Con el desarrollo del proyecto piloto realizado por la empresa PETROBRAS
ENERGIA DE VENEZUELA S.A, en el Campo Leona Oeste, se logró incrementar
las reservas recuperables, al extender el límite económico de los pozos.
El caudal de petróleo aumentó considerablemente después de la aplicación de
producir en conjunto.
RECOMENDACIONES
Realizar el estudio de yacimientos a partir de la conceptualización de Gerencia
Integrada de Yacimientos, con la finalidad de establecer un riguroso programa de
adquisición, procesamiento e interpretación de los datos que permitan el diseño de
un estratégico plan de explotación.
Contar con mediciones actuales y confiables de las presiones, para determinar el
grado de agotamiento de las arenas involucradas.
Evaluar el estado mecánico de los pozos a ser reactivados para producción
conjunta, mediante registros de cementación y pruebas de integridad.
Producir económicamente arenas de potencial marginal, consideradas
antieconómicas para ser producidas individualmente.
Lograr la recuperación de un volumen de reservas remanente, las cuales no
hubieran sido recuperadas de dichas arenas marginales por ser antieconómicas.
Incrementar el recobro final de las reservas al reducir la tasa de abandono individual
de cada arena.
Simplificar las completaciones para minimizar la complejidad y riesgos mecánicos,
además de reducir los costos de materiales, operación y administración.
Mejorar el levantamiento del fluido en el pozo, minimizando los requerimientos de
bomba.
Incrementar la producción, incrementando también el flujo de caja y el valor
presente.
Tomar muestras de crudo cada tres meses con la finalidad de elaborar el modelo
geoquímico de las arenas.
Elaborar un Plan de Explotación a mediano y largo plazo para la continuación del
proyecto.
Realizar los trabajos de RA/RC en los pozos LG-104, LG-106, LM-52 y LM-57 Como
parte del cronograma 2007
Adicionalmente para el año 2008 se propone la realización de dos trabajos de
RA/RC que son los siguientes:
1. LM-53: Pozo activo, de la arena L2U. Se propone cañonear la arena M2, completar
junto con la arena L2U (UE LMN).
2. LM-3: Pozo activo, se encuentra produciendo de las arenas L1U y L2U en conjunto.
Se propone cañonear las arenas M2 y N2, completar estas arenas en conjunto junto
con las arenas L1U y L2 (UE LMN).
Dependiendo de los resultados obtenidos en los pozos del Proyecto Piloto, elaborar
un Plan de Explotación a mediano y largo plazo para la extensión del Proyecto y
para evaluar la factibilidad de implantar este tipo de explotación en otras arenas de
leona Oeste.
Determinar las reservas a través de Curvas de Declinación o Balance de Materiales
para evaluar cambios, a nivel de pozo y de yacimiento, en parámetros como
Presión, Np, Cortes de agua; y su incidencia en los planes de explotación.
Tomar muestras de agua y crudo, para realizar pruebas de compatibilidad de fluidos
y análisis geoquímicos; con el fin de evitar problemas operativos causados por la
mezcla de fluidos incompatibles.
Validar la metodología propuesta en este trabajo de grado, con el propósito de
hacerla extensiva a otros campos del Área Mayor de Oficina.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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for Redevelopment of Mature Fields by Determinations of Hydraulic Units for
Commingled Production SPE Paper 69599. SPE Latin American and Caribbean
Petroleum Engineering Conference. Buenos Aires, Argentina.
APENDICE
Campo maduro: Es aquel que ha producido su máxima tasa de producción y se
encuentra produciendo a una tasa menor que la máxima histórica sin que exista
expectativa dentro del modelo vigente del yacimiento de aumentar su tasa de
producción en forma significativa.
Depósitos de barra: Se forman en ambientes deltáicos por deposición de la carga de
sedimentos arrastrados por los canales distributarios. Sus formas y espesores son
variables y dependen de la acción de las olas en el frente deltáico y la fuerza de la
corriente en los canales distribuitarios. La litología de las barras es también variable, de
arcillas a conglomerados, pero su secuencia forma el característico perfil en forma de
embudo visible en la curva de rayos gamma.
Depósitos de canales: Los canales son por naturaleza sistemas erosivos de alta
energía y generalmente acumulan areniscas con estratificación cruzada de grano
grueso a conglomerados. Las secuencias de facies verticales en los depósitos de
canales son caracterizadas por un contacto abrupto de base erosiva, seguido por una
arena limpia, gradando verticalmente de arena a lutita. El aspecto erosivo en los
canales es causado por objetos transportados por la corriente. Así, la erosión originada
por arrastre de un objeto (un fósil o un canto) forma los moldes de Surco, los cuales son
alargados en la dirección de la corriente. La erosión del fondo puede ser producida
también por impacto o rebote de un objeto. En este caso se produce una concavidad en
el sedimento arcilloso, la cual puede ser preservada por material arenoso.
Flujo cruzado: Ocurre cuando la presión de flujo resultante frente a la zona de mayor
presión de yacimiento es más grande que la presión de yacimiento de la zona de menor
presión, restringiendo la producción en superficie.
Formación: Es un grupo de rocas de características litológicas, regionalmente
homogéneas, dentro de una sección estratigráfica. Es la unidad fundamental en la
clasificación estratigráfica de las rocas.
Geoquímica: La geoquímica ha sido definida como la ciencia concerniente a la química
de la tierra como un todo, y las partes que la componen. Más específicamente, la
geoquímica trata sobre la distribución y movimiento de elementos químicos en tiempo y
espacio, contenidos en los estratos; proporcionando información más específica y
fundamental en relación a procesos geológicos y composición de fluidos.
Presión estática: La presión estática del fluido en un yacimiento, es aquella que se
presenta cuando no existen alteraciones mecánicas o de flujo, y representa la presión
evidenciada frente a la formación petrolífera cuando la producción se ha interrumpido
por un lapso suficiente, para que ocurra la restauración de la presión en el fondo del
pozo resultante, de la columna de gas y líquido. Esta presión restaurada es igual a la
presión que existe en la zona petrolífera. En consecuencia, la presión del yacimiento, es
aquella que existe en condiciones de equilibrio, antes o después de que han sido
establecidas las condiciones de producción.
Producción por monocapas: Consiste en el drenaje individual de los yacimientos de
un campo petrolífero; siendo este, el esquema de explotación tradicional.
Tasa interna de retorno (TIR): Es la tasa de descuento que iguala el valor presente
neto de un proyecto a cero. Es una medida del máximo rendimiento esperado sobre los
saldos no recuperados.
Valor presente neto (VPN): Es la sumatoria del valor presente de los flujos de caja del
proyecto correspondientes a cada año del horizonte económico.
