T UCE 092(Full Permission)

7/25/2019 T UCE 092(Full Permission)

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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERA EN GEOLOGA,

MINAS, PETRLEOS Y AMBIENTAL

ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOS

TESIS DE GRADO

PREVIA A LA OBTENCIN DEL TTULO

DE INGENIERO DE PETRLEOS

ALTERNATIVAS DE DESARROLLO PARA LOS CAMPOS

OCANO PEA BLANCA A PARTIR DE UN MODELO

BSICO DE SIMULACIN

LUIS FERNANDO MARIO ESTRADA

QUITO-ECUADOR

Marzo - 2010


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ALTERNATIVAS DE DESARROLLO PARA LOS CAMPOS OCANO PEA BLANCA A PARTIR

DE UN MODELO BSICO DE SIMULACIN

II

CERTIFICADO DE ORIGINALIDAD

En calidad de miembros del Tribunal de Grado designados por la Facultad

de Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental, de la

Universidad Central del Ecuador, de la Tesis, certificamos que el Seor

Luis Fernando Mario Estrada, ha elaborado bajo nuestra tutora la Tesis

de Grado Titulada:

ALTERNATIVAS DE DESARROLLO PARA LOS CAMPOS OCANO

PEA BLANCA A PARTIR DE UN MODELO BSICO DE

SIMULACIN

Declaramos: Que la Tesis es absolutamente original, autntica y ha sido

elaborada ntegramente por el Seor Luis Fernando Mario Estrada, por

lo cual dejamos constancia.

Quito, DM, marzo de 2010

Ing. Jorge Erazo

DIRECTOR DE TESIS

Ing. Marco Prez Ing. Renn Ruiz

MIEMBRO DEL TRIBUNAL MIEMBRO DEL TRIBUNAL


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III

CESIN DE DERECHOS DE AUTOR

En reconocimiento a la Primera Casa de Estudios Superiores del Pas,

establecimiento educativo que me alberg y brind el soporte tcnico y

acadmico para realizar mis estudios universitarios, por mi propia

voluntad, yo Luis Fernando Mario Estrada, cedo los derechos de

autora sobre mi trabajo de tesis de grado titulada: ALTERNATIVA

DE DESARROLLO PARA LOS CAMPOS OCANO PEA BLANCA

A PARTIR DE UN MODELO BSICO DE SIMULACIN, a favor dela Facultad de Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental

de la Universidad Central del Ecuador.

-------------------------------------------------------------

LUIS FERNANDO MARIO ESTRADA

180357912-5


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IV

GR DECIMIENTO

A Dios por regalarme unos padres tan maravillosos y que

constituyen el pilar fundamental de este logro.

A mi familia por contribuir cada uno con su granito de arena a

formarme como profesional y lo ms importante como persona.

A la gloriosa Universidad Central del Ecuador, a la Facultad de

Ingeniera en Geologa, Minas, Petrleos y Ambiental, y en especiala la Escuela de Petrleos, a todos los profesores y cada persona que

forma parte de esta gran institucin.

A Petroproduccin, por el apoyo para la elaboracin y consecucin

de este trabajo, a los ingenieros que laboran en tan prestigiosa

empresa, al rea de Simulacin Matemtica y a los ingenieros de

Geoconsult, por compartir sus conocimientos y su colaboracin a

cada momento.

A los Ingenieros miembros del Tribunal de Tesis, en especial al Ing.

Jorge Erazo por tomar parte importante de la elaboracin en

conjunto de este proyecto, al Ing. Marco Prez por su constante

apoyo y al Ing. Renn Ruiz por todos los consejos impartidos.

A todos mis Amigos que ante todo han demostrado ser

incondicionales y sinceros y con quienes compart grandes e

inolvidables momentos en mi vida.

Luis F.


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V

DEDIC TORI

A Dios, inspiracin divina de bondad y fuente de sabidura.

A mis PADRES, Franklin y Rene Teresa, regalo divino del Seor, quienes

merecen toda mi admiracin, respeto y sobretodo amor, quienes me han

conducido por el camino de la vida con valores, cario y honradez, y

quienes me han inculcado un espritu luchador y me han apoyado ante

cualquier adversidad.

A mis HERMANOS, Francisco y Lorena, por sus consejos siempre tan

acertados, por ensearme muchas veces a vivir siendo una mejor persona;por cada momento grato vivido a su lado y lo ms importante, por

constituirse como mis padres en muchas ocasiones.

A mis sobrinas preciosas: Gaby, Anita y Sarita, que constituyen ese

impulso de ternura, pureza, sinceridad y demostracin de cario, que

todos necesitamos para aprender a ser grandes.

A todos mis panas: Marty, ms que una amiga como mi hermana, la

persona inteligente y prudente, con quien compartimos muchas cosas y

muchos momentos inolvidables, y quien no me dej desfallecer ni un

minuto; a Jeanneth, Ely, Gladys, Vctor, Julio, Marcelo, Evelyn, Anita,

Kary y Taty, mis amigos que han sido un pilar fundamental en mi

carrera y a quienes debo mucho por todo su apoyo y su amistad

incondicional; as como a mis panas y hermanos de Ambato: Javi, Edu,

Carlos, Gabia, Naty, Taty, Adri, Silvana, Oscar, Katherine, Diego, Daniel,

y Verito que han estado conmigo en mis mejores recuerdos y me han

sabido brindar toda su confianza y aprecio en los buenos y malos

momentos.

A Jorge y Carmy, por brindarme su confianza y apoyo. A Diego y Pao, la

pareja ms chvere y que son como mis hermanos, que siempre me han

ofrecido su amistad sincera y apoyo incondicional, y a todas mis primas,

aunque estn lejos las quiero y considero mis mejores amigas y

confidentes.

Luis F. Mario E.


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VI

RESUMEN DOCUMENTAL

Tesis sobre ingeniera de yacimientos, especficamente simulacin

matemtica. El objetivo fundamental es: obtener alternativas de

desarrollo para los campos Ocano Pea Blanca a partir de un modelo

bsico de simulacin con la perforacin de pozos y el historial de

produccin. El problema identificado es: alta produccin de agua, mala

ubicacin de los pozos en la estructura geolgica, malos trabajos de

reacondicionamiento. La hiptesis dice: Realizando un modelo bsico de

simulacin matemtica, se podr mostrar los parmetros adecuados para

determinar las alternativas de desarrollo del campo Ocano-Pea Blanca.

Marco referencial: ubicacin, geologa, estratigrafa y estado actual delCampo.

Marco terico: simulacin matemtica: Ley de Darcy, ecuaciones

diferenciales, simuladores, mallas, simulador PETREL, simulador

ECLIPSE, propiedades de las rocas. Marco metodolgico: evaluaciones

petrofsicas, anlisis de informacin PVT, modelo esttico, modelo

dinmico e inicializacin, proyecciones. La conclusin general se refiere a

los resultados de la aplicacin del modelo matemtico, los que permitirntomar decisiones a futuro, con mayor precisin, para obtener alternativas

de desarrollo del Campo. Con la recomendacin de actualizar los datos

de presin y PVT a fin de tener menor incertidumbre en los resultados.


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VII

DESCRIPTORES:

CATEGORIAS TEMATICAS:

>

AUTORIZACION:

Autorizo a la BIFIGEMPA, para que esta tesis sea diseminada a travs de

su Biblioteca virtual por INTERNET.

Atentamente

---------------------------------------

Luis Fernando Mario Estrada

CI-180357912-5


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VIII

DOCUMENTAL SUMMARY

Thesis about Reservoir Engineering, specifically mathematical simulation.

The main objective is: to obtain development alternatives for fields Ocaa

- Pena Blanca from a basic model simulation with drilling and production

history. The problem is identified: high production of water, poor location of

wells in the geological structure, bad workovers. The hypothesis is:

Making a basic model of mathematical simulation, it can show the

appropriate parameters to determine the alternatives for field development

Ocaa-Pena Blanca.

Theoretical Framework: mathematical simulation: Darcy's Law, differential

equations, simulations, PETREL simulator, ECLIPSE simulator, properties

of rocks. Methodological framework: petrophysical evaluations, analysisPVT, static model, dynamic model and initialization, projections. The

general conclusion concerns the results of applying the mathematical

model, which will make decisions in the future, more precisely, for field

development alternatives. The recommendation to update the pressure

and PVT data in order to have less uncertainty in the results.


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IX

KEYWORDS DESCRIPTORE

< STATIC MODEL OCANO-

PEA BLANCA FIELD>

THEMATIC CATEGORIES

AUTHORIZATION

I authorize the BIFIGEMPA, so that this thesis is disseminated through its

Virtual Library by Internet.

Yours sincerely,

-----------------------------------------------------

Luis Fernando Mario Estrada

CI-180357912-5


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X

NDICE GENERAL

Contenido

CAPITULO I .............................................................................................. 11. GENERALIDADES.............................................................................. 11.1. Introduccin. .................................................................................... 11.2. Antecedentes................................................................................... 31.3 Ubicacin Geogrfica del Campo. ................................................... 4

1.4 Estado Actual................................................................................... 51.5 Objetivos.......................................................................................... 51.5.1. Objetivo General. ............................................................................. 51.5.2. Objetivos Especficos....................................................................... 6

CAPITULO II ............................................................................................. 72. BASE TEORICA DE SIMULACION MATEMATICA DE

YACIMIENTOS.................................................................................... 72.1. Introduccin a la Simulacin Matemtica de Reservorios................ 72.1.1. Fundamentos tericos de la Simulacin Matemtica dereservorios................................................................................................. 7

2.2 Etapas de la Simulacin Matemtica de Reservorios..................... 112.3 Tipos de Simuladores. ................................................................... 122.4. Tipos de mallas.............................................................................. 132.5 Ventajas de un Modelo e Simulacin Matemtica de Reservorios.14

CAPITULO III .......................................................................................... 153. PROPIEDADES DEL RESERVORIO................................................ 153.1 Descripcin geolgica del Yacimiento ........................................... 153.1.1 Ubicacin Geogrfica. ................................................................ 183.1.2. Geologa Estructural y Estratigrafa. ........................................... 193.2 Petrofsica...................................................................................... 21

3.3 Propiedades de Roca. ................................................................... 343.3.1 Anlisis de Ncleos. ................................................................ 343.4 Propiedades PVT.......................................................................... 363.5 Comportamiento Productivo de los Campos................................. 393.6 Presiones. ..................................................................................... 41

CAPITULO IV .......................................................................................... 424. SIMULACIN.................................................................................... 424.1 Descripcin del Simulador Eclipse................................................. 424.2 Diseo del Modelo Matemtico...................................................... 444.3 Construccin del Modelo Esttico.................................................. 44

4.3.1 Construccin y Elaboracin de la malla...................................... 45


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XI

4.3.2 Construccin del Modelo Estructural. ......................................... 494.3.3 Construccin del Modelo Geolgico ........................................... 54

4.3.4 Contacto Agua Petrleo o Lmites Inferiores .............................. 724.3.5 Clculo del POES a partir del Modelo Esttico........................... 724.4. Modelo Dinmico. .......................................................................... 734.4.1 Construccin de la Malla de Simulacin. .................................... 734.4.2 Elaboracin de tablas de Permeabilidad relativa y PVT ............. 784.4.3 Elaboracin de tablas de Produccin de los pozos .................... 834.4.4 Elaboracin de tablas de Eventos de los pozos ......................... 844.4.5 Anlisis de Pruebas de Presin. ................................................. 844.4.6 Definicin del Acufero................................................................ 854.4.7 Inicializacin del Modelo............................................................. 854.4.8 Corridas de Ajuste a Historia. ..................................................... 86

CAPITULO V .......................................................................................... 875. PREDICCIONES DE PRODUCCIN................................................ 875.1. Caso Base ..................................................................................... 875.2. Varios Escenarios. ......................................................................... 885.2.1 Caso Base, ms Perforacin de Pozos....................................... 885.3. Corridas de Sensibilidad ................................................................ 905.4. Determinacin de la Mejor Alternativa de Desarrollo. .................... 905.5. Proyecciones de Produccin.......................................................... 90

CAPITULO VI .......................................................................................... 926. ANLISIS ECONMICO................................................................... 926.1. Generalidades................................................................................ 926.2. Parmetros Estimados en la Evaluacin Econmica..................... 926.3. Resultados. .................................................................................... 93

CAPITULO VII ......................................................................................... 957. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................... 957.1. Conclusiones. ................................................................................ 957.2. Recomendaciones. ........................................................................ 96

ANEXOS

GLOSARIO

BIBLIOGRAFIA


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XII

NDICE DE TABLAS

Tabla 1. Resultados Evaluacin Petrofsica pozo Ocano-1 ................................... 24Tabla 2. Datos pozo Ficticio FOC-1........................................................................ 26

Tabla 3. Resultados evaluacin petrofsica FOC-1................................................ 27

Tabla 4. Resultados evaluacin petrofsica pozo Pea Blanca ............................. 29

Tabla 5. Datos pozos ficticios FIC-1 y FIC-2 ........................................................... 31

Tabla 6. Resultados evaluacin petrofsica pozo FIC-1 y FIC-2............................. 32

Tabla 7. Propiedades arena U campo Ocano........................................................ 34

Tabla 8. Propiedades arena T campo Ocano ........................................................ 35

Tabla 9. Propiedades arena U campo Pea Blanca .............................................. 36

Tabla 10. Propiedades arena T campo Pea Blanca ............................................. 36

Tabla 11. Resumen Pruebas de Presin campo Ocano ........................................ 37Tabla 12. Resumen propiedades correlacionadas Arena U campo Ocano........... 37

Tabla 13. Resumen propiedades correlacionadas Arena T Campo Pea Blanca.. 38

Tabla 14. Historia de produccin Arena U campo Ocano..................................... 39

Tabla 15. Historia de produccin Arena T campo Pea Blanca............................ 40

Tabla 16. Resultados pruebas de presin campo Ocano...................................... 41

Tabla 17. Resultados pruebas de presin campo Pea Blanca ............................ 41

Tabla 18. Codificacin de facies para Ocano y Pea Blanca................................. 57

Tabla 19. Descripcin de facies pie por pie de Ocano y Pea Blanca................... 61

Tabla 20. Correccin de la presin esttica al Datum .......................................... 85

Tabla 21. Pozo propuesto Campo Ocano.............................................................. 88Tabla 22. Pozos propuestos Campo Pea Blanca. ................................................ 88

Tabla 23. Proyeccin de produccin Campo Ocano. ............................................ 91

Tabla 24. Proyeccin de produccin Campo Pea Blanca.................................... 91

Tabla 25. Parmetros econmicos para la evaluacin econmica de Ocano. ..... 93

Tabla 26. Parmetros econmicos para la evaluacin econmica de P. Blanca. . 93

Tabla 27. Resultados econmicos para el campo Pea Blanca. ........................... 94

Tabla 28. Resultados econmicos para el campo Ocano. .................................... 94


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XIII

NDICE DE FIGURAS

Fig1. Ubicacin de los Campos Ocano y Pea Blanca............................................. 5

Fig2. Propiedades Petrofsicas del pozo Ocano-1................................................. 25

Fig3. Corte Estructural Norte Sur entre Ocano-1 y FOC-1. ................................... 26

Fig4. Propiedades petrofsicas FOC-1. .................................................................. 27

Fig5. Propiedades petrofsicas pozo Pea Blanca................................................. 29

Fig6. Cortes estructural Norte Sur entre Pea Blanca y FIC-1.............................. 31

Fig7. Corte estructural Norte Sur entre Pea Blanca y FIC-2................................ 32

Fig8.Propiedades petrofsicas pozo FIC-1 ............................................................. 33Fig9. Propiedades petrofsicas pozo FIC-2 ............................................................ 33

Fig10. Boundary y falla para el modelo campo Ocano......................................... 45

Fig11. Grafico de la malla y el modelo de falla campo Ocano.............................. 46

Fig12. Boundary para el modelo Pea Blanca ...................................................... 47

Fig13. Grfico de la malla y del modelo de falla campo Pea Blanca .................. 48

Fig14. Modelo de falla para el Campo Ocano....................................................... 50

Fig15. Modelo de falla para el Campo Pea Blanca.............................................. 51

Fig16. Horizontes creados para el Campo Ocano................................................. 52

Fig17. Horizontes creados para el Campo Pea Blanca........................................ 52

Fig18. Modelo de la zona U inferior para el campo Ocano .................................. 53Fig19. Modelo de la zona T para el campo Pea Blanca....................................... 53

Fig20. Plantilla para carga de datos de facies en Petrel ....................................... 58

Fig21. Facies para el pozo Ocano y correspondencia con registros elctricos..... 59

Fig22. Facies para Pea Blanca y correspondencia con registros elctricos ........ 60

Fig22-1. Electroformas bsicas para los pozos Ocano y Pea Blanca................... 62

Fig23. Registro de facies escalado ........................................................................ 63

Fig24. Registro de porosidad y saturacin escalados........................................... 64

Fig25. Modelo de Facies campo Ocano ................................................................ 65

Fig26. Modelo de Facies campo Pea Blanca....................................................... 66

Fig27. Grficas de control de calidad de facies por campo .................................. 67

Fig28. Distribucin de arenas Campo Ocano........................................................ 68

Fig29. Distribucin de arenas Campo Pea Blanca............................................... 68

Fig30. Modelo de Porosidad Campo Ocano. ........................................................ 69

Fig31. Modelo de Porosidad Campo Pea Blanca. ............................................... 69

Fig32. Modelo de saturacin de Agua Campo Ocano........................................... 70

Fig33. Modelo de saturacin de Agua Campo Pea Blanca. ................................ 70

Fig34. Grficas de control de calidad de propiedades por campo. ...................... 71

Fig35. Porosidad Escalada a la Malla de simulacin..74

Fig36. Net to Gross Escalada a la Malla de simulacin. ........................................ 75

Fig37. Permeabilidad Horizontal Escalada a la Malla de simulacin.................... 75

Fig38. Permeabilidad vertical Escalada a la Malla de simulacin......................... 76


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XIV

Fig39. Porosidad Escalada a la Malla de simulacin............................................. 76

Fig40. Net to Gross Escalada a la Malla de simulacin......................................... 77

Fig41. Permeabilidad Horizontal Escalada a la Malla de simulacin.................... 77Fig42. Permeabilidad vertical Escalada a la Malla de simulacin......................... 78

Fig43. Formato de creacin modelo de fluido...................................................... 79

Fig44. Formato Modelo de funciones de Roca ..................................................... 79

Fig45. Presin Capilar Normalizada campo Ocano............................................... 80

Fig46. Curvas de Permeabilidad Relativa Campo Ocano ...................................... 80

Fig47. Presin Capilar Campo Pea Blanca........................................................... 81

Fig48. Curvas de Permeabilidad Relativa Campo Pea Blanca............................. 81

Fig49. Modelo de Acufero en Petrel.................................................................... 82

Fig50. Modelo de Estrategia de Desarrollo........................................................... 82

Fig51. Modelo de Caso de Simulacin. ................................................................. 83Fig52. Tablas de Producciones para Ocano y Pea Blanca................................... 84

Fig53. Tablas de Eventos para Ocano y Pea Blanca............................................ 84

Fig54. Ubicacin de los pozos propuestos............................................................ 89


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ALTERNATIVAS DE DESARROLLO PARA LOS CAMPOS OCANO PEA BLANCA A PARTIR DE

UN MODELO BSICO DE SIMULACIN

1

CAPTULO I

GENERALIDADES

1.1 INTRODUCCIN

En la industria petrolera, el objetivo principal es la produccin de petrleo o

gas, de manera que, sea econmicamente rentable sin descuidar la

maximizacin de la recuperacin de reservas y el cuidado del medioambiente. La mayor parte de la tecnologa aplicada a la industria petrolera

desarrollada en los ltimos aos est fundamentada en este principio; y de

manera particular los modelos computacionales aplicados a la ingeniera de

reservorios.

Una de las principales herramientas para desarrollar los campos petroleros e

incrementar la produccin de petrleo es contar con modelos de simulacin

matemtica, que se entienden como una reproduccin a pequea escala del

yacimiento productor.

La simulacin de yacimientos es una de las ms poderosas herramientas

utilizadas para la toma de decisiones en el manejo de yacimientos. Los

simuladores de yacimientos permiten a los ingenieros predecir y visualizar

ms eficientemente el flujo de fluidos, planificar la produccin de pozos,

disear facilidades de superficie y el diagnstico de problemas con las

tcnicas de recuperacin mejorada.

Los simuladores matemticos de reservorios han sido utilizados por muchos

aos en la industria como una herramienta que ayuda a clarificar la idea que

se tiene de un reservorio como tal, con todos sus problemas y posibles


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2

soluciones, con el fin de establecer polticas de explotacin que optimicen los

recursos y generen la mayor utilidad posible.

En los simuladores numricos, el yacimiento est representado por una serie

de bloques interconectados, y las ecuaciones de flujo entre bloques son

resueltas numricamente. En la actualidad, la capacidad de las

computadoras ha aumentado, los ingenieros pueden crear ms grandes y

complejos modelos geolgicos, que requieren mayor cantidad de datos de

entrada.

La simulacin numrica se ha convertido en una herramienta muy til para el

control de todas las etapas en la vida del yacimiento. As como para

comparar el rendimiento de los yacimientos bajo diferentes esquemas de

produccin. Las simulaciones son tambin corridas cuando se realiza la

planificacin para el desarrollo de campos. En los ltimos 10 aos, han

ayudado en el diseo y toma de decisiones con respecto a la construccin o

cambios en las facilidades de superficie.

En los campos petroleros ecuatorianos, se torna una necesidad imperiosa

evaluar las caractersticas del reservorio, para disear las facilidades de

superficie, pozos productores y produccin del campo en general, para

optimizar el uso de recursos y mejorar las utilidades del Estado.

Un campo que se deja de explotar o cuya produccin decae

sosteniblemente, no siempre es estudiado a fondo como para determinar las

falencias del mismo, o las posibles causas de su cada de produccin. Esto

se debe a que en muchos casos se priorizan los campos que tienen mayor

produccin desde su etapa inicial; dejando de lado campos pequeos que se


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3

pueden seguir explotando con un estudio previo de su potencial de

desarrollo.

Los campos Ocano y Pea Blanca fueron descubiertos como dos unidades

independientes, con crudos entre 22 y 26 grados API, con producciones de

2391 y 3000 BPPD respectivamente.

Estos campos presentan una cada de produccin casi inmediata desde su

inicio de vida productiva, revelando la necesidad de profundizar el estudio delos mismos para conocer mejor la estructura geolgica, mecanismos de

empuje y propiedades de la roca y fluidos. De ah se deriva la realizacin de

este estudio utilizando simulacin de yacimientos y cuyos pasos son

explicados en los diferentes captulos de esta tesis.

1.2 ANTECEDENTES

Las operaciones petroleras en la cuenca Oriente comienzan en Ecuador, en

la dcada de los aos sesenta con la perforacin de pozos exploratorios y de

avanzada en aplicacin de los trabajos geolgicos realizados dos dcadas

antes.

La estructura Ocano fue descubierta en el ao 1985, denominada como

Tipishca, y verificada al realizar la interpretacin ssmica con tareas deproceso y reproceso entre los aos 1985 y 1993. La perforacin del pozo

exploratorio OCANO -1, realizada en 1995 dio resultados positivos en la

arena U inferior, con una produccin inicial de 2391 BPPD, un crudo

aproximadamente de 30 API, hasta que el mes de octubre del mismo ao se

integra a la produccin nacional con 2395 BPPD. Pero con la ltima prueba


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4

realizada en enero de 1996 se comprueba que el campo ha bajado su

produccin hasta 685 BPPD.

Durante la interpretacin ssmica de las campaas geofsicas realizadas

entre 1985 y 1993 se verifica la estructura Pea Blanca y es ratificada

mediante el informe Interpretacin ssmica Ocano-Pea Blanca.

El pozo exploratorio Pea Blanca-1 se perfora en el ao 1994, alcanzando

una produccin de 3000 BPPD provenientes de las areniscas U y T con

un crudo promedio de 26 API. Se incorpora a la produccin nacional con un

volumen de 1000 BPPD.

1.3 UBICACIN GEOGRFICA DEL CAMPO

Los campos OCANO y PEA BLANCA se localizan al NE del eje central de

la cuenca Amaznica, en la Provincia de Sucumbos Cantn Putumayo, entre

las siguientes coordenadas geogrficas:

Latitud: 00 07 N hasta 00 16 N

Longitud: 76 25 W hasta 76 31 W

Los campos en estudio se encuentran separados a 6 Km. de distancia,

formando el mismo eje estructural. Hacia el Oeste los dos campos estn

controlados por la falla Tetete de direccin N-S y de 15 km. de longitud.Este accidente tectnico determina que los campos Ocano y Pea Blanca

estn en el bloque levantado algunos pies ms alto que el campo Tetete.


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5

Fig1. Ubicacin De Los Campos Ocano Y Pea Blanca

1.4 ESTADO ACTUAL DE LOS CAMPOS

Actualmente estos campos se encuentran cerrados debido a sus altos cortes

de agua. El pozo Ocano produjo por ltima vez el mes de julio del 2008, 180

barriles de petrleo con un BSW del 87%. El pozo Pea Blanca produjo por

ltima vez en noviembre del ao 2008, 130 barriles de petrleo con un BSW

de 76.1%.

1.5 Objetivos

1.5.1 Objetivo General

Obteneralternativas de desarrollo para los campos Ocano Pea Blanca

a partir de un modelo bsico de simulacin con la perforacin de pozos.


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6

1.5 .2 Objetivos Especficos

Construir un Modelo Esttico que represente las caractersticas

estructurales, geolgicas y petrofsicas del campo.

Disear un Modelo Dinmico que represente el desplazamiento y

comportamiento de los fluidos.

Identificar las variables ms sensibles, despus de haber corrido elSimulador.

Recomendar pozos adicionales y procedimientos operacionales para

incrementar la produccin del Campo.

Predecir el comportamiento del campo.

Determinar las mejores alternativas de desarrollo para los campos Ocano

y Pea Blanca.


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7

CAPTULO II

BASE TEORICA DE SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIOS

2.1 INTRODUCCIN A LA SIMULACIN MATEMTICA DE

RESERVORIOS

Un Simulador Matemtico maneja y soluciona ecuaciones diferenciales, que

son desarrolladas a travs de las ecuaciones que rigen el flujo de fluidos en

un medio poroso que surgen de aplicar el principio de la conservacin de la

masa o balance de materiales, las ecuaciones de estado y la Ley de Darcy.

2.1.1 FUNDAMENTOS TERICOS DE LA SIMULACIN MATEMTICA DE

RESERVORIOS

Los fundamentos en que se basa la simulacin pueden ser descritos

brevemente de la siguiente manera:

Flujo de Fluidos

En un yacimiento, los fluidos siempre se movern de una zona de mayor

potencial hacia una de menor potencial.

Si el potencial de una regin es constante, entonces se dice que el

yacimiento est en equilibrio hidrosttico.

Potencial de flujo

Para que una masa de flujo llegue de un punto de potencial dado a uno con

un potencial menor, se requiere un trabajo o energa, que se denomina


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8

potencial de flujo. Este potencial de flujo sirve para determinar la distribucin

de la presin cuando el yacimiento se encuentra en equilibrio hidrosttico.

En un yacimiento que contiene un fluido homogneo y temperatura

constante, el potencial de flujo est definido por:

=P

Po

gDdP

Donde:

Po= presin referencial (lpca)

D= profundidad media con referencia a un plano

g = gravedad

P= presin del punto en que se desea conocer el potencial (lpca)

= potencial

= densidad

Equilibrio Hidrosttico

En un yacimiento donde el potencial es constante, la velocidad de los fluidos

es igual a cero, ya que la presin y la gravedad se equilibran. Esto permite

conocer la presin en un punto si se conoce la de otro.

Ecuacin de flujo con transferencia de masa

Las ecuaciones de flujo se resumen en 3:

Ecuacin de Conservacin de la masa

Ecuacin de Darcy

Ecuacin de Estado


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9

La ecuacin de Conservacin de la masa establece que la masa que entraen una celda menos la masa que sale debe ser igual a un cambio o

acumulacin de masa en la celda. Esta ecuacin se aplica para cada

componente de los fluidos presentes en una celda, as segn la ecuacin de

Darcy:

[ ] [ ] [ ]

++= zpC

kpC

kzpC

k

L

kAq ggig

g

rg

zooio

o

rowwiw

w

rwi

Eq. 1

Donde:

qi= flujo de masa del componente i(masa/tiempo)

k = permeabilidad absoluta

A = rea perpendicular a la direccin de flujo

L = distancia entre los dos centros de la celdas adyacentes

Krw, kro, krg= permeabilidades relativas del agua petrleo y gas

Uw, Uo, Ug= viscosidades de agua, petrleo y gas

Ciw, Cio, Cig= concentracin del componente ien el agua, petrleo o gas

pw, po, pg= diferencial de presin del agua, petrleo o gas

w,o,g = peso especfico del agua, petrleo y gas

z= profundidad medida bajo el nivel del mar

Si se reemplaza la fase de agua por el subndice 1, la fase de petrleo por elsubndice 2 y la fase de gas por el subndice 3, la ecuacin anterior queda:

( )zpCk

L

kAq jjij

j j

rj

=

=

3

1

Eq. 2


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10

En esta ecuacin, el primer trmino es conocido como transmisibilidad, y

requiere ser evaluado en la cara posterior de la celda que sale masa, o lacara anterior de la celda a la que ingresa la masa. Este valor normalmente se

calcula con los valores de permeabilidad, longitud y reas de las celdas.

Como los valores de permeabilidad relativa y de viscosidad se evalan a

partir de las propiedades de los fluidos en la celda de la que sale el flujo, la

ecuacin puede simplificarse de la siguiente forma:

( ) ( )

=

= zpTq jj

ij

ij 2

1

3

1 Eq. 3

Por otra parte considerando la acumulacin de la ecuacin de balance de

masa se obtiene:

( )

=3

1j

ijjCSt

V Eq. 4

Donde:V= volumen de la celda

= operador diferencial de tiempo, dt = tn+1- tn

n = nivel del tiempo, t = tn+1- tn

t = intervalo de tiempo

= porosidad en fraccin

Sj= saturacin de la fase j en el espacio poroso

La ecuacin final de balance de masa para una celda es:

( )( ) ( )==

=3

1

3

1 j

ijj

j

pijjij CSt

VqzpT Eq. 5

Donde:


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11

qpi= rata de produccin del componente ide la celda cuando existe un pozo

perforado en ella.(Tp) = Laplaciano de la transmisibilidad que es igual a:

(Tp) x(Txxp) + y (Tyyp) + z(Tzzp) Eq. 6

Y que

( ) kjikjikjikjikjikjixxx ppTppTpT ,,1,,,,,,,,1,, 2121 ++ Eq. 7

Aproximacin por diferencias finitas

En el proceso se simulacin se requiere utilizar las diferencias finitas para

aproximar las derivadas con respecto al espacio y al tiempo por diferencias

de las variables dependientes entre dos o ms puntos.

Las aproximaciones por diferencias finitas se deducen utilizando las series

de Taylor y los operadores en diferencias.

2.2 ETAPAS DE LA SIMULACIN MATEMTICA DE RESERVORIOS

Un nmero de factores tiene que ser tomados dentro de la consideracin:

El proceso de recuperacin del yacimiento.Este es el ms importante

parmetro, ya que el modelo debe ser capaz de reproducir correctamente elprincipal mecanismo de produccin del yacimiento. Esto influye en el tipo de

modelo a usar y tambin el grado de detalle a alcanzar.

Calidad y tipo de informacin disponible. Estos influyen el nivel de

detalle a usar en el modelo. Una descripcin de yacimientos y fluidos


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12

complejos basada en datos escasos o de baja credibilidad puede ser

seriamente engaosa y generar soluciones poco realistas.

Tipo de respuestas requerida. En muchos estudios, son requeridos

resultados relativamente simples, como perfiles de produccin de petrleo,

gas y agua. En tales casos, un simulador black-oil puede ser suficiente

incluso cuando ocurren interacciones complejas de hidrocarburos dentro del

yacimiento.

Disponibilidad de recursos. El estudio debe ser medido contra losrecursos humanos, econmicos y tecnolgicos disponibles. Es peligroso

iniciar estudios complejos, sin evaluar el esfuerzo global necesario, en

trminos del nivel de experticia, software, hardware y limites del presupuesto.

2.3 TIPOS DE SIMULADORES

Los simuladores de yacimientos se clasifican generalmente como de petrleonegro, composicionales, trmicos y qumicos, dependiendo del tipo de flujo

de fluidos, comportamiento del transporte de masa y de calor, tal como se

puede ver a continuacin:

Los modelos del tipo de petrleo negro se utilizan con mayor frecuencia

para simular el flujo isotrmico simultneo de petrleo, gas y agua, donde

actan las fuerzas viscosas, gravitacionales y capilares. El trmino

petrleo negro significa que la fase hidrocarburos se considera como unlquido y gas nicos que no sufren cambios de composicin. La

composicin de las fases es constante, an cuando se toma en cuenta la

solubilidad del gas en el petrleo y en el agua.

Los simuladores composicionales toman en cuenta las variaciones de la

composicin de las fases con presin, adems del flujo de las fases. Se


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13

utilizan para efectuar estudios de yacimientos de crudos voltiles y de gas

condensado.Los simuladores trmicos toman en cuenta tanto el flujo de los fluidos

como el transporte de calor y reacciones qumicas. Se usan para simular

procesos de inyeccin de vapor y de combustin en sitio.

Los simuladores qumicos toman en cuenta el flujo de fluidos y el

transporte de masa debido a dispersin, absorcin, particionamiento y

comportamiento complejo de fases. Se utilizan para simular el

desplazamiento por inyeccin de tenso activos (surfactantes), polmeros y

sustancias alcalinas.

2.4 TIPOS DE MALLAS

Los tipos de mallas ms comunes son:

Radiales o cilndricas.

Rectangulares o cartesianas.

Irregulares

- Curvilneas siguiendo la lnea de flujo.

- Corner point geometry

- Tipo Voronoi

- Combinaciones.

Mallas Radiales o Cilndricas.-Son tiles para estudios alrededor del pozo. Si

hay homogeneidad en el yacimiento, puede usarse un solo ngulo de 360

sin necesidad de discretizar angularmente.Mallas Cartesianas.-Las mallas cartesianas puras, tienen todas sus celdas

tipo paraleleppedo (como caja de zapatos). Son las ms sencillas y se usan

para estudios conceptuales o casos no tan complejos.

En la actualidad las mallas ms utilizadas son las cartesianas pero

deformadas, estas mallas pueden aplicarse casi a cualquier tipo de estudio,

por ejemplo:


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14

Estudios completos de yacimientos.

Interferencias entre pozos y movimientos de fluidos. Problemas de conificacin de agua o gas.

Polticas de explotacin.

Monitoreo del comportamiento del yacimiento.

Las mallas cartesianas pueden presentarse: centradas en las celdas y mallas

centradas en puntos.

2.5 VENTAJAS DE UN MODELO DE SIMULACIN MATEMTICA DE

RESERVORIOS

La simulacin matemtica tambin puede proporcionar ventajas como:

Estimar el comportamiento futuro de los campos, cuyo objetivo final es

escoger la mejor alternativa de desarrollo y explotacin que permita

recuperar la mayor cantidad de petrleo a costos ms bajos.

Estudiar la recuperacin final primaria y su comportamiento bajodiferentes modo de operacin tales como Deplecin Natural, Inyeccin

de agua y/o gas.

El tiempo en el cual debe iniciarse un proceso de recuperacin

mejorada a fin de maximizar la recuperacin as como el tipo de patrn

que debe ser usado.

El tipo de proceso de recuperacin mejorada ms apropiado y cual

ser la recuperacin final y el comportamiento con el proceso elegido.

Investigar los efectos de nuevas ubicaciones y espaciamientos de

pozos.

Determinar el plan de desarrollo ms conveniente desde el punto de

vista tcnico (Mayor Recuperacin) y econmico (Menor inversin).


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15

CAPTULO III

PROPIEDADES DEL RESERVORIO

3.1 DESCRIPCIN GEOLGICA DEL YACIMIENTO

PETROPRODUCCION filial de PETROECUADOR desde el ao 1985 hasta

1993 realiz varias campaas ssmicas en el rea, detectndose varios altos

estructurales. A finales de 1994 perfor el pozo exploratorio Pea Blanca-1

en las coordenadas 0 12' 12.657" de latitud Norte y 76 29' 59.97" de

longitud Oeste, con una elevacin de la mesa rotaria de 868 pies, con crudo

de 25 API y a finales de Agosto de 1995 se perfor el pozo exploratorio

Ocano-1 localizado en las coordenadas 0 09' 04.43" de latitud Norte y 76

29' 10.86" de longitud Oeste, con una elevacin de la mesa rotaria de 877

pies, alcanzando una profundidad total de 9320 pies.

La estructura Ocano se encuentra localizada en la provincia de Sucumbos a

6000 metros al sur del campo Pea Blanca, el mismo que se encuentra a

2200 metros al este del campo Tetete.

En el rea, adems de la estructura Ocano se detectaron entre otras

estructuras, la denominada Pea Blanca, las mismas que han sido

verificadas con informacin ssmica adicional de los aos de 1992 y 1993.

En el informe sobre Interpretacin ssmica OcanoPea Blanca" del 11

de Febrero de 1994 identifica las estructuras Ocano y Pea Blanca, sobre

una interpretacin ssmica con un buen grado de confiabilidad. Se pic einterpret dos horizontes ssmicos, la Caliza A y un horizonte marcador de la

formacin Tiyuyacu a partir del cual se gener el mapa de adelgazamientos

que determin que la estructura es Precretcica.

Inicialmente la estructura Ocano se manifiesta como un anticlinal asimtrico

de bajo relieve con una longitud de 3500 metros en su eje principal y un

ancho de 1500 metros en su eje secundario segn el mapa estructural en


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16

profundidad base Caliza A elaborado en Octubre de 1993 y que sirvi de

base para la perforacin del pozo Ocano-1. (Mapa Estructural Anexo 1).La estructura Pea Blanca se manifiesta en los mapas en tiempo y en

profundidad, como un alto con dos culminaciones separadas por un eje de

bajos ocasionado por una falla menor. Est ubicada en el eje de un tren

anticlinal de direccin preferencial Sur-Norte. (Mapa Estructural Anexo 2).

Las dos estructuras hacia el oeste cierran contra una falla denominada

Tetete y hacia el este las limita un eje de bajos.

La estructura Pea Blanca fue probada mediante la perforacin del pozo

exploratorio Pea Blanca-1 ubicado en la lnea ssmica PE-91-324 PT 806, el

mismo que se efectu del 5 de Noviembre al 22 de Noviembre de 1994,

alcanzando una profundidad total de 9260 pies y que encontr crudo de 24.4

API en la arenisca T inferior.

La estructura Ocano fue probada mediante la perforacin del pozo

exploratorio Ocano-1 ubicado en la lnea ssmica CP-3022 PT 182, el mismo

que se perfor del 20 de Agosto al 6 de Septiembre de 1995, alcanzando una

profundidad total de 9320 pies y que encontr crudo de 22.1API en laarenisca U inferior.

En Ocano-1 se cort un testigo de corona en el intervalo de 8795 8825 pies

correspondientes a la zona de la arenisca U inferior con 96.6 % de

recuperacin y que est constituido por 21 pies de arenisca de grano fino a

medio saturado de hidrocarburos y 8 pies de intercalaciones de calizas y

lutitas. Estas areniscas presentan buenos indicios de hidrocarburos.

Se cort un segundo testigo de corona en el intervalo de 8950 8980 pies

con 100 % de recuperacin y que corresponde a la zona de arenisca T

superior y est constituido de calizas, areniscas de grano fino que muestran

pobres indicios de crudo con intercalaciones de niveles de lutitas.

En Pea Blanca-1 se cort un testigo de corona en el intervalo de 8815

8845 pies correspondientes a la zona de la arenisca U con 100% de

recuperacin y que est constituido por areniscas calcreas de grano fino


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17

con intercalaciones de lutitas y calizas. Estas areniscas presentan pobres

indicios de hidrocarburos pesados.Se cort un segundo testigo de corona en el intervalo de 8946 8976 pies

con 100 % de recuperacin y que corresponde a la zona de la caliza B y est

constituido de calizas y areniscas de grano fino con intercalaciones de

niveles de lutitas y que muestran pobres indicios de crudo.

De acuerdo a los resultados del pozo perforado, la estructura Ocano se

encuentra estructuralmente ms alta en 30 pies al tope de la arenisca U que

la estructura del campo Pea Blanca, donde la arenisca T resulto positiva, en

cambio que en los altos del campo Tetete, son productivos los yacimientos

de las areniscas U y T, ubicados en el lado hundido de la falla longitudinal.

En Octubre de 1995 se present el informe final de interpretacin ssmica

para el desarrollo de los campos Pea Blanca y Ocano, mediante el cual se

actualiz la interpretacin ssmico-estructural de los mencionados campos y

se procedi a la identificacin de los horizontes base Caliza A y base Caliza

B y las fallas que afectan el rea a fin de definir el esquema estructural.

La estructura Ocano se manifiesta en los mapas en tiempo y en profundidad,como un alto con dos culminaciones separadas por un pequeo eje de bajos

dentro de un tren anticlinal de direccin preferencial sur-norte.

De acuerdo al mapa iscrono a nivel de la base Caliza A de Abril de 1995 el

pice de la estructura se localiza en la lnea ssmica CP-89-3022 con un

valor de 1752 mseg y el cierre estructural, lo constituye la curva de 1755

mseg, dando un cierre vertical de 13 mseg, adems se ha calculado un rea

aproximada de 5.5 km2, al tener una longitud de 2.5 Km y un ancho de 2.2

km.

Segn el mapa estructural a la base de la Caliza A, el cierre estructural lo

constituye la curva de 7925 pies y el pice tiene un valor de 7863 pies

obtenindose un cierre vertical de 62 pies. Se ha calculado un rea

aproximada de 1360 acres, para el Campo Ocano. Mientras el cierre

estructural, segn el mapa estructural a la base de la caliza A en el campo


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18

Pea Blanca, el cierre estructural lo constituye la curva de 8000 pies y el

pice tiene un valor de 7885 pies obtenindose un cierre vertical de 115 pies.Se ha calculado un rea aproximada de 2964 acres.

El campo Ocano se localiza al sureste del campo Tetete sobre el lado

levantado de la falla inversa y de acuerdo al mapa base Caliza B representa

ser un anticlinal fallado alongado en direccin E-W, compuesto por dos altos,

limitado por la falla inversa localizada al oeste y por bajos estructurales por el

este.

La falla Tetete de direccin NO-SE tiene una longitud de 15 Km.

aproximadamente, considerada como inversa, con su lado levantado en el

Este, asegura el sello para entrampar petrleo. El desplazamiento vara

desde 180 pies en el norte hasta desaparecer en el sur, es decir que a ms

del salto de falla tambin tiene una rotacin de los planos sobre su eje.

Se conoce que a los dos lados y debajo de la falla Tetete existe la presencia

de un alto de basamento que es un factor muy importante en la formacin y

entrampamiento de los hidrocarburos en otras estructuras de la cuenca

Oriente.Los resultados de la interpretacin geolgica sealan que en las areniscas U

inferior y T, la frecuencia y la continuidad de secuencias deposicionales se

mantiene con referencia a los pozos del campo Tetete.

3.1.1 UBICACIN GEOGRFICA

Los campos OCANO y PEA BLANCA se localizan al NE del eje central de

la cuenca Amaznica, en la Provincia de Sucumbos Cantn Putumayo, entre

las siguientes coordenadas geogrficas:

Latitud: 00 07 N hasta 00 16 N

Longitud: 76 25 W hasta 76 31 W


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19

Los campos en estudio se hallan separados a 6 Km. de distancia, formando

el mismo eje estructural. Hacia el Oeste los dos campos estn controladospor la falla Tetete de direccin N-S y de 15 km. de longitud.

Este accidente tectnico determina que los campos Ocano y Pea Blanca

estn en el bloque levantado algunos pies ms alto que el campo Tetete.

3.1.2 GEOLOGA ESTRUCTURAL Y ESTRATIGRFICA

LA ESTRUCTURA PEA BLANCA.- Est ubicada en la parte nor occidental

de la cuenca oriente, a unos 2 km. al este del campo Tetete y 4 km. al sur de

la frontera con Colombia. Pea Blanca es un anticlinal asimtrico con una

direccin preferencial nnw-sse limitado al oeste por una falla inversa de alto

ngulo de direccin nnw-sse, al este por una pequea falla de compensacin

de direccin norte-sur y por bajos estructurales al norte y sur. El mximo

rechazo de falla mapeado es de 143 pies, al oeste del pozo Pea Blanca-1.

La estructura Pea Blanca a la base de la caliza B se presenta como un

anticlinal elongado de 6.5 km. de largo y 2 km. de ancho, en promedio,observndose un alto estructural en el punto de disparo 320 de la lnea

ssmica CP89-3006 y otro pequeo al este del primero que cierra contra la

falla de compensacin, el flanco sur y sudeste tiene una pendiente ms

pronunciada que el flanco norte y este, el cierre estructural es de 80 pies.

A nivel de la caliza A Pea Blanca estructuralmente se desplaza hacia el sur,

el pice de la estructura se encuentra en el punto de disparo 800 de la lnea

ssmica PE91-324, forma un anticlinal asimtrico de direccin norte sur de

unos 4 km. de largo y 1.5 km. de ancho limitado al norte y sur por bajos

estructurales, al oeste por la falla inversa, y al este por un pequeo alto

estructural, los bordes periclinales poseen una pendiente moderada, el cierre

estructural es de unos 100 pies.

El modelo sedimentario en Pea Blanca fue definido de los dos ncleos

tomados en el pozo Pea Blanca-1, a los 8826 pies (zona arenisca U) y a


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20

8958 pies (zona arenisca T) y a la descripcin de los ncleos tomados en

Libertador, Cuyabeno, Sansahuari, Frontera y Shushufindi.De la interpretacin de las estructuras sedimentarias de los ncleos, el

modelo sedimentario se considera como deltaico. El principal sub-ambiente

(en las areniscas principales) es la ocurrencia de barras de boca de canal,

con presencias menores en rellenos de canal, barras de agua poco profunda

y depsitos lobulares por grietas de desborde, terminando la secuencia en

depsitos transicionales de llanura de marea y/o en depsitos marinos de

plataforma interna.

La secuencia Napo U est formada por una arenisca basal tipo canal segn

la figura de rayos gamma, con una direccin preferencial sw-ne en el rea de

Tetete y norte-sur en Pea Blanca, pasando hacia arriba a depsitos

transicionales de llanura de marea formada por una secuencia de arenisca

cuarzosa gris clara, de grano fino a medio, ocasionalmente calcrea, con

intercalaciones milimtricas de arcillolitas e intercalaciones decimtricas de

lutitas gris oscura, dura y fisil.

La arenisca basal Napo T, segn la figura de rayos gamma, correspondera aun depsito, con una direccin preferencial norte-sur, pasando hacia arriba a

una serie de intercalaciones de areniscas de cuarzo de grano fino,

glauconticas, cemento con calizas decimtricas, gris oscuras con fragmentos

recristalizados de conchillas, trazas de glauconita y pirita que corresponde a

un ambiente de plataforma interna.

LA ESTRUCTURA OCANO.- Se ubica a 3 km. al sureste del campo Pea

Blanca, sta estructura ha sido definida por las siguientes lneas ssmicas:

CP81-326, CP89-3022, CP78-201, CP85-3024, CP89-3028, CP85-1287NW

y CP78-339.

A nivel de la base de la caliza B, se trata de un pequeo anticlinal limitado

por bajos estructurales que lo rodean, su cierre estructural lo constituye la

curva de -8040 pies, tiene un cierre vertical de 10 pies y su rea de inters es

de 1 km2.


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21

A nivel de la base de la caliza A, la curva de -7050 pies es el cierre

estructural, su cierre vertical es de 10 pies y su rea de inters es de 1.5 km2

.Se ha perforado nicamente el pozo Ocano-1.

Cabe indicar que los mapas estructurales han sido tomados de acuerdo a la

formacin a ser evaluada, en base a las calizas, debido al grado de

confiabilidad de estos mapas, as: para la arenisca U inferior del Campo

Ocano se ha tomado como referencia el Mapa Estructural a la base de Caliza

A y para la arenisca T del Campo Pea Blanca se ha tomado como

referencia el Mapa Estructural a la base de Caliza B.

3.2 PETROFSICA

La petrofsica es una especialidad que conjuga conocimientos de ingeniera

del petrleo y geologa, la cual determina cuantitativamente las propiedades

de la roca y los fluidos presentes en la misma. Adicionalmente, la petrofsica

determina la relacin existente entre los fluidos y su movimiento a travs del

medio poroso de la roca de un yacimiento o reservorio determinado.

(Ingeniera de Yacimientos Petrolferos B.C. Craff, et al., 1968).

El clculo y desarrollo de las propiedades petrofsicas es una de las partes

ms importantes dentro de una evaluacin de reservorios pues permiten

desarrollar y estimar las reservas de hidrocarburos. Dicha evaluacin se la

realiza a partir de los registros elctricos tomados en cada pozo y su

correlacin con la informacin de ncleos tomados en el mismo.

CALCULO DEL VOLUMEN DE ARCILLA

Este parmetro representa el porcentaje de minerales arcillosos presentes en

un volumen de roca, especialmente en su espacio poral, afectando

precisamente a la porosidad efectiva de la roca.


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23

)1(* VshABSOLUTAEFECTIVA =

CLCULO DE LA SATURACIN DE AGUA

La saturacin de agua por definicin es la cantidad de agua presente en el

espacio poral de una roca.

Para el clculo de este parmetro se ha utilizado el mtodo Indonesian, la

frmula es la siguiente:

( )

( )

n

mVcl

SwRwa

PHIT

Rcl

Vcl

Rt*

*

12

21

2

21

21

+=

Donde:

Rt= Resistividad total

Rcl= Resistividad de la arcilla

Rw= Resistividad del agua de formacinVcl= Volumen de arcilla

PHIT= Porosidad Total

Exponente de cementacin m = 1.7

Exponente de saturacin n = 2

Factor de saturacin a = 1

Campo Ocano

Pozo OCA-1

Con los registros elctricos disponibles se efectu la evaluacin de la zona

de inters arenisca U de la formacin Napo, que de conformidad con el

anlisis litolgico presentaron muestras de hidrocarburos, lo que fuera

confirmado mediante las pruebas de produccin realizadas posteriormente.


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24

Se corrieron registros de resistividad, porosidad y rayos gamma (HRI,

MFSL, DLL, DSN, SLD, LSS, GR) desde la profundidad total de 9320 pieshasta la profundidad del zapato ubicado a 3006 pies, con una densidad del

lodo de perforacin de 12.0 Lbs/galn y un Rmf de 2.57 Ohmm 77.4 F,

se registr una temperatura de fondo de 190 OF.

En base a la evaluacin de perfiles de pozo, mediante la utilizacin del

programa INTERACTIVE PETROPHYSICS se llev a cabo para la

arenisca U inferior la interpretacin numrica de registros y su interpretacin

grfica.

Se determinaron mediante anlisis estadsticos, valores promedios de

porosidad, saturacin de agua, volumen de arcilla, para los reservorios U y

T existentes en el campo usando los siguientes lmites:

Porosidad > 8 %

Saturacin de agua Sw < 50 %

Volumen de arcilla Vsh < 50 %

ARENISCA U INFERIOR.- Se determino el tope de la arenisca a 8807

(-7930) pies, y la base a 8859 (-7982) pies; con un CAP claramentedistinguido a 8816 (-7939) pies.

Se ha tomado el intervalo de 8808 8859 para el clculo de los parmetros

petrofsicos, pertenecientes a la arenisca U inferior. Del anlisis se han

obtenido los siguientes datos:

POZO RESUMEN ZONA TOPE

pies

BASE

pies

GROSS

pies

NET

pies

Av

Fracc.

Av Sw

Fracc.

Av Vcl

Fracc.

OCA-1 RESERVORIO U INF 8807 8859 52 47 0.179 0.534 0.106

ZONA DE PAGO U INF 8807 8859 52 19 0.153 0.289 0.16

Tabla1. Resultados evaluacin petrofsica pozo Ocano-1

La grfica de las propiedades petrofsicas es la siguiente:


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25

FOC-1Scale : 1 : 200

DEPTH(8815.FT- 8867.FT) 09/15/2009 11:10DB : IP (5)

1

DEPT

(FT)

2

C

utoffs

GammaRay

GR(GAPI)0. 150.

SP (MV)-100. 100.

BS (ft)6. 16.

CALI(IN)6. 16.

MNOR(OHMM)20. 0.

MINV (OHMM)20. 0.

WASHOUT

MUDCAKE

SANDSTONE

4

LLD(OHMM)0.2 2000.

MSFL(OHMM)0.2 2000.

5

RHOB (G/C3)1.95 2.95

NPHI(dec)0.45 -0.15

SANDSTONE

6

PEF (B/E)0. 10.

Porosity

PHIT(Dec)0.5 0.

PHIE (Dec)0.5 0.

BVWSXO (Dec)0.5 0.

BVW (Dec)0.5 0.

Gas

Oil

MovableHyd

Water

Lithology

VWCL(Dec)0. 1.

PHIE (Dec)1. 0.

VSILT(Dec)0. 1.

VCOAL(Dec)0. 1.

VSALT(Dec)0. 1.

KillFlag()0. 1.

Clay

Porosity

Silt

SANDSTONE

Coal

Salt

NoAnalysis

Logic

BHlogi

HydN

PorCli

Por>

SxoLi

NeuP

DenP

Sat NC

PhiSw

Phi/Vcl

Swi Li

Porosity

PHIE (Dec)0.5 0.

ReservoirFlag

Pay Flag

Water

SW (Dec)1. 0.

ReservoirFlag

Pay Flag

Clay

VWCL(Dec)0. 1.

ReservoirFlag

Pay Flag

13

FACIES ()0. 4.

8850

1

Fig2. Propiedades petrofsicas pozo Ocano-1

Constituye la arenisca de mayor inters por la buena calidad de roca

reservorio y es el nico yacimiento econmicamente explotable.

Segn las pruebas de produccin realizadas en el intervalo de 8808-8816pies produjo 2391 BPPD de 22.1 API y 6 % de sedimentos bsicos y agua

(BSW).

Pozos Ficticios

Con el objeto de tener mayor cantidad de datos, tomando en cuenta que este

campo dispone de la perforacin de un solo pozo, y de esta manera poblar

de mejor manera la malla de simulacin con los datos petrofsicos, se ha

considerado crear un pozo ficticio dentro de este campo, que se lo denomin

FOC-1. Dicho pozo est localizado en las coordenadas:

Latitud: 000850.50 N

Longitud: 76298.10 W


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26

Y contiene las caractersticas correlacionadas con el pozo Ocano001, que se

las detalla a continuacin:

Tabla2. Datos pozo ficticio FOC-1

Se ha tomado en cuenta adems los cortes estructurales teniendo en cuenta

el CAP como un valor constante para todo el campo, es as que el pozo

ficticio creado se mantiene dentro de la estructura y no se vea muy afectado

por el CAP.

El corte estructural norte-sur es el siguiente:

Fig3. Corte estructural Norte Sur entre los pozos Ocano-1 y FOC-1

PROPIEDAD VALOR UNIDADES

SALINIDAD 14500 ppmNaCl

TS 77 F

BHT 190 F

PT 9321 PIES

TOPE 8807 PIES

BASE 8859 PIES

PROMEDIO 8833 PIES

TF 181,00 F

RMF 2,57 ohm-m a TS

RW 0,175 ohm-m a TF


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ARENISCA U INFERIOR.- Se determino el tope de la arenisca a 8807

(-7930) pies, y la base a 8859 (-7982) pies; con un CAP claramentedistinguido a 8817 (-7940) pies.

Se ha tomado en cuenta las mismas consideraciones del pozo Ocano001.

Del anlisis se han obtenido los siguientes datos:


pies

BASE

pies

GROSS

pies

NET

pies

Av

Fracc.

Av Sw

Fracc.

Av Vcl

Fracc.

FOC-1 RESERVORIO U INF 8807 8859 52 47.5 0.172 0.53 0.137

ZONA DE PAGO U INF 8807 8859 52 19.5 0.149 0.286 0.18

Tabla3. Resultados evaluacin petrofsica pozo FOC-1


FOC-1Scale : 1 : 200

DEPTH(8815.FT -8867.FT) 09/15/2009 11:10DB : IP (5)

1

DEPT

(FT)

2

C

utoffs

GammaRay

GR (GAPI)0. 150.

SP (MV)-100. 100.

BS (ft)6. 16.

CALI(IN)6. 16.

MNOR (OHMM)20. 0.

MINV (OHMM)20. 0.

WASHOUT

MUDCAKE

SANDSTONE

4

LLD (OHMM)0.2 2000.

MSFL (OHMM)0.2 2000.

5

RHOB (G/C3)1.95 2.95

NPHI(dec)0.45 -0.15

SANDSTONE

6

PEF (B/E)0. 10.

Porosity

PHIT(Dec)0.5 0.

PHIE (Dec)0.5 0.

BVWSXO (Dec)0.5 0.

BVW (Dec)0.5 0.

Gas

Oil

Movable Hyd

Water

Lithology

VWCL (Dec)0. 1.

PHIE (Dec)1. 0.

VSILT(Dec)0. 1.

VCOAL (Dec)0. 1.

VSALT(Dec)0. 1.

KillFlag ()0. 1.

Clay

Porosity

Silt

SANDSTONE

Coal

Salt

No Analysis

Logic

BHlogi

Hyd N

PorCli

Por>

Sxo Li

Neu P

Den P

Sat NC

PhiSw

Phi/Vcl

Swi Li

Porosity

PHIE (Dec)0.5 0.

ReservoirFlag

Pay Flag

Water

SW (Dec)1. 0.

ReservoirFlag

Pay Flag

Clay

VWCL (Dec)0. 1.

Reservoir Flag

Pay Flag

13

FACIES ()0. 4.

8850

1

Fig4. Propiedades petrofsicas pozo FOC-1


42/125



28

Campo Pea Blanca

Pozo PBL-1Con los registros elctricos disponibles se efectu la evaluacin de la zona

de inters arenisca T de la formacin Napo, que de conformidad con el

anlisis litolgico presentaron muestras de hidrocarburos, lo que fuera

confirmado mediante las pruebas de produccin realizadas posteriormente.

Se corrieron registros de resistividad, porosidad y rayos gamma (HRI,

MFSL, DLL, DSN, SLD, LSS, GR) desde la profundidad total de 9262 pies

hasta la profundidad del zapato ubicado a 2864 pies y un Rmf de 1.75

Ohmm @ 73 F, se registr una temperatura de fondo de 185 OF.

En base a la evaluacin de perfiles de pozo, mediante la utilizacin del

programa INTERACTIVE PETROPHYSICS se llev a cabo para la

arenisca T principal la interpretacin numrica de registros y su

interpretacin grfica.

Se determinaron mediante anlisis estadsticos, valores promedios de

porosidad, saturacin de agua, volumen de arcilla, para los reservorios U yT existentes en el campo usando los siguientes lmites:

Porosidad >8 %

Saturacin de agua Sw < 50 %

Volumen de arcilla Vsh < 50 %

ARENISCA T.- Se determino el tope de la arenisca a 8956 (-8088) pies, y la

base a 9050 (- 8182) pies; con un CAP claramente distinguido a 9030

(-8162) pies.

Se ha tomado el intervalo de 8956 9050 para el clculo de los parmetros

petrofsicos, pertenecientes a la zona arenisca T. Del anlisis se han

obtenido los siguientes datos:


43/125



29


pies

BASE

pies

GROSS

pies

NET

pies

Av

Fracc.

Av Sw

Fracc.

Av Vcl

Fracc.

PBL-1 RESERVORIO T 8956 9050 94 52 0.144 0.378 0.138

ZONA DE PAGO T 8956 9050 94 38 0.153 0.316 0.122

Tabla4. Resultados evaluacin petrofsica pozo Pea Blanca-1


PBL-1Scale : 1 : 200

DEPTH(8956.FT- 9050.FT) 09/15/2009 10:54DB : IP (2)

1

DEPT

(FT)

2

C

utoffs

GammaRay

GR(GAPI)0. 150.

SP (MV)-100. 100.

BS (ft)6. 16.

CALI(IN)6. 16.

MNOR(OHMM)20. 0.

MINV (OHMM)20. 0.

WASHOUT

MUDCAKE

SANDSTONE

4

LLD(OHMM)0.2 2000.


5

RHOB (G/C3)1.95 2.95

NPHI(dec)0.45 -0.15

SANDSTONE

6

PEF (B/E)0. 10.

Porosity

PHIT(Dec)0.5 0.

PHIE (Dec)0.5 0.

BVWSXO (Dec)0.5 0.

BVW (Dec)0.5 0.

Gas

Oil

MovableHyd

Water

Lithology

VCLGR(Dec)0. 1.

PHIE (Dec)1. 0.

VSILT(Dec)0. 1.

VCOAL (Dec)0. 1.

VSALT(Dec)0. 1.

KillFlag ()0. 1.

Clay

Porosity

Silt

SANDSTONE

Coal

Salt

No Analysis

Logic

BHlogi

Hyd N

PorCli

Por>

Sxo Li

Neu P

Den P

Sat NC

PhiSw

Phi/Vcl

Swi Li

Porosity

PHIE (Dec)0.5 0.

ReservoirFlag

Pay Flag

Water

SW (Dec)1. 0.

ReservoirFlag

Pay Flag

Clay

VCLGR(Dec)0. 1.

ReservoirFlag

Pay Flag

13

FACIES ()0. 4.

90001

Fig5. Propiedades petrofsicas pozo Pea Blanca-1

Constituye la arenisca de mayor inters por la buena calidad de roca

reservorio y es el nico yacimiento econmicamente explotable. Segn las


44/125



30

pruebas de produccin realizadas en el intervalo de 9022 - 9030 pies produjo

1693 BPPD de 26 API y 2 % de sedimentos bsicos y agua (BSW).

Pozos Ficticios

Con el objeto de tener mayor cantidad de datos, tomando en cuenta que este

campo dispone de la perforacin de un solo pozo, y de esta manera poblar

de mejor manera la malla de simulacin con los datos petrofsicos, se ha

considerado crear dos pozos ficticios dentro de este campo, que se los

denomin FIC-1 y FIC-2. Las coordenadas de estos pozos son las

siguientes:

FIC-1 FIC-2

Latitud: 00 13 23.16 N Latitud: 00 13 23.17 N

Longitud: 76 30 21.82 W Longitud: 76 29 33.31 W

Las caractersticas correlacionadas con el pozo Pea Blanca 001, se las

detalla a continuacin:POZO FIC-1

PROPIEDAD VALOR UNIDADES

SALINIDAD 13700 ppmNaCl

TS 72,5 F

BHT 184,5 F

PT 9232 PIES

TOPE 8926 PIES

BASE 9020 PIESPROMEDIO 8973 PIES

TF 181,36 F

RMF 1,75 ohm-m a TS

RW 0,175 ohm-m a TF


45/125



31

POZO FIC-2

PROPIEDAD VALOR UNIDADESSALINIDAD 13700 ppmNaCl

TS 72 F

BHT 184 F

PT 9200 PIES

TOPE 8894 PIES

BASE 8988 PIES

PROMEDIO 8941 PIES

TF 180,85 F

RMF 1,75 ohm-m a TS

RW 0,175 ohm-m a TF

Tabla5. Datos pozos ficticios FIC-1 y FIC-2

Se ha tomado en cuenta adems los cortes estructurales teniendo en cuenta

el CAP como un valor constante para todo el campo, es as que el pozo

ficticio creado se mantiene dentro de la estructura y no se ve muy afectado

por el CAP.

El corte estructural norte-sur entre los pozos FIC-1 y PBL-1es el siguiente:

Fig6. Corte estructural Norte Sur entre los pozos Pea Blanca-1 y FiC-1

El corte estructural sur-norte entre los pozos PBL-1 y FIC-2 es el siguiente:


46/125



32

Fig7. Corte estructural Norte Sur entre los pozos Pea Blanca-1 y FiC-2

ARENISCA T .- Se determino los topes y las bases de acuerdo a los datos

de las tablas anteriores.

Se ha tomado en cuenta las mismas consideraciones del pozo PBL-1. Del

anlisis se han obtenido los siguientes datos:


pies

BASE

pies

GROSS

pies

NET

pies

Av

Fracc.

Av Sw

Fracc.

Av Vcl

Fracc.

FIC-1 RESERVORIO T 8902 8996 94 50.5 0,134 0,38 0,194

ZONA DE PAGO T 8902 8996 94 36.5 0.144 0.316 0.175

FIC-2 RESERVORIO T 8954 9048 94 41.5 0.143 0.287 0.151

ZONA DE PAGO T 8954 9048 94 39.5 0.142 0.272 0.157

Tabla6. Resultados evaluacin petrofsica pozo FIC-1 y FIC-2

Las figuras 8 y 9 muestran las grficas de las propiedades petrofsicas.


47/125



33

FIC-2Scale : 1 : 200

DEPTH (8954.FT- 9048.FT) 09/15/2009 11:04DB : IP (4)

1

DEPT(FT)

2

Cutoffs

GammaRay

CGR (GAPI)0. 150.

SP (MV)-100. 100.

BS (ft)6. 16.

CALI(IN)6. 16.

MNOR (OHMM)20. 0.

MINV (OHMM)20. 0.

WASHOUT

MUDCAKE

SANDSTONE

4

LLD(OHMM)0.2 2000.


5

RHOB (G/C3)1.95 2.95

NPHI(dec)0.45 -0.15

SANDSTONE

6

PEF (B/E)0. 10.

Porosity

PHIT(Dec)0.5 0.

PHIE (Dec)0.5 0.

BVWSXO (Dec)0.5 0.

BVW (Dec)0.5 0.

Gas

Oil

Movable Hyd

Water

Lithology

VWCL(Dec)0. 1.

PHIE (Dec)1. 0.

VSILT(Dec)0. 1.

VCOAL (Dec)0. 1.

VSALT(Dec)0. 1.

KillFlag ()0. 1.

Clay

Porosity

Silt

SANDSTONE

Coal

Salt

No Analysis

Logic

BH logi

Hyd N

PorCli

Por>

Sxo Li

Neu P

Den P

Sat NC

PhiSw

Phi/Vcl

Swi Li

Porosity

PHIE (Dec)0.5 0.

Reservoir Flag

Pay Flag

Water

SW (Dec)1. 0.

Reservoir Flag

Pay Flag

Clay

VWCL (Dec)0. 1.

Reservoir Flag

Pay Flag

13

FACIES ()0. 3.

9000 1

Fig8. Propiedades petrofsicas pozo FIC-1

FIC-2Scale : 1 : 200

DEPTH (8954.FT- 9048.FT) 09/15/2009 11:04DB : IP (4)

1

DEPT(FT)

2C

utoffs

GammaRay

CGR (GAPI)0. 150.

SP (MV)-100. 100.

BS (ft)6. 16.

CALI(IN)6. 16.

MNOR (OHMM)20. 0.

MINV (OHMM)20. 0.

WASHOUT

MUDCAKE

SANDSTONE

4

LLD(OHMM)0.2 2000.


5

RHOB (G/C3)1.95 2.95

NPHI(dec)0.45 -0.15

SANDSTONE

6

PEF (B/E)0. 10.

Porosity

PHIT(Dec)0.5 0.

PHIE (Dec)0.5 0.

BVWSXO (Dec)0.5 0.

BVW (Dec)0.5 0.

Gas

Oil

Movable Hyd

Water

Lithology

VWCL(Dec)0. 1.

PHIE (Dec)1. 0.

VSILT(Dec)0. 1.

VCOAL (Dec)0. 1.

VSALT(Dec)0. 1.

KillFlag ()0. 1.

Clay

Porosity

Silt

SANDSTONE

Coal

Salt

No Analysis

Logic

BH logi

Hyd N

PorCli

Por>

Sxo Li

Neu P

Den P

Sat NC

PhiSw

Phi/Vcl

Swi Li

Porosity

PHIE (Dec)0.5 0.

Reservoir Flag

Pay Flag

Water

SW (Dec)1. 0.

Reservoir Flag

Pay Flag

Clay

VWCL (Dec)0. 1.

Reservoir Flag

Pay Flag

13

FACIES ()0. 3.

9000 1

Fig9. Propiedades petrofsicas pozo FIC-2


48/125



34

3.3 PROPIEDADES DE ROCA

3.3.1 ANLISIS DE NCLEOS

Campo Ocano1

Al tratarse de un pozo exploratorio se decidi tomar ncleos de corona

en las areniscas Napo U y Napo T, para observar el comportamiento de

los yacimientos y que sirvan de base para los futuros pozos a perforarse.

Se realiz un anlisis del contenido de fluidos de formacin de 47

muestras de corona obtenidas del pozo Ocano-1, pertenecientes a la

arenisca U y arenisca T, para las cuales se han determinado valores

promedios de porosidad, saturacin de agua y saturacin de aceite.

Arenisca U

Se dispone de 21 muestras del intervalo de 8803-8824 pies correspondiente

a la zona de la arenisca U. En el laboratorio de yacimientos se realiz el

anlisis del contenido de fluidos y los resultados son los siguientes:

Porosidad Promedio Saturacin de Aceite Saturacin de AguaArena

(%) (%) (%)

U 21.28 10.46 26.70

Tabla7.Propiedades arena U campo Ocano

Arenisca T

En el laboratorio se realiz un anlisis convencional de 26 muestras del

intervalo de 8950-8977 pies correspondiente a la zona de T superior, cuyos

resultados son los siguientes:

_________________________1Plan de Desarrollo Campo Ocano


49/125



35

Porosidad

Promedio

Saturacin de Aceite Saturacin de Agua

Arena(%) (%) (%)

T 14.59 9.46 32.74

Tabla8.Propiedades arena T campo Ocano

El clculo de la saturacin de fluidos se realiz aplicando el mtodo de

la retorta en las zonas analizadas obtenindose los valores de porosidad,

saturacin de aceite y saturacin de agua. Se debe considerar que los

valores de porosidad no son representativos ya que el mtodo utilizado,

el de la retorta, no es aplicable en ste caso. Todos estos datos

lamentablemente no pueden ser utilizados para anlisis de ingeniera de

yacimientos especialmente los de la arenisca T, por cuanto no corresponden

a los niveles de los yacimientos productivos.

Campo Pea Blanca2

Al tratarse de un pozo exploratorio se decidi tomar ncleos de coronapara observar el comportamiento de los yacimientos y que sirvan de base

para los futuros pozos a perforarse.

Se realiz un anlisis convencional de ncleos de formacin de 43

muestras obtenidas del pozo Pea Blanca-1, pertenecientes a la arenisca U

y arenisca T, para las cuales se han determinado valores mnimos, mximos,

promedios de porosidad, permeabilidad y densidad del grano.

Arenisca U

Se dispone de 15 muestras del intervalo de 8816-8845 pies correspondiente

a la zona de la arenisca U cuya recuperacin fue del 100%. En el laboratorio

de yacimientos se realiz el anlisis del contenido de fluidos y los resultados

son los siguientes:

_________________________________2Plan de Desarrollo Campo Pea Blanca


50/125



36

Tabla9.Propiedades arena U campo Pea Blanca

Arenisca T

En el laboratorio se realiz un anlisis convencional de 28 muestras del

intervalo de 8947-8977 pies correspondiente a la zona indiferenciada

caliza B y T superior, cuyos resultados son los siguientes:

Porosidad

PromedioPermeabilidad

Densidad del

granoArena

(%) (md) (g/cc)

T 3.4 0.5 2.70

Tabla10.Propiedades arena T campo Pea Blanca

Estos valores son propios de calizas o zonas calcreas.

Todos estos datos lamentablemente no pueden ser utilizados para anlisis

de ingeniera de yacimientos por cuanto no corresponden a los niveles de los

yacimientos productivos.

3.4 PROPIEDADES PVT

Campo Ocano

Se tiene disponible valores de las propiedades de los fluidos obtenidos tanto

de PVT de pozos vecinos, como los obtenidos de anlisis de presin del

yacimiento de la arenisca U inferior.

Porosidad

Promedio Permeabilidad

Densidad del

granoArena

(%) (md) (g/cc)

U 9.61 113 2.65


51/125



37

Fecha Pr Pwf Sf StARENA

(a/m/d) (Psi) (Psi)

U INFERIOR 1996-02-19 3701 2647 10.6 36.2

Fecha Pr Pwf IP StARENA

(a/m/d) (Psi) (Psi) (BFPD/Psi)

U INFERIOR 2008-02-15 3393 2579 1.71 2.0

Tabla11. Resumen pruebas de presin campo Ocano

El factor volumtrico de formacin para el reservorio Napo U inferior se ha

estimado en 1.096 (BY/BN), por correlacin de Standing; el factor de recobro

en 21 %, la gravedad API 22.1, la viscosidad del petrleo es de 3.806 Cp y

la permeabilidad de 587 Md.

Tabla12. Resumen propiedades correlacionadas Arena U campo Ocano

Fecha Pr Pwf IP StARENA

(a/m/d) (Psi) (Psi) (BFPD/Psi)

U INFERIOR 1995-10-08 4539 3165 1.85 18

API Boi uo K FrARENA

( ) (BY/BN) (Cp) (Md) (%)

U INFERIOR 22.1 1.096 3.806 587 21


52/125



38

Para la caracterizacin del pozo Ocano-1 se procedi a determinar el Rw a

partir de la salinidad y la temperatura, obteniendo un valor de 0.175 Ohm-m,valor que corresponde a una salinidad de 14500 ppm NaCl y una

temperatura de formacin de 181F.

Campo Pea Blanca

Se tiene disponible valores de las propiedades de los fluidos obtenidos tanto

de PVT de pozos vecinos, como los obtenidos de anlisis de presin de los

yacimientos especialmente de la arenisca T.

No existen medidas de presin capilar que sirvan para caracterizar el medio

poroso.Los factores volumtricos de formacin para el reservorio T se han

estimado en 1.23 (BY/BN), el factor de recobro en 24% y las gravedades API

varan entre 26.3 y 28.

API Boi Fr

ARENA( ) (BY/BN) (%)

T 26.3 - 28 1.23 24

Tabla13. Resumen propiedades correlacionadas Arena T campo Pea Blanca

Inicialmente la resistividad del agua de formacin (Rw) para las arenas U

inferior, y T se calcul de los registros de porosidad y resistividad usando el

mtodo de resistividad de agua aparente (Rwa), as como tambin el mtodo

del cuociente (Rwc) y que fueron confirmados por correlacin y por muestras

de agua obtenidas por pruebas de DST, dando como resultado un valor de

0.252 Ohm-m. Sin embargo, para la caracterizacin del pozo Pea Blanca-1

se procedi a determinar el Rw a partir de la salinidad y la temperatura,


53/125



39

obteniendo un valor de 0.18 Ohm-m, valor que corresponde a una salinidad

de 14000 ppm NaCl y una temperatura de formacin de 181F.

3.5 COMPORTAMIENTO PRODUCTIVO DE LOS CAMPOS

CAMPO OCANO- POZO OCANO001

El pozo Ocano produjo de la arena U inferior de la formacin Napo. La

historia de produccin del pozo es bastante corta, debido a que ha sido

cerrado durante un periodo de 12 aos desde 1996 hasta el 2008, para luego

de 5 meses ser cerrado nuevamente. El acumulado de produccin es de

48006 barriles de petrleo.

ARENA U infFECHA

OIL (BPPD) BSW

TOTALPRODUCCION

(OIL)

TOTALPRODUCCION

(WATER)

1995-11 427 15,0 2136 377

1996-01 163 15,0 982 173

1996-02 661 15,0 5951 1050

2008-02 883 53,0 3910 4410

2008-03 332 76,0 15346 48596

2008-04 180 86,0 7682 47189

2008-05 167 87,0 5162 34548

2008-06 173 87,0 5408 36189

2008-07 180 87,0 1429 9565

Tabla14. Historia de produccin Arena U campo Ocano

CAMPO PEA BLANCA- POZO PBL001

Al igual que en el campo Ocano, la historia de produccin del pozo Pea

Blanca es corta sufriendo varios cierres debido a su alta produccin de agua.

Este pozo produjo de la arena T de la formacin Napo, un acumulado de

115371 barriles de petrleo.


54/125



40

ARENA T ARENA T Inf

FECHA OIL (BPPD) BSW OIL (BPPD) BSW

TOTALPRODUCCION

(OIL)

TOTALPRODUCCION

(WATER)

1995-01 127 33,0 0 0,0 3944 1943

1995-02 240 42,2 0 0,0 5049 3686

1995-03 281 65,8 0 0,0 7043 13551

1995-04 270 68,0 0 0,0 8111 17236

1995-05 117 75,6 0 0,0 3633 11256

1995-06 86 75,6 0 0,0 955 2959

1995-07 25 75,5 0 0,0 25 77

1995-08 76 75,6 0 0,0 383 1187

1995-09 0 0,0 290 51,3 6097 64231995-10 0 0,0 249 61,1 7233 11361

1995-11 0 0,0 213 47,0 6395 5671

1995-12 0 0,0 171 58,0 5328 7358

1996-01 0 0,0 141 62,7 4382 7366

1996-02 0 0,0 120 62,9 3488 5914

1996-03 0 0,0 131 60,1 4068 6127

1996-04 0 0,0 137 63,7 4117 7225

1996-05 0 0,0 171 54,2 5302 6274

1996-06 0 0,0 174 60,5 5241 80271996-07 0 0,0 126 64,8 3912 7202

1996-08 0 0,0 139 59,4 4311 6307

1996-09 0 0,0 142 64,4 4266 7717

1996-10 0 0,0 108 62,6 3366 5634

1996-11 0 0,0 115 67,6 3475 7250

1996-12 0 0,0 128 67,1 3866 7885

1997-01 0 0,0 77 71,6 465 1172

1997-10 174 67,4 0 0,0 2623 5423

1997-11 100 90,0 0 0

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