Campos Petrolero de Vezla

Capítulo 2 Yacimientos de Hidrocarburos en Venezuela Introducción  Tía Juana (tierra)  Lagunillas (lago)  Tía Juana (lago)  Ceuta  Mara Oeste  Silvestre  Oveja  Santa Rosa  Carito Central  El Furrial  Pedernales  Cerro Negro 

Capítulo 2 Yacimientos de Hidrocarburos en Venezuela Introducción  Tía Juana (tierra)  Lagunillas (lago)  Tía Juana (lago)  Ceuta  Mara Oeste  Silvestre  Oveja  Santa Rosa  Carito Central  El Furrial  Pedernales  Cerro Negro 

Y A CI M I E N T O S D E H I D R O C A R B U R O S E N V E N E Z U E LA

Introducción En los últimos oche nta añ os, Vene Vene zuela se ha destacado como uno de los países petroleros más importantes del mundo por el volumen de sus reservas, su potencial de producción y la variedad de sus crudos. En este capítulo se de scri scriben ben las acumulaciones acumulaciones de hidrocarburos desde el punto de vista de su explotación, en primer término término a grandes rasgos cuenca por cue nca, y a continuación, se describen en forma más específica 12 yacimientos típicos escogidos entre los diferentes campos petrolíferos del país. Para cada uno de ellos, se define la situación geográfica y geológica, se indican las propiedades petrofísicas y termodinámicas, se cuantifican las reservas y la extracción de los fluidos y se señalan los mecanismos de producción que los caracterizan.

Tabla 2.1

Bi t u m en

(B) Pr o m ed i o 8,2

Crudos extr apesados

(XP) hasta 9,9

Cr u dos p esad os

(P) d e 10,0 h ast a 21,9

Crudos medi anos

(M) de 22,0 hasta 29,9

Crudos livianos y condensados

(L) (C) más de 30

A rea

C am pos pet rolí f eros principal es

Maracaibo Marac aibo

Costa Cos ta Occ Occidenta identall

La Pa Paz, z, Bosc Boscán, án, Co Conce ncepción, pción, Mara, Los Cla Claros, ros, Urdaneta, Los Manueles, Tarra

Cen t r o Lag o

Lam a, a, Lam ar ar Cen t r o

Costa Ori Orient ental* al*

Tía Jua Tía Juana na,, La Lagunil gunillas las,, Ba Bacha chaque quero, ro, Ceuta, Ce uta, Mot atán, Barua, Ambrosio

PROVINCIA OCCIDENTAL

O cc cci de den ta tal

Ti gu gu aj aj e, e, Ho m br br e Pi nt nt ad ad o, o, M ed ed ia ia, El M en en e

1) Cuenca de Maracaibo 

Or i ent al al

La Vel a, La Ensenad a, Cum ar ar ebo

Bar i nas

Si l v est r e, Si Si l v án , Si Si nco, Pá Páez–M i ng o

carburos se encuentran en las areniscas de

A p ur e

Gu af i t a, La Vi ct or i a

origen deltaico del Eoceno y del Mioceno.

Bar i nas–A pu re

Las principales acumulaciones de hidro-

* Llam ada también Costa del Distrito Bolívar o Campo Campo Costanero Bolívar.

Una tendencia gene ral indica indica que los crudos

Provincia Oriental C ue nc a

A rea

C am pos pet rolí f eros principal es

más livi livianos anos y los conde nsados yacen e n las formaciones más antiguas y profundas

M at ur ín* *

A n aco

San t a Ro sa, San J o aquín , El Robl e, Sant a A na . . .

Of ic ici na na

M el el on on es es, Of ic ici na na Cen tr tr al al , Yo pa pal es es, Ov ej ej a, a, Or itit up up an an o, o, Dación, Ostra, Mata. . .

Norte de Monagas

El Furrial, Furrial, Santa. Bárbara, Jusepín, Ca Carito, rito, Pedernales, Pedernales, Quiriquire

Surr de Mona Su Monaga gas s

Jobo, Job o, Moric Moricha hal, l, El El Salto Salto,, Piló Pilón n

Faja de dell Orinoco Orinoco

Cerr erro o Negro, Negro, Hama Hamaca ca,, Zuata Zuata,, Machet Machete e

Las M er ced es

Bel én , Guav i n i t a, Pal aci o

Guár i co* * ** Subcuenca 

Ubicación geográfica de los campos pet rolíferos principales en Venezuela enezuela..

1

Descripción general Antes de describir las diferentes acumulaciones de hidrocarburos, es impor-tante destacar que e n Venezue Venezue la se produ-cen esencialmente todos los tipos de crudos existentes en el mundo, cuya clasificación por gravedad específica en grados API es la siguiente:

Provincia Occidental C ue nc a

Fal có có n

2

Ubicación geográfica En Vene zuela se han identificado uno s 360 campos petrolíferos que representan más de 17.300 yacimientos de hidrocarburos en una extensión de 11,9 millones de hectáreas (13% del territorio nacional), de las cuales el 52% se encuentra en la Provincia Oriental y el resto en la Provincia Occidental. (ver Fig. 1.0 en el capítulo de Geología y la Tabla 2.1).

(Cretácico, Basamento, Paleoceno, Eoceno).

Y A CI M I E N T O S D E H I D R O C A R B U R O S E N V E N E Z U E LA

Figura 2.1

  n    ó    i   c   a Miembro   m   r   o    F

   D    A    D    E

  r   o    i   r   e   p   u    S

  o   r   e   u   q   a    h   c   a    B   s   a    l    l    i   n   u   g   a    L    O    N    E    C    O    I    M

  a   n   u   g   a    L

BA–med–38

  r   o    i   r   e    f   n    I

BA–inf–59

  a   n   u   g   a    L

A–3

 .  .   p   p   u   u    S    S  .    f   n    I

BA–sup–10 BA–sup–57 BA–2

  o    i    d   e    M

  s   s   a  r    l   a  r    l    l   o    l   o    i   i    i   i   n  r   n  r   e   e   u    f   u    f   g  n   g  n    I   a    I   a    L    L

  a   s   o    R   a    L

Yacimiento (Area lacustre)

BA–12

b) Cent ro de l Lago Lago

En la zona terrestre se encuentran los campos de Cabimas, Tía Juana, Lagunillas

Los principales campos petrolíferos son Lama, Lamar y Centro. En esta área, la pro-

y Bachaquero que producen crudo pesado

ducción proviene esencialmente del Eoceno,

proveniente de las formaciones Lagunillas

(Arenas "B" y "C") y parcialmente del Mio-

y La Rosa de edad Mioceno por encima

ceno, Formación La Rosa, Miembro Santa

de la discordancia del Eoceno (Fig. 2.1).

Bárbara. Los crudos son principalmente

Estos yacimientos se extienden en un franja

livianos. De las calizas de la Formación

en el Lago a mayores profundidades afectando las propiedades de los fluidos,

Guasare, de edad Paleoceno se produce crudo liviano. El Grupo Cogollo, que incluye

que resultan crudos pesados y medianos.

las Formaciones Maraca, Lisure y Apón, así 

Las areniscas de la formación Misoa

como la Formación La Luna y el Miembro

constituyen el principal reservorio de hidro-

Socuy, todos del Cretácico, produce crudos

carburos del Eoceno. Los crudos son de

livianos de sus intervalos fracturados. En la

medianos a livianos según la profundidad.

Tabla 2.2 se detallan algunas características

Las aren as "B" "B", subd ivi ivididas didas e n n ueve miem-

del campo Lama que describen en forma

bros, producen crudos medianos especialmente de la B–7 a la B–5 y en menor escala,

general las acumulaciones petrolíferas presentes en el Centro del Lago.

petróleo liviano. Las arenas "C" contienen

BA–16

acumulaciones de crudos livianos y los miembros C–7 al C–4 son los principales productores.

A–10 LL–3–4–5 LL–7–11 LL–12 LL–34

58–14–71 58–05

EOCENO

Nomenclatura estratigráfica  de los yacimientos  del Mioceno–Costa del  Distrit o Bolívar (Fuente:  (Fuente:  Roger J.V. et al., 1989)

c) Costa Occ idental de l Lago Lago

Los campos petroleros más importantes del área son Boscán, Mara–La Paz, Urdaneta

Se descubrió también conde nsado y gas

en el norte y Tarra–Los Manueles en el sur.

a nivel del Cretácico en el campo Ambrosio al norte del Lago, cerca de Cabimas.

En general, el petróleo es liviano cuando proviene del Basamento y de las calizas del

Los mecanismos de producción predo-

Cretácico y pesado a mediano cuando se

LR–11

 .    f   n    I

 .  .  .  .   b    b   a   a   r   r    t    t    á    á    S    S    B    B

a) Costa Oriental del Lago

minantes son: gas en solución, empuje

encuentra

en

el

Terciario

(Eoceno,

hidráulico, hidráuli co, compactación e inyecci inyección ón de gas

Formación Misoa en el norte, Formación

y/o agua, para mantenimiento mantenimiento de la presión

Mirador en el sur). Existen excepciones,

dentro d e los yacimientos. yacimientos.

como los campos Boscán y Urdaneta, que

Como ejemplos típicos de yacimientos de la Costa Costa Oriental del Lago Lago se pue de referir

producen crudos pesados del Eoceno y Mara, con crudo de 16˚API, del Cretácico.

a los de scri scriptos ptos al final de e ste capítulo, como

(Ver yacimiento Cretácico DM–115 al final

son los de Tí Tíaa Juana, Lagun Lagun ill illas as Inferior–07, el

del capítulo). El campo La Paz produce

B–6–X.03, y el Eoceno "C" VLG/3676 del

crudo liviano del Cretácico y Basamento, sin

campo Ceuta.

embargo el campo cercano La Concepción es un productor de crudo y de gas libre del

Tabla 2.2 Fo r m a c i ó n * M i em bro

Terciario. Fa c t o r d e Em p u j e * * * r e c o b r o (% )

En

el

sur,

las

principales

Gra vedad ˚A P I

P r o f u nd i d a d (M p i e s)

P O ES * (M M b n )

San t a Bár bar a (a)

29–32

7–11

750

30

1, 2

acumulaciones se encuentran en el Terciario constituidas por crudos livianos y medianos,

M i soa (b)

29–34

7,1–13,5

7600

40

1, 2, 4

mientras que las calizas del Cretácico

Guasar e (c)

35–38

10–17,5

10

17

2, 3

contienen gas y condensado. En la zona

S/L/C (d)

32–42

12,4–20

720

21,5

1, 2, 3

* (a) Mi oceno, (b) Eoceno, (c) Paleoceno, Paleoceno, (d) Cretácico Socuy/La Luna/Cogoll o. * * Petróleo Original En Sitio. * * * 1. Hidráulico, 2. Gas en solución, 3. Capa Capa de gas, 4. Expansión. Expansión.

Central

se

encuentran

las

calizas

del

Cretácico con petróleo liviano/mediano en los campos Alpuf, San José y Machiques.

Características Ca racterísticas de las arenas arenas product oras del campo Lama en el Centro del Lago.

2

2

Y A CI M I E N T O S D E H I D R O C A R B U R O S E N V E N E Z U E LA

de La Ensenada y La Vela, la producción

Figura 2.2

proviene de carbonatos. Los crudos son livianos con bajo contenido de azufre y metales.

Formación y rangos de profundidad

EDAD

Arena

Miembro

3) Cuenca de Barinas–Apure 

a) Barinas

AQ–A6

   O    I    R    A    I    C    R    E    T

Produce crudos pesados a medianos de

A7–10 B C D

   O    I    D    E    M      R    O    I    R    E    F    N    I    O    N    E    C    O    I    M

Oficina 1000–5000 pies

Azul

la Fo rm ació n Go b er na do r ( mie mb ro s “A” y “B”) de edad Eoceno y crudo mediano de la Formación Escandalosa (miembro “P”) del

F Moreno

H

Intervalo en explotación

I–J Naranja

K–L M–N U–P R S T

  –    O   O    G    I    N    L   E    O   C

Cretácico. En el Area Sur se encuentran los campos Páez–Mingo, Hato, Sinco; en el Area Central, el campo Silvestre, (Ver yacimiento

Verde

P1/2 (0017) al final de l capítulo) y en el Area Norte: Silvan, Maporal y Palmita. El empuje

Amarillo Colorado

hidráulico constituye el mecanismo de

Merecure 250–1500 pies

U

producción dominante.

Temblador 800–2000 pies

CRETACICO

Columna estratigráfica de la formación Oficina–Area Mayor de Oficina. Fuente:  Roger J.V. et al., 1989)

2) Cuenca de Falcón 

Las acumulaciones petrolíferas ocurren en rocas del Oligomioceno. En general, el petróleo de los campos ubicados al oeste de Falcón (Tiguaje, El Mene, Hombre Pintado) y de algunos camp os del este (Mene de Acosta, Cumarebo) procede de aren iscas. En las áreas

b) Apu re

El crudo liviano proviene de dos campos: Guafita (Formación Carbonera del Oligoceno, miembros “A” y “B”) y La Victoria

(Formación

Escandalosa

del

Cretácico). Los mecanismos de producción utilizados son el hidráulico y la expansión de los fluidos. PROVINCIA ORIENTAL

1) Subcuenca de Maturín  Figura 2.3 a

Las acumulaciones más importantes pertenecen a las formaciones del Terciario, principalmente a las del Oligoceno

40.000 30

Porcentaje del total de cada región 34.823

(Formación

34.819

Merecure)

y

del

Mioceno

(Formaciones Oficina y Merecure), (Fig. 2.2).

30.000

Se estima que hay más de diez mil yacimientos probados, dentro de los cuales pre48

  n    b 20.000    M    M

67

características muy variadas de rocas y de fluidos y donde se observan todos los tipos de mecanismos naturales de producción.

16.370

22

10.956 10.000

9.716

8.430

15

4.665 30 1 22 108

2.087 3 C

L

47

6.340

12

0

M

P

XP

Venezuela

C

L

M

6.654 4 4

P XP

Occidente

Reservas remanentes de petróleo (1996) por región y tipo.

2

3

domina el tipo de yacimiento pequeño, con

3.765

7

1.979 C

13

4.676

L

9 M

P XP

Oriente

Y A CI M I E N T O S D E H I D R O C A R B U R O S E N V E N E Z U E LA

a) Area Mayor de Oficina

Figura 2.3 b

Al sur del Corrimiento de Anaco los yacimientos son principalmente de tipos

Venezuela

50%

saturados y subsaturados y en menor cuan tía

25%

Occidente

29%

Oriente

de condensado y de gas seco. Los crudos

65% 10%

Faja

21%

p ro du cid os so n livia no s (Zap ata, Nard o, Ch imire , Kaki, So to , La Ce ib ita, Zu lo s,

5%

0,2%

Occidente

Budare), medianos (Oficina Central, Limón, Yopales, Nipa, Mata, Oscurote, Aguasay) y p e sa do s ( Me lo n es, Mig as, O ve ja , Da ció n,

Maracaibo Barinas-Apure

O stra ). Ve r yacimie nto J–3 (O M–100) d el

95%

99,8%

El e sp eso r d e la s a re nas va ría d e 3 a 100

5% 4%

Oriente

11% 9%

70%

campo Oveja, al final del capítulo.

2%

Anaco

San Tomé*

Guárico

N.Monagas**

Faja

S.Monagas

pies, a una profundidad de entre 4.000 y

13% 6%

14.000 pies, la porosidad oscila entre el 10 y el

27%

50% y la permeabilidad de 50 a 1000 md, aun-

8%

que en ciertos casos alcanza a varios darcys. La mayoría de estos yacimientos tienen

44%

1%

Petróleo

un casquete de gas, mientras que algunos

Gas asociado y en solución

* Principalmente Oficina

tienen solamente gas.

** Incluye otros campos menores

Reservas remanentes de pet róleo y gas (1996) por región y área geográfica.

b) Area Mayor d e Anac o

Los campos principales del área son Figura 2.3 c

Santa Rosa (véase yacimiento RG–14–COEF), Joaquín, Santa Ana, El Roble y El Toco.

Occidente 1%

2%

Se encuentran al norte de la falla inversa del Corrimiento de Anaco. Predominan los yaci-

12%

mientos de condensado asociado con petróleo, aunque también existen yacimientos de 98%

C⁄L

88%

99%

M

P ⁄ XP

gas seco. Tienen una profundidad promedio de 7000 pies, tanto el espesor de ANP como el de Arena Neta de Condensado (ANC)

Barinas-Apure

Maracaibo

promedia los 18 pies cada una, la porosidad,

Oriente 1%

2%

la permeabilidad y la saturación de agua se

3%

2%

3%

sitúan alrededor del 17%, 160 md y 15%,

10% 13% 55%

35%

41%

respectivamente. La gravedad promedio del petróleo es de 39˚API y la de l conden sado, de

37%

51˚API. Tanto en el Area Mayor de Oficina 23% 1%

C

L 5%

2% 11%

74%

M Anaco

1%

San Tomé

como en la de Anaco se han realizado proyectos de recuperación secundaria (gas y/o agua), inyección de vapor y aire, así  como reciclamiento de gas.

N.Monagas 49%

S.Monagas

37%

Guárico 95%

P

Faja

XP

Reservas remanentes de petróleo (1996) por tipo de crudo y área geográfica. 2

4

Y A CI M I E N T O S D E H I D R O C A R B U R O S E N V E N E Z U E LA

c) Area Nort e d e Monagas

Tabla 2.3 Iny. de agua

Iny. de gas

Iny. de agua y gas

I ny. de vapor

Tot al

83 (54)

119 (83)

13 (12)

2 (0)

217 (149)

970

543 317

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

1463 1287

Prod. de petróleo primaria y secundaria: Mbppd 483 974 MMbls. 6972 3867

179 7138

-----------323

1636 18.300*

Nº de proyectos (Activos)

Los camp os p rincip ales del área son Ju se p ín , Sa nta Bá rb ara , Mu la ta / Ca rito y El Furrial, productores de crudos livianos; Orocu al y Ma nre sa , d e cru do s m ed ia no s a p e sa -

Volumen inyectado: Mbapd MMpcpd

920 ----------

dos (Formación Las Piedras) y, hacia el Delta Am acu ro , e l ca mp o d e Pe de rn ale s (p e sa do /   me dian o, Fo rmació n La Pica). Al fin al d el cap ítu lo se d escribe n los yacimien to s d e Pedernales y las “Arenas de Naricual” de los

* 38% de la produ cción acum ulada. (1914–1996)

Proyectos de recuperación secundaria en Venezuela, 1996.

campos Carito Central y El Furrial, los cuales se diferencian por la capa de gas de gran magnitud presente en el primero.

Figura 2.4

20000

d) Area Sur de Monagas

30

Occidente Oriente

Porcentaje del total de cada región 24%

18000

17782

17481 14903

14000

  n   p    b 10000    M    M 6000

13903

12187 36 36

2

2000 0

1

1

25 792 L M

Formación Oficina del Mioceno. El miembro de mayor espesor es el Morichal; al que

37 5

22

P XP

4174

2879 3578

575

217

383 C

L M

C

P XP

C

Occidente

Venezuela

esta área son Pilón, Jobo, Morichal, El Salto, Temblador, Uracoa, Bombal y Tucupita. El petróleo p esado a extrapesado p roviene de la

76%

40 8013

Los principales campos petrolíferos de

suprayacen los Miembros Yabo, Jobo y Pilón.

36 25 31 3 383

Los yacimientos son poco profundos (±1600

L

pies), la viscosidad del petróleo es alta (1200 cp aunque puede llegar hasta 15.000 cp o

M

P XP

Oriente

más); la porosidad, la permeabilidad y la

Producción acumulada de petróleo (1914-1996) por región y tipo de crudo.

saturación de agua promedio son del 30%, 2500 md y 27%, respectivamente. e) Faja del Orin oco

Figura 2.5 a

400

30

Occidente

Porcentaje del total de cada región 389

Oriente

388 42%

El área de 36.000 km cuadrados ha sido dividida en cuatro sectores de este a oeste, Cerro Negro (ver descripción del Area Bitor al final del capítulo), Hamaca, Zuata y Machete.

58%

A través de cinco proyectos se espera una 300

producción

285

35

281

  n    b 200    M    M

176

44 28

29% de agua y 1% de surfactante).

105

103 45 22

3

2 L

M

P XP

Venezuela

1

6

4 C L M

P XP

Occidente

35

22

7 C L M

P XP

Oriente

Producción anual de petróleo (1996) por región y tipo de crudo. 5

22

35

28

2

de

crudo

400 Mbppd para preparar y exportar Orimulsión ®‚ (70% petróleo extrapesado con

182

25

C

Mbppd

De igual forma se espera una producción de 207

27

0

600

mejorado (sintético) en la próxima década. 35

100

de

Y A CI M I E N T O S D E H I D R O C A R B U R O S E N V E N E Z U E LA

A nivel internacional, Venezuela ocupa el

Figura 2.5 b

sexto lugar entre los países con mayor volumen de reservas probadas remanentes de

5%

Venezuela

petróleo, el séptimo en cuanto a reservas

Occidente 37%

58%

58%

Oriente

42%

probadas remanentes de gas y el sexto lugar en p roducción anu al de petróleo.

Faja

En el cuadro siguiente se indican las 8%

reservas probadas estimadas de petróleo y

0,6%

Occidente Maracaibo

de gas al 31 de diciembre de 1996 y se muestran por área y tipo de crudo en las

Barinas-Apure

Figuras 2.3a, 2.3b y 2.3c.

92%

1%

11%

99,4%

5%

Oriente

6%

Anaco

San Tomé

Guárico

N.Monagas

Faja

S.Monagas

48%

5%

Petróleo

Gas asociado y en solución

Producción anual de pet róleo 

área geográfica.

El intervalo productor de la subcuenca de Guárico abarca la Formación Tigre del Cretácico y las Formaciones La Pascua, Roblecito y Chaguáramos del Terciario. La producción comercial se encuentra en el Area Mayor de Las Mercedes, donde existen 20 acumulaciones de hidrocarburos distribuidas en siete campos. Los crudos son de baja gravedad y alta viscosidad hacia el sur, de condensado y de gas asociado y gas hacia

291.629

Factor de recobro (%)

14,5

66,6

Reservas remanentes

72.666* *

129.610

el

norte

· * Incluye gas asociado, y en solución así como también 23.070 MMM pc de gas inyectado. · ** Incluyen 2263 MMbl s de bitumen de la Faja petrolífera del Orinoco. (Area Bitor)

Las

2) Subcuenca de Guárico 

libre

838.680

41%

57%

y gas (1996) por región y 

Gas * (M M M pc)

Original en sitio

8%

17%

Petróleo (M M bls)

1%

con

gravedades

transicionales en el centro. En los inicios de su vida productora, los yacimientos tenían un empuje hidráulico, luego reemplazado, con el tiempo, por la segregación de gas como mecanismo de producción.

reservas

probadas

remanentes

de gas libre son de 13.600 MMMpc de las cuales 97% están en el Oriente y el resto en el Occidente.

Producción hasta el 31 /12/1996 Durante las últimas ocho décadas, hasta diciembre de 1996, Vene zuela ha p rodu cido 48.600 MMbls. de petróleo (Fig. 2.4), 64.600 MMMpc de gas asociado y en solución y 585 MMMpc de gas libre a través de casi 40.000 pozos. Durante 1996 la capacidad de p roducción fue de 3,4 MMbppd (ver distribución porcentual p or región, área geográfica y tipo de crudo en las Figuras. 2.5a y 2.5b) a través de 14.900 pozos activos. Por otra parte, existen otros 15.000 pozos reactivables.

Reservas estimadas al 31/12/1996 Para fines de 1996, las reservas totales de hidrocarburos en Venezuela, que comprenden reservas probadas, probables y posibles, son d e más de 200.000 millones de barriles de petróleo y 242.000 MMMpc de gas, que incluyen unos 30.000 de gas no asociado.

2

6

Y A CI M I E N T O S D E H I D R O C A R B U R O S E N V E N E Z U E LA

Figura 2.6

Ubicación geográfica de 12 yacimientos típicos.

N

Mara Oeste 5 Maracaibo

Cumana Barcelona

Altagracia Cabimas

B-6-X.03 1 Tía Juana 3 2 Lagunillas LL-07 Bachaquero Lago de Maracaibo 4 Ceuta

El Carit o Santa Rosa 8

Tucupita Barinas Silvestre 6 0

0

El Furrial 11 9 10 Maturin Pedernales

 o c o

Oveja 7

Area Bitor O r i n 12

40 km 0

50 km

50 km

Ciudad Bolivar

La explotación de las acumulaciones Cam po

Yacim ient o

1

Tía Juana

Formación Lagunillas

2

Lagunillas

Lag. Inf.–07

3

Tía Juana

B–6–X.03

4

Ceuta

Eoceno “ C” /VLG–3676

nada de vapor, combustión en sitio, inyección

5

Mara Oeste

Cretácico DM–115

de polímeros y otros) y, durante los últimos

6

Silvestre

P1/2 (0017)

cincuenta años, por recuperación secundaria

7

Oveja

J–3 (OM–100)

para mantener las presiones y desplazar can-

8

Santa Rosa

RG–14–COEF

tidades adicionales de petróleo del yaci-

9

El Carito

“ Arenas de Naricual”

10

El Furrial

“ Arenas de Naricual”

11

Pedernales

Arenas P–2

12

Cerro Negro

Miembro Morichal

de hidrocarburos venezolanos se ha hecho mediante agotamiento natural (flujo natural, levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico y bombeo electrosumergible), por recuperación mejorada (inyección alter-

miento (inyección de gas y/o agua, inyección continua de vapor). En la Tabla 2.3 se detallan los esfuerzos de recuperación

Ref .

secundaria en Venezuela (según el Ministerio de Energía y Minas, año 1996).

2

7

Yacimientos típicos de hidrocaburos En la Fig. 2.6 y en el cuadro de arriba se identifican doce yacimientos considerados típicos de la región donde están ubicados. Cada uno de estos yacimientos se ha descripto desde el punto de vista de la geología de producción, petrofísica e ingeniería de yacimientos.

YA CI M I EN T O : FO RM A CI O N LA G U N I LLA S

Introducción El campo Tía Juana (tierra) está ubicado entre las ciudades de Cabimas y Lagunillas en la parte septentrional de la costa oriental del Lago de Maracaibo (Fig. 2.7). Se encuentra dividido en dos campo s: Tía Juan a Principal y Tía Juan a Este, en los cuales se reparten áreas para 18 proyectos térmicos (17 de inyección alterna de vapor y uno de inyección continua de vapor). Desde el punto de vista del yacimiento, el campo es una acumulación de petróleo pesado (POES mayor de 11.000 MMbn) que cubre una superficie de más de 39.000 acres, donde se han perforado cerca de 2700 pozos, de los cuales más de 1800 todavía se en cuentran activos.

Figura 2.7

N

Maracaibo Boscan

CA M PO: TI A J U A N A ( TI ERRA )

Cabimas Tia Juana Lagunillas Bachaquero Machango Mene Grande

Ubicación geográfica del  campo Tía Juana.

Geología a) Estructura 

Estructuralmente, el campo Tía Juana está constituido por un monoclinal de rumbo noroeste-sureste con un buzamiento promedio suave de 4 a 6 grados hacia el suroeste. Las fallas que lo cruzan son de direcciones normales

y

desplazamientos

variables

(entre 20 y 250 pies). Las principales tienen una dirección preferencial noroeste-sureste (Fig. 2.8) b) Estratigrafía 

La secuencia estratigráfica (Fig. 2.9) del Post-Eoceno en el campo Tía Juana está constituida, de base a tope por la Formación La Rosa del Mioceno, que yace discordantemente sobre la Formación Misoa de edad Eoceno, a con tinuación se en cuentra la Formación

Figura 2.8

Lagunillas

del

Mioceno

subdividida en cuatro Miembros (Lagunillas Inferior, el más productor, Ojeda, el más N

 25 0 '

la Formación La Puerta de edad Mio-

  '  2 5 0

L D

L L

D

L

L D

D

L

D

7 5 0'  

D

L L D D

L D

L D

7     5     0     '    

D

12 5 0 ' 

Plioceno. Los contactos entre estas tres

L D L D

D L

L

L

principales formaciones son concordantes.

D L

L D D

La Formación La Rosa (70 pies de espesor)

L D

está constituida por lutitas laminares de color gris verdoso, que se presentan en

L D

1 2 5   0 '  

7    5    0  '   

L D D L

D L

D L D L D L D L D L

17 5  0 ' 

intercalaciones de capas de areniscas de po co e speso r. La Formación Lagun illas (1260 D L

Formación La Puerta es una secuencia de

D L

2 25   0   '  

D

L D L

17 5  0'  

pies de espesor) contiene lutitas, arcillas y arenas con algunas capas de lignito. La

D L

Lago de Maracaibo

lutítico, Laguna y Bachaquero) y, por último,

1  2    5    0  '   

arcillas blancas y grises, arenas arcillosas y arenas grises.

Estructural D L

Falla

Tope Lagunil las Inferior

M apa estructural del yacimient o Tía Juana.

2

8

YA CI M I EN T O : FO RM A CI O N LA G U N I LLA S

Figura 2.9    )    D    A    D    E    (    n   o    ó    i   r    c   b    a   m    m   e    r    i    o 0    F

c) Ambiente de sedimentación 

rg =2,66

ILM Prof. ( gA PI ) 1 20 (pies) .2 (ohm-m) 2000

El Miembro Lagunillas Inferior en el campo Tía Juana está representado

Smits; la salinidad se encuentra entre 2500 y 3500 ppm equivalente NaCl.

parálicos, con eventuales incursiones del mar. Hacia el noroeste, la parte inferior está conformada por depósitos de abanico aluvial y depósitos fluviales. Son comunes las areniscas conglomeráticas y los conglomerados de clastos de arcilita y matriz

2300

arenosa, con algunos intervalos de facies de arcilitas y heterolitas. Hacia el tope la    )   r    O  o    i    N  r   e    E   f   n    C   I    O  s    I   a    l    l    M    (    i   n   s   u   a   g    l   a    l    i    L   n   u   g   a    L

sección es menos arenosa, haciéndose más frecuentes los depósitos parálicos, con

2400

areniscas de grano medio a fino.

Propiedades petrofísicas La formación es una secuencia de lutitas y de arenas no consolidadas de alta porosidad, alrededor del 36% (Fig. 2.9). Las permeabilidades oscilan entre 2 y 6 darcys, la saturación de agua irreducible es de alrededor del 10%. Las principales arcillas son la caolinita, la ilita y la montmorilonita con volúmenes que pueden alcanzar de 10 a 20%. Los puntos de corte ó ‘cutoffs’ típicos son: porosidad 20%, saturación de agua 50%, Vcl 50%. Los parámetros de interpretación son: a=1, m*=1,6, n*=2,0,

2500

2600

  a   s   o    R   a    L

Registro tipo de Lagunillas  Inferior en Tía Juana.

4000

   )   n    b    /   n   c   p    (    P    G    R

a) Historia de producción, inyección y presión 

El campo Tía Juana fue descubierto en el año 1928. Desde entonces hasta 1959, la RGP AyS

40 20

0

0 Qo NP

1500

Pruebas piloto. Recup. térmica

M-6 ICV

Generalización IAV

'60

'64

'68

'72

9

500

IAV+ aditivos Nacionalización

Prueba IAV a gran escala

'56

1000

Cierre por mercado

'76

Añ o Historia de producción del campo Tía Juana. 2

producción promedio fue de 75 Mbppd en 80 60

400

0 '52

Reservas estimadas al 31/12/1996 El cálculo de las reservas se basa en un área de 39.429 acres, un valor promedio para el espesor de la arena de 130 pies, porosidad 36%, saturación de petróleo 68% y factor volumétrico de formación de petróleo 1,05 by/bn. Los resultados oficiales indican un POES de 11.114 MMbn, un factor de recobro del 25% y 1002 MMbn de reservas remanentes.

Pozos-mes

0

   )    d   p    b 150    M    (   o    Q

Propiedades de los fluidos Para una presión de saturación de 725 lpca a una temperatura de 113˚F, el factor volumétrico de formación para el petróleo es 1,05 by/bn y la relación gas-petróleo inicial 90 pcn/bn. Estos valores constituyen un promedio y varían según la profundidad en la cual se encuentran los intervalos productores. La gravedad del crud o fluctúa en tre 9,2 y 14˚API (12˚API como promedio) y la tempe ratura, entre 100 y 125˚F. La presión inicial estaba comprendida entre 400 y 1000 lpca y la viscosidad del crudo, a 100°F y presión atmosférica, entre 1500 y 70.000 cp.

Comportamiento del yacimiento hasta el 31 /12/1996

Figura 2.1 0

  s 3000   e   m   - 2000   s   o   z   o 1000    P

gr/cm 3 para la ecuación Waxman-

principalmente por sedimentos no marinos

ILD GR

   M

CA M PO: TI A J U A N A ( TI ERRA )

'80

'84

0 '88

'92

'96

A   y   S   (    %  )   N  P   (   M M  b  n  )  

frío, acumulando 418 MMbn provenientes de 900 pozos. Desde 1957 hasta 1962 se llevaron a cabo pruebas de recuperación térmica en el campo, tales como inyección alternad a de vapo r (IAV), combu stión en sitio (seca y húmeda) y sandwich térmico.

YA CI M I EN T O : FO RM A CI O N LA G U N I LLA S

CA M PO: TI A J U A N A ( TI ERRA )

Se han realizado 18 proyectos térmicos

Figura 2.1 1 1

2

3

4

5

Tía Juana Principal

6

7

8

9

N

(Fig. 2.11), (7 IAV en e l camp o Tía Juan a Principal, uno de los cuales es el de las Areas Periféricas que bordean el campo y 11

Tía Juana Este R

en Tía Juana Este, incluyendo el proyecto de ICV, M-6). Se inyectaron 34,1 millones de

A APTJN (Proyecto A-3)

B

recuperaron 1775 MMbn de petróleo,

C

estimándose que 1039 MMbn son adicionales a lo que se hubiera podido producir

D

por agotamiento natural. Se inyectaron

Proy. B/C-3

Proy. C-5 ext.

Proy. C-2/3 4 Proy. C-3/4

Proy. C-5

APTJEN (C-7)

Proy. D-2/E-2 Proyecto D-6

Proy. D/E-3

Proy. E-8

E

F Proy. F-7 Proy G-2/3

toneladas de vapor en 2266 pozos y se

G APTJC

aproximadamente 4675 toneladas de vapor por ciclo. b) Mecanismos de producción 

Los principales mecanismos de producción que activan los yacimientos de la

Proy. H-6

H

Proy. H-7

Proy. G-2/3 ext. Proyecto J-7

APTJEE

J

son el empuje por gas en solución y la compactación. Este fenóme no e s de esp ecial

K Proyecto M-6 (inj. alt.)

Formación Lagunillas del campo Tía Juana

L

relevancia en los yacimientos constituidos por arena s no con solidadas, como las de Tía Juana y otros campos de la Costa del Distrito

Proyecto M-6 (inj. cont.)

Lago de Maracaibo

M N

Bolívar. La compactación se debe a la disminución de la presión de los fluidos en el yacimiento por la producción de los

APTJES

O

ejercida sobre él por los estratos suprayacentes. Esto origina un hundimiento de las

Proyectos t érmicos de l campo Tía Juana.

En 1964 comenzó una prue ba d e IAV

Figura 2.1 2

Escala g rafica

N

0

400

5 10 km

400 cm

a gran escala, lo que aumentó la producción a niveles de 110 Mbppd. Más adelante, a partir de 1969, se gen era lizó la IAV en e l camp o Tía Juana, hasta alcanzar los 230 Mbppd

20

en 1971, para luego declinar hasta los Tía Juana

60 Mbppd en 1986. En 1978 se inició

500

Lagunillas

400 0

el proyecto piloto de inyección continua de vapor (ICV) en el área M6. La baja producción entre 1987 y

Lago de Maracaibo

400

Bachaquero

mismos, incrementando a su vez la presión

capas que se encuentran por encima del yacimiento hasta traducirse en la subsidencia de la superficie del terreno (Fig. 2.12). El valor de subsidencia promedio hasta 1996 fue de 465 cms. Sin embargo, la compactación actúa de manera eficaz en el mantenimiento de la p resión d el yacimiento y, por ende , en e l recobro del pe tróleo. Un 70% de la producción se puede atribuir a la compactación.

1991 se debe al cierre parcial por las condiciones desfavorables del mer-

50

cado. Actualmente, el campo produce Subsidencia en la costa del  Distrit o Bolívar.

unos 80 Mbppd con 18% de A y S y una RGP de 220 pcn/bn. (Fig. 2.10).

2

10

YA CI M I EN T O : LA G U N I LLA S I N FERI O R–0 7

Introducción El yacimiento Lagunillas Inferior–07 (LL–07) está ubicado en la costa oriental del Lago de Maracaibo, frente a la población de Lagunillas y al norte de Bachaquero (Fig. 2.13). Comenzó su vida productiva en mayo de 1926 y en él se han completado 960 pozos a una profundidad de aproximadamente 4200 pies. Cubre una extensión de unos 31.000 acres y su POES es de 3830 MMbn de crudo pesado. A partir de 1984, se le ha inyectado agua del Patio de Tanques de Lagunillas con la finalidad de incrementar el recobro de petróleo manteniendo la presión y eliminando el drenaje de las aguas efluentes hacia el Lago de Maracaibo.

Figura 2.1 3

N

CA M PO : LAG U N I LLAS ( LA G O )

Tía Juana

Lagunillas

LL-07

Lago de Maracaibo Bachaquero

Ubicación geográfica del  yacimiento LL–07.

Geología a) Estructura 

El mapa isópa co-estructural al tope de la LL–A (Fig. 2.14), muestra un monoclinal con buzamiento de 3 a 3,5 grados hacia el suroeste. El yacimiento LL-07 se prolonga hacia el noroeste (no ubicado sobre el mapa) al nivel del Miembro Lagun a. Está limitado al suroeste por una falla normal también con buzamiento hacia el norte, con rumbo noroeste-sureste y al sur por un contacto agua-petróleo que originalmente se encontraba a aproximadamente 5000 pies de profundidad. Varias fallas extensionales al suroeste y al este (centro) con desplazamiento de 30 a 150 pies cortan el yacimiento, pero tienen relativamente poca importancia en cuanto al entrampamiento del mismo.

Figura 2.1 4

c) Estratigrafía  El yacimiento LL-07 está constituido por

Estructural Isópaco Límite de yacimiento      '     0     0      7

D

     '     0     0     6 –  3   

        '         0         5         6

L

L D

la Formación Lagunillas y los Miembros La

Pozo

2    0    0    '   

– 3   4  0   0  '  

los Miembros Laguna y Lagunillas Inferior, de

Falla

D    i    q    u    e  

 5    5    0   '      

Rosa y Santa Bárbara de la Formación La Rosa, de edad Mioceno (Fig. 2.15). Infrayace

2000 metros

N

concordantemente al Miembro Bachaquero, S. 55000

D

yace discordantemente a las formaciones del

L

– 3   6  0   0  '  

L

D

D 7     0     L 0     '    

Post-Eoceno. El Miembro más importante es

5    0    0    '   

D

LL–07

el Lagunillas Inferior ,que contiene el 89% del

– 3   8  0   0  '  

POES. Este, a su vez, ha sido dividido en tres capas: LL–A, LL–B y LL–C. (El Miembro

L

– 4   0  0   0  '  

L

L

650'

D

   '   0   5  0

S. 60000

3     5     0     '    

c) Ambiente de sedimentación 

4     0     0     '    

Los Miembros Laguna y Lagunillas Inferior del yacimiento LL–07 consisten principalm en te d e se dime nto s flu vio de lta ico s co n

D L

L D

– 46    0  0'    

menores cantidades de sedimentos marinos

550' L D – 5   2  0   0  '  

650'

S. 65000

–  5    0  0   0  '   

350' 500' E. 35000

M apa isópaco-estructural del yacimiento LL–07. (Tope LL-A) 2

11

próximo-costeros, mientras que la Formación La Ro sa e s p re do min an te me nte marin a.

D L

 –5400'

E. 30000

desde LaA hasta LaD y la Formación La Rosa, en LRA y LRB).

 0  '  4  5

– 4   4   0   0   '  

– 4 8   0  0   '  

Laguna fue subdividido en cuatro lentes

L D

–  4   2  0   0  '   

D

700'

también de la Formación Lagunillas y supra-

E. 40000

YA CI M I EN T O : LA G U N I LLA S I N FERI O R–0 7

CAM PO : LA G U N I LLA S ( LA GO )

En general, el Miembro Laguna representa una

Figura 2.1 5

progradación más débil que la del Lagunillas Inferior, puesto que en él se encuentran

GR    n    ó   )    i    c   E    a   G    m    A    r    (    o    F

0.0    o    r    b    m    e    i    M 0.8

(gAPI)

m en os a re na s y m ás d elga da s, y la se dim en -

100

CALI (in.)

18

Prof. (pies)

RHOB

IDL 0.2

2000 1.9

(ohm-m)

tación fluvial no parece haberse extendido tan

(g/cm 3)

8.9

lejos hacia el oeste y el suroeste, como ocurre en el Miembro Lagunillas Inferior.

La A

Propiedades petrofísicas Para definir las propiedades petrofísicas del yacimiento LL–07 se han utilizado datos provenientes de unos 800 pozos, de los cuales sólo 31 tienen registros de porosidad. Por otra parte, existen pocas muestras de núcleos. Se h a e sco gid o u na re sistivid ad d e 12 o hm-m como punto de corte para estimar el espesor d e are na n eta p etro lífe ra (ANP). A co ntinuación se muestran los rangos de espesor, p orosidad y saturació n de p etróle o p ara las cap as que conforman el Miembro Lagun illas Inferior.

3500    a    n   u    g    a    L

La B

   )    O    N    E    C    O    I    M    (    s    a    l    l    i    n   u    g    a    L

La C 3600 La D

LL A 3700

   r    o    i    r    e    f    n    I    s    a    l    l    i    n   u    g    a    L

LL B

3800 LL C

   a    s    o    R    a    L

   a    s    o

   R    a    L    a    r  .   a    a    t     b    r     S     á     B

LL–A

LL–B

LL–C

Espesor (pies)

20–51

26–54

17–43

LR A

Porosidad (%)

18,6–29,1

22,4–29,7

27,1–33,1

3900

Saat . d e Pet . (%) 84,6–85,9

76,2–85,0

30,2–67,2

LR B

La s a re nas d el Mie mb ro La gu na y d e la

Registro tipo del yacimiento LL–07.

Fo rma ció n La Ro sa n o tie ne n p ro pie dad es

Figura 2.1 6

p etrofísicas tan atractivas como la del Mie mb ro La gu nillas n i tamp oco tan b ue na continuidad lateral.

400

 .    t   c   a   s 200   o   z   o    P 0    )   n    b    /   n 2000   c   p    (    P 1000    G 0    R 80    )    %    (    S 40   y    A 0    )    d   p 40   p    b    M 20    (   o    Q 0

Se ha determinado que la relación permeabilidad-espesor varía entre 25 y 275 darcys/pie, de lo cual se deduce una permeabilidad promedio para el yacimiento de 1500 md, lo cual está validado por el análisis de un núcleo.

'56

'60

'64

'68

'72

'76

Añ o

'80

'84

'88

'92

'9

Historia de producción del yacimiento LL–07.

2

12

YA CI M I EN T O : LA G U N I LLA S I N FERI O R–0 7

CAM PO: LA GU N I LLA S ( LAG O )

El Miembro Lagunillas Inferior contiene

Figura 2.1 7 500

el 89% del POES (LL–A = 40%, LL–B = 35% y LL–C = 14%), el Miembro Laguna un

150 Tasa de inyección de agu a por d ía, Qiw Inyección de agua acumulada, Wip

400

promedio del 10% y la Formación La Rosa,

120

   )   s    l    b 300    M    M    (   p 200    i    W

90

60

100

 Q i   w  (   M  b   a  p  d   )  

menos del 1%.

Comportamiento del yacimiento hasta el 31 /12/1996 a) Historia de producción, inyección y presión 

30

El yacimiento LL–07 inició su vida produ ctiva en ma yo de1926 y hasta diciembre

0

0 ' 84

' 85

' 86

' 87

' 88

' 89

' 90

' 91

' 92

' 93

' 94

' 95

' 96

Añ o Historia de inyección del yacimiento LL–07.

de 1996, había producido 1512 MMbn de petróleo pesado de 18˚API, 179 MMbls de agua y 863 MMMpc de gas. En el yacimiento

Propiedades de los fluidos Sobre la base de los análisis de PVT (muestras tomadas a 3700 pbnm y a una temperatura de 140˚F) se obtuvieron las siguientes propiedades de los fluidos del yacimiento LL–07:

se completaron 960 pozos, de los cuales 284 son

actualmente

productivos

mediante

bombeo mecánico a una tasa promedio (a diciembre de 1996) de 34.250 bppd con una RGP de 850 pcn/bn y 47% de A y S. La tasa de declinación anual era del 7,2% hasta 1979, fecha en la cual se completaron más pozos en

Presión original

1785 lpca

el yacimiento, con lo cual se incrementó la

Presión de bur bujeo, p b

1785 lpca

produ cción hasta 1984. En febrero d e ese añ o

Factor volumétrico del petróleo @ p b

1,145 by/bn

se inició el proyecto de inyección de aguas

RGP @ p b

213 pcn/bn

efluentes en el flanco sur. La producción

Viscosidad del petróleo @ p b

21 cp

siguió declinando a una tasa de 1,8% anual.

Gravedad del petróleo

8 ˚API

Desde 1991, la producción se mantuvo constante por encima de los 30.000 bppd.

Reservas estimadas hasta el 31/12/1996 Para calcular las reservas se tomaron como datos básicos promedio un espesor de 68 pies, un área productiva de 31.639 acres, una porosidad de 30% y una saturación de petróleo de 84%. A continuación se presentan los resultados:

(Fig. 2.16) Se inyectaron aguas efluentes provenientes del Patio de Tanques de Lagunillas, mediante 10 pozos inyectores, principalmente en los lentes LL–A, LL–B, LL–C a una tasa de entre 90 y 110 Mbapd, con un acumulado de 446 MMBls de agua. (Fig. 2.17). Se o bservó q ue el agua inyectada en e l lente LL–C, que se en contraba a negad o, estaba invadiendo el lente LL–B por

POES

3828 MMbn

Factor de recobro*

44,75 %

Reservas remanentes

201

* Entre prim ario (39,29%) y secundario (5,46%).

MMbn

comunicación vertical. La p resión o riginal de l yacimiento , igual a la de saturación, era de 1785 lpca y declinó a una tasa de agotamiento de 0,67 lpca/MMbn. En 1984, cuando alcanzó la presión de 780 lpca, después de acumular 1400 MMbn de petróleo, se inició la inyección de agua. (Fig. 2.18). A raiz de ello, la presión actual del yacimiento se incrementó, hasta alcanzar los

2

13

YA CI M I EN T O : LA G U N I LLA S I N FERI O R–0 7

CA M PO : LAG U N I LLAS ( LA G O )

El reemplazo acumulado de fluidos es del

Figura 2.1 8 1800

78%. En seis pozos, se está probando con éxito la inyección alternada de vapor, otra

1600

técnica de producción que permitirá recuperar las cuantiosas reservas remanentes de

   ) 1400   a   c   p    l    ( 1200   n    ó 1000    i   s   e   r    P 800 600

Comienzo de la inyección Febrero 1984

petróleo pesado existentes. b) Mecanismos de producción 

El mecanismo de producción preponderante en el yacimiento Lagunillas Inferior–07 es la compactación de las rocas, sobre todo

~ ~

en la parte centro-oriental. Asimismo, el

0 0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Producción acumulada de petróleo (MMbn) Historia de presión del  yacimiento LL–07.

empuje hidráulico ha contribuido en forma

911 lpca en la actualidad, lo cual indica el

muy importante y, en menor cuantía, el empuje por gas en solución. Finalmente la

efecto positivo del proyecto de recuperación

inyección de aguas efluentes ha sido exitosa

secundaria. (Entre 1000 y 1400 lpca observado

en el mantenimiento de la presión en el

en las zonas no drenadas, entre 600 y 800 lpca

yacimiento y, por lo tanto, debe considerarse

en las zonas de producción y entre 900 y 1200

como otro mecanismo de producción.

lpca en la zona cercana a los inyectores).

Y A CI M I E N T O : B – 6 –X . 0 3

Figura 2.1 9

N

Maracaibo Cabimas Lago de Maracaibo

Tía Juana

B–6–X.03

Ubicación geográfica del  yacimiento B–6–X.03.

Introducción El yacimiento B–6–X.03 se en cuen tra en el Lago de Maracaibo cerca de su costa oriental, en e l área Eoceno Norte d el campo Tía Juana (Fig. 2.19). Se caracteriza por un POES de 2300 MMbn de petróleo mediano, por la inyección combinada de gas en la cresta y la implantación de cuatro proyectos de inyección de agua. El yacimiento ha acumulado desde 1945 una producción de 456 MMbn de petróleo, asociada a la completación de más de 240 pozos productores, 70 inyectores de agua y dos pozos inyectores de gas.

CAMPO: TIA JUAN A (LAGO)

Geología a) Estructura 

La

estructura

del

yacimiento

está

conformada por dos anticlinales asimétricos (Fig. 2.20). El primero, en el área de Punta Benitez, al norte del bloque norte presenta en el flanco norte-noroeste un buzamiento que varía entre 10 y 15 grado s. El flanco sursureste tiene una inclinación suave con un buzamiento de entre 2 y 4 grados. La segunda estructura se ubica en el norte del bloque sur, en el extremo norte-noroeste del yacimiento

en

el

sector

Tía

Juana,

alargándose también hacia el sur-sureste formando un monoclinal de buzamiento suave que varía entre 2 y 4 grados. El B–6–X.03 está delimitado por fallas normales que lo separan de los yacimientos B–6–X.02, B–6–X.10 y B–6–X.29.

2

14

Y A CI M I E N T O : B – 6 –X . 0 3

CAMPO: TIA JUA NA (LAGO)

Figura 2.2 0

Existen indicios de comunicación entre el Area Sur–03 y los yacimientos B–7–X.04 y B–6–X.10, así como entre el extremo sur del

B-6-X.49

N

yacimiento y el B–6–X.85.

B-6-X.01

b) Estratigrafía 

B-6-X.29

El yacimiento B–6–X.03 forma parte de

NOR-03

las arenas "B" de la Formación Misoa de

–   4     7     0    0   

edad

B-5-X, respe ctivamente. L

El yacimiento B–6–X.03 se divide generalmente en tres unidades estratigráficas

B-6-X.93

D

L D

denominadas, de tope a base, intervalos “A”, NOR-01

D L

área

concordantemente a los Miembros B-7-X y

   0    0    0    5   –  0  – 4 7 0

al

Maracaibo, (Fig. 2.21). Suprayace e infrayace

L D

NOR-02

DL

perteneciente

geológica Eoceno Norte del Lago de

  0   0  0   –  5

B-6-X.02

Eoceno,

“B” y “C” “A” presenta las características

SUR-03

geológicas y petrofísicas más pobres, su

  0   5  0   –  5

D L

espesor promedio es de 15 pies y se encuentra erosionado en varios sitios. “B” y “C”, tienen un espesor promedio de 60 pies cada una. Los cuerpos de arenas en cada

SUR-01 B-6-X.10

 0  – 5 5 0

intervalo son masivos y presentan buena  0  – 6 0 0

transmisibilidad vertical dentro de cada uno

SUR-02

de ellos.

A-01

c) Ambiente de sedimentación 

Se identifican seis tipos de sedimen-

L D

D L

Estructural

tación predominantes: abanico de rotura,

Límite de área

playa, barra de desembocadura, canal principal, canal distributario y frente deltaico.

B-6-X.85

Falla Ejes del anticlinal

Mapa estructural del yacimiento B–6–X.03.

Tabla 2.4 A rea

D at um pbnm

Tem p ˚F

Gravedad ˚API

Rsi pcn/bn

pb Ipca

Bob by/bn

µob cp

B–6–X.03

5600

184

25,0

305

1720

1,201

3,80

Norte-01

5600

184

25,0

305

1720

1,201

3,80

Norte-02

5275

178

26,0

379

1816

1,238

2,15

Norte-03

5200

177

26,5

396

1838

1,246

2,10

Sur-01

5800

187

22,1

260

1646

1,179

5,30

Sur-02

5950

190

20,9

226

1602

1,162

7,10

Sur-03

5200

177

26,5

396

1838

1,246

2,10

Propiedades de los fluidos del yacimiento B-6-X.03 y de sus seis sectores.

2

15

Y A CI M I E N T O : B – 6 –X . 0 3

CAMPO: TIA JUA NA (LAGO)

Figura 2.2 1

ILD   n   o    ó   r    i    )   c   D    b   a   A   m    D   e 4   m    i   r    E   o   (    M    F

(pulg.) GR

14

0

(gAPI)

150

1

1000

SFLU

CALI

    X    5     B

(ohm-m)

Prof. (pies)

NPHI

1

(ohm-m) RXO

1000

45

(p.u.) RHOB

-15

1

(ohm -m )

1000

1.9

(g ⁄  cm 3)

2.9

6800

6900

   )    O    N    E    C    O    E    (    a    o    s    i

   X    6    B 7000

   M

7100

   X    7    B

7200

Tabla 2.5 B–6 –X .0 3

N ort e-0 1

N ort e-0 2

Sur-0 1

Sur-0 2

16.663

1200

2030

1920

2240

Espesor (pies)

186

186

186

186

166

POES (MMbn)

2528

164

277

247

257

Fact.recobro prim.(%)

20,4

26,9

29,0

26,6

18,1

9,8

20,8

12,7

14,5

13,2

308

13

17

7

58

Fact.recobro sec. (%) Reservas reman. (MMbn)

Permeabilidad

63 a 144 md

Porosidad

14 a 15,2%

Saturació n de petró leo

77,7 a 85,2%

Propiedades de los fluidos En la Tabla 2.4 se muestran los valores promedio de las propiedades de los fluidos del yacimiento B–6–X.03 para los seis sectores que lo integran: El análisis del agua de formación del yacimiento muestra 8000 ppm de cloruro con 3000 ppm de bicarbonatos.

Registro tipo del yacimiento B-6-X.03.

Area (acres)

Propiedades petrofísicas La información proviene de 24 núcleos de 24 pozos con cerca de 1500 mediciones de porosidad y 1900 de permeabilidad. Se demostró que la correlación de la permeabilidad versus la porosidad es muy pobre en cada uno de los núcleos disponibles. Por ello, se establecieron dos grupo s de correlaciones en función del origen de los sedimentos que conforman la matriz porosa. Las dos ecuaciones resultantes fueron consideradas como herramientas fiables para obtener la distribución del área y tendencias de la permeabilidad, en todos los estratos y zonas del yacimiento. Sobre la base de 55 pruebas de presión capilar por drenaje se obtuvo una correlación de la saturación irreducible del agua en función de la permeabilidad y de la porosidad. A continuación se indican los rangos de algunas propiedades petrofísicas del yacimiento:

Reservas estimadas al 31/12/1996 Las reservas del yacimiento B–6–X.03, como las de las áreas donde se inyecta agua, se indican en la Tabla 2.5.

Reservas estimadas del yacimiento B-6-X.03 y de las áreas  en donde se inyecta agua.

2

16

Y A CI M I E N T O : B – 6 –X . 0 3

CAMPO: TIA JUAN A (LAGO)

Comportamiento del yacimiento hasta el 31 /12/1996

Figura 2.2 2 180 Número de pozos activos 120

a) Historia de producción, inyección y presión 

60

En 1945 comenzó la explotación del

0 400 Acumulado de la producción de petróleo (MMbn)

yacimiento B–6–X.03, el cual produjo por agotamiento natural hasta 1972, cuando se

200

llevó a cabo un proyecto piloto de inyección de agua por flancos en el sur que se

0 Tasa de producción de petróleo días calendario (Mbn) Tasa de producción de líquido días calendario (Mbn)

suspendió en 1978 por alta heterogeneidad y

40

discontinuidad de las arenas. La inyección de gas se inició en enero de 1974 por la cresta.

0 4 Relación gas ⁄ petróleo (Mpcn/bn)

Se estableció una estrategia de implantación modular de inyección de agua por patrones a través de los proyectos Norte-01 en 1980, Sur-

2 0 % Agua y sedimento

01 en 1983, Norte-02 en 1984 y Sur-02 en

50

1986. Para fines de diciembre de 1996 la

0 '54

producción acumulada de petróleo es de '56 '58 '60 '62 '64

'66 '68

'70 '72

'74 '76 '78 '80

' 82 '84 '86 '88 '90

'92 '94 '96

Añ o

457,3 MMbn, de los cuales 267 MMbn provienen de los cuatro proyectos de

Historia de producción del yacimiento B–6–X.03.

inyección de agua, 60,3 MMbn de agua y 698,7 MMMpc de gas. La producción promedio durante diciembre de 1996 es de 15.540 bppd (7860 bppd corresponden a las

Figura 2.2 3

áreas confinadas de los proyectos por

150 120

Tasa de inyección de agua días calendario (Mbls)

inyección de agua) con una RGP de 3850

90

pcn/bn y 49,4 % de A y S. (Fig. 2.22).

60

Para diciembre de 1996, se habían inyectado (Fig. 2.23) en el yacimiento

30 0 100

B–6–X.03 un total de 535,1 MMbls de agua

Tasa de inyección de gas por días calendario (MMpc)

y 337 MMMpc de gas, lo cual dio como

75 50

resultado un reemplazo acumulado total de

25

117% (64% por gas y 53% por agua). La inyección de agua se reparte tal como se

0 Inyección de agua acumulada (MMbls) Inyección de gas acumulada (MMM pc) 400

indica en la Tabla 2.6. Desde enero de 1974 hasta la fecha,

200

se inyectaron 337 MMMpc de gas en los Bloques Norte y Sur (en 1996, fue de

0 '72

'74

'76

'78

'80

'82

'84

Añ o

Historia de inyección del yacimiento B–6–X.03.

2

17

'86

'88

'90

'92

'94

'96

14,6 MMMpc).

Y A CI M I E N T O : B – 6 –X . 0 3

CAMPO: TIA JUA NA (LAGO)

Figura 2.2 4

La presión original era de 2500 lpca en 1944 a 5300 pbnm, y había declinado a 990 lpca en 1973 (Fig. 2.24), cuando comienzan

2600 2400

los proyectos de recuperación secundaria.

2200

La presión se elevó a 1444 lpca, lo que

   )   a   c 2000   p    l    (   n 1800    ó    i   s   e   r 1600    P

indica que la presión se ha mantenido durante los últimos ocho años, oscilando entre 1404 y 1508 lpca.

1400

b) Mecanismos de producción 

Durante el período de agotamiento

1200

natural el empuje predominante en el

1000 1945

1955

1965

1975

1985

1995

Año

yacimiento es gas en solución. La segre-

Historia de presión del yacimiento B–6–X.03.

gación gravitacional de gas y el empuje hidráulico del agua de un pequeño acuífero

Tabla 2.6

al suroeste del yacimiento son de menor

Proyect o

Inicio

Tipo

Volum en (M M bls)

Prom edio ‘9 6 (M bapd)

Bloque Sur

6/73 (a)

flanco

44,0

----

12/80 (b)

Arreglo (c)

137,3

0,5

Sur-01

1/83

Arreglo (c)

147,5

16,0

Norte-02

11/84

Arreglo (c)

135,9

29,4

Sur-02

5/86

Arreglo (c)

70,4

10,6

Total

535,1

56,5

Norte-01

importancia. Otro mecanismo de producción es el mantenimiento de la presión a través de los proyectos de inyección combinada de gas y agua, lo que arrojó resultados positivos.

a) Suspendido en 1978. (b) Suspendido en julio de 1995. c) 1:1 L. modificada.

Inyección de agua en el yacimiento B-6-X.03.

Y A CI M I E N T O E O C EN O " C " / V L G - 3 6 7 6 Figura 2.2 5

N Bachaquero

Mene Grande

III IV XI

VII

XII Ceuta: VLG-3676

Ubicación geográfica  del campo Ceuta.

Barua Motatán

Introducción El yacimiento Eoceno "C"/VLG-3676, se encuentra ubicado al sureste del Lago de Maracaibo y al suroeste del campo Ceuta (Fig. 2.25). Se extiende sobre una subdivisión del mismo, denominada Area 2 Sur, que cuenta con una zona de petróleo que cubre una superficie de 28.000 acres para un POES de casi 2800 MMbn de petróleo liviano y se considera el mayor atractivo del campo Ceuta, por la gran productividad de los pozos completados en ella así como por el desarrollo del yacimiento en su p arte meridional.

CAMPO: CEUTA

Geología a) Estructura 

La estructura a nivel del Eoceno es un homoclinal con rumbo este-oeste y buzamiento suave de 3 a 7 grados hacia el sur

(Fig.

2.26).

Los

elementos

más

importantes lo constituyen las fallas VLC-70 y

VLG-3686

orientadas

norte-sur

con

buzamiento hacia el este, que limitan el yacimiento

al

oeste

y

al

este,

respectivamente. El límite norte está formado por una falla normal de dirección noreste. Hacia el sur se ha establecido un límite arbitrario considerando que esta área es una continuación del yacimiento. 2

18

Y A CI M I E N T O : E O C EN O " C " / V L G - 3 6 7 6

CAMPO: CEUTA

intervalo C-Inferior varía entre 700 y 800 pies

Figura 2.2 6 D L

Estructural

– 13 9 00   '  

 0 0 '  – 1 4 6

D L

D L

 –14000'

– 14    1  00     – 14   2   0     0  '  

Falla

lutitas de escaso espesor.

Pozo

 1 0 0  – 1 4

 –1 4 2 0 0 '

Las calizas de la Formación Guasare de N

 –14300'

y está compuesto por depósitos de arenas limpias y masivas con intercalaciones de

edad Paleoceno subyacen a la Formación Misoa en contacto discordante. La acumu-

 –1 4 400 '

lación de hidrocarburos ha sido dominada  –14500'

por factores de tipo estratigráfico-estructural, que dan origen a complejidades en cuanto a

 –14600 '

L

 –14700'

D        6        8

 –14800'

     6      3    –       G      L       V

–14900'

 –15000'

D L

      a        l                  l

 –15100'

c) Ambiente de sedimentación 

         7

"C"/VLG-3676

 –15500'  –15600'

        L

       V       a

La sección basal del yacimiento Eoceno

 –15400'

       0         -

      a          F

 –15900'

 –16100'

 –16200'

 –16 400 '

 –165 0 0 '

 '  –1 6 7 0 0

 –1 7 0 0 0 '

 –1 7100 '

yacimiento VLG-3676.

b) Estratigrafía 

Desde el tope hasta la base la secuencia estratigráfica está conformada por las Formaciones El Milagro y Onia de edad Pleistoceno-Plioceno, a continuación las Formaciones La Puerta, Lagunillas (Miembros Lagunillas Inferior, Laguna y Bachaquero) y, por último, La Rosa de edad Mioceno, que suprayace discordantemente la Formación Misoa del Eoceno, parcialmente erosionada al nivel de las arenas "B" (Superior: B-1 a B-5, Inferior: B-6/7). Estas arenas suprayacen concordantemente a los intervalos productores C-Superior (C-1 a C-3) y C-Inferior (C-4 a C-7). El espesor del intervalo C-Superior varía entre 600 y 900 pies con intercalacione s de areniscas y lutitas, siendo el C-3 el intervalo más arenoso. El espesor del

2

19

un

rápido de los deltas con desarrollo de canales distributarios. Posteriormente, una transgresión marina ocasionó el retorno de los canales y su sustitución por depósitos de frente

 –16600 '

 –16800 '

 –16900 '

por

quilas y salobres, lo que determinó u n avance

 –16000'

 0 '  – 1 6 3 0

depositada

fluviales, dentro d e un estuario de aguas tran-

 –15800 '

                             l

fue

complejo deltaico dominado por procesos

 –15700'

                            l

Mapa estructural del 

en los intervalos C-2 y C-3.

      a

 –15200'

       C

individuales de areniscas, específicamente

         F

 –15300'

        0

la continuidad y distribución de los cuerpos

deltaico, tales como barras de desembocadura y lutitas de prodelta. La geometría de estos depósitos varía desde alargada y asimétrica en los canales a elongada y tabular en las barras de desembocadura. Se estima que el ancho de los canales equivale aproximadamente a veinte veces su espesor.

Propiedades petrofísicas El yacimiento es una secuencia continua de lutitas y arenas arcillosas, algunas de las cuales tienen solamente uno a dos pies de espesor (Fig 2.27). Las facies más productoras tienen porosidades de entre 11 y 17%, permeabilidades entre 50 y 1000 md, saturación de agua irreducible de alrededor del 20% y volumen de arcillas menor de 15%, estando constituido mayormente por caolinita e illita con algo de esmectita.

Y A CI M I E N T O : E O C EN O " C " / V L G - 3 6 7 6

CAMPO: CEUTA

La saturación de agua se determinó

Figura 2.2 7

mediante la ecuación de Waxman-Smits (a=1, m* = 1,90 a 2,00, n* = 1,85 a 2,00).

Rxo 0.2 GR 0    D    A    D    E

   a    n    e    r    A 0.6

(gAPI)

120

CALI (Pulg.)

16

0.2 Prof. (pies)

(ohm -m ) IMPH

2000

(ohm-m)

2000 45

IDPH 0.2

(ohm-m)

Los puntos de corte utilizados para la

NPHI (p.u.)

-15

50%, respectivamente. A través del análisis

RHOB 2000 1.9

porosidad, Sw y Vcl son del 10%, 50% y

3

(g/cm )

2.9

de núcleos se obtuvo un valor promedio de permeabilidad absoluta de 70 md (rango entre 50 y 1000 md), validado por los cálculos de restauración de presión. La

C-1

salinidad resultó ser de 8100 y 5900 ppm

16200

equivalente NaCl para las arenas "C" superior y "C" inferior, respectivamente. A partir de 1996 se utilizó en forma rutinaria el lodo a base de petróleo, el cual limita la interpretación de los perfiles, pero permite

16400

obtener un hoyo ajustado al diámetro de la mecha.

C-2    O    N    E    C    O    E

Propiedades de los fluidos Los resultados del análisis PVT (datum 15.000 pbnm, temperatura 309˚F) de una muestra tomada de la arena C-3 indican las siguientes características:

16600

C-3

16800

C-4 17000

C-5

Registro tipo del yacimiento  VLG-3676.

La evaluación petrofísica se realizó a partir del estudio de los perfiles de porosidad (densidad y neutrón) y de resistividad. A continuación se detallan los resultados por arena prospectiva:

Presión original

10000 lpca

Presión de bur bujeo, p b

3442 lpca

RGP @ p b

1148 pcn/bn

Factor volumétrico del petróleo @ p b

1,791 by/bn

Viscosidad del petró leo @ p b

0,253 cp

Gravedad del petró leo

36,8 ˚API

Reservas estimadas al 31/12/1996 En septiembre de 1996, se realizó la última revisión de reservas de hidrocarburos del yacimiento Eoceno "C"/VLG-3676 agrupand o todas las arenas d esde la C-1 hasta la C-7, al perforar un pozo hacia el sur del Area 2 Sur, que dio como resultado un incremento del 23% en el POES. A continuación se indican las reservas estimadas de petróleo.

A rena

A NP (pies)

Porosidad (% )

Sat uración de agua (% )

C-1

12–47

11,5–14,3

28–43

POES

780

MMbn

C-2

62,5–95

12,0–14,4

19–35

Factor de recobro

17

%

C-3

26–7,5

12,0–13,5

25–35

Reservas remanentes

437

MMbn

C-4

0–10,5

11,3–16,7

39–48

2

20

Y A CI M I E N T O : E O C EN O " C " / V L G - 3 6 7 6

CAMPO: CEUTA

Comportamiento del yacimiento hasta el 31 /12/1996

Figura 2.2 8 30

a) Historia de producción y presión 

   s    e    m      s 15    o   z    o    P

Desde 1979 hasta la fecha se han completado 35 pozos en el yacimiento "C"/VLG-3676. Actualmente, 23 pozos se

0

   )    n    b    / 2    n    c    p    M    ( 1    P    G    R 0    )    d    p 30    b    M    (  . 20    t    e    p    a 10    s    a    T 0

encuentran activos y producen un promedio

RGP AyS

80 60 40 20

A   y   S   (    %  )  

30 20 10

'77

'79

'81

'83

'85

'87

'89

'91

'93

' 95

es de unos 36 MMbn de petróleo (Fig. 2.28). Hasta 1993 el esquema de explotación consistía

0 Tasa petr oleo Np

de 36,6 Mbppd. La producción acumulada

N  P   (   M M  b  n  )  

0 '97

en

completaciones

múltiples

selectivas, aunque posteriormente se e nfocó hacia completaciones sencillas no selectivas con operación conjunta de las arenas C-1 a C-4. La distribución de la producción estimada fue la siguiente: C-3: 61%, C-2: 28%, C-5: 8% y C-4: 3%. La relación gas-

Añ o

petróleo aumentó paulatinamente hasta

Historia de producción del yacimiento VLG-3676.

alcanzar un nivel de 1000 pcn/bn, mientras que la producción de agua es prácticamente insignificante.

Figura 2.2 9

La presión original a 15.000 pbnm fue estimada a 9550 lpca en tod as las arenas del yacimiento. La presión ha bajado según la

10000

producción de cada arena y se encuentra al nivel de 5450 lpca en la C-3, (Fig. 2.29) la

Varios Pozos

arena más productora, 7005 lpca en la C-2 y aproximadamente 9500 lpca en las C-4 y C-

8000

   )   a   c   p 6000    l    (

5. En las zonas donde hubo poca o ninguna producción (parte sur del yacimiento), la

  n    ó    i   s   e   r    P 4000

presión se mantuvo alrededor de 10.000 lpca. Con una presión de burbujeo de 3442 lpca, el yacimiento se encuentra altamente

~ ~

subsaturado.

0 '86

'88

'90

'92

'94

Añ o Historia de presión de la unidad C-3 del yacimiento VLG-3676.

'96

'98

b) Mecanismos de producción 

Analizando el comportamiento del yacimiento y considerando las características de los fluidos, se puede concluir que el mecanismo de producción es por expansión de las rocas y de los fluidos.

2

21

Y A CI M I E N T O : C R ET A C I CO D M - 1 1 5

CAMPO: M ARA OESTE

Introducción El yacimiento Cretácico DM–115 del campo Mara Oeste está ubicado al noroeste de Maracaibo, a unos 8 km del cam po Mara (Fig. 2.30). Desde 1951 produce petróleo pesado subsaturado de 15˚API proveniente del Cretácico (datum: 5500 pbnm) y principalmente de la Formación Apón, parte inferior del Grupo Cogollo. Los pozos se encuentran completados a hoyo abierto en la sección correspondiente al Grupo Cogollo.

Figura 2.3 0

N

Mara Oeste Mara

La Paz

Bajo Grande Boscan

una falla mayor inversa de rumbo N45˚E en su ramal oeste y S60˚E en su ramificación este. Esta falla inversa, con un salto vertical promedio de 3500 pies en su parte central, divide el área en un bloque deprimido al norte (buzamiento menor de 20˚, cortado por fallas inversas de rumbo N20˚O y N10˚E así como fallas normales de dirección N25˚O) donde no se han perforado pozos, y un b loque levantado al sur del campo (fallas normales de rumbo N30˚O, con saltos verticales entre 50 y 1000 pies y buzamiento entre 75˚ y 85˚). Otras fallas menores,

Lago de Maracaibo

Ubicación geográfica del  campo Mara Oeste.

Geología

perpendiculares a la mayor inversa con

a) Estructura 

buzamiento entre 50˚ y 55˚, dividen el área

La interpretación estructural se basó en

en siete bloques con buzamiento al sur de

el análisis de líneas sísmicas migradas 2D obtenidas en 1982, conjuntamente con la

más o menos 20˚, dos de los cuales han sido explotados. No se detectaron contactos gas-

correlación estratigráfica de los pozos

petróleo, lo cual indica la ausencia de una

perforados en el área. Se elaboró entonces

capa de gas inicial. Tampoco se encontraron

un

contactos

mapa

estructural

al

nivel

del

Miembro Socuy, Formación Colón (Fig. 2.31). El principal lineamiento estructural es

agua-petróleo,

pero

se

han

estimado entre 6500 y 7500 pbnm. b) Estratigrafía 

La columna estratigráfica del Cretácico en el campo Mara Oeste tiene un espesor

Figura 2.3 1

promedio de 3000 pies. Esta sección desN

L

      '      0      0      1      4    –

   '    0    0    5   –  4

   '    0    0    9   4   –

D

L

D

   '    0    0   1   –  1

L

    '    0    0     7     5   –

    '    0    0     7     5 –

   '   0   9  0   – 4

   '    0    0    7    5   –

D

    '     '    0    0 D    0    0 L    1    9    8   –    6   –

L

   '    0    0    7   –  3

D

D

L D

 0 '  – 7 3 0

   '    0    0

   '   0   5  0 L   –  6

sección cretácica, de base a tope, está

–    8       9       0       0       '      

D L

L

D

constituida por la Formación Río Negro (65

     '      0       0       7      7    –

     '      0       0       3      9    –

   '    0    0    5  3   –

    '     0     0     9    4   –

L

la Formación Guasare del Paleoceno. La

D

–    7       3       0       0       '      

 0 '  – 2 9 0

cansa discordantemente sobre rocas del Paleozoico, e infrayace concordantemente a

    '    0    0    9    8   –

D L

    '    0    0    1    6   –

   '   0   1  0   –  4

D

L

   '   0  0 D   4  1   –

    '    0    0    1    6   –

L

   '    0    0    8  1   –

   5 L    6   –

   '    0    0    5    8   –

     '      0       0       9      8    –

L

D

   '    0    0    9    8 –

Estructural D

L D

L

Formaciones La Luna (340 pies) y Mito Juan/Colón (1200 pies).

   '    0    0    9   –  6

   '    0 D    0   3    7 D   – L

pies), el Grupo Cogollo (1400 pies) y las

Falla

L

D

0

0.5

Pozo 1.0 km

Mapa estructural del yacimiento Cretácico DM–115.

2

22

Y A CI M I E N T O : C R ET A C I CO D M - 1 1 5

CAMPO: M ARA OESTE

La acumulación de hidrocarburos se

Figura 2.3 2

HLLD    )    D    A    D    E    (    o    p   u    r    G

   n    ó    i    c    a    m    r    o    F 0

GR (gAPI)

150

Prof. (pies)

localiza en las calizas del Grupo Cogollo, subdividido e n las Formacione s Apó n, Lisure

CMRP

2

(ohm -m ) HLLS

20000

0.3

(V/V) NPHI

0

y Maraca, y en las de la Formación La Luna.

2

(ohm -m ) RXOZ

20000

0.3

0

El Grupo Cogollo está caracterizado por una

2

(ohm -m )

20000

2.1

(V/V) RHOB (gr ⁄ cm 3)

2.7

combinación de carbonatos y siliciclastos en

   a    c    a    r    a    M

su parte inferior y por dépositos carbonáticos limpios en su parte superior. La Formación La Luna, que es la roca madre más importante de la Cuenca de Maracaibo, está 4250

compuesta por calizas bituminosas intercaladas con lutitas marinas.

   e    r   u    s    i    L

c) Ambiente de sedimentación 

El ambiente de sedimentación es de tipo fluvial playero en la Formación Río Negro, de barras y lagunas laterales en la Formación 4500

Apón, litoral con desarrollo de barras en la Formación Lisure, marino llano en la Formación Maraca y marino euxínico de baja

   )    O    I    D    E    M      R    O    I    R    E    F    N    I    O    C    I    C    A    T    E    R    C    (    o    l    l    o    g    o    G

energía en la Formación La Luna.

4750

5000

   n    ó    p    A 5250

5500

Registro tipo del yacimiento Cretácico DM–115.

2

23

Propiedades petrofísicas En varios pozos se obtuvieron perfiles modernos (Fig. 2.32) de resistividad y porosidad a nivel de la formación del Cretácico. La evaluación complementada con información litológica dio los siguientes resultados (Tabla 2.7). Para calcular la saturación de h id ro ca rb uro s e n la zo na virge n se u tilizó la e cu ació n d e Arch ie (a =1, m =1,5 a 2.2, n =2). En cuanto a los criterios de ANP y Caliza Neta Pe tro lífe ra (CNP), se se le ccio nó u na porosidad de 3%como valor crítico, 60% para la saturación de agua y 0% para Vcl. La salinidad del agua de formación oscila entre 30.000 y 40.000 ppm equivalente NaCl. Se asumió una permeabilidad de la matriz de entre 1 y 3 md. A los efectos del cálculo del POES se consideró una porosidad y una saturación de petróleo promedio de 11,0 y 85%, respectivamente. Se estimó el área en 3020 acres y el espesor p romedio en 178 pies.

Y A CI M I E N T O : C R ET A C I CO D M - 1 1 5

CAMPO: M ARA OESTE

Propiedades de los fluidos En la Fig. 2.33 se observan los resultados obtenidos del análisis PVT de una muestra de fondo de gravedad de 15,7˚ API tomada a 5500 pbnm y a una temperatura de 157˚F.

Tabla 2.7 Form ación

CN P/A N P (pies)

Porosidad (% )

Sat uración de agua (% )

La Luna

24/125

<3

10–25

Grupo Cogollo: Maraca Lisure Apón

7/10 9/100 115/288

9–12 9 –12 10–12

12–14 25–30 20–25

0/18

8–10

20–100

Río Negro

Propiedades petrofísicas en el campo Mara Oeste.

Figura 2.3 3 200

1.14

180

1.12

160

1.10

Pb = 1117 lpca

140

   n    ó    i    ) 120    c   u   n 100    l    o   B    s   ⁄ 80    n   n    e   c    P    ( 60    s    a 40    G

1.08 1.06 1.04 1.02 1.00

20 0 0

400

800

1200

1600

2000

2400

2800

3200

 d  F   e  a l    p  c   e  t    o  t   r  r   ó  v  l    o  e l    o  u m  (   B  é   y   t   r   ⁄   i   B  c  n  o  )  

Reservas estimadas al 31/12/1996 Teniendo en cuenta que el yacimiento Cretácico DM–115 es fracturado y heterogéneo y las propiedades de las rocas se encuentran afectadas de un alto grado de incertidumbre, se han hecho varias revisiones de las reservas. La última fue realizada en agosto de 1995, y arrojó los siguientes resultados: Petróleo original en sitio

503

Factor de recobro

15,0

Reservas remanentes

47,7

MMbn % MMbn

0.98 3600

Comportamiento del yacimiento hasta el 31/12/199 6

Presión (lpca) Prueba PVT del yacimiento Cretácico DM-–115.

a) Historia de presión y producción  Figura 2.3 4

El yacimiento Cretácico DM–115 del campo Mara Oeste fue descubierto en 1951

3000

   )   n    b    /   n   c 1500   p    (    P    G    R 0

con la perforación del pozo DM–115. Hasta la fecha se han perforado 14 pozos, cinco de los cuales se encuentran activos y uno abandonado por alta producción de agua 30 20 10 0

   )    d   p    b    M    (   o    Q

Qo NP

12

20

9 6

10

3 0 '72

'74

'76

'78

'80

'82

'84

'86

'88

'90

'92

'94

'96

0 '98

A   y   S   (    %  )  

durante su evaluación med iante prueb a DST.

N  P   (   M M  b  n  )  

de agua y 7,2 MMMpcn de gas. Actualmente el yacimiento produce 6,6 Mbppd, con 15%

La producción acumulada del yacimiento es de 27,8 MMbn de petróleo, 3,9 MMbn

de A y S y una RGP de 800 pcn/bn (Fig. 2.34) por bombeo electrosumergible y flujo natural.

Añ o Historia de producción del yacimiento Cretácico DM–115.

2

24

Y A CI M I E N T O : C R ET A C I CO D M - 1 1 5

CAMPO: M ARA OESTE

A partir de las pruebas iniciales se cal-

Figura 2.3 5

culó una presión original de 2580 lpca (más de 1400 lpca por encima de la presión de

2800 2700

burbujeo), la cual ha declinado en forma

Varios pozos

2600

progresiva, siendo actualmente de alrededor

   ) 2500    a    c    p 2400    l    (    n    ó 2300    i    s    e    r 2200    P

de 2000 lpca, lo que indica que el yacimiento continúa subsaturado (Fig. 2.35). b) Mecanismos de producción 

La principal fuente de energía del

2100

yacimiento,

2000

0

5

10

15

20

Producción acumulada (MMbn)

es

un

empuje

Y A CI M I E N T O : P – 1 / 2 ( O O 1 7 ) Figura 2.3 6

Barinas

N

Silvan

Maporal

Estero

Palmita

Area Central

Silvestre Hato

Sinco Paez-Mingo

Ubicación geográfica del  campo Silvestre.

Introducción El yacimiento P–1/2 (0017) del campo Silvestre se encuentra situado a unos 35 km al sureste de la ciudad de Barinas (Fig 2.36). Abarca un área de 482 acres y tiene un espesor promedio de 59 pies. La explotación comercial de este yacimiento comenzó en 1962, dos años después de su descubrimiento. Es un yacimiento altamente subsaturado con presión de burbujeo de 175 lpca, siendo la original de 4120 lpca. Produce, mediante bombeo electrosumergible, un crudo mediano de 23,5 ˚API, prácticamente sin gas (19 pcn/bn), pero con un gran volumen de agua, que representa más del 60% del total acumulado de los fluidos.

El

hidráulico

combinado

campo

La falla con rumbo noreste presenta buzamiento al sur con un desplazamiento de aproximadamente 50 pies. Con u n de splazamiento similar y un buzamiento al este se presenta una falla de rumbo noroeste (Fig. 2.37). Los límites del yacimiento P–1/2 (0017) son: al norte y al este un contacto agua-petróleo a 9450 pbnm, mientras que al sur, al oeste y al este se encuentran fallas normales. b) Estratigrafía 

La Formación Escandalosa, de edad Cretácico temprano ha sido subdividida en cuatro Miembros denominados "S" "R" "P" "O" en orden ascendente, siendo el "P" el principal productor de la cuenca. Este Miembro está compuesto de dos intervalos de arena separados por una lutita delgada

a) Estructura 

Silvestre

se

encuentra

estructuralmente más elevado que los demás de la Cuenca de Barinas. La estructura del yacimiento corresponde a un pequeño domo que presenta un buzamiento suave de 2 grados en su flanco norte y muestra fallas que buzan hacia el este, el oeste y el sur.

25

el

C A M P O : S I LV E S T R E

Geología

2

cuenta

probablemente con la compactación de las calizas fracturadas.

Historia de presión del yacimiento Cretácico DM–115.

Area Sur

en

comportamiento de su presión/producción,

1900

Area Norte

teniendo

(Fig.2.38). En el yacimiento P–1/2 (0017), esta capa lutítica lenticular presenta un desarrollo irregular y delgado, por lo cual se puede considerar que la P–1 y la P–2 forman un solo lente homogéneo , por lo menos a los efectos del comportamiento de producción.

Y A CI M I E N T O : P – 1 / 2 ( O O 1 7 )

C A M P O : S I LV E S T R E

No existe comunicación vertical con las

Figura 2.3 7

Estructural Isopaco D

N

–9500'

bien definidos por estratos lutíticos de

Falla

L

Pozo

regular espesor, que se extienden en forma

  '   5  0    9 4    –

regional. La arena P–1/2 presenta grano de

  @

L

arenas infrayacentes y suprayacentes; el tope y la base de la arena P–1/2 se encuentran

 .    O     P .

medio a grueso, estratificación cruzada y

 .

D

    A  .

restos de plantas lignificadas, en algunos

   C

casos con intervalos de limolitas compactos. –  9   4    0  0   '   

c) Ambiente de sedimentación  L

El ambiente de sedimentación del

D

yacimiento P–1/ 2 ha sido interpretado como 25' D

  0  '   3  0  –  9

L

50' 125'

100'

fluvio-deltaico con fuerte influencia litoral: canales distributarios sobre depósitos de barra de desembocadura con retrabajo y

75'

redistribución litoral. El eje de su mejor Mapa isópaco-estructural del yacimiento P-1/2 (0017) en el campo Silvestre.

desarrollo como roca yacimiento cruza el área en dirección suroeste a noreste.

Figura 2.3 8

  n    ó    i    )   c   D   a   A   m   r    D    (   o   E    F    a    t    )     i  .    r    T    o     E     R     M     C    a     (     L

NPHI

ILM   a   n   e   r    A

GR 0

(gAPI)

200

Prof. (pies)

2

(ohm-m)

2

(ohm -m )

2000

ILD 2000

.45 -.15 (V ⁄ V) RHOB 1.9 2.9 (g ⁄ cm 3)

   N

DTCO 160 40 (ms ⁄ ft ) DTSM 240 40 (ms ⁄ ft)

Propiedades petrofísicas Para determinar las propiedades de la roca del yacimiento P–1/2 (0017) se dispuso del análisis de los núcleos del pozo descubridor, así como de los registros de porosidad de pozos. A continuación se muestran los valores promedio obtenidos:

11650

   O 11700

   )    O    C    I    C    A    T    E    R    C    (   a   s   o    l   a    d   n   a   c   s    E

   1    P

11750

11800

Núcleos

Registros

Porosidad

18,7 %

20,1 %

Saturació n de agua

39,0 %

34,0 %

Permeabilidad*

556 md

90–753* md

Otros Datos: Area productiva

482 acres

Espesor promedio

59 pies

* Ecuación de Timur

   2    P 11850

   1    R 11900

   2    R

Registro tipo del yacimiento P-1/2 (0017) en el campo Silvestre.

2

26

Y A CI M I E N T O : P – 1 / 2 ( O O 1 7 )

C A M P O : S I LV E S T R E

Reservas estimadas al 31/12/1996 Se estimaron las reservas utilizando el método volumétrico:

Figura 2.3 9

   ) 6000   a   c   p    l    ( 5000   n    ó    i   s   e   r    P4000  ,    )   n    b 3000    M    (   o    d   a    l   u 2000   m   u   c   a 1000   o    d    i   u    l    F

Wp Np AyS Presión 4120

'62

3850

3726

3800 3600 3354

100

50

10 '65

'70

'75

'80

'85

'90

'95

A   y   S   (    %  )  

'97

Añ o

Petróleo original en sitio

36

Factor de recobro

29,8 %

Reservas remanentes

7,5 MMbn

Comportamiento del yacimiento hasta el 31 /12/1996 a) Historia de producción y presión 

Mediante bombeo mecánico y electrosumergible se produjeron más de 8,3 MMbn entre petróleo mediano (3,2 MMbn) y agua

Historia de producción y presión del yacimiento P-1/2 (0017).

(5,1 MMbn; 61,5% del fluido) (Fig. 2.39). La

La salinidad del agua juega un rol importante en la interpretación. Los perfiles (SP, resistividad, porosidad en la zona de agua) tienden a mostrar una salinidad de alrededor de 10.000 ppm (NaCl), mientras que, en las muestras el nivel es más bajo. Los volúmenes de arcillas son pequeños y se observan principalmente caolinitas.

Propiedades de los fluidos La información PVT proviene de una muestra de fondo tomada en marzo de 1958 (datum: 9383 pbnm, temperatura: 290˚F). Los resultados del análisis fueron validados mediante la utilización de correlaciones obtenidas para crudos del Oriente de Venezuela y son las siguientes:

producción promedio de diciembre de 1996 indicaba 50 bppd, 86% de A y S y una RGP de 200 pcn/bn. La presión original del yacimiento fue establecida en 4120 lpca sobre la base del valor de la presión estática en el pozo descubridor (año 1957). En los años 1976, 1986 y 1988, se determinaron niveles estáticos y dinámicos de fluidos. Las presiones medidas y calculadas al datum se encuentran dentro de un rango esperado. En más de 25 años de producción la presión no ha bajado de 3350 lpca. b) Mecanismo de producción 

Las características y el comportamiento del yacimiento indican que el principal mecanismo de producción es un empuje hidráulico.

2

27

MMbn

Presión orig inal, p i

4120 lpca

Presión de bu rbujeo, p b

175 lpca

Relación gas/petróleo @ p b

19 pcn/bn

Factor volumétrico del petróleo @ p i

1,1133 by/bn

Factor volumétrico del petróleo @ p b

1,153 by/bn

Viscosidad del petróleo @ p i

2,20 cp

Gravedad del petró leo

23,5 ˚API

Y A CI M I E N T O : J - 3 ( O M – 1 0 0 )

Figura 2.4 0

0

10 km

N

Guara Central

SanTomé

Oficina Norte

Oficina Central

Guara Este Ganso

El Tigre Ostra Oca

Oleos

Oveja Miga Yopales Sur

Ubicación geográfica  del campo Oveja.

CAMPO: OVEJA

Introducción El yacimiento J–3 (OM–100) del campo Oveja se en cuentra a un os 20 km al suroeste de San Tomé, Estado Anzoátegui (Fig.2.40) y abarca una superficie de casi 2300 acres. La producción comercial comenzó en junio de 1954. Para mantene r la presión que declinaba, a partir de 1957 y durante tres años se le inyectó agua y posteriormente gas, desde 1963 hasta la fecha. Se trata de un yacimiento que produjo unos 55 MMbn de petróleo pesado de 20 ˚API, de los cuales 37 MMbn, o más del 25% del POES, se deben principalmente a la inyección de gas que logró mantener la presión del yacimiento durante más de 12 años.

más o menos 150 pies, de dirección este-

Geología

forma de barras meandrinas, a partir de la

a) Estructura 

forma de la SP, y de lo que se conoce de la

La estructura del yacimiento OM–100,

oeste y b uzamiento hacia el sur. Tanto al e ste como al oeste los límites están representados por rocas y adelgazamiento de la arena. b) Estratigrafía 

La arena J-3 se encuentra en la parte media de la columna estratigráfica de la Formación Oficina, de edad Mioceno temprano a medio, suprayacente a las arenas de la Formación Merecure. En el centro del yacimiento OM–100 la arena J–3 alcanza un espesor mayor de 50 pies, que se reduce hacia el este y el oeste del mismo. c) Ambiente de sedimentación 

La arena J–3 se interpreta como un depósito de ambiente fluviodeltaico, en

Formación Oficina.

arena J–3, consiste en un homoclinal de rumbo noroeste-sureste y buzamiento de aproximadamente do s grados hacia el noreste. Los límites del yacimiento (Fig. 2.41) son: al norte, una falla normal con desplazamiento de aproximadamente 50 pies, de rumbo noreste-suroeste y buzamiento al sur y un contacto agua-petróleo a 3426 pbnm; al sur, una falla normal con desplazamiento de Figura 2.4 1

Propiedades petrofísicas La evaluación petrofísica se realizó analizando 13 pozos que contaban con el juego completo de registros de resistividad y de porosidad (Fig. 2.42). Se determinaron valores de porosidad según los registros de densidad y neutrón corregidos por la influencia del contenido de arcilla en la arena. Los valores promedio resultantes son comparables con los obtenidos de núcleos tomados en dos pozos.

Estructural

N

Limite de Roca

C .A 

L

.P   .O . @ 

D

O  .

D L

   '    0    0   1   –  3

Pozo in yector (gas) Pozo iny ector (ag.) D

Falla

L

V al or es pr om ed io

Ra ng o

Porosidad (%)

30,2

29,0–33,4

Saturación de agua (%)

10,9

4,8–17,0

Permeabilidad (md)

2384

958–4267

Otros datos de in terés: Resistividad de Porosidad de la la arcilla (Rsh): 1,52 ohm-m, arcilla= 18,6% Volumen de Resistividad del agua la arcilla (VSh): 13,5 %, (Rw ) = 0,103 ohm -m

 5 0  '  - 3 2

@  - 

–  3    3  1 8  2    1'   (   0    E  S   0    '    T     )  

– 34     2  

6  '   (  E   S  T     )   –  3   4  0   0  '    – 3   3  5   0  '  

–  3   3  0   0  '   

 C.G .P   .

Pozo productor

L D

- 31   9 

1 

L D

Mapa estructural del yacimiento J-3 (OM–100). 2

28

Y A CI M I E N T O : J - 3 ( O M – 1 0 0 )

CAMPO: OVEJA

Figura 2.4 2 GR 0

(gAPI)

150 SFLU

SP    n    ó    i    )    c   D    a   A    D    m    r    (    E    o    F

200

(M V)

   a    n    e    r    A 0.8

CALI

0.0

0.2

(ohm-m)

18

2000 60

(p.u.)

0.2

0.0

RHOB

ILO

Prof. (pies)

(pulg.)

NPHI

(ohm-m)

(g/cm 3 )

2000 1.65

2.65

I2    )    O    I    D    E    M    A    O    N    A    R    P    M    E    T    O    N    E    C    O    I    M    (    a    n    i    c    i    f    O

4000

I3

I4 I5 I6 J1

Propiedades de los fluidos Se estimaron las propiedades de los fluidos del yacimiento J–3 (OM–100) mediante correlaciones con valores de otros yacimientos similares. A continuación se muestran los parámetros obtenidos, así como otros datos relevantes: Datum

3300 pbnm.

Temperatura

149 ˚F

Presión inicial

1482 lpca

Presión de b urbujeo, p b

1482 lpca

Relación gas-petróleo @ p b

209 pcn/bn

Factor volumétrico del petróleo @ p b

1,127 by/bn

Factor volum étrico del gas @ p b

1,667 pcy/pcn

Viscosidad del petró leo @ p b

4,65 cp

Gravedad del petróleo

20,0 ˚API

4100

J2

Reservas estimadas al 31/12/1996 El yacimiento J-3 (OM–100) cubre una superficie de 2280 acres y un espesor de arena neta petrolífera promedio de 33,67 pies. Se calcularon las reservas utilizando el método volumétrico, con los siguientes resultados e xpresados:

J3 K L0

4200

L1 L2

Perfil tipo del yacimiento J-3 (OM-100).

POES

149,3 MMbn

Factor de recobro*

37,5

%

Reservas remanentes

0,7

MMbn

* Incluye el prim ario (12,6%) y el secundario (24,9%) principalmente debido a la inyección de gas.

Figura 2.4 3 20

80 RGP (Mpcn ⁄ b n) GP (MM Mpcn)

60

   P 10    G    R

40

 G P 

20 0 70

6

   S   y    A 30

4

0 10

  o    Q

Qo (Mbppd) NP (MM bn)

'60

'63

'66

'69

'72

'75

'78

'81

Añ o Historia de producción del yacimiento J-3 (OM–100).

2

29

'84

'87

'90

'93

(OM–100),

fue

W P 

OM–100 en 1952, pero su producción comercial se inició en junio de 1954. La producción acumulada alcanzó los 55

0

MMb n d e p etró le o m ed ia nte flu jo n atu ra l y

20

'57

J-3

2

40

0 '54

yacimiento

descubierto con la perforación del pozo

60

5

a) Historia de producción, inyección y presión 

El

0 AyS (%) WP (Mbn)

Comportamiento del yacimiento hasta el 31/12/199 6

0 '96

N  P 

bombeo mecánico, 7 MMbn de agua y 74 MMMpcn de gas (Fig. 2.43). Para diciembre de 1996 la producción promedio era de 370 bppd co n 39% d e A y S y u na RGP d e 1100 p cn / bn .

Y A CI M I E N T O : J - 3 ( O M – 1 0 0 )

CAMPO: OVEJA

La presión original del yacimiento era

Figura 2.4 4 1700 Presión

Iny. gas

Iny.agua

1500

120

   ) 1300   a   c   p    l    ( 1100   n    ó    i   s 900   e   r    P

100 80 60

700

40

500

20

300 '53

de 1482 lpca en 1954 y declinó hasta 1380 lpca en noviembre de 1957, cuando se im-

140

'57

'61

'65

'69

'73

'77

'81

'85

'89

Año

'93

0 '97

I   n  y  .  g  a  s   (   M M M  p  c  n  )  

plementó un proyecto de inyección de agua. Dicho proyecto se suspendió tres años después, por lo que la presión continuó bajanI   n  y  10 .  a  g  u  a 5  (   M M 0  b  n  )  

Historia de inyección y presión del yacimiento J-3 (OM–100).

La inyección de gas (Fig. 2.44) (más de

do. Para diciembre de 1963, cuando se inicia la inyección de gas, la presión del yacimiento era de 1215 lpca, formándose una capa de gas en solución. En 1975 la presión era de 1320 lpca, mientras que la actual se encuentra aproximadamente en 1050 lpca, 60 lpca por debajo de la presión de mantenimiento del proyecto (Fig. 2.44). b) Mecanismos de producción 

100 MMMpcn dentro de este yacimiento de

El yacimiento se consideró original-

crudo pesado) permitió una recuperación

mente saturado, sin capa de gas inicial. Para

total de casi el 25% del POES mientras que

la etapa de agotamiento natural los meca-

por agotamiento natural el recobro fue de

nismos de p roducción del yacimiento fueron

menos de 13%.

el de gas en solución y el e mpuje hidráulico. Por su eficiencia, la inyección de gas después de 1963 constituye un mecanismo secundario de recobro.

Y A CI M I E N T O : R G – 1 4 – CO E F

Figura 2.4 5

0

10 km

Area Mayor de Anaco El Roble

La Vieja La Ceiba Santa Rosa Anaco

San Joaquin Santa Ana El Toco

Corrimiento de Anaco

Ubicación geográfica del  campo Santa Rosa 

N

Introducción Ubicado a unos 10 km al noreste de Anaco, en el Estado Anzoátegui (Fig.2.45), el yacimiento RG–14–COEF, descubierto en 1947, se extiende sobre una superficie de aproximadamente 26.000 acres y se caracteriza por una gran capa de gas condensado que cubre una zona de petróleo liviano. Desde 1955, debido a una fuerte caída de presión, ha estado sometido a inyección de gas. Después de inyectarle 2220 MMMpcn de gas, el yacimiento RG–14–COEF ha producido 118 MMbn de petróleo y condensado, lo cual representa un recobro de 61,2% del volumen de líquidos originalmente en sitio.

CAMPO: SANTA ROSA

Geología a) Estructura 

El Area Mayor de Anaco está situada en el bloque levantado al norte d el Corrimiento de Anaco, a lo largo del cual se observa la presencia de una serie de domos donde están ubicados los campos de hidrocarburos de Guario, San Joaquín, Santa Ana, El Toco, El Roble, San Roque y Santa Rosa. El domo de Santa Rosa se extiende en dirección N 45 E. Es asimétrico con un ˚

buzamiento suave de 8 a 11 en la dirección ˚

noroeste y otro fuerte de 20˚ en la dirección sureste hacia el Corrimiento de Anaco. El domo está cortado por dos fallas inclinadas hacia el sureste y paralelas al eje del mismo.

2

30

Y A CI M I E N T O : R G – 1 4 – CO E F

CAMPO: SANTA ROSA

El yacimiento RG–14–COEF cubre la

Figura 2.4 6

10’

40’ 50’ 20’ 30’

5’

.. .

.. .

.

.

50’

50’ 60’ C  .A .P.O . @  -  115 0  0´  (     E s 60’ 70’ 80’

40’

....

.@  C. C. P. O

....

....

70’

t . ) 

-1050 0´  (  E    

....

st   . ) 

....

 –10000’

. ...

60’

....

mayor parte del área probada del campo de Santa Rosa; el mecanismo de entrampa-

40’

miento es de tipo estructural–estratigráfico y

....

sus límites se pueden observar en el mapa isópaco –estructural (Fig. 2.46). b) Estratigrafía 

El yacimiento RG–14 corresponde a las  –9000’

80’ 90’ 100’

 –8000’

arenas CO–E y CO–F, subdivisiones del Miembro Colorado, el más profundo de la Formación Oficina de edad Mioceno temprano a medio. Las arenas CO–EF compren-

       ’        ’        0         0        0           0        0           0        7         7    –

Estructural Isopaco Falla Pozo productor Pozo iny ector (gas)

   ’    0    0    0    8   –

den cuatro lentes: CO–E1, CO–E2, CO–E3 Y C0–F1, superposición de varias capas arenoN

sas separadas por niveles de arcillas que localmente pueden desaparecer, permi-

5’

tiendo la coalescencia entre ellas. La arena neta petrolífera va aumentando del suroeste

M apa isópaco–est ruct ural del yacimiento RG–14–COEF.

al noreste y tiene su mayor espesor de 70 a Figura 2.4 7

90 pies en el sector norte central. c) Ambiente de sedimentación 

AT10    )    D    A    D    E    (    n    ó    i    c    a    m    r    o    F

GR 0

150 SP ( mV )

–100

Prof. (pies) 8450

8500

AT90 ( ohm-m )

barra de desembocadura y otro de naturaleza 1000

interdistributaria, constituido por abanicos d e rotura sobre barras distales. El primer tipo de

zona de coalescencia de los lentes con mayor espesor de arena y mayor porosidad inicial. suroeste. Allí los lentes están separados por lutitas y las arenas son más heterogéneas que

8550

en el canal sobre barra de desembocadura, lo cual da como resultado la existencia de pozos menos productivos.

8650

Registro típico del yacim ient o RG–14–COEF.

31

0.1

El segundo tipo de secuencia prevalece al

COF2

2

taico, distinguiéndose dos tipos de secuencia sedimentaria: uno de canal distributario sobr e

noreste del yacimiento, donde existe una

8600

COF3

AT30

arenas se encuentra principalmente hacia el

CO-

   ) D    O    I    D    E    M    A    O    N CO   A    R E    P    M    E    T    O    N    E    C    O    I CO   M    ( F1    a    n    i    c    i    f    O

Las arenas COEF son de ambiente del-

AT60

( gAPI )    a    n    e    r –200    A

AT20

Propiedades petrofísicas Para obtener las propiedades promedio de las rocas, tanto en la zona de petróleo como en la capa de gas condensado, se utilizó la información disponible a partir de la interpretación de registros de porosidad (densidad/  neutrón), (Fig. 2.47) resistividad, rayos gamma, y análisis de núcleos de los pozos.

Y A CI M I E N T O : R G – 1 4 – CO E F

CAMPO: SANTA ROSA

Para determinar las propiedades de los

Figura 2.4 8 120

30 Qo

NP

Presión

25

realizada con muestras de separador (gas y

100

   )    d   p    b 20    M    (   o    d 15   u   r   c   e    d   a 10   s   a    T

80

60

40

5

0 '54

20

'60

fluidos en la capa de gas condensado, se utilizó el análisis PVT del pozo RG–58

5000

'66

'72

'78

'84

3000

2000

P  r   e  s  i    ó  n  (   l    p  c   a  )  

1000

0 '96

'90

petróleo). El líquido reconstituido mostró un

4000

P   e  t   r   ó  l    e  o  a  c   u m .  (   M M  b  n  )  

punto de rocío de 4675 lpca a una temperatura de 274˚F. La gravedad medida fue de 51,5˚API y la RGP inicial del gas condensado, 13.200 pcn/bn.

Reservas estimadas al 31/12/1996 Las reservas fueron estimadas mediante simulación.

0

Condensado M M bn

Pet róleo M M bn

Gas M M M pcn

Hidrocarburo original en sitio

131,4

60,7

1345,6

Añ o Historia de producción  y presión del yacimiento 

Zona de p et ró le o

Capa de gas c on de nsa do

Factor de recobro (%)

73,2

60,0

–  

56

40

Reservas remanentes

8,1

6,7

–  

Superficie, (acres)

3500

22.670

Porosidad promedio, (%)

10,0

13,8

Permeabilidad promedio, (md)

150

300

20

15

RG–14–COEF. Espesor, (pies)

Saturación de agua irreducible, (%)

Otros estudios indican una porosidad promedio del 15% con un máximo de 20% y

Las arenas COEF contenían originalmente casi 100 barriles de condensado por millón de pies cúbicos de gas. Las reservas remanentes de 14,8 MMbn de líquidos se encuentran ubicadas principalmente en las zonas noroeste, este y sur del yacimiento.

una permeabilidad promedio de 286 md. Las facies productoras son limpias con un contenido bajo de arcilla, principalmente caolinita. La salinidad del agua de la formación es de 14.500 ppm equivalente NaCl.

Comportamiento del yacimiento hasta el 31/12/199 6 a) Historia de producción, inyección y presión 

La producción del yacimiento RG–14–

Propiedades de los fluidos Las propiedades de los fluidos de la zona de petróleo se determinaron con el PVT de una muestra tomada en el pozo RG–130 a 7750 pbnm. Este estudio de liberación diferencial se realizó a una temperatura de 280˚F.

COEF comenzó en abril de 1950 a través del pozo RG–14, completado en la capa de gas condensado. Al caer la presión en el yacimiento, se inyectó gas a partir de 1955. Hasta diciembre de 1996 se habían perforado 10 pozos completados en la zona de petróleo y 34 en la zona de condensado. La producción acumulada de estos pozos es de 117,6 MMbn

Presión original

4445

lpca

de petróleo y condensado, 1673 MMMpc de

Presión de burbujeo, Pb

4240

lpca

gas y 9,6 MMbn de agua, mediante flujo

RGP a Pb

1476

pcn/bn

Factor vol. del petróleo a Pb

1,944

by/bn

Viscosidad del petróleo a Pb

0,25

cp

Gravedad del petróleo

37,2

˚API

RGP inicial

1881

pcn/bn

natural y levantamiento artificial por gas.

2

32

Y A CI M I E N T O : R G – 1 4 – CO E F

CAMPO: SANTA ROSA

como el porcentaje de agua (330 bppd,

Figura 2.4 9

100.000 pcn/bn, 39% de A y S). La presión del yacimiento declinó de 4445 lpca a 2625 lpca.

400 Qgi

Gia

Presión 2500

350 300

   )    d   p 250   n   c   p    M 200    M    (  .   y 150   n    i   e    d    ´ 100   a   s   a    T

2000

1500

1000

500

50 0 '54

'60

'66

'72

'78

'84

'90

0 '96

5000

 G  a  s  i   n  y  .  a  c   u m .  (   M M  p  c  n  )  

Se explica esta anormalidad por una posible fu ga d e p arte d el gas in ye cta do e n e l fla nco

4000

3000

2000

este del domo que pasa lateralmente al flanco P  r   e  s  i    ó  n  (   l    p  c   a  )  

1000

oeste, a lo largo de la arena CO–G. (Las figuras 2.48 y 2.49 muestran las historias de producción, presión e inyección) b) Mecanismos de producción 

Durante los cuatro primeros años, el yacimiento produjo condensado por agotamiento

0

Añ o Historia de inyección del 

El gas producido supera en 327 MMMpc

yacimiento RG–14–COEF.

el gas original en sitio, lo cual indica que proviene en gran parte del gas inyectado (2220 MMMpc, a través de 13 pozos inyectores). Actualmente, después de más de 40 años de inyección de gas, la producción ha bajado

natural. Al observar una declinación de la presión de 100 lpca se estimó que el empuje de la capa de gas era limitado, por lo cual se decidió inyectar gas. La inyección de gas al principio de la explotación del yacimiento RG–14–COEF fue muy beneficiosa y ha permitido recuperar hasta la fecha el 61,2% del petróleo y del condensado en sitio.

drásticamente y se incrementaron tanto la RGP

YA CI M I EN T O : “ A REN A S D E N A RI CU A L”

Figura 2.5 0

N

Carito Oeste

Carito Norte El Furrial Maturín

Santa Bárbara

Carito Central 0

50 km

Ubicación geográfica del  campo El Carito.

2

33

Introducción El campo Mulata/Carito se encuentra ubicado a unos 40 km al oeste de Maturín, capital del Estado de Monagas (Fig. 2.50). El campo h a sido subd ividido en tres áreas: Carito Norte, Carito Oeste y Carito Central. Esta última cuenta con casi 1900 MMbn de petróleo y condensado original en sitio, en lo que se denomina localmente "Formación Naricual", y constituye una d e las mayores reservas de h idrocarburos de la cuenca. "La Formación Naricual", de 1400 pies de espesor, se caracteriza por una capa de gas condensado de considerables dimensiones y presenta la particularidad de que, en la zona de petróleo, tanto la presión de rocío como la presión de burbujeo varían

CA M PO :

CARI TO CEN TRA L

con la profundidad, lo cual determina cambios

bastante

significativos

en

las

propiedades de los fluidos y en el tipo de crudo producido.

Geología a) Estructura 

Es del tipo braquianticlinal, (anticlinal corto) orientada en e l sentido o este-suroeste a este-noreste. Los límites norte, este y sur de los yacimientos son fallas inversas, detectadas por sísmica y cuyos desplazamientos varían entre 800 y 1000 pies. El límite occidental es una falla inversa identificada en los pozos del sector. En la Fig. 2.51 se observan estas fallas y la conformación estructural del tope de la acumulación de hidrocarburos.

Y A C I M I E N T O : “ A R EN A S D E N A R I CU A L ”

C A M P O : C A R I T O C EN T R A L

c) Ambiente de sedimentación 

Figura 2.5 1 Estructural D

 0  '

1 7 0 0

Falla

L

Sobre la base de los registros eléctricos y los análisis de núcleos, se determinó que

172 00   '  

Pozo productor

'

L

Pozo iny ector

Naricual Inferior corresponde a un depósito

17000 '   1 68001 6 60   0   '     1 6400'

D

D

de canales entrelazados. En Naricual Medio se

L

interpretan en su parte inferior depósitos

 0  '  6 0 0

próximo-costeros (barras costeras y sublitora-

 1

L

1400 0  '  '

 0  4  0   1  4

  1  5

D L

D

1 48 00 '

'  

D

D L

forma media a interna en la parte superior.

14 40    0 ' 1  4    6    0  0   1     '  4    

L

1     5     

D

Superior, los depósitos van de barras costeras

L

14 20    0 '

D

L

D D

L

14 0 0   ' 0

1 50 0 0 '

 '

1 66  0    0 

con influencia de mareas (canales de marea, llanura de marea). En cuanto a Naricual en la base a depósitos más marinos, de plata-

1 5 200

15 0 00   '  

les) y, en su p arte media y supe rior, depósitos

15 00   0   '  

L

146 0 0  '

L

  '

  0   0  0

D

0   

0    0   

8   

0    0   

N

L

'   

'   

D

M apa estruct ural de las “ Arenas de Naricual” del campo Carito Central.

b) Estratigrafía 

Aunq ue la estratigrafía del área está en revisión, puede decirse que la sección cono cida localmente como Naricual ha sido dividida en tres paque tes de arenas: Naricual Inferior, con espesores de alrededor de 700 pies,

Naricual

Medio

y

Superior,

de

alrededor de 400 pies cada una. La sección de Naricual está constituida por cuerpos arenosos intercalados con lentes de lutita de espesores y extensiones variables, e infrayace a las lutitas de la Formación Carapita del O ligomioceno. Se ha o bservado que el comportamiento de la presión en los tres paquetes de "Naricual" es uniforme y similar, lo cual indica la existencia de algún tipo de

Propiedades petrofísicas La formación es una secuencia de arenas y lutitas intercaladas con capas de carbón, lo que se observa claramente sobre los perfiles más comunes (Fig. 2.52). Más difícil de observar son las arenas con bitumen que se pueden encontrar en diferentes niveles de los yacimientos. Las facies de mayor producción tienen porosidades de entre 11 y 15%, permeabilidades entre 40 y 1000 md y saturación de agua irreducible baja, entre 10 y 15%, tienen un contenido relativamente pequ eño de caolinita y cemento carbonático. Sin embargo, arenas con porosidad del 7% y volumen de arcilla de hasta 30% son consideradas también como productoras. Los parámetros de interpretación típicos son: m=n=1,8. La salinidad d el agua de formación es de 13.000 ppm equivalente NaCl. La permeabilidad es muy sensible a la po rosidad así como a la arcilla, y es difícil de determinar con precisión. Se utiliza en forma habitual el lodo a base de petróleo.

comunicación vertical.

2

34

Y A C I M I E N T O : “ A R EN A S D E N A R I CU A L ”

C A M P O : C A R I T O C EN T R A L

Figura 2.5 2

   n    ó    i    )    c   D    a   A    m    r    D    E    o   (    F

4    a    n    e    r    A

   "    r    o    i    r    e    p   u    S    l    a   u    c    i    r    a    N    "

   )    O    N    E    C    O    G    I    L    O    (    "    l    a   u    c    i    r    a    N    "

LLD

CALI (pulg.)

14

GR 0

(gAPI)

200

LLS Prof. (pies)

MSFL 1

(ohm.m)

1000

NPHI .45 -.15 (V ⁄ V)

DTCO 140 40 (ms ⁄ ft )

RHOB 1.9 2.9 (g ⁄ cm 3)

DTSM 240 40 (ms ⁄ ft)

14200

Propiedades de los fluidos Los resultados de 22 análisis PVT en la zona del petróleo y cinco en la zona de gas y condensado, así como las medidas de presiones y pruebas iniciales de p roducción indican, desde el tope hasta la base, la siguiente distribución de fluidos: gas, condensado, petróleo volátil, liviano y mediano (Fig. 2.53). Esta gradación d etermina un a variación d e las propiedades de los fluidos con respecto a la profundidad, como se puede apreciar en la Tabla 2.8. A continuación se indican otros datos relevantes: Datum

14.040 pbnm.

Temperatura promedio

280 ˚F

Presión original al datum

11.367 lpca

Gravedad del petróleo

20–32 ˚API

Gr av ed ad del gas co nd en sad o

33,5–35,5 ˚A PI

14400

Existe una zona de transición de gas a líquido de aproximadamente 200 pies, donde 14600

se observa la presencia de un fluido crítico, para el cual la viscosidad y densidad del gas y el petróleo tienen valores muy similares. En

   "    o    i    d    e    M    l    a   u    c    i    r    a    N    "

este tipo de yacimientos, para obtener el mayor recobro de hidrocarburos, la presión 14800

debe mantenerse por encima de la mínima de rocío (en este caso 7000 lpca), para así evitar una pérdida de petróleo condensado debida a una condensación retrógrada (formación de líquidos en el yacimiento) así como a depósitos de asfaltenos en la roca.

15000

   "    r    o    i    r    e    f    n    I    l    a   u    c    i    r    a    N    "

15200

Registro tipo de las “ Arenas de Naricual” en el campo Carito Central.

Reservas estimadas al 31/12/1996 La arenas de la "Formación Naricual" presentan una capa de gas condensado de considerable dimensión (m = 1,2). Las reservas estimadas de petróleo en MMbn, incluyendo las del condensado, se muestran en el siguiente cuadro: Líquidos originales en sitio

1883

MMbn

Factor de recobro*

58

%

Reservas remanentes

838

MMbn

* Entre primario (28%) y secundario (30%).

2

35

Y A C I M I E N T O : “ A R EN A S D E N A R I CU A L ”

C A M P O : C A R I T O C EN T R A L

Los líquidos originales en sitio incluyen

Tabla 2.8 Zona

P.sat . lpca

FV F.Pet r. by/bn

RGP inic. pcn/bn

V is. pet . cp

Capa gas alta

9220

2,047

1870

0,156

184

Capa gas med.

8375

2,043

1844

0,156

228

Capa gas baja

7445

2,038

1816

0,157

307

C.Gas/Pet.Orig

11300

2,058

1932

0,155

307

Petróleo Alta

5500

1,890

1531

0,169

32

Petróleo med.

4000

1,524

864

0,415

3

Petróleo baja

3500

1,430

686

0,640

1

713 MMbn d e cond ensado de la capa de gas. Se calculó en 2954 MMMpcn el gas libre

Cont . cond. bn/M M pcn

original en sitio y en 1179 MMMpcn el gas en solución original en sitio.

Comportamiento de los yacimientos hasta el 31 /12/1996 a) Historia de producción, inyección y presión 

Desde abril de 1988, cuando empezó la

Variación de las propiedades de los f luidos en el campo Carito Central.

producción de la "Formación Naricual" del campo Carito Central hasta la fecha, se han perforado 21 pozos, de los cuales 15 fueron completados con doble sarta.

Figura 2.5 3  –12000

Los yacimientos han acumulado 258,7

Zona superior capa de gas

MMbn de petróleo (13,7% del POES), 362,7

 –13000

   )    m    n    b –14000    p    (    d    a    d    i    d –15000    n   u    f    o    r    P  –16000

MMMpcn de gas y volúmenes de agua

Zona media capa de gas

despreciables. Para diciembre de 1996, la

Zona inferior capa de gas Interfase g as-pet. @ 14040'

Zona de transición: 200'

de 103,4 Mbppd con trazas de agua y una RGP de 1880 pcn/bn (Fig. 2.54). El 24 de

Presión d e saturación

Zona media de crudo

diciembre de 1996 se implementó un Zona inferior de crudo

1

2

3

proyecto de inyección de gas.

Presión inicial

CAPO @16585'  –17000 0

producción promedio por flujo natural era

Zona superior de crudo

4

5

6

7

8

9

10

11

La presión original obtenida del pozo 12

13

descubridor fue de 11.367 lpca calculada al plano de referencia de 14.040 pbnm. Otras

Presión (Mlpca)

presiones obtenidas de pruebas DST corregidas al datum, utilizando los

Columna de los fluidos de las “ Arenas de Naricual” en el campo Carito Central.

gradientes definidos por cada zona de

Figura 2.5 4

fluidos, fueron tomados en otros pozos 300

140 Qo Np

120

   ) 100    d    p 80    b    M    ( 60    o    Q 40

200 150 100

N   p  (   M M  b  n  )  

50

20 Qg Gp

   ) 400    d    p    c 300    p    M    M    ( 200    g    Q100

300 200 100

0 ' 89

'90

'91

'92

'93

'94

'95

'96

'97

7630 lpca. b) Mecanismo de producción 

Los mecanismos de producción preen

el

yacimiento

son

la

expansión de la roca y de los fluidos y con

500 400

lpca/MMbn, siendo la presión actual de

dominantes

0

0

'88

indicando un índice de declinación de 15,4

250

 G  p  (   M M M  p  c  n  )  

un empuje de la capa de gas.

0 '98

Añ o

Historia de producción de las “ Arenas de Naricual” en el campo Carito Central.

2

36

Y A CI M I E N T O : “ A R E N A S D E N A R I C U A L ”

Figura 2.5 5

N

Carito Oeste

Carito Norte El Furrial Maturín

Santa Bárbara

Carito Central 0

50 km

Ubicación geográfica del  campo El Furrial.

CAMPO: EL FURRIAL

Introducción El campo El Furrial está situado al norte del Estado Monagas a unos 35 km al oeste de Maturín, (Fig. 2.55). La formación que se denomina localmente "Formación Naricual" del campo El Furrial, con un POES de 6900 MMbn, es una de las mayores reservas de petróleo mediano del área. La columna de hidrocarburos está constituida por un crudo de naturaleza asfalténica, caracterizado por la variación de su gravedad API, del contenido de asfaltenos y de las propiedades termodinámicas con la profundidad. Los yacimientos son de tipo volumétrico altamente subsaturados, sin capa de gas, habiéndose determinado que la actividad del acuífero se encuentra inhibida por la presencia de una capa de bitumen. Para evitar la caída de la presión hasta el punto crítico cuando se precipitan los asfaltenos, se está inyectando agua dentro del yacimiento, lo cual incrementará significativamente el recobro final de petróleo.

El buzamiento del flanco norte varía entre 18 y 24˚ y el del flanco sur entre 16 y 21˚. Este anticlinal está cortado en sus flancos por fallas inversas aproximadamente paralelas al eje de la estructura: las del flanco norte con el lado descendido al norte y las del flanco sur con el lado descendido al sur. Un sistema de fallas normales de lados descendidos al este cortan transversalmente la estructura. (Fig. 2.56). Los límites de los yacimientos al norte y al sur están determinados por una capa de bitumen ("Tar mat") presente en toda la estructura, mientras que al este y al oeste los límites están constituidos por fallas normales que separan El Furrial de los campos adyacentes, El Corozo, y Carito respectivamente. b) Estratigrafía 

La columna estratigráfica penetrada en El Furrial comprende más de 16.000 pies de sedimentos, cuyas edades van desde el Cretácico Superior hasta el Reciente. Toda la sección es fundamentalmente siliciclástica.

Geología

La mayor pa rte del pe tróleo del campo El

a) Estructura 

La estructura en el tope de las areniscas oligocenas, es decir, el tope de la acumulación, es la de un a nticlinal asimétrico d e 10 km de ancho por 8 de largo y de rumbo N 70˚ E.

Furrial, lo mismo que la de los yacimientos del campo Carito, se encuentra en unas areniscas conocidas localmente como "Formación Naricual", y consideradas hasta el momento de edad Oligoceno . Esta suposición, así como la nomenclatura litoestratigráfica del área, se

Figura 2.5 6

encuentran en proceso de revisión. Estas arenas se dividen en tres paquetes estratigrá-

N L

El Corozo

D

   '    0    0    0    7   1   -

ficos diferentes, separados por capas lutíticas de gran extensión (Fig. 2.57): Naricual Inferior, con espesores de alrededor de 400

   '    0 D    0     '    0    0 L    6   1    0   - D    0     '    6    0   1    0   L    0    6 D    1' L    0 D    0    0 L    6    1       '    0    0    0     5    1   -

pies, Naricual Medio, también de unos 400 pies y Naricual Supe rior, con u n p romedio d e 700 pies. El comportamiento de la presión (Fig. 2.58) indica que existe algún tipo de comunicación entre los tres paquetes, a pesar de la presencia de las extensas capas de lutita Estructural

Carito D L

Falla Pozo productor Pozo iny ector

M apa estruct ural de las “ Arenas de Naricual” , campo El Furrial. 2

37

que los separan. La "Formación Naricual" suprayace a unas lutitas, muy probablemente preoligocenas, e infrayace a las lutitas de la

Y A CI M I E N T O : “ A R E N A S D E N A R I C U A L ”

CAMPO: EL FURRIAL

c) Ambiente de sedimentación 

Figura 2.5 7    )    D    A    D    E    (  .   a   n   m   r   e   r   o    F    A

ILD

CALI 6

(pulg.)

16

GR 0

(gAPI)

200

2 Prof. (pies)

(ohm-m)

NPHI 2000

.45

(V/V)

-.15

1.9

RHOB (g ⁄ cm 3)

2.9

ILM 2

(ohm-m)

El paquete Naricual Inferior se depositó en un ambiente marino próximo costero,

2000

formado por can ales estuarinos y de mareas, paleosuelos, barras y bahías litorales. El paquete Naricual Medio estaría depositado en un ambiente nerítico interno con una superficie de condensación en su base y el

15000

Naricual Superior, en un ambiente marino costero con predominio de barras y bahías    )    O    N    E    C    O    G    I    L    O    (    "    l   a   u   c    i   r   a    N   n    ó    i   c   a   m   r   o    F    "

costeras así como canales estuarinos y

15100

   "   r   o    i   r   e   p   u    S    l   a   u   c    i   r   a    N    "

paleosuelos. 15200

15300

15400

   "   o    i    d   e    M    l   a   u   c    i   r   a    N    "

15500

“ Formación Naricual” 

Formación Caripita, Oligomioceno, que constituye el sello regional para las

en el campo El Furrial.

acumulaciones más antiguas de hidrocar-

Registro parcial de la 

buros en rocas oligocenas de los yacimientos de Sta. Bárbara , Carito Norte, Carito Oeste, Carito Central, El Corozo y El Furrial. Es necesario recalcar que la estratigrafía aquí  descripta es informal y está en revisión.

Tabla 2.9 M iem bro

Porosidad (% )

Perm eabilidad (m d)

Sat . de agua (% )

`A N P (pies)

Naricual Inferior

14,8

268

8,3

290

Naricual Medio

15,1

370

7,7

162

Naricual Superior

15,3

509

7,2

220

Propiedades petrofísicas En la Tabla 2.9 se indican las propiedades petrofísicas promedio para cada paquete de “Arenas de Naricual”. A partir de pruebas de restauración de presión y DST, desde el punto de vista macroscópico, la "Formación Naricual” puede caracterizarse como relativamente homogénea y de alta capacidad de flujo. Para calcular la saturación de agua (salinidad de aproximadamente 1800 ppm equivalente NaCl) se utilizó la fórmula de Simandoux (m = n = 1,89, a = 0,81). Se determinó la porosidad mediante una fórmula do nde las densidades de la matriz y del fluido eran de 2,65 y 0,89 gr/cc, respectivamente. Se estimó la permeabilidad en función de la porosidad efectiva, la saturación de agua y la arcillosidad, la cual, en las mejores zonas, es inferior al 5%. Propiedades de los fluidos Existe una relación lineal entre la profundidad y la temperatura. El gradiente geotérmico es de 1,43 ˚F/100 pies, con 272 ˚F a 13.000 pbnm.. Existen variaciones significativas en las características químicas de los fluidos y en las propiedades termodinámicas de los hidrocarburos, tanto en sentido areal como vertical, lo cual guarda relación con la gravedad ˚API, tal como se observa en la Tabla 2.10.

Propiedades petrof ísicas de las “ Arenas de Naricual” , campo El Furrial.

2

38

Y A CI M I E N T O : “ A R E N A S D E N A R I C U A L ”

CAMPO: EL FURRIAL

La variación de las propiedades termo-

Figura 2.5 8

dinámicas de la columna de los hidrocarburos ha originado la formación de una

12000 Nar. Sup. Nar. Med. Nar. Inf.

   ) 10000   c   p   p    l    (   n    ó    i 8000   s   e   r    P

capa bituminosa de muy alta viscosidad en la base de la estructura, de espesores variables a través de todo el campo. Igualmente se formaron zonas de transición de

6000

Qo Np

   )    d   p    b    M    (   o    Q

600 500 400

200

300 200

100

0 '86

'87

'88

'89

'90

'91

'92

'93

'94

'95

bitumen

cuyos

N   p  (   M M  b  l    s   )  

zonas

diferentes

de

fluidos,

con

las

profundidades en pbnm.: S ec t or

To pe z on a t ransición

To pe c ap a bit um en

N i ve l c ru do 1 6 ˚A PI

Norte

15.400

15.800

15.700

0

Sur

14.650

14.900

14.800

Este

15.250

15.400

15.300

'96

Historia de producción y presión de las “ Arenas de Naricual” , campo El Furrial. Tabla 2.1 0 Propiedades químicas: A sf alt enos (% peso)

A zuf re (% peso)

Vanadio (ppm )

Hierro (ppm )

0,6–36,0

0,69–2,41

6,4–562

2,2–1391,0

29.6–< 8

a

100

Añ o

Gravedad (˚A PI)

mediano

espesores fueron estimados en unos 350 pies. En la siguiente tabla se muestran tres

700

300

crudo

Reservas estimadas al 31/12/1996 Se calculó el POES del yacimiento mediante simulación considerando la columna de hidrocarburos con gravedad supe rior a 16˚API. Las rese rvas se mue stran a continuación: Petróleo Original en Sitio

6881 MM bn

Factor de recobro*

46,65 %

Reservas remanentes

2431 MMbn

Propiedades termodinámicas: Gravedad (˚A PI) 29,6–< 8

pb (lpca)

RGP a p b (pnc/bn)

Bo (by/bn)

Visc pet. a p b (cp)

4860–1517

1436–245

1,915–1,249

0,2–63,2

Propiedades químicas y termodinámicas de las “ Arenas de Naricual” , campo El 

* Entre factor de recobro primario (13,45%) y secundario (33,2%)

Furrial.

Se han realizado estudios que han permitido planificar la implementación de

Figura 2.5 9

un p royecto de inyección d e gas miscible de alta presión (7000 lpca) en la cresta del

600

  y    )   )   s    l 500    b   d   p   a    M    b    M    (   (    M400   a    d  n   a   ó    i    l   u  c   c 300   m  e   u  y   c   i   n 200   a   e   n   d    ó    i   a   c   s 100   c   a   e   T   y   n    I

yacimiento para 1998 con un incremento de Inyección acumulada Tasa de i nyección

Planta 550 Mbapd

a) Historia de producción, inyección y presión  Planta 6 Mbapd

Planta 50 Mbapd

Hasta la fecha hay 58 pozos productores de crudo. La producción acumulada desde

'92

'93

'94

'95

Añ o Historia de inyección de las “ Arenas de Naricual” , campo El Furrial.

39

(5% del POES).

Comportamiento de los yacimientos hasta el 31 /12/1996

Planta 400 Mbapd

0

2

recobro estimado en 333 MMbn de petróleo

'96

1986 es de 779 MMbn de petróleo, siendo la producción actual de 370 Mbppd. (Fig. 2.58).

Y A CI M I E N T O : “ A R E N A S D E N A R I C U A L ”

La inyección de agua se inició con 6 Mbapd a principios de 1992, y actualmente alcanza 550 Mbapd. Se inyecta agua en 35 pozos. La inyección acumulada de agua es de 420 MMbls (Fig. 2.59). La presión inicial de los yacimientos de Naricual era de 11.020 lpca al datum (13.000 pbnm.), mientras que el gradiente de presión del fluido varía de 0,30 lpca/pie en la cresta a 0,325 lpca/pie en la base del crudo mediano. Hacia fines de 1992, despué s de p roducir 272 MMbn d e p etróleo, la presión había caído de la inicial a 7971 lpca, lo cual representa un factor de agotamiento de presión de 11,2 lpca/MMbnp. Desde 1992, cuando se inició la inyección de agua, hasta la fecha, este factor se redujo a 2,7 lpca/MMbnp, lo que demuestra el alto

CAMPO: EL FURRIAL

rendimiento del proyecto de mantenimiento de presión (Fig. 2.58). b) Mecanismos de producción 

Las arenas de la "Formación Naricual" del campo El Furrial son altamente subsaturadas. La capa de bitumen impide la acción de cualquier acuífero ubicado por debajo de la misma hacia los yacimientos, por lo que éstos se comportan como volumétricos. anteriores,

N

Caripito

Guanoco

Maturín

Pedernales

0

40 km

Ubicación geográfica del  campo Pedernales.

Introducción El campo Pedernales se encuentra ubicado en la ribera norte del Delta del Orinoco, en el estado Delta Amacuro, bajo pantanos, manglares y ríos afectados por las mareas del mar (Fig.2.60). Las arenas P2 constituyen los principales productores de la Formación La Pica. El campo fue descubierto en 1933, pero fue cerrado en varias oportunidades debido a la segunda Guerra Mundial, a su difícil acceso y a sucesivas cancelaciones de contratos con diferentes operadores. En marzo de 1993 se firmó un convenio de servicios de operación p ara reactivar y desarrollar las áreas de Pedernales. Se ha estimado la existencia de reservas probadas de 76 MMbn y 377 MMbn de reservas probables de p etróleo pesado/ mediano.

durante

las

consideraciones el

proceso

de

agotamiento natural, el mecanismo de producción predominante es la expansión de la roca y de los fluidos combinado, desde 1992, con la inyección de agua que mantiene la presión del yacimiento por encima de la de burbujeo.

Y A CI M I E N T O : A R E N A S P 2 Figura 2.6 0

Por

C A M P O : P E D ER N A L E S

Geología a) Estructura 

El campo Pedernales se encuentra en el flanco norte de la estructura de Pedernales, con un anticlinal decapitado. El campo está orientado desde el suroeste al este-noreste y ha sido subdividido en cuatro áreas principales: suroeste y central, de donde proviene toda la producción hasta el momento; noreste y este-noreste, hacia donde se está desarrollando el campo en la actualidad (Fig.2.61). O rigin alm en te , se cre ía q ue e l a nticlin al d e Pe de rn ale s e ra ú nica me nte e l re su lta do d el diapirismo del lodo, sin embargo, los últimos datos sísmicos 3D indican que la estructura se d eb e ta mb ié n a la d islo ca ció n e n fa lla s p ro fundas. Las yacimientos buzan alrededor de 45° hacia el noroeste y el entrampamiento es principalmente estratigráfico. Lateralmente las a re nas P2 e stán limita das p or falla s tran scurrentes con orientación noroeste-sureste.

2

40

Y A CI M I E N T O : A R E N A S P 2

C A M P O : P ED E R N A L ES

Se ha definido el límite superior a una

Figura 2.6 1

profundidad vertical verdadera (PVV) de aproximadamente 3000 pbnm y no se ha

N

detectado contacto gas-petróleo. Como límites Isla Cotorra

EENE   0  0   9  0

ENE

  0  0   7  0   0  0   0   6  0   5  0  0

tral a aproximadamente 7240 pbnm (PVV), a (PVV) e n la re gió n e ste -n ore ste). Hacia e l suroeste, el límite del yacimiento no se

  0  0  4  0   0   0   3  0  0   0   2  0

Central

tos agua-petróleo (en las áreas suroeste/cen7400pbnm (PVV) en la zona NEy a 7850pbnm

NE   0  0   8  0

inferiores del campo se han definido contac-

interpreta como estratigráfico sino como del área probada.

SO

9000

b) Estratigrafía 

  0  0   2  0  0  0   0   1

 8 0 0 0  7 0 0 0  6 0 0 0  0  5 0 0

Estructural Limite de yacimiento Falla Pozo

pertenecen al Plioceno Inferior de la Formación La Pica del Mio-Plioceno (Fig. 2.62), las cuales se depositaron en un prisma de bajo

M apa estructural de las arenas P2.

nivel, suprayacente al prisma de alto nivel de Amacuro y subyacente al sistema regional

Figura 2.6 2    )    D    A    D   o    E   r    (    b  .   a   m   n   m   e   e   r   r    i   o    A 0    F    M

Las arenas del Miembro Pedernales

ICM 0.2 GR (gAPI)

150

Prof. (pies)

Tope Pedernales

(ohm-m)

NPHI 2000

60

IDL 0.2

(ohm-m)

trangresivo. Las lutitas basales del Miembro Cotorra actúan como sello del yacimiento.

(p.u.)

0.0

c) Ambiente de sedimentación 

RHOB 2000

1.65

3

(g / cm )

2.65

El petróleo en el campo Pedernales se encuentra en areniscas de un ambiente de tope deltaico (parálico) a marino somero. El

Tope P2

suroeste y el centro d el campo se caracterizan 4900

por la presencia de canales distributarios del tope de deltas y frentes de barra de

5000

   )    O    N    E    C    O    I    L    P      O    I    M    (   a   c    i    P   a    L

5100

  s   e    l   a   n   r    2   e    P    d   e    P

intervalos 5200

5400

Tope P5

5500

   5    P 5600

Registro tipo en el campo Pedernales.

41

valles incisos. Sin embargo, se considera que el noreste y el este-noreste están dominados por arenas de frente de playa, con pequeños

5300

2

desembocadura, cortados por rellenos de

de

arenas

de

barras

de

desembocadura (Fig. 2.63).

Propiedades petrofísicas Los estudios petrofísicos de registros con guaya y núcleos muestran que la litología del Miembro Pedernales está formada principalmente por areniscas, limolitas y lutitas. Las arcillas son mayormente illita con algo de caolinita y esmectita. Las areniscas presentan granos finos a medios y distribución de buena a moderada con poca o ninguna cementación.

Y A CI M I E N T O : A R E N A S P 2

C A M P O : P ED E R N A L ES

Los

Figura 2.6 3

rangos

de

valores

de

estos

parámetros son los siguientes: SO

Central

NE

ENE

Tope de Pedernales Arena superior "láminas" Llenado de la Cuenca

Base de Pedernales

Miembro Amacuro

Ambiente sedimentario de tope y frente de deltas (valles incisos, canales y barras de desembocadura)

Correlación est ratigráfica en 

Ambiente sedimentario de arenas de frente de playa (arenas de barras de desembocadura)

En los granos más finos y arenas más arcillosas, la saturación de agua irreducible

el campo Pedernales  suroeste a este-noreste.

pue de ser alta. Existe una buena correlación entre los valores de porosidad obtenidos a partir de los núcleos y de los registros. La

Arena neta petrolífera

128–254 pies

Porosidad

16–30 %

Saturació n de agua

18–37 %

Permeabili dad

100–1000 md

Propiedades de los fluidos Las arenas de Pedernales contienen un petróleo subsaturado de 17 a 23°API con un contenido de azufre del 3%. La información acerca del fluido es limitada y de pobre calidad. Por ello las propiedades de los fluidos fueron estimadas utilizando una ecuación de estado que toma en consideración la variación de dichas propiedades con la profundidad. Los resultados obtenidos a un plano de referencia de 5500 pbnm (PVV) son los siguientes:

salinidad del agua de formación se ubica Rango

M ás probable

Presión original (lpca)

2900–3400

3200

Presión de burbujeo, p b (lpca)

1833–3461

2671

Visc. del petróleo @ p b (cp)

10,3–18,2

13,3

FVF del petróleo @ p b (by/bn)

1,13–1,24

1,19

268–558

413

17–23

21,5

alrededor de 20.000 ppm (NaCl); los parámetros “n” y “a” son inferiores a 2,0. Para estimar la permeabilidad se comparó la información de los registros y de los núcleo s. Los pu ntos de corte para definir el espesor de arena fueron 60%, 13% y 50% para la arcillosidad, porosidad y saturación

RGP @ p b (pcn/bn) Gravedad del petróleo (°API)

de agua, respectivamente.

La información obtenida en las áreas suroeste y este-noreste es similar.

Figura 2.6 4

   ) 18   n    b    /   n 16   c   p 14    M    (    P    G12    R   y    ) 10    d    /   n    b 8    M    ( 6   o   e    l    ó   r 4    t   e   p 2   a   s   a    T 0

Presión RGP campo Tasa pet. m ensual

3500

3000

(33 Productores) (11 Prods)

2500

2000

1500 (11 Productores)

'35

(17 Productores)

1000

Guerra Mundial 500

'40

'45

'50

'55

'60

'65

'70

'75

'80

'85

'90

Añ o Historia de producción y presión de las arenas P2, campo Pedernales.

0 '95

P  r   e  s  i    ó  n  p r   o m  e  d  i    o  d   e l    y   a  c  i   m i    e n  t    o  (   l    p  c   a  )  

Reservas estimadas al 31/12/1996 Las reservas probadas han sido estimadas utilizando dos métodos: volumétrico y a través de una simulación; ambos han arrojado resultados similares. Las reservas recuperables probables fueron oficialmente estimadas en 377 MMbn, considerando un factor de recuperación de 12% y un POES probable de 1509 MMbn. POES

973 MMbn

Factor de recuperació n

14,2 %

Reservas remanentes

76,0 MMbn

2

42

Y A CI M I E N T O : A R E N A S P 2

C A M P O : P ED E R N A L ES

Comportamiento del yacimiento hasta el 31 /12/1996

producción alcanzó 1000 bppd y durante este período se acumuló 1 MMbn de petróleo. En estos cuatro años se perforaron 17 pozos. La

a) Historia de producción y presión 

A lo largo de un período de 61 años (1935–1996), el campo Pedernales produjo de las arenas P2 un volumen acumulado de 61,8 MMbn de petróleo divididos en cuatro etapas.

Durante

la

primera

de

ellas

(1935–1942) la producción alcanzó un pico de 5000 bpp d y se acumularon 9 MMbn. A continuación el campo se cerró por cuatro años debido a la Segunda Guerra Mundial.

N

El Salto

Temblador Jobo

Pilón

Morichal Cerro Negro Area Bitor

Río Orinoco

Puerto Ordaz

Ubicación geográfica del  Area Bitor.

2

43

un convenio de servicios de operación. Hasta la fecha, la producción se ha incrementado entre 15.000 y 20.000 bpp d y se p erforaron 15 pozos adicionales. En septiembre de 1995 se implementó un proyecto de inyección de gas en el sector suroeste del campo. La Figura 2.64 muestra la historia de producción y presión de P2.

Durante la segunda fase (1947–1965), la producción alcanzó 12.000 bppd (43

b) Mecanismos de producción 

productores) y se recuperó un total de 57

miento fue inicialmente por expansión de

MMbn de petróleo y 56 MMMpcn de gas.

rocas y fluidos. Cuando la presión del

Posteriormente, el campo fue cerrado por 16

yacimiento alcanzó el punto de burbujeo, el

años al terminar el contrato del operador.

empuje de gas en solución se hizo el

Durante la tercera fase (1981–1985), la

mecanismo predominante.

Y A CI M I E N T O : M I E M B R O M O R I C H A L

Figura 2.6 5

etapa final comenzó en 1993 con la firma de

El mecanismo de producción del yaci-

C A M P O : C E RR O N E G R O ( A R E A B I T O R )

Introducción La Faja Petrolífera del Orinoco se considera como la acumulación conocida de crudos pesados y extrapesados más grande del mundo. Se extiende sobre una superficie de 13,3 millones de acres aproximadamente, con reservas de petróleo original en sitio (POES) de 1200 billones de barriles. El sector Cerro Negro, uno de los cuatro en que se encuentra dividida, está ubicado en la parte oriental al sur de los Estados Monagas y Anzoátegui. El Area Bitor, dentro de este sector, (Fig. 1), cubre una superficie de 44.500 acres y con tiene un BOES (Bitumen O riginal En Sitio) de más de 19.600 millones de barriles. Este petróleo se utiliza como materia prima en la manufactura del producto Orimulsión®‚ (70% petróleo, 29% agua y 1% surfactante), de gran valor comercial en los mercados internacionales, considerado como fuente de energía alternativa.

Geología a) Estructura 

El Area Bitor del sector Cerro Negro se presenta como un monoclinal de suave buzamiento norte de aproximadamente 4 grados, fracturado por múltiples fallas principales, orientadas este-oeste, así como por algunas fallas menores de rumbo noreste-suroeste que forman un ángulo de unos 45˚ con la principal (Fig. 2.66). La mayoría de las fallas son no-sellantes, normales y de gran extensión (superior a los 15 km) con desplazamientos verticales que oscilan entre 50 y 200 pies. El desplazamiento vertical en el sector norte es mayor que en el sector sur. Debido al carácter macizo de las arenas, es muy difícil detectar estas fallas en los registros eléctricos. Las acumulaciones de hidrocarburos están controladas esencialmente por trampas estratigráficas y, por ello, no se encuentran contactos agua-petróleo regionales ni tampoco contactos gas-petróleo.

Y A CI M I E N T O : M I E M B R O M O R I C H A L

C A M P O : C E RR O N E G R O ( A R E A B I T O R )

c) Ambiente de sedimentación 

Figura 2.6 6

La interpretación de los ambientes y litofacies está íntimamente relacionada con unidades productoras. Específicamente, en las

 –2900'

secciones fluviales del Miembro Morichal, no se  –2800'

puede establecer una correlación "pico a pico" puesto que no existen intervalos lutíticos  –2600'

regionales o de suficiente extensión lateral que permitan su identificación, sino grandes paquetes de arenas macizas con buen desarrollo vertical y coalescencia horizontal. (Fig. 2.67).

 –2300'

N Tope Miembro Morichal (Sin escala)

 –2200'

 –2200' Estructural Limite de parcela Falla

 –2100'

Mapa estructural ilustrado del Miembro Morichal.

Propiedades petrof ísicas La evaluación petrofísica de las Unidades de los Miembros Morichal, Yabo y Jobo/Pilón es resultado del estudio de 70 pozos disponibles con perfiles de porosidad adecuados (densidad y neutrón) y de 206 pozos con curvas de resistividad solamente (laterolog), así como del análisis de núcleos de dos pozos y de muestras de cuatro pozos. Los resultados se presentan a continuación:

b) Estratigrafía  Rango

M iem bro Morichal

150 a 470

218

Volumen de arcilla (Vsh)-%

5 a 12

8

Mioceno temprano, depositada sobre una

Porosidad (%)

28 a 35

31

discordancia Pre-Terciaria ha sido dividida

Permeabili dad (md)

4000 a 20.000

11.000

arbitrariamente en 16 unidades productoras:

Saturació n de agua (%)

11 a 26

18

La columna estratigráfica del Area Bitor tiene un promedio de 3000 pies de espesor

Espesor neto (pies)

(Fig. 2.67). La Formación Oficina de edad

Miembro Morichal (0-16 hasta 0-11), Miemb ro Yabo (0-10 hasta 0-9) y Miembro Jobo/Pilón (0-8 hasta 0-4). Las tres unidades restantes

Los puntos de corte utilizados para la evaluación petrofísica y estimación de la

pertenecen a la sección basal de la

arena neta de bitumen en los pozos con per-

Formación Freites suprayacente (Mioceno

files de po rosidad so n los siguiente s: Sw=45%,

Medio). La Formación Las Piedras (Mioceno

Vsh=40%, Porosidad=20%, Swi=7%. Los

tardío a Plioceno) suprayace a Freites en

parámetros petrofísicos fueron los siguientes:

contacto discordante

Rw=0,50 ohm-m, a=1,0, n=2,0 y m=1,7.

y, a continuación, se

encue ntra la Formación Mesa (Pliostoceno)

2

44

Y A CI M I E N T O : M I E M B R O M O R I C H A L

C A M P O : C E RR O N E G R O ( A R E A B I T O R )

Para el Miembro Morichal los valores

Figura 2.6 7

 .    )    D    m    r    A    o   D    F   E    (

   o    r    b    m    e    i    M

promedio ponderados de ANB son: Sw=18,2%, Vsh= 8%, porosidad=31%, Rayos Gam m a API

   O    s   N   )    e   E   O    I    t    i    C   D    e    E    r    O    F   I    M    M    (

Unidad

F–1 Marino Somero F–2 F–3

Margen deltaico

0–4

   n    ó    l    i    P

0–5 0–6 0–7ab

   o    b    o    J    )    O    N    A    R    P    M    E    T    O    N    E    C    O    I    M    (    a    n    i    c    i    f    O

Ambiente

Plano deltaico bajo a frente deltaico

permeabilidad=11.000 md y espesor=218 pies.

Propiedades de los fluidos En la tabla siguiente se compara el promedio de las propiedades de los fluidos en varios pozos (datum: 2500 pbnm.) con el PVT del pozo CO-04, considerado como el más representativo d el área.

Depósitos deltaicos

0–7c

   o    b    a    Y

Promedio

0–8

Episodios marinos

0–9

Zona costera

0–10

Depósitos entre mareas (marinos)

0–11a

RGB @ pb (pcn/bn)

1040

72

79

1,047

1,047

Viscosidad bitum en @ p b (cp) 71.000

19.342

FVF del bitumen @ p b (by/bn)

0–11b

Temperat ura (˚F)

131

126

Gravedad del bitu men (˚API)

8,1

7,1

* Considerada igual a la presión original.

0–12

   l    a    h    c    i    r    o    M

Presión de burbujeo* , p b (lpc a) 1143

PVT-CO-04

Plano deltaico bajo 0–13 Depósitos fluviales 0–14

Depósitos marinos

El contenido de metales en el Area Bitor es: 3,8% de azufre, 80 ppm de níquel y 300 ppm d e vanadio.

0–15

0–16

Terrestre Relleno de valle

0–17 Basamento Igneo-Metamorfico (PRE-TERCARIO)

Unidades estratigráficas  en el Area Bitor.

Es de notar que los bajos valores de resistividad que presentan los registros, tanto en la base como en el tope de las arenas macizas, se deben básicamente a cambios granulométricos normales de la litofacies, y pueden ser acompañados por un aumento de la arcillosidad, p ero no asociados con alta saturación de agua. También se consideró como arena comercial un espesor no menor de 40 pies.

Reservas estimadas al 31/12/1996 En la Tabla 2.11 se mue stran las reservas de bitumen en MMbn del Area Bitor, que constituye aproximadamente el 1,6% del POES de la Faja Petrolífera del Orinoco. Comportamiento del yacimiento hasta el 31 /12/1996 a) Historia de producción 

Las reservas remanentes del Miembro Morichal representan el 96% del Area Bitor, gran

parte

de

la

cual

se

encuentra

actualmente en explotación e incluye la prueba piloto iniciada en 1984 en los Bloques Experimentales de Producción

Tabla 2.1 1 J obo

Pilón

18.541

1055

21

19.617

Factor de recobro (%)

12,2

9,0

19,0

12,0

campo de toda índole efectuadas en el período 1984-1996 y a los cierres impre-

Reservas remanentes (MMbn)

2166

95

2

2263

vistos, resulta difícil analizar el com-

Bit um en original en siti o (M Mbn)

Reservas est imadas del Area Bitor (1996).

2

45

Tot al

(BEP). Debido a las numerosas pruebas de

M orichal

portamiento histórico de la producción.

Y A CI M I E N T O : M I E M B R O M O R I C H A L

C A M P O : C E RR O N E G R O ( A R E A B I T O R )

Figura 2.6 8

bas de campo realizadas incluyen la inyección cíclica de vapor, la perforación de

400 Pozos activo s

pozos espaciados a 150, 300 y 400 metros,

200

los cambios de disolvente a nivel de pozo y diferentes maneras de completación de pozos (Fig. 2.68).

0 Corte de agua, AyS (%) 50

b) Mecanismos de producción  800

Se supone que, originalmente el crudo en el Miembro Morichal estaba saturado de

Relación gas bitumen RGB (pcn/bn) 400

gas a su presión inicial, lo cual implica que 0

un p osible mecanismo de produ cción p odría

Tasa de producción de bitumen Qb (bppd) 50000

ser el empuje por gas en solución. Del

25000 0 '83

mismo mo do, la comp actación podría incidir '84

'85

'86

'87

'88

'89

'90

'91

'92

'93

'94

'95

favorablemente en la recuperación de

'96

bitumen, como ocurre en la Costa Bolívar,

Añ o

Se puede mencionar que la producción

pero todavía la producción es relativamente muy pequeña en comparación con el BOES

acumulada hasta la fecha es de 96 MMbn de

y no se ha observado subsidencia hasta la

bitumen, obtenido principalmente mediante

fecha. Otro posible mecanismo de pro-

bombeo mecánico (Dic. 96: 70 Mbbpd con

ducción a considerar es el empuje hidráu-

12% A y S y RGB de 160 p cn/ bn) y que hasta

lico. Efectivamente, existe incursión de agua,

Julio de 1996 se habían perforado 349

si bien aún no se conoce exactamente la

pozos, incluyendo cuatro pozos h orizontales en los cuales se utilizó con éxito el bombeo

fuente, ni si es o no activa. Hasta que no se obtenga mejor información a través de

electrosumergible

de

estudios especiales y análisis de comporta-

diluente a nivel de la entrada de la bomba.

miento de producción y presión del Area

Igualmente, se hicieron 23 reperforaciones

Bitor, sólo se debe considerar el empleo de

horizontales completadas inicialmente con

los mecanismos mencionados.

Historia de producción del  Area Bitor.

con

dosificación

bombeo de cavidad progresiva. Otras prue-

A U T O R Y C O L A B O R A D O R ES

 Este capítulo fue escrito por J-C. Bernys con la colaboración de L.Zamora, S.Antúnez (MEM), F.Chiquito (PDVSA), A.Herrera (BITOR), F.Rodríguez (Corpoven), O.Romero (Lagoven) y O.Suárez (Maraven),   y la contribución de M.Milán (MEM), F.García (PDVSA), I.Benzaquén (BITOR), P.Talarico y   D.Flores (Corpoven), C.Camacho, L. Escandón y K.Larrauri (Lagoven), M.Rampazzo,  X.Verenz uela, J.C.Ustáriz y M.Méndez (Maraven), E.Caz ier, B.Cun nin gham y H.Torres (BP de Venezuela).

2

46