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
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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).
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