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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISION DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERIA DE PETROLEO
“EVALUACION DEL PROCESO DE INYECCION DE AGUA EN EL
YACIMIENTO MARCELINA I-008”
Trabajo Especial de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARIUM EN INGENIERIA DE PETROLEO
Autor: SHARINE M. FRANCO S.
Tutor: Americo Perozo
Maracaibo, Julio de 2007.
DEDICATORIA
A mi Papa y Mama por ser los pilares fundamentales en mi vida, por el amor y apoyo
incondicional se siempre me han dado.
A Ilita y la catira por ser las mejores hermanas del mundo.
AGRADECIMIENTO
A Dios por su infinito amor, bendiciones y misericordias, que aun sin merecerlas
siempre me las ha dado.
A la Universidad del Zulia, por ser mí casa de estudios profesionales.
A la empresa BP de Venezuela Holdings Limited, por permitirme realizar esta
investigación con la información que tan gentilmente me proporcionaron.
A mi tutor, Ing. Americo Perozo, quien compartió conmigo toda su experiencia
para permitirme llevar a feliz término este trabajo de investigación.
A mis Padres por ser fuente de inspiración en todas mis luchas.
A todos…. Muchas gracias!
Franco S. Sharine M. Evaluación del Proyecto de Inyección de Agua en el Yacimiento Marcelina I-008. (2007). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Tutor: Prof. Américo Perozo.
RESUMEN
El yacimiento Marcelina I-008, el cual pertenece al campo Alturitas, ubicado en la parte sur del área DZO, en el municipio Maquiches de Perija del estado Zulia, esta siento sometido a inyección de agua, como método de recuperación secundaria. El objetivo principal de este trabajo es la evaluación de dicho proceso de inyección. La evaluación del proyecto de inyección de agua del yacimiento Marcelina I- 0008 se realizara basado el análisis de las curvas de Hall de cada pozo inyector del proyecto, Graficas de Control (Petróleo Producido Acumulado vs. Inyección de agua acumulada) y el cálculo de Eficiencia Volumétrica de Reemplazo. Estos parámetros permitirán conocer de una manera cuantitativa y cualitativa la eficiencia del proyecto de inyección de agua y nos permitirá también al final del análisis realizar las respectivas conclusiones y recomendaciones. De continuar con la baja inyectividad en el yacimiento Marce-I 0008, no será posible restituir los niveles de presiones, perdidos durante la explotación del mismo, en el tiempo estimado. Es importante mencionar que si la presión del yacimiento disminuye por debajo de los niveles de presión permisible de la explotación, se corre el riesgo de sanciones gubernamentales reguladas por el MEP. Adicionalmente, de no mejorar la Eficiencia de Barrido con la inyección de agua, se estaría dejando de producir el petróleo remanente en el miembro Marcelina Superior, que representa un 45% de las reservas asociadas no serian drenada.
Palabras Clave: Inyección, Yacimiento, Recobro, Eficiencia.
Franco S. Sharine M. Evaluation of the Water Injection Project on Marcelina I-008 reservoir. (2007). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Tutor: Prof. Américo Perozo.
ABSTRACT
The Marcelina Reservoir I-008, located in the south part of the area DZO, in Maquiches of Perija in Zulia State, is been submitted to injection water as method of secondary recovery since 1997. The Main objective of this work is the evaluation of the above mentioned injection process. The evaluation of the project of water injection of the Marcelina I - 0008 was based on the analysis of Hall's curves of every well injector of the project, Graphs of Control (Produced Accumulated Oil vs. Injection of accumulated water) and the calculation of Efficiency Volumétrica of Replacement. These parameters will allow to know in a quantitative and qualitative way the efficiency of the project of water injection. Without injection water on this reservoir it won’t be possible to return the levels of pressures lost during the (development) of the same one, in the estimated time. It is important to mention that if the pressure of the reservoir decreases below the acceptable levels to be produced, there will be risk of governmental sanctions regulated by the MEP. Additional, of not improving the Efficiency of Sweep with the water injection, one would be stopping producing the remaining oil in the member Marcelina Superior, who represents 45 % of the associate reserves will not be recovered.
Key Words: Injection, Reservoir, Efficiencies, Swap
TABLA DE CONTENIDO
Paginas RESUMEN…………………………………………………………………... 3
ABSTRACT………………………………………………………………….. 4
DEDICATORIA……………………………………………………………… 5
AGRADECIMIENTO……………………………………………………….. 6
TABLA DE CONTENIDO………………………………………………….. 7
LISTA DE TABLAS…………………………………………………………. 9
LISTA DE FIGURAS……………………………………………………….. 12
CAPÍTULOS
I EL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del problema……………………………………. 13
1.2. Formulación del Problema……………………………………… 16
1.3. Objetivos de la Investigación…………………………………… 17
1.3.1. Objetivo General……………………………………………. 17
1.3.2. Objetivos Específicos………………………………………. 18
1.4. Justificación del estudio…………………………………………. 18
1.5. Delimitacion de la investigación………………………………… 18
II MARCO REFERENCIAL
2.1. Descripción del Yacimiento Marcelina…………………………. 29
2.2. Descripción del Proyecto de Inyección de Agua……………… 29
2.3. Definición de un proceso de Recuperación Secundaria……... 57
2.4. Mecanismos de Producción…………………………………….. 60
2.5. Definición de Inyección de Agua……………………………….. 63
2.6. Factores que afectan la Inyectividad…………………………… 64
III MARCO METODOLÓGICO
3.1 Tipo de Investigación……………………………………………... 115
3.2 Diseño de la Investigación……………………………………….. 115
3.3 Unidad de Análisis………………………………………………… 116
3.4 Técnicas de Recolección de datos……………………………… 116
IV COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION/INYECCION/PRESIONES
4.1. Comportamiento de los pozos productores asociado al proyecto de inyección de agua…………………………………………….
118
4.2. Comportamiento de los pozos inyectores……………………... 118
V ANALISIS DE LOS FLUIDOS
5.1. Petrofisica del Yacimiento………………………………………. 127
5.2. Propiedades de los fluidos del yacimiento……………………. 129
5.3. Permeabilidad Relativa………………………………………….. 131
VI ANALISIS DEL PROCESO DE INYECCION DE AGUA
6.1. Gráficos de Hall…………………………………………………… 143
6.2. Gráficos de Control………………………………………………. 143
6.3. Eficiencia Volumétrica de Reemplazo…………………………. 144
6.3.1. Calculo de la eficiencia Volumétrica de Reemplazo……. 145
6.3.2. Grafico E.V.R vs. Tiempo………………………………….. 145
VII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1 Recomendaciones y Conclusiones por pozo inyector…………. 148
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS……………………………………… 173
INDICE DE FIGURAS
Figuras Páginas
1.1 Ubicación Geográfica del Campo DZO………..…………………… 20
1.2 Sección Estratigrafía yacimiento Marcelina……………………….. 21
1.3 Distribución de los pozos en el campo…………………………….. 22
1.4 Volumen del agua inyectada en el tiempo…………………………. 23
1.5 Comportamiento de Presiones del Yacimiento……………………. 23
1.6 Perfil de Inyección ALT-24…………………………………………… 24
1.7 Perfil de Inyección ALT-33…………………………………………… 25
1.8 Perfil de Inyección ALT-43…………………………………………… 26
1.9 RMT ALT-23…………………………………………………………… 27
1.10 RMT ALT-02…………………………………………………………… 28
2.1 Mapa estructural tope Marcelina……………………………………. 72
2.2 Columna típica del yacimiento Marcelina………………………….. 73
2.3 Configuración Estructural de la cuenca de Maracaibo……………. 74
2.4 Fallas normales noreste-suroeste…………………………………… 75
2.5 Acumulación de petróleo en la formación La luna………………… 76
2.6 Cartografía 3D del campo…………………………………………… 77
2.7 Estructura anticlinal Norte-Sur………………………………………. 78
2.8 Flanco Oeste del anticlinal…………………………………………… 79
2.9 Sistemas Fluviales……………………………………………………. 80
2.10 Ambientes de Depositacion del yacimiento Marcelina……………. 81
2.11 Sección Estratigráfica Marcelina………......................................... 82
2.12 Sección Estratigráfica Marcelina Superior….……………………… 83
2.13 Sección Estratigráfica Media………………………………………… 84
2.14 Deposición de arcillas y carbones…………………………………... 85
2.15 Geometría de los depósitos………………………………………….. 86
2.16 Unidades litológicas del campo Alturita.………………………….. 87
2.17 Unidades litológicas del campo Alturita.………………………….. 88
2.18 Sísmica 3D campo Alturita………………………………………….. 89
2.19 Sísmica 3D campo Alturita………………………………………….. 90
2.20 Secuencia de Granos………………………………………………… 91
2.21 Disolución de Granos………………………………………………… 92
2.22 Cementacion de Sílice……………………………………………….. 93
2.23 Cementacion de Sílice……………………………………………….. 94
2.24 Cementacion de Sílice……………………………………………….. 95
2.25 Ecuación para el calculo de permeabilidad a partir de porosidad........................................................................................
96
2.26 Ecuación para el calculo de permeabilidad a partir de porosidad........................................................................................
97
2.27 Ecuación para el calculo de permeabilidad a partir de porosidad........................................................................................
98
2.28 Ecuación para el calculo de permeabilidad a partir de porosidad........................................................................................
99
2.29 Unidades del Yacimiento Marcelina………………………………… 100
2.30 Facies de Flujo definidas en el yacimiento………………………… 101
4.1 Mapa de Presiones del yacimiento Marcelina……………………... 121
4.2 Distribución p/patrón del proyecto…………………………………... 123
4.3 Volumen Inyectado Bloque Norte…………………………………… 124
4.4 Volumen Inyectado Bloque Central…………………………………. 125
4.5 Volumen Inyectado Bloque Sur……………………………………… 126
5.1 Porosidad de Registro ……………………………………………….. 133
5.2 Presión Capilar HK/Pni……………………………………………….. 134
5.3 Presión Capilar HK/Pni……………………………………………….. 135
5.4 Permeabilidad – Porosidad Núcleo…………………………………. 136
5.5 Comparación de Porosidad y Permeabilidad vs. registro………… 137
5.6 Comportamiento RGP………………………………………….. 138
6.1 Eficiencia Volumétrica Bloque Norte………………………….. 145
6.2 Eficiencia Volumétrica Bloque Central….…………………….. 146
6.3 Eficiencia Volumétrica Bloque Sur…………………………….. 147
7.1 Presión y Volumen vs Tiempo ALT16………………………… 159
7.2 Grafica del Hall ALT16………………………………………….. 160
7.3 Eficiencia Volumétrica ALT16…………………………………. 161
7.4 Presión y Volumen vs Tiempo ALT23………………………… 162
7.5 Grafica del Hall ALT23………………..………………………… 163
7.6 Eficiencia Volumétrica ALT23……….………………………… 164
7.7 Presión y Volumen vs Tiempo ALT24………………………… 165
7.8 Grafica del Hall ALT24………………..………………………… 166
7.9 Eficiencia Volumétrica ALT24……….………………………… 167
7.10 Presión y Volumen vs Tiempo ALT33………………………… 168
7.11 Grafica del Hall ALT33………………..………………………… 169
7.12 Eficiencia Volumétrica ALT33……….………………………… 170
7.13 Presión y Volumen vs Tiempo ALT04………………………… 171
7.14 Grafica del Hall ALT04………………..………………………… 172
7.15 Eficiencia Volumétrica ALT04……….………………………… 173
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla Páginas
1.1 Análisis cuantitativo de PLT ALT-24………………………………… 15
1.2 Análisis cuantitativo de PLT ALT-43………………………………… 16
2.1 Definición de Facies de Flujo del yacimiento Marcelina ................ 42
2.2 Correlacion de Longitudes de las Facies del yacimiento……........ 51
2.3 Numero de celdas para las mallas………………………………….. 53
4.1 Programa de toma de presiones del yacimiento…………………... 120
4.2 Pozos Inyectores del campo Alturita………………………………... 122
5.1 Permeabilidad a partir de la porosidad de Marcelina 128
5.2 Información de los simulados fluidos ………………………………. 130
5.3 Propiedades del agua en el modelo………………………………… 131
5.4 Permeabilidad relativa y presión capilar agua/petróleo…………… 131
5.5 Permeabilidad relativa y presión capilar gas/petróleo…………….. 132
CAPITULO I
EL PROBLEMA
1.1.- Planteamiento del problema:
Este trabajo de grado tiene como finalidad realizar una evaluación del
Proyecto de Inyección de Agua en el yacimiento MARCE-I 008, a través del
cálculo de la Eficiencia Volumétrica de Reemplazo, Gráficos de Control y
ubicación del frente agua, que nos permitan conocer la efectividad de dicho
proyecto.
Como se menciono anteriormente, el presente estudio se hará en el
yacimiento MARCE-I 0008, el cual pertenece al Campo Alturitas del Convenio
Operativo DZO, localizado al occidente del lago de Maracaibo, en el Estado
Zulia. Esta limitado al oriente por el margen occidental del lago de Maracaibo y
al occidente por la Sierra de Perija. Tiene una extensión de 399.752 hectáreas y
comprende un total de 9 campos productores: Alpuf, Alturitas, Ensenada,
García, Machiques, San José, San Julián, Totumos y Urdaneta, de los cuales el
campo Alturitas es el de mayor volumen de reservas y producción.
El campo Alturitas, se encuentra ubicado en la parte Sur del área DZO (Figura
1.1), en el margen occidental del Lago de Maracaibo, en jurisdicción del
Municipio Machiques de Perijá del Estado Zulia. Es un campo petrolero
propiedad del Estado Venezolano administrado a través de PDVSA.
Actualmente el yacimiento MARCE-I 0008, esta sometido a un proyecto de
recuperación secundaria (Inyección de Agua), el cual se inicio en Noviembre de
1997 como un proyecto piloto en la zona Central del mismo. Posteriormente y
debido a la necesidad de contrarrestar la notable disminución de la presión del
yacimiento, se propone la extensión de la inyección de Agua al resto del
yacimiento, (zona Norte y Sur), aprobándose el proyecto en el 2001. Los pozos
pertenecientes al proyecto han experimentado una disminución en la
inyectividad, pasando de 15.200 a 10.000 BAPD. (Merma de 5.200 BAPD) a
Diciembre 2005, razón por la cual se hace necesaria la evaluación de dicho
proyecto.
El petróleo de la formación Marcelina tiene una gravedad de 21 grados
API, viscosidad de 7.9 cp y de naturaleza asfáltica. La presión de burbujeo
es de 1030 Lpca a 217 oF y la RGP en solución es de 134 Pcn/Bn.
La formación Marcelina tiene tres secciones estratigráficas muy bien
definidas: Superior, Media e Inferior; (Ver figura No 1.2) cuyo mecanismo de
producción imperante es por empuje interno (expansión roca-fluido)
combinado con la acción del acuífero. Las unidades Marcelina Superior e
inferior a pesar de tener niveles de presiones iniciales similares, presentan
diferencias en la distribución de fluidos y en los agotamientos de presión.
Las arenas de Marcelina Inferior están sometidas a un mejor y más fuerte
soporte de presión por parte de un acuífero activo. Las arenas del miembro
Marcelina superior aun cuando tienen un mayor volumen de hidrocarburos,
no presentan un buen soporte del acuífero debido a que este no es de
fondo, sino lateral y la heterogeneidad y discontinuidad de las arenas hacen
que el reemplazo de fluidos producido sea mas lento, lo que se traduce en
una disminución de producción de petróleo del todo el yacimiento. De allí la
necesidad del proceso de Inyección de agua.
La explotación del Yacimiento se inicio a principio de los años cincuenta,
sin embargo, no es hasta 1994, con el inicio del Convenio Operativo, cuando
comienza la explotación de manera continua y a gran escala.
Durante el periodo 1994-1997 fue observada una marcada declinación de la
presión del yacimiento, especialmente en la arena Marcelina Superior, lo que
motivo que a finales del 1997 se iniciara el proyecto piloto de Inyección de
agua en el área con los pozos ALT-4, ALT-43 y ALT-44.. Considerando los
resultados del proyecto piloto y con el soporte de un modelo de simulación
numérica de yacimiento, en el año 2001 se propuso ante PDVSA-MEM la
extensión de la inyección de agua al resto del yacimiento y especialmente en
los bloques Norte y Central donde se concentra el mayor numero de pozos
productores, a través de la perforación de 2 pozos y la conversión de 9
pozos productores. Durante los años 2005-2006 se adiciono al proyecto 3
pozos inyectores más. Ver Figura No 1.3.
A partir del año 2002 se observa una disminución en la inyectividad de
los pozos del proyecto así como una disminución en la eficiencia de barrido
y % de recobro. El volumen de inyección promedio de los tres bloques, paso
de 15.200 BAPD en el año 2002 a 10.500 BAPD en Diciembre 2005 (Ver
figura No 1.4). La figura No 1.5 muestra la disminución de presión que
experimento el yacimiento durante desde el 2002.
Unos de los factores importantes que afecto la inyectividad desde el
principio del proyecto fue la pobre calidad del agua procesada.
Registros de Inyección (PLT’s) tomados en los pozos, desde el inicio del
proyecto, han demostrado que el agua esta siendo inyectada en el intervalo
inferior de Marcelina Superior, es decir, un 80% del flujo de inyección esta
dirigido a la base de Marcelina Superior, lo cual se traduce en un desbalance
de la inyección en la arena y por ende una sobreinyección en la parte basal.
En el año 2005 como parte del seguimiento y surveillence del proyecto de
recuperación se tomaron registros de Inyección a los pozos ALT-24, ALT-33,
y ALT-43, donde se verifico la el desbalance de la inyección. Ver figura No
1.6 al 1.8. En la Tabla 1.1 y 1.2 se observa el análisis cuantitativo de dichos
PLT.
ALT-24. (Julio-2005)
Tabla 1.1. Resultados PLT ALT-24
ALT-43 (Agosto-2005)
Tabla 1.2. Resultados PLT ALT-43
El agua utilizada para el proyecto de Inyección, es la misma proveniente
de pozos productores, es decir, es agua de formación, la cual es sometida a
un proceso Físico-químico, a través del cual es tratada para luego ser
inyectada nuevamente es los pozos.
En estudios realizados se detecto múltiple problemas en el sistema de
tratamiento del agua, la cual salía sin las mínimas condiciones y
especificaciones para su utilización como los son % de sólidos en
suspensión y ppm de crudo, siendo esta la principal razón del taponamiento
de las miembros del yacimiento y causante del daño en el yacimiento. Es
importante mencionar dicha situación fue solventada sin embargo el efecto
en los pozos es irreversible.
1.2.- Formulación de Problema
Se tiene suficiente información estadística del comportamiento de las
variables y parámetros involucrados en el proyecto de inyección de aguas
del yacimiento, desde el inicio del mismo, para el análisis del problema.
De continuar con la baja inyectividad en el yacimiento Marce-I 0008, no
será posible restituir los niveles de presiones, perdidos durante la
explotación del mismo, en el tiempo estimado. Es importante mencionar que
si la presión del yacimiento disminuye por debajo de los niveles de presión
permisible de la explotación, se corre el riesgo de sanciones
gubernamentales reguladas por el MEP. Adicionalmente, de no mejorar la
Eficiencia de Barrido con la inyección de agua, se estaría dejando de
producir el petróleo remanente en el miembro Marcelina Superior, que
representa un 45% de las reservas asociadas no serian drenada.
Tomando en consideración lo anteriormente planteado es posible enunciar
las siguientes interrogantes:
Se esta inyectando el volumen adecuado para barrer el petróleo.
Se podrá mejorar el % de Recobro del Proyecto?
Será posible mejorar la eficiencia de Barrido?
Por donde se esta inyectado el agua inyectada.
Es posible incrementar la inyectividad de los pozos?
Debido a lo ante expuesto y en vista de la necesidad imperiosa de
incrementar la Inyectividad de los pozos perteneciente al proyecto de
Inyección de Agua en el Yacimiento, nos hacemos la siguiente interrogante:
Es importante la evaluación del proyecto de inyección de agua en el
yacimiento Marcelina?. Es posible la evaluación del mismo?.
Titulo de la Investigación:
Una vez formulado el problema, se propone el siguiente titulo para la
investigación:
“Evaluación del Proceso de Inyección de agua en el Yacimiento
Marcelina I-008”.
1.3.- Objetivos de la investigación
Objetivo General:
Evaluación del Proceso de Inyección de agua en el Yacimiento Marcelina I-
008”.
Objetivos Específicos:
1. Determinar de la Eficiencia de Barrido y % de Recobro del proyecto de Inyección de Agua ejecutado en el yacimiento.
2. Analizar el comportamiento de los pozos Inyectores y productores perteneciente al proyecto.
3. Generar Gráficos de Control y diagnostico de los patrones de inyección.
4. Ubicación del frente de agua.
1.4.- Justificación del Estudio:
El yacimiento Marce-I0008 posee reservas petroleras económicamente
rentables y características geológicas inmejorables, razón por la cual, es
necesario conocer la eficiencia de recobro y efectividad del proyecto de
recuperación secundaria (Inyección de agua).
1.5.- Delimitacion de la Investigación:
Espacial
Este estudio se desarrollará en el yacimiento Marcelina, en el campo
Alturitas, ubicado en la Cuenca de Maracaibo, al este de Machiques, Distrito
Perijá 110 Km.
Tiempo:
Dicha investigación está programada a realizarse en un periodo
aproximado de 24 semanas.
1.6.- Antecedentes
En el año 2004, la empresa Toptco, S. A desarrolló un estudio
denominado: “Propuesta Incremento Inyectividad yacimiento MARCE-I-008-
Bloque DZO”. Este estudio puso de manifiesto la disminución de la
eficiencia del proyecto de recuperación secundaria (Inyección de Agua),
dando un alerta y justificando un estudio mas profundo para determinar la
causa-raíz y optimizar el proyecto de recuperación secundaria.
En el año 2005 se tomaron registro RMT, a los pozos ALT-16st, ALT-02 y
ALT-23, los cuales evidenciaron una notable saturación de agua en la zona
de Marcelina inferior y saturación de crudo remanente en la zona de
Marcelina superior específicamente en la parte basal. Ver Figuras 1.9 al
1.10.
CAPITULO II
MARCO REFERENCIAL
La producción de petróleo a partir del Yacimiento Marcelina en el Campo
Alturitas se inició en Diciembre de 1945 con la completación de los pozos
Alturitas-1, 2 y 4 en los miembros Marcelina Superior e Inferior.
A finales de 1982 se perforaron y entraron en producción los pozos
Alturitas-10, 11, 12, 13 y 16. En el periodo comprendido entre 1982 y 1994
se perforaron los pozos alturitas 17 al 22. Con la firma del convenio
operativo DZO, la operadora perforó en el período 1994-1997 treinta y
cuatro (34) pozos nuevos.
A partir del año 1994, el Campo Alturitas ha sido objeto de estudios
geológicos a varios niveles finalizando con un modelo geológico de la
Formación Marcelina que muestra un yacimiento mucho más heterogéneo
de lo inicialmente interpretado, en el cual se evidencia que las arenas del
miembro Marcelina Superior al Este y al Sur de la estructura Alturitas
tienen un mejor desarrollo, espesor y extensión lateral que en otras parte
del campo.
Durante el período 1994 y 1998 se observa un aumento en la producción
de petróleo como consecuencia de la incorporación de nuevos pozos al
proyecto, observándose así mismo un incremento en el corte de agua y un
descenso en la presión del yacimiento, especialmente en la parte Sur y
central del anticlinal. (Figura 2.1)
El desarrollo del campo Alturitas se ha efectuado mayormente con pozos
verticales y algunos pozos direccionales, completados con revestidores de
9-5/8” ó 7”, y tubería de producción de 3-1/2”, cuatro pozos horizontales se
han perforado hasta la fecha, incluyendo un pozo completado con dos
secciones laterales (sido track). Como se esperaría en un Yacimiento
heterogéneo los pozos horizontales no superan en producción a los pozos
verticales. Para el levantamiento de fluidos se emplea métodos de
levantamiento artificial con bombas electro-sumergibles cuya presión de
succión se mantiene por encima de la presión del punto de burbuja. Uno
de los problemas más frecuentes en el campo son los problemas de
escama o precipitación de carbonatos dentro de la bomba BES debido a la
disminución en la presión, que requiere de la inyección de inhibidores a
hueco abierto para su remoción. Algunos pozos presentan problemas con
la deposición de una sustancia asfáltica en los motores de la bomba. El
proyecto contempla la inyección del agua producida, ya que no hay
evidencia de que la formación de escamas se deba a la mezcla de las
aguas a partir de los intervalos Marcelina Inferior y Superior.
El proyecto de mantenimiento de presión comenzó en noviembre de
1997, cuando se inició la inyección de agua a un promedio de 1.300 BAIPD
en el yacimiento de Marcelina Superior, a través del pozo inyector Alturitas-
43. En diciembre de 1997 se completó el segundo pozo inyector, el
Alturitas-44, con una tasa inicial de 600 BAIPD.
En el período 1997-1998 la tasa de producción de petróleo de la
Formación Marcelina se mantuvo entre 23.000 y 25.000 bppd con una
relación gas / petróleo de 130 PCN/Bn y corte de agua 37%.
2.1.2.- GEOLOGÍA HISTÓRICA
La Cuenca de Maracaibo está limitada al norte por la falla de Oca, al
oeste por la Sierra de Perijá, al sureste por los Andes de Mérida y su límite
oriental correspondiente a los primeros relieves de Falcón y de la Serranía
de Trujillo. El desarrollo de la secuencia sedimentaria (Figura 2.2), y de los
principales eventos tectónicos se puede resumir de la siguiente manera:
Durante el Mesozoico la Cuenca de Maracaibo se desarrolló sobre un
cinturón orogénico Paleozoico erosionado, el cual a su vez se formó sobre
una corteza continental Precámbrica. La historia mesozoica de la cuenca,
comienza con el Jurásico Medio a Superior con la deposición de los
sedimentos continentales de la Formación La Quinta, que representa
rellenos de grabens formados por una tectónica extensional. Al final del
Triásico-Jurásico intensos movimientos acompañados de erosión
configuraron los elementos estructurales sobre los cuales se produjo
posteriormente la transgresión cretácica. La Formación la Quinta marca el
último evento magmático en el área.
Durante el Cretáceo, la Cuenca de Maracaibo empezó a subsidir y
eventualmente formó parte de un miogeosinclinal muy ancho que ocupó la
plataforma continental, al este de la cordillera central primitiva. La
sedimentación de la secuencia cretácica inicia en el Neocomaniense-
Barremiense con los sedimentos clásticos gruesos de ambientes
continentales de la Formación Río Negro. En el Aptiense-Albiense, con el
comienzo de la transgresión marina del Cretáceo se depositó una
secuencia de rocas carbonáticas y sedimentos asociados de tipo
plataformal que incluye a las formaciones Maraca, Lisure y Apón del Grupo
Cogollo. Mas al sur, al comienzo del Albiense, hubo un importante aporte
de clásticos representados por la Formación Aguardiente. Durante la
máxima transgresión marina del Cenomaniese-Santoniense, los
carbonatos plataformales de aguas someras fueron cubiertos por calizas
pelágicas ricas en materia orgánica, depositadas en aguas profundas
anóxicas, representadas por La Formaciones La Luna y Capacho. La
primera de estas, se caracteriza por su alto contenido de materia orgánica
y por su amplia distribución geográfica. La Formación La Luna es la
principal fuente de generación de hidrocarburos en toda la cuenca de
Maracaibo. El tope de la Formación La Luna está cubierto por una
secuencia condensada de calizas y margas (Miembro Socuy, parte basal
de la Formación Colón). En el Campaniense y Maestrichtiense se deposita
un grueso paquete de lutitas marinas pertenecientes a la Formación Colón.
Al final de la sedimentación de estos clásticos se depositó en el oeste de la
cuenca un intervalo más arenoso, conocido como la Formación Mito Juan,
con la cual llega a su fin el ciclo Cretácico.
La sedimentación del Terciario Inferior se caracteriza por su naturaleza
deltáica, la cual prograda sobre una plataforma cuyo substrato son
sedimentos cretácicos. Durante el Paleoceno se produce una regresión.
La unidad característica de plataforma está representada por la Formación
Guasare, de ambiente marino poco profundo, que indica una acentuación
del carácter regresivo del final del Cretáceo. La facies representativas de
las provincias deltáicas y de plataforma se interdigitan en la región de
Alturitas y parte del piedemonte de la Sierra de Perijá. En estas regiones,
la Formación Marcelina suprayace a la Formación Guasare. El contacto
entre la Formación Guasare y Mito Juan es concordante y transicional.
Los sedimentos de la Cuenca de Maracaibo fueron afectados por
deformaciones que ocurrieron al final del Cretáceo y durante el Paleoceno.
Estas deformaciones comenzaron con la formación de anticlinales suaves,
de baja amplitud y fallas normales de dirección norte-sur y nornoreste. El
patrón estructural de la Cuenca de Maracaibo desarrollado durante el
tiempo Cretáceo-Paleoceno está básicamente relacionado con la
compresión nornoroeste, resultante de los movimientos relativos entre la
Placa del Caribe y la Placa Suramericana, los cuales posiblemente
continuaron hasta el Eoceno-Oligoceno.
Durante el Eoceno Inferior a Medio se desarrolló un extenso sistema
deltáico (Delta de Misoa), cuya sedimentación fue principalmente fluvial
hacia el suroeste (Formación Mirador), y fluvio-deltáico sobre la plataforma
hacia el Norte-Noreste (Formación Mirador y Misoa).
El evento estructural más prominente se produce a partir del Eoceno
Superior y en el Oligoceno, ya que aquí ocurre un intenso levantamiento
regional. La compresión de dirección noroeste-sureste, existentes desde el
Cretáceo, generó tanto los levantamientos a gran escala, como las
estructuras transgresivas de menor escala en dirección norte-noreste, de la
Concepción, Mara y la Paz. Durante este evento de deformación del
Eoceno, todas las características estructurales (fallas y pliegues) iniciados
en el Cretáceo Superior son reactivadas, las fallas y anticlinales
caracterizados por el sistema norte-sur, adquirieron su forma definitiva, al
tiempo que se formaron algunas fallas nuevas de dirección este-oeste. El
evento fue seguido por un período de erosión y peneplanización durante el
cual grandes cantidades de sedimentos eocenos fueron removidas. Esta
época marcó también el comienzo del basculamiento de la cuenca hacia el
sur-suroeste. En líneas generales la parte profunda de la cuenca en el
noreste fue mucho más levantada y erosionada que la parte sur y suroeste.
La sedimentación de la Formación Mirador, iniciada en el Eoceno
Inferior, se reinicia en el Eoceno Superior, después del período erosional
del Eoceno Medio. Todo este período está caracterizado por una
transgresión, con una subsidencia marcada y cambio de ambientes. La
deposición de la Formación Mirador es seguida por la Formación
Carbonera. Hacia el norte, a lo largo de la Sierra de Perijá, la Formación
Carbonera pasa lateralmente a la Formación la Sierra, de ambiente
lacustre marino marginal. Esta formación puede ser discordante sobre
rocas del Eoceno al Paleoceno; su parte superior puede ser Oligocena.
En las partes deprimidas de la penillanura post-eoceno se produce la
sedimentación esporádica de la Formación Icotea durante el Oligoceno
Medio. También durante esta época, continuó el levantamiento y
fallamiento que había comenzado en el Eoceno Superior. Así en algunas
áreas en el norte de la cuenca la erosión alcanzó hasta la Formación Mito
Juan.
En el Oligoceno y el Mioceno Inferior, mientras ocurría la erosión en la
parte nor-noreste de la cuenca, se consolidó la inversión estructural de la
cuenca hacia el suroeste, tomando su forma definitiva. En esta época
hacia las partes oeste y sur de la cuenca se diferencian dos facies
representadas por las Formaciones Peroc y León. La primera se extiende
desde la parte oeste del Lago de Maracaibo hasta la Sierra de Perijá. En el
borde de Perijá, la Formación Peroc suprayace concordantemente a la
Formación la Sierra.
En el Mioceno, la parte de la Cuenca de Maracaibo comprendida entre
la Serranía de Trujillo, los Andes de Mérida, y el límite oriental de la
Serranía de Perijá comenzó a subsidir, y debido a esta profundización se
generaron algunos pulsos transgresivos en la parte central de la cuenca,
sobre la superficie erosionada de la secuencia del Eoceno, seguidos por
eventos regresivos. Se depositaron Formaciones como Macoa, Cuiba, Los
Ranchos y La Villa, las cuales pertenecen a un ambiente que va de agua
dulce a salobre.
El período Mioceno se caracteriza por un desarrollo estructural muy
intenso en el área. Las fases de deformación del Mioceno Superior fueron
responsables del plegamiento, levantamiento y fallamiento de los
sedimentos post-eocenos y de la reactivación de las fallas y pliegues
formados en el Eoceno Superior-Oligoceno y en el Cretáceo Superior.
La época Mioceno-Reciente fue significativa pues es aquí donde se
produce el último basculamiento en dirección al sur-este, evidenciado éste
por la profundización de la cuenca hacia el este y sur-este. Así la parte
más profunda de la cuenca estructural está cerca de la orilla sur-este del
Lago de Maracaibo frente a los Andes de Mérida. La historia de la Cuenca
de Maracaibo termina durante el Cuaternario con la formación de notables
manifestaciones externas indicativas de la presencia de hidrocarburos,
tales como lagos de asfalto, menes, emanaciones de gas, etc.
2.1.3.- ESTRUCTURA.
La configuración estructural actual de la Cuenca de Maracaibo y del área
de DZO (Figura 2.3), es una deformación producto de diferentes episodios
tectónicos de deformaciones orogénicas, procesos de erosión y
sedimentación que han influido en la estratigrafía y evolución estructural de
la cuenca, que abarcan desde el Jurásico hasta el Presente. El principal
estilo estructural que puede identificarse es el sistema compresional de
finales del terciario, el cual reactivó fallas viejas y generó el patrón actual
de fallamiento Norte-Sur con su sistema de pliegues y fallas normales
asociado en dirección noreste-suroeste (Figura 2.4). Dentro de este patrón
de deformación Norte-Noreste tenemos como fallas importantes las
asociadas a los campos de Alturitas, San José-Totumos y Machiques. Las
estructuras asociadas a los campos de Alpuf y García siguen un patrón
Noreste. La mayor parte de estas fallas están afectando las formaciones
del cretáceo y terminan en la discordancia del Paleoceno. Algunas de
estas fallas fueron reactivadas durante la compresión del Eoceno,
pudiendo afectar las formaciones del Eoceno-Paleoceno, para morir en la
discordancia del Oligoceno.
La acumulación de hidrocarburos en el área de DZO está
genéticamente relacionada a la Formación La Luna como roca fuente. El
sistema de petróleo (Figura 2.5) se puede definir de la siguiente manera:
La Formación La Luna como roca fuente.
Las calizas fracturadas del Cretáceo y los depósitos clásticos del Cretáceo y del Terciario Inferior están actuando como los reservorios.
Las lutitas de la Formación Colón (Cretáceo) y las lodolitas del la Formación Peroc (Terciario-Oligoceno) actúan como roca sello.
El enterramiento o presión litostática la aportan la secuencia sedimentaria que abarca desde el Cretáceo Superior al Plioceno.
La generación-migración-acumulación ocurrió a finales del Mioceno, siguiendo sistemas de fallas, fracturas y discordancias regionales.
La interpretación actual de la estructura del campo Alturitas fue
cartografiada con base en la sísmica 3-D disponible en el campo (Figura
2.6), la cual esta muy bien controlada por la información de los pozos, de
allí que fallas con desplazamientos tan pequeños como 30 pies pudieron
ser cartografiados. La acumulación de petróleo en la Formación Marcelina
está contenida en una estructura anticlinal orientada en dirección Norte-Sur
(Figura 2.7). El flanco Oeste del anticlinal presenta un buzamiento suave;
mientras que el flanco Este está limitado por una zona de fallas de
desplazamiento predominantemente lateral y tiene un buzamiento fuerte
(Figura 2.8). El área central de este anticlinal es “relativamente” plana con
respecto a los flancos. Internamente en el campo se han identificado fallas
menores en dirección Noroeste-Sureste de carácter normal. Hacia el
sureste del campo existe una falla que corre en dirección suroeste-noreste,
y que está dividiendo el campo en dos bloques diferentes con
comportamiento de presión y producción independientes. En el mapa
estructural elaborado al tope de la Formación Marcelina, puede verse que
la parte más alta está a unos 10600 pies por debajo del nivel del mar.
Los pozos que penetraron el yacimiento Marcelina Inferior, en general,
detectan el contacto agua-petróleo. La información obtenida en los pozos
da un amplio soporte para postular un contacto agua-petróleo inclinado en
Marcelina Inferior, con aproximadamente 150 pies de inclinación hacia el
Este. Los pozos que han penetrado únicamente Marcelina Superior
regularmente encuentran toda la sección saturada de petróleo, por esta
razón se hace más difícil determinar exactamente la ubicación del contacto
en la periferia de la estructura. Solo los pozos Alturitas-5 perforado en el
flanco oeste y Alturitas-21 en el flanco este, están afuera del área
productiva y no contienen petróleo. Para Marcelina Superior también se ha
interpretado un contacto agua-petróleo inclinado con base en la limitada
información disponible.
La columna petrolífera tiene un espesor aproximado de 500 pies. Las
dos líneas verdes en el mapa estructural (Figura 2.7), muestran los puntos
en donde el contacto agua-petróleo inclinado intercepta el tope (contacto
agua-petróleo exterior) y a la base (contacto agua-petróleo interior) del
Intervalo Marcelina-Superior.
El influjo del agua es mucho más fuerte en el intervalo correspondiente
a Marcelina Inferior, motivado a que esta zona está en contacto directo con
un acuífero activo que está rodeando casi toda el área del campo. En
cambio en el intervalo correspondiente a Marcelina Superior la zona
saturada con hidrocarburos presenta un área bastante más amplia (la que
está dentro del área limitada por el contacto agua-petróleo interno, como se
ve en la Figura 2.7), en donde el agua no se ha hecho presente. Los
intervalos Superior e Inferior de Marcelina están separados por un intervalo
lutítico denominado Marcelina Medio, el cual se extiende por una extensa
área del campo. Hacia el sureste Marcelina Medio se hace más arenoso
favoreciendo la comunicación entre los intervalos Inferior y Superior.
2.1.4.- ESTRATIGRAFÍA.
La Formación Marcelina en el Campo de Alturitas esta compuesta por
una serie de secuencias de areniscas de espesores variables, con una
disposición interna de ciclos de arena con una reducción del tamaño de
grano hacia el tope de cada ciclo. Estas areniscas son interpretadas como
depositadas en sistemas fluviales meandriforme y anastomosado de baja
sinuosidad y con escasa influencia marina (Figura 2.9). Las rocas y los
correspondientes ambientes de deposición del yacimiento Marcelina fueron
descritos e interpretados basados en las secuencias litológicas presentes
en los núcleos de los pozos Alturitas 011 y Alturitas 025 (Figura 2.10).
La Formación Marcelina tiene tres secciones estratigráficas muy bien
definidas: Superior, Media e Inferior. Marcelina Inferior esta caracterizado
por areniscas de grano fino a grueso depositadas por la acción de canales
meandriformes con gradientes relativamente altos y un constante aporte de
sedimento (Figura 2.11). Marcelina Media esta caracterizada por lutitas
masivas con abundantes capas de carbones y lentes locales de areniscas
(Figura 2.12). Los lentes de areniscas de Marcelina Medio son delgados y
arcillosos y se encuentran distribuidos principalmente en las zonas central
y sur-oriental del campo. La descripción de la secuencia de Marcelina
Superior (Figura 2.13), es similar a la ya mencionada para Marcelina
Inferior, con la diferencia que en la superior, los cuerpos son más
lenticulares y más delgados. Marcelina Superior fue depositado durante un
levantamiento relativo del nivel base, el cual causó una baja en los
gradientes de los valles, y redujo el aporte de sedimentos. La parte
superior de Marcelina Superior esta marcado por una extensa cantidad de
lutita con abundantes capas de carbón. Un sistema de pantanos con
canales anastomosados angostos y delgados prevalecieron durante la
deposición de la parte más superior del Marcelina Superior. Durante este
deposito gran cantidad de arcillas y carbones fueron depositados (Figura
2.14). Esto ha permitido la selección de un marcador estratigráfico regional
denominado Marcador de Carbón de Marcelina Superior. Este marcador
representa el inicio de la secuencia de carbones y corresponde a un rasgo
sobresaliente y característico en los perfiles eléctricos por lo cual ha sido
utilizado como un “datum” para las interpretaciones estructurales y
estratigráficas.
La descripción de los núcleos del pozo Alturitas 25, reconoció seis
paquetes litológicos distintos dentro de la sección de Marcelina. Cada uno
de estos paquetes, esta compuesto de una serie de capas o secuencias,
con disminución de tamaño de grano hacia el tope, los cuales varían en
espesor desde algunas pulgadas hasta varias décimas de pies. Las arenas
con calidades para ser consideradas yacimientos están presentes
únicamente en dos facies: areniscas masivas y areniscas en capas de
estratificación entrecruzada. Todas las demás litologías en el núcleo son
consideradas rocas no-yacimiento.
La geometría irregular de los depósitos (Figura 2.15) y sus variaciones
de espesor tanto vertical como horizontal sugieren procesos abundantes de
avulsión (abandono de canal), y hace que las correlaciones pozo a pozo de
las unidades litológicas en el Campo de Alturitas sean muy complicadas y
en algunos casos poco confiables (Figura 2.16 y Figura 2.17). Sin
embargo, se evidencia que la deposición de estos canales tienen una
dirección preferencial Norte-Sur.
2.1.5. CONSTRUCCIÓN DEL MODELO GEOLÓGICO
El Modelo geológico para el yacimiento de Marcelina esta basado
fundamentalmente en el control de pozo, que incluye información de
núcleos, descripción de muestras de canal, correlación de perfiles
eléctricos, palinología, análisis de presión (MDT), etc. Hasta la fecha se
han perforado un total de 52 pozos que cortan (en forma total o parcial) la
Formación Marcelina. Se han recuperado 1119 pies de núcleos cortados a
partir de 5 pozos; de los cuales los más importantes fueron el Alturitas-11
con 368 pies y el Alturitas-25 con 543 pies. El análisis de la sísmica
tridimensional tomada en el campo de Alturitas no ha sido de gran utilidad
en la identificación de los patrones de sedimentación, aunque continúan los
trabajos por obtener una mayor resolución con algunos resultados
promisorios (Figura 2.18 y Figura 2.19).
El yacimiento de Marcelina esta compuesto por los intervalos Superior,
Medio e Inferior, tal como ha sido cartografiado para el campo de Alturitas,
y se interpreta como depósitos sedimentarios generados a partir de un
proceso fluvial enmarcado en un plano de delta superior. Solamente en el
intervalo de Marcelina Inferior hay indicios de influencia marina reflejada en
bioturbación y en estructuras sedimentarias de corrientes bi-direccionales.
Dentro de los elementos que soportan la interpretación de ambientes
fluviales se encuentran las secuencias grano-decrecientes típicas de
canales, y que se observan tanto en registros eléctricos convencionales
(Figura 2.20), como en el registro de rayos gamma de los núcleos cortados;
también se observa estructuras sedimentarias como estratificación cruzada
y cantos erráticos. La granulometría varia desde tamaños de grano muy
fino hasta grueso, pero predominan los tamaños fino a medio. En las
secuencias donde predomina las areniscas de grano muy fino intercaladas
con limolitas, es común encontrar ondulitas de corriente y de pendiente.
Estructuras sedimentarias como estratificación cruzada y ondulitas de
pendiente son el resultado de corrientes de flujo unidireccionales. La
información palinológica indica un ambiente general de plano de delta
inferior, con una creciente influencia de corrientes de agua dulce a medida
que se va desarrollando el depósito.
La información de núcleos y de registros eléctricos muestra que el
yacimiento de Marcelina esta compuesto por una serie de cuerpos de
arenisca apilados resultado de depósitos de canales distributarios y
depósitos de avulsión (abandono de canal), Intercalado con estos
paquetes de areniscas se observan depósitos de llanura deltaica
compuestos por intervalos de delgadas capas de areniscas, limolitas,
lutitas y carbones. Se aprecian ciclos de secuencias grano-decrecientes
independientes que varían su espesor desde menos de un pie hasta
decenas de pies. Este apilamiento de ciclos puede producir un predominio
de intervalos arenosos que sobrepasan los 55 pies de espesor.
Los intervalos Inferior y Superior son similares, los dos están
predominantemente compuestos por una serie de arenas apiladas hacia la
base de la secuencia, intercaladas con niveles menores de areniscas,
limolitas y lutitas hacia el tope. Esta marcada característica de secuencias
grano-decrecientes independientes se repite una y otra vez en cada
intervalo del yacimiento Marcelina. Esta distribución de facies litológicas
hace que las arenas con mejores calidades de reservorio estén ubicadas
hacia la base de las secuencias Inferior y Superior, mientras que hacia el
tope de dichas secuencias se deteriora, haciéndose muy arcilloso. Con
base en los mapas de distribución de arenas se interpreta una orientación
general de desarrollo de canales sur suroeste – norte noreste. La unidad
Media de Marcelina esta compuesta por casi exclusivamente por lutitas en
las dos terceras partes del campo, con desarrollos muy ocasionales de
lentes de areniscas. Sin embargo, hacia el Suroeste la unidad Marcelina
Medio presenta un aumento notable en el contenido de areniscas que
seguramente favorece la comunicación entre las unidades Inferior y
Superior.
Los eventos post-deposicionales encontrados incluyen compactación,
cementación por sobre-crecimiento de cuarzo, precipitación de kaolinita
antigénica y disolución de granos de composición diferente al cuarzo
(Figura 2.21). El cuarzo como material cementante es común a través de
todo el yacimiento, y es una de las mayores causas de daño de las
gargantas porosas en las areniscas de tamaño de grano fino a muy fino.
En algunas capas con estratificación cruzada el efecto de la cementación
produce una apariencia de bandas donde las rocas porosas se observan
de colores oscuros, totalmente impregnadas de hidrocarburos, mientras
que los niveles afectados por la cementación con sílice se observan muy
tenuemente impregnados y en algunos casos están totalmente blancos, sin
rastros de petróleo (Figuras 2.22, 2.23 y 2.24). El cemento calcáreo
aunque no es muy generalizado, cuando está presente también ocasiona
daños en la calidad del reservorio. En términos generales la calidad del
reservorio esta íntimamente ligado a la granulometría de los cuerpos, con
las mejores calidades asociadas a las areniscas de grano grueso y medio.
2..1.6.- MODELO GEOESTADÍSTICO
Un modelo geoestadístico del yacimiento de Marcelina del Campo
Alturitas fue preparado por el personal de ARCO en Plano (Texas), como
parte inicial en el desarrollo de un estudio integrado que cubrió tanto el
desarrollo del modelo estático como el modelo dinámico (tipo petróleo
negro), para todo el campo de Alturitas. Para la preparación del modelo
Geo-estadístico se utilizó el programa “Galaxy” desarrollado por Arco.
Inicialmente se construyó un modelo a escala fina con un arreglo de
69x144 celdas, y con 180 capas verticales. Las capas verticales variaron
en espesor entre 2 a 5 pies de acuerdo con los espesores de las zonas
individuales. Posteriormente se efectuó un modelo a escala mayor
(“upscale”), con 76x112 celdas de 125 metros de lado cada celda.
Se importó de la sísmica 3D la interpretación de los horizontes más
importantes, tales como el marcador de Carbón, el tope de la Formación
Guasare, el horizonte de la base de la formación Marcelina, ajustada con
control de pozos. También se importó de la sísmica los polígonos de fallas
y se modelaron en el “Galaxy” para construir los planos de falla del modelo.
Se incorporó la información petrofísica existente evaluada originalmente
por Oxy y revisada por el personal de Arco. En particular se definieron
nuevas ecuaciones de transformación para calcular la permeabilidad a
partir de la porosidad, tomando como base la información de núcleos
(Figuras 2.25, 2.26, 2.27 y 2.28), también se definieron dos nuevas curvas
de saturación de agua empleando por una parte la ecuación de Simandoux
y otra desarrollada a partir del método de presiones capilares. En modelo
desarrollado consideró un total de 4 unidades, Marcelina Inferior,
Marcelina Medio y Marcelina Superior que fue subdividido en dos unidades,
Superior Tope y Superior Base (Figura 2.29). Las correlaciones
estratigráficas a partir de los registros eléctricos fueron empleadas para
definir las subdivisiones de zonas del modelo.
Se definieron cinco diferentes facies de flujo con base en sus
características de permeabilidad, porosidad, contenido de arcilla (Tabla
2.1). Estas cinco unidades están razonablemente bien representadas con
el control existente, como se ilustra en las figuras 2.30 y 2.31. Se
calcularon los variogramas para determinar la continuidad vertical y
horizontal de las cinco facies de flujo para cada una de las cuatro zonas
definidas. El análisis de los variogramas mostró que las facies de flujo de
“Pay Inferior” y “Pay Medio” presentan una mayor correlación en dirección
norte-sur para las dos zonas del intervalo de Marcelina Superior.
Tabla 2.1 – Definición de las facies de Flujo, Yacimiento Marcelina.
Facies Definición Nombre
1 < 1 md K, < 2.5% Phi, > 45%
Vclay Shale
2 < 1 md K, >2.5% Phi, < 45% Vclay Arena Apretada
3 Rango 1 to 10 md K Pay Inferior
4 Rango 10 to 100 md K Pay Medio
5 Rango > 100 md K Pay Superior
El uso de técnicas de simulación estocásticas fue empleado para
determinar la distribución de las facies de flujo a través del volumen del
modelo. Esta técnica usa la información de correlación espacial mostrada
en la Tabla 2.2 y las porciones de las diferentes facies de flujo como
parámetros condicionales. El resultado es un modelo de facies de flujo
construido en una malla tridimensional para cada una de las 4 zonas
definidas.
Tabla 2.2 – Estimado de correlación de longitudes de las facies de
flujo por Zona.
Intervalo
Dirección
Facies de Flujo
Lutit
a
Arena
Apretad
a
Pay
Inf.
Pay
Medio
Pay
Sup
Marcelin
a
Superior
Tope
N/S (m) 1100 400 110
0 800 1200
E/W (m) 1100 330 375 200 1300
Vertical
(ft) 10 5 5 5 4
Marcelin
a Inferior
N/S (m) 200 280 800 800 500
E/W (m) 250 280 200 200 600
Base Vertical
(ft) 3.5 6 6 6 8
Marcelin
a Medio
N/S (m) 637 700 640 1764 465
E/W (m) 900 1200 900 514 245
Vertical
(ft) 50 6 5 6 9
Marcelin
a Inferior
N/S (m) 400 490 539 318 416
E/W (m) 700 784 100
0 735 245
Vertical
(ft) 15 8.5 4.7 5.5 9
La distribución de las propiedades de roca tales como porosidad y
permeabilidad son dependientes del tamaño de grano, de la selección y
distribución de los mismos, del contenido de arcilla, de la cementación, etc.
Todos estos factores en conjunto fueron integrados en la definición de las
facies de flujo. La porosidad y la permeabilidad generalmente siguen una
distribución gaussiana en la mayoría de las rocas clásticas. Para cada
zona y para cada facies de flujo, la porosidad y la permeabilidad fueron
modeladas en forma independiente empleando métodos de simulación
secuencial gaussiana. Luego todos los campos de porosidad y
permeabilidad fueron combinados para obtener campos de porosidad y
permeabilidad por zona. La distribución de porosidad y permeabilidad por
zona (Figuras 2.32-2.37) muestran que la mejor calidad de reservorio esta
localizada en el intervalo de Marcelina Superior (Sup. Base), y en el
intervalo de Marcelina Inferior.
Las figuras 2.38 y 2.39 son secciones en dirección Norte-Sur y Este-
Oeste respectivamente, a través del modelo de escala fina del yacimiento.
Los colores representan las cinco facies descritas en la Tabla 2.1. El
registro de rayos gamma esta desplegado en las localizaciones de los
pozos. Estas secciones ilustran la distribución de las facies de flujo a
través de las cuatro unidades del reservorio. En particular, se puede
apreciar el efecto en el cambio de facies de la unidad Marcelina Medio.
Como se dijo anteriormente, en las dos terceras partes del Campo Alturitas
la unidad Media esta compuesta por una secuencia espesa de lutitas y
limolitas, sin embargo, hacia el suroeste del campo se aprecia un
desarrollo importante de arenas, que incrementa considerablemente la
comunicación vertical entre las unidades Superior e Inferior. La sección
también ilustra la presencia y el efecto de las fallas en el modelo.
Tabla 2.3 - Definición del número de celdas para las mallas Fina y
Gruesa
Intervalo
Numero de
Capas Numero de Capas
Malla Fina Malla Gruesa
Marcelina Superior
Tope 30 10
Marcelina Superior
Base 45 15
Marcelina Medio 30 6
Marcelina Inferior 75 25
Total 180 56
La malla fina fue escalada a una malla gruesa para reducir el numero de
celdas a un nivel apropiado para la simulación numérica del reservorio. La
reducción actual de capas se detalla en la Tabla 2.3. Los campos de
permeabilidad fueron escalados el programa de resolución de presiones de
Arco, para preservar la transmisibilidad crítica. La porosidad se escaló
empleando un esquema de promedio ponderado. El modelo general se
redujo desde su configuración original de 76x112 celdas a una malla
escalada de 19x28 celdas. El modelo escalado fue migrado al programa
de simulación numérica de Arco llamado ACRES.
Finalmente para cada una de las cuatro unidades definidas se prepararon
mapas estructurales al tope de la unidad, mapa de espesor total y mapa de
arenas netas petrolíferas, se prepararon además mapas de valores
promedios para porosidad, permeabilidad, saturación de agua, HPV, y
relación de arenas neto/total.
2.2.- DESCRIPCION DEL PROYECTO DE INYECCION DE AGUA.
El proyecto de Inyección de Agua en la Formación Marcelina forma
parte del programa de desarrollo del Campo Alturitas y en general del
proyecto de reactivación de los campos en el área de Desarrollo Zulia
Occidental (DZO). El desarrollo programado del Yacimiento Marcelina,
viene acompañado con un incremento en la producción de agua asociada
al igual que de una disminución en la energía del mismo, debido a la
extracción de fluidos (petróleo y agua) y a la limitada recarga del acuífero
para reemplazar los volúmenes producidos a partir del yacimiento
Marcelina Superior.
El yacimiento Marcelina en el campo Alturitas constituye la principal
acumulación de petróleo desarrollada en el Bloque DZO. La baja relación
gas petróleo y la alta viscosidad del crudo resultan en recobros primarios
bajos, de alrededor del 15%. Sin el empuje secundario de energía en las
arenas superiores del yacimiento, de un acuífero natural ó de un proyecto
de inyección de agua, se observa una fuerte caída en la presión en la zona
central del campo y por consiguiente se corre el riesgo de obtener un
recobro mucho menor de reservas en esta parte del yacimiento.
Originalmente se propuso un proyecto piloto de inyección de agua
compuesto de tres pozos. El primer pozo, Alturitas-43, inyecta
aproximadamente 1.300 bapd. Con base en este comportamiento, dos
pozos adicionales, Alturitas-4 y Alturitas-44, fueron convertidos en
inyectores de agua. Alturitas-44 comenzó a inyectar en diciembre de 1997
y Alturitas-4 en enero de 1998. Se seleccionó un área total de 603 acres
para el total del proyecto piloto. El área de influencia del pozo Alturitas-4 es
de 172,4 acres, la del pozo Alturitas-43 es de 207 acres, y la del pozo
Alturitas-44 es de 223,5 acres.
Durante 1998 se inyectaron 867 Mbls de agua al yacimiento Marcelina
Superior, a una tasa promedio de 2.375 bapd, a través de los pozos
Alturitas-43, Alturitas-44 y Alturitas-4. En promedio, el reemplazo de fluidos
mensual fue de 5% y el acumulado de 2,1%. La producción de petróleo en
el período fue de 8,0 MMbls a una tasa promedio de producción de 21.899
BPPD, con una RGP de 180 PCN/BL y corte de agua de 42%.
La inyección se distribuyó de la siguiente manera:
En noviembre de 1997 fue completado mecánicamente como inyector
de agua el pozo Alt-43 en Marcelina Superior, con el fin de mejorar el
recobro de petróleo hacia el área central y Sur del yacimiento. Permaneció
inactivo desde agosto de 1996 hasta noviembre de 1997 cuando se recibió
la aprobación del MEM para su apertura y se completaron las facilidades
de superficie. En noviembre de 1997 fue sometido a trabajos de limpieza y
estimulación con el fin de incrementar su inyectividad. Para Octubre del
200 el pozo Alturitas-43 presenta un volumen acumulado de inyección de
1.17 millones de barriles de agua, con una tasa promedio de 1.270 baIpd.
En diciembre de 1997 se completó mecánicamente como inyector de
agua el pozo Alt-44, con el fin de mejorar el recobro de petróleo hacia el
área central y Sur del yacimiento. Fue completado en las arenas de
Marcelina Superior. Para Octubre del 2000 el pozo Alturitas-44 presenta un
volumen acumulado de inyección de 1.0 MMBls de agua, con una tasa
promedio de 1.015 BAIPD.
En enero de 1998 se procedió a completar mecánicamente también
como inyector al pozo Alt-04, con el fin de mejorar el recobro de petróleo
hacia el área oriental y sur del yacimiento. Fue completado en las arenas
de Marcelina Superior. Para Octubre del 2000 el pozo Alturitas-4 presenta
un volumen acumulado de inyección de 430 mil barriles de agua, y tiene
una tasa promedio de 334 BAIPD.
Entre las conclusiones más importantes del proyecto piloto se destacan:
La inyección de agua en los pozos Alt-04, 43 y 44 a beneficiado en general la producción del campo con un aumento en la tasa de producción de fluidos en pozos vecinos (pozos Alt-13, 28, 30, 31 y 32).
Hasta comienzos del 2000 se había estimado una producción incremental de fluidos por efecto de la inyección de aproximadamente 1.5 MMBls, de los cuales 1.2 son de petróleo.
Debido a que la presión de yacimiento es mayor que la presión de burbujeo, y aunado al hecho de que este petróleo es poco compresible (Bo=1.13 BY/BN), se tiene que la inyección se
comporta como un pistón sin fugas, dando gran ventaja al proceso de desplazamiento.
2.2.2.- POZOS DE INYECCION
2.2.2.1.- ALTURITAS 4
El pozo Alturitas 4, uno de los primeros pozos perforados en la
estructura de Alturitas (1952), fue completado originalmente a hueco
abierto en las formaciones Marcelina y Guasare con una producción de 192
BPPD y 20% de corte de agua. En septiembre de 1957 se intentó sin éxito
una operación de acidificación y fracturamiento. El pozo fue completado
para producir con balancín obteniéndose una tasa de 422 BPPD y 1,4% de
agua. Posteriormente, se llevó a cabo un cañoneo a hueco abierto como
parte de un fracturamiento con arena-petróleo intentado en abril de 1958.
El resultado obtenido del trabajo indicó que no se presentaron evidencias
de fracturamiento, por lo cual se bajo un colgador ranurado y se probó el
pozo mediante bombeo mecánico dando una producción de 650 BPPD con
2% de agua y sedimentos. Posteriormente, este horizonte se abandonó
con el fin de evaluar el potencial de la Formación La Sierra. Esta última fue
considerada no prospectiva debido al bajo caudal de producción y al alto
corte de agua (125 BPPD, 25% AyS).
El pozo fue nuevamente re-completado en septiembre de 1994 en las
arenas de Marcelina Superior (intervalos: 10.910’–10.940’ y 11.004’–
11.040’, (Figura 2.40). La producción inicial del pozo con BES, fue de unos
700 BPPD, 17% AyS. La producción vino declinando rápidamente, y en
septiembre de 1997 la producción con bomba hidráulica era de 65 BPPD
con 2,8% de AyS. El pozo continuo produciendo con bajo potencial, por lo
que en enero de 1998 se decidió completarlo como inyector de agua en los
mismos intervalos abiertos de Marcelina.
2.2.2.2.- ALTURITAS 43
El pozo Alturitas 043 fue perforado en la locación J-19, entre los pozos
ALT 027, 028, 030 y 031. La distancia entre los pozos varía en un rango
de 2.055 a 2.400 metros. El pozo fue planificado como un pozo piloto
inyector de agua, con el fin de mejorar el recobro de petróleo hacia el área
central y sur del yacimiento Marcelina. El plan original fue el de producir el
pozo por pocos meses hasta que las facilidades de inyección fueran
instaladas.
La perforación comenzó el 31 de julio de 1996. El hoyo de 17½” fue
perforado hasta la profundidad de 2.014’ y se corrió y cementó el revestidor
de 13-3/8” a 2.008’. El hoyo de 12¼” fue perforado hasta la profundidad
total de 11.451’ dentro de la formación Guasare el 17 de agosto de 1996.
Se corrió y cemento revestidor de 7” a 11.410’ (Figura 2.41). Durante la
perforación del pozo ALT 043, los parámetros de perforación fueron
variados según la litología y la ejecución de la mecha así como la misma
tasa de penetración. La desviación del hoyo dio por resultado una
diferencia de 14’ entre TVD y el MD al nivel del yacimiento.
El pozo fue completado en septiembre de 1996 cañoneando 71’ de
arenas del miembro Marcelina Superior, como sigue: 11.003’-11017’,
11.029’-11.040’, 11.048’-11.058’ y 11.068’-11.104’. El tope de las arenas
del miembro Marcelina Superior fue encontrado treinta y ocho pies (38’)
más alto a lo estimado. Sesenta y ocho pies (68’) de arenas de calidad
buena a marginal fueron encontrados en el miembro Marcelina Superior.
Las arenas de Marcelina Inferior se encontraron por debajo del contacto
agua-petróleo.
Las medidas de presión tomadas en las unidades Marcelina Superior e
Inferior muestran un mayor agotamiento de la energía del yacimiento en la
unidad Superior. La presión promedio observada para Mayo de 1997 de
Marcelina Superior fue de 2.200 lpc, mientras que en la unidad Inferior de
Marcelina tenia una presión medida de 2.326 lpc (Octubre 1997).
Los valores de registros indicaron porosidades y permeabilidades de
magnitudes similares a otros pozos de Marcelina. El promedio de la
porosidad, saturación de agua, y el valor del volumen de arcilla son de
14,3%, 32,8% y 8,4% para el yacimiento Marcelina superior,
respectivamente. La baja porosidad del yacimiento está determinada por el
tamaño de grano, el cemento calcáreo y material arcilloso presentes en la
matriz.
Los resultados de la prueba de “Slug-Test” indican una permeabilidad
promedia de 64 md y la ausencia de daño de formación (skin de –0.14). El
pozo fue suaveado con niveles de fluidos oscilando entre los 5.700 y 6.200
pies. Un total de 198 barriles de fluido de formación fueron recuperado
durante la prueba. La tasa promedio de producción fue de 243 barriles de
fluido por día con un corte de agua del 4%. La producción declinó
rápidamente a 50 BPPD, y debido a la poca producción aportada por el
pozo, este fue cerrado.
En septiembre de 1.997 fue completado como inyector con una
tubería de 4½”, 12,75 lbs/pies EUE. Permaneció inactivo hasta noviembre
de 1997 cuando se recibió la aprobación del MEM para su apertura y se
completaron las facilidades de superficie. Durante el proceso de
conversión del pozo, se re-cañoneó el Marcelina Superior para obtener una
mejor tasa inicial de inyección, sin embargo pruebas iniciales de
inyectividad realizadas arrojaban 0.6 bpm a 3.100 lpc. siendo muy pobre
para los propósitos del pozo. En octubre de 1997 se efectuó una
estimulación matricial en la cual se empleó una combinación de ácido
Fluorhídrico-Cítrico a través de “Coil Tubing”. Esta estimulación no fue
totalmente exitosa, y el pozo quedó inyectando a una tasa promedio de 500
BAIPD a 2.200 lpc. El pozo permaneció sin inyección por espacio de 15
días debido a los problemas con las facilidades de superficie. Después de
solventados estos problemas, se efectuó una nueva estimulación matricial
con ácido acético en noviembre de 1997. En esta ocasión se obtuvo
buenos resultados, mejorando notablemente la inyectividad del pozo de
500 BAIPD a 1.500 BAIPD a 3.250 lpc.
2.2.2.3.- ALTURITAS 44
Alturitas 44 fue perforado en la locación L-19, como un pozo de
desarrollo de la Formación Marcelina en la parte central del Campo
Alturitas. El pozo fue diseñado con dos objetivos principales: inicialmente
se completaría como pozo productor, y posteriormente sería convertido en
pozo inyector de agua. Los motivos que llevaron al doble propósito en el
diseño original del pozo fue el de producir el petróleo almacenado en estas
arenas y la necesidad de mantener la energía del yacimiento de Marcelina
Superior.
La perforación comenzó el 17 de Octubre de 1996. Se perforó el hoyo
de 17½” hasta la profundidad de 1.405’. Se corrió y cementó el revestidor
de 13-3/8” a 1.396’. El hoyo de 9-7/8” fue perforado hasta la profundidad
total final de 11.540’ MD el 31 de octubre. Se corrió y cementó revestidor
de 7” a 11.535’ (Figura 2.42). ALT 044 fue completado con BES el 20 de
noviembre de 1996. Se cañonearon un total de 92’ en las arenas del
Marcelina Superior. Los intervalos abiertos a producción fueron:
10.942’–10.947’, 10.950’–10.954’, 10.960’–10.969’, 11.006’– 11.011’,
11.016’–11.075’, 11.080’–11.090’.
Los resultados estratigráficos nos indican que el espesor de la sección
de la Formación Marcelina es ligeramente más delgado a lo inicialmente
pronosticado, su tope se encontró 22’ más bajo mientras que su base 6’
más alta, es decir 28’ menos a lo cartografiado.
De acuerdo con la configuración actual del campo, el pozo Alturitas-44
se encuentra en una posición estructural ligeramente más baja que los
pozos vecinos, en una especie de meseta local en la estructura para esta
parte del campo. Esto favorece el plan de inyección dada la proximidad
geográfica que existe entre este pozo y los otros pozos inyectores
propuestos dentro del programa. El pozo inyector, Alturitas 043, se
encuentra estructuralmente 3’ más alto que Alturitas 044 al nivel del tope
de las arenas de Marcelina Superior, y el otro pozo inyector, Alturitas 04 se
encuentra ligeramente más alto 48’, que el Alturitas 044. Es importante
mencionar que la estructura de Alturitas es actualmente más compleja
debido al mayor número de fallas cartografiadas que divide en varios
compartimientos la estructura. La presencia de más fallas hacia la parte
Sur-occidental del campo, puede estar generando una mayor tortuosidad a
los canales y zonas de flujo del acuífero para reemplazar los fluidos
extraídos.
Las muestras de presión tomadas en las arenas tanto superiores como
inferiores de la Formación Marcelina muestran un amplio rango de
agotamientos. Los agotamientos exhibidos por las arenas del Marcelina
Superior varían desde las 600 lpc. en la parte alta de la secuencia hasta las
2.635 lpc. en la parte media y baja de la misma. Las arenas del Marcelina
Inferior por el contrario muestran poco agotamiento.
El pozo estuvo produciendo petróleo con tasas variables por varios
meses. La tasa inicial del pozo fue de 388 BPPD con 24% de corte de
agua, petróleo de 21 grados API y RGP promedio de 170 PCN/BL. La
última tasa de producción antes de ser convertido en inyector fue de 106
BPPD con un corte de agua de 24%. El pozo produjo de manera
intermitente hasta mayo de 1997. En junio de este año el equipo BES falló
y desde entonces el pozo queda inactivo.
En diciembre de 1997 el pozo se completó mecánicamente como
inyector de agua, con el fin de mejorar el recobro de petróleo hacia el área
Central y Sur del yacimiento.
En Julio de 1988, el pozo ALT 44 fue sometido a trabajos de limpieza y
estimulación con ácido fluorhídrico con el objetivo de incrementar la
inyectividad y remover el daño causado por la deposición de carbonato de
calcio (CaCO3) y asfáltenos en la vecindad del hoyo y en la formación.
Los resultados obtenidos con este trabajo de estimulación no fueron
satisfactorios.
2.2.3.- COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN DEL YACIMIENTO
MARCELINA.
En el análisis de las presiones medidas en los pozos del yacimiento
Marcelina, se han identificado dos tendencias diferentes. La primera de las
tendencias corresponde al miembro Marcelina Inferior, la cual está
caracterizada por presiones iniciales de 4.774 1pc a una profundidad de
referencia de –10.700 pies, la cual debido a la producción del fluidos ha
declinado a niveles de 2.500-4.500 lpc.
La segunda tendencia es la observada en el miembro Marcelina
Superior, la cual está caracterizada por presiones iniciales de alrededor de
4.774 1pc a una profundidad de referencia de –10.700 pies, la cual también
ha declinado a niveles de 1.500-3.500 lpc.
De acuerdo al comportamiento de presión y producción, las arenas de
Marcelina Inferior a la base del yacimiento están sometidas a un fuerte
soporte de presión por parte de un acuífero activo. Este soporte del
acuífero de fondo ayuda a mantener la presión del yacimiento y las tasas
de producción aún con altos cortes de agua.
Por el contrario, las arenas del miembro Marcelina Superior con un
mayor volumen de hidrocarburos, no presentan un buen soporte del
acuífero, cuya acción es primordialmente lateral y mayormente afectado
por la heterogeneidad y discontinuidad de las arenas que hacen que el
reemplazo de los fluidos producidos sea más lento y tortuoso.
Las arenas de Marcelina Superior y Marcelina Inferior están separadas
por una secuencia de lutita correlacionable arealmente en forma
consistente. El espesor de esta zona lutítica se hace más delgado hacia la
parte Sur y Oriental de la estructura, pero se comporta como una barrera
de permeabilidad entre las dos secuencias arenosas, como se evidencia en
los comportamientos de presión y producción de los dos miembros. Las
unidades Marcelina Superior e Inferior a pesar de tener niveles de presión
iniciales similares, hoy en día presentan diferencias en la distribución de
fluidos y en el grado de agotamiento.
En los otros pozos del yacimiento Marcelina Superior, ubicados al Este,
al Norte y al Sur de los inyectores Alturitas-43, Alturitas-44 y Alturitas-4, no
se ha notado un mantenimiento efectivo en sus presiones. Las
correlaciones estratigráficas muestran una consistente continuidad lateral
de las unidades litoestratigráficas. El comportamiento de presión entre los
pozos ubicados en el área de influencia de los inyectores indica la ausencia
de compartimentalización del yacimiento, así mismo, como la existencia de
unidades de flujo con mayor transmisibilidad que otras debido a mejores
características de yacimiento. Las heterogeneidades del medio rocoso
propio de un yacimiento complejo como el Marcelina Superior producen un
recorrido tortuoso del medio inyectado de tal manera que algunas zonas
podrían ser presurizadas en forma más rápida y eficaz que otras.
En los últimos años se han incorporado varios pozos inyectores al
proyecto, debido al a necesidad de restaurar la presión del yacimiento así
como frenar la declinación natural del mismo. Es importante mencionar
que también se ha incrementado el número de pozos productores (nuevos
pozos perforados), lo cual hace necesario el mejoramiento del proceso de
inyección de agua.
2.2.4.- SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA
El proceso al cual las aguas de inyección son sometidas antes de ser
inyectadas a la formación cumple con todas las normativas del MEM al
igual que las condiciones del yacimiento. En el proceso de tratamiento el
agua producida pasa por un sistema de doble filtrado lográndose inyectar
agua de calidad entre 0,6-1,8 ppm de sólidos, 0,8-1,0 ppm de crudo y un
tamaño de la partícula inferior a 2 micrones. Con este proceso se minimiza
el riesgo de taponamiento de los poros de la formación y se garantiza una
mayor eficiencia de inyectividad.
El agua producida removida de los tratadores térmicos, es tratada para
remover la mayor parte del crudo y sólidos suspendidos y luego es
inyectada de nuevo en el yacimiento para mantener la presión del mismo o
enviada a pozos de disposición de aguas residuales. En la primera etapa
de tratamiento se encuentran los aglutinadores V-103A/B. Los
conglutinadores son tambores abiertos con un vertedero de crudo y una
válvula vertedera de agua. En ellos se agrega un polímero a la corriente de
agua inmediatamente corriente arriba, para ayudar la aglomeración de las
partículas de crudo para que se liberen del agua y floten hasta la superficie.
Luego se desnata el crudo hacia una línea al sumidero de crudo y el agua
se envía a la próxima etapa de separación. Después de fluir a través de los
conglutinadores, el agua se lleva a través de tuberías a las celdas de
flotación (V-107A/B). Estos recipientes son dispositivos de flotación que
utilizan burbujas de gas para ayudar el crudo a separarse y subir hasta la
parte superior. Periódicamente, se desnata el crudo de la superficie y se
envía a través de tuberías al sumidero de crudo.
El Tanque de Agua Producida (T-103), es un tanque soldado de techo
cónico con una capacidad de 5.000 barriles que se utiliza para el
almacenamiento de agua producida, después que haya sido limpiada en
los aglutinadores y Separadores. El agua fluye desde los separadores
hacia el tanque a través de una toma de 8”. La toma tiene un tubo interno
a una elevación de 15’ y un codo interno que causa que el agua que entra
en el tanque fluya en dirección circular. Este diseño de flujo causa que el
agua gire dentro del tanque, creando una especie de acción centrífuga, las
partículas más pesadas fluyen hacia abajo y fuera del tanque, el agua
abajo y hacia el centro del tanque y el crudo hacia arriba.
Dentro del Sistema de Filtración de Agua Producida (V-105A/B y V-
112) se utilizan dos tipos de filtros en paralelo en la Estación Alturitas II.
Los filtros originales (V-105A/B) son filtros tipo arena con una capa de 18”
de antracita encima de la arena. La antracita se utiliza para remover
cualquier crudo que permanezca en el agua y evita que el crudo contamine
el medio de arena. La arena filtra los sólidos suspendidos. La carga de
crudo máxima que este tipo de filtro puede manejar de manera continua es
alrededor de 10 a 15 ppm. El medio de arena remueve alrededor del 90%
de los sólidos suspendidos mayores de 5 micrones en tamaño. Estos dos
filtros manejan aproximadamente 10.000 BPD de agua cada uno. El nuevo
filtro (V-112) es un filtro de cáscara de nuez, este tipo de
filtro puede manejar mayor cantidad de crudo que el filtro tipo arena,
aproximadamente 500 ppm continuamente, la eficiencia de remoción de un
filtro de cáscara de nuez es alrededor de 90 por ciento de los sólidos
suspendidos y crudo con un tamaño mayor de 5 micrones. Este filtro está
diseñado para manejar un caudal de 34.000 BPD.
Posteriormente el Tanque de Retrolavado (T-111) es un tanque soldado
con una capacidad de 1.000 barriles y un fondo en forma cónica que se
utiliza para el almacenamiento de agua de retrolavado proveniente de los
filtros de medios y de casco de nuez. Se utiliza para ayudar a separar los
sólidos, crudo y agua que resultan del ciclo de retrolavado. El agua de
retrolavado se bombea desde los filtros hacia el tanque a través de una
toma de 6”. Seguidamente el Tanque de Almacenamiento para Agua
Limpia (T-110), es un tanque soldado con una capacidad de 5.000 barriles
que se utiliza para el almacenamiento de agua producida limpia después
que haya sido tratada en los filtros de arena o de cáscara de nuez. El agua
fluye desde los filtros adentro del tanque a través de una toma de 10”. La
toma tiene un tubo interno a una elevación de 15’ y un codo interno que
causa que el agua que entra en el tanque fluya en dirección circular,
creando una especie de acción centrífuga. Se cuenta también con Bombas
Reforzadoras para la Inyección de Agua (P-122A/B/C) El agua limpia del
tanque de almacenamiento (T-110) entra en la succión de las bombas
reforzadoras para la inyección de agua (P-122A/B/C) a través de una línea
de 10”. Estas bombas proporcionan la presión requerida a la succión de
las bombas de inyección (P-107/108 y P-123A/B).
Adicionalmente las Bombas Inyectoras de Agua Producida (P-107/108) y
(P-123A/B) son similares a las bombas de traslado de crudo, es decir que
son del tipo multi-etapa, centrífuga, horizontal con carcaza partida. Se
lleva agua producida y limpia desde la descarga de las bombas
reforzadoras (P-122A/B/C) a estas bombas a través de una línea de 6”.
2.3.- DEFINICION DE UN PROYECTO DE RECUPERACION
SECUNDARIA
El 85% de la producción mundial de crudo se obtiene actualmente por
métodos de recuperación primaria y secundaria con un recobro promedio del
35% del petróleo in situ. Como esta recuperación es todavía baja, para
incrementarla se han desarrollado nuevos métodos y técnicas de recobro
mejorado de petróleo, EOR (del ingles Enhanced Oil Recovery), 105 cuales
en su mayoría involucran la inyección de un fluido, gas 0 Hquido, dentro del
yacimiento.
Hoy en día, la inyección de agua es el principal y mas conocido de los
métodos EOR, y hasta esta fecha es el proceso que mas ha contribuido al
recobro extra de petróleo. No obstante, se considera que, después de una
invasión con agua, todavía queda en el yacimiento más del 50% del petróleo
original in situ.
Producción primaria, secundaria y terciaria
Las operaciones de recuperación de petróleo han sido tradicionalmente
subdivididas en tres etapas: primaria, secundaria y terciaria. Históricamente,
estas etapas describen la producción de un yacimiento como una secuencia
cronológica. La etapa primaria, de producción inicial, resulta del
desplazamiento por la energía natural existente en el yacimiento. La
secundaria, que actualmente es casi sin6nima de inyección de agua, se
implementa usualmente después de la declinación de la producci6n primaria.
Entre estos procesos, los tradicionales son: la inyección de agua y la
inyección de gas.
La recuperación secundaria resulta del aumento de la energía natural, al
inyectar agua o gas para desplazar el petróleo hacia los pozos productores.
En el caso del gas, se inyecta en la capa de gas para mantener la presión y
expandirla, o dentro de la columna de petróleo en los pozos para el
desplazamiento inmiscible del petróleo, de acuerdo con las condiciones de
permeabilidad relativa y barrido volumétrico. Los procesos de gas basados
en otros mecanismos, como hinchamiento del petróleo, reducción de la
viscosidad del petróleo, comportamiento de fases favorable, se consideran
procesos EOR. Debido a que un desplazamiento inmiscible de gas es, por lo
general, menos eficiente que una inyección de agua, hoy en día se usa muy
pocas veces como proceso secundario.
En cuanto a la recuperación terciaria, la tercera etapa de producción, es la
que se obtiene después de la inyección de agua (o cualquier otro proceso
secundario utilizado). Los procesos terciarios utilizan gases miscibles,
químicas y/o energía térmica para desplazar petróleo adicional después de
que un proceso secundario se vuelve no rentable I. La Figura 2.43 presenta
un esquema de los diferentes mecanismos de producción de petróleo.
La desventaja de considerar las tres etapas como una secuencia cronológica
es que muchas operaciones de producción de los yacimientos no se llevan a
cabo en el orden especificado. Un buen ejemplo es la producción de
petróleo pesado que ocurre en todo el mundo: si el crudo es suficientemente
viscoso, no puede fluir a tasas económicas mediante empujes de energía
natural, de tal manera que la producción primaria sena insignificante;
tampoco la inyección de agua sena factible, por lo que el uso de energía
térmica podrá ser la única forma para recuperar una cantidad significativa de
petróleo. En este caso, un método considerado como terciario en una
secuencia cronológica de agotamiento, podría ser utilizado como el primer, y
quizás el inico, proceso por aplicar.
En otras situaciones, los denominados procesos terciarios podrán ser
aplicados como operaciones secundarias en lugar de la inyección de agua.
Esta acción puede ser determinada por factores como la naturaleza del
proceso terciario, la disponibilidad de los fluid os para inyectar y la
economía. Por ejemplo, si antes de aplicar un proceso terciarlo se observa
que una inyección de agua disminuiría su efectividad, entonces la etapa de
inyección de agua podría ser relegada.
Debido a estas situaciones: el termino "recuperación terciaria" ha caído en
desuso en la literatura de ingeniería de petróleo y la designación de métodos
EOR ha venido a ser la mas aceptada. Así, como se observa en la Figura
2.44, actualmente los procesos de recobro de petróleo se clasifican en
convencionales y procesos EOR,
2.4.- MECANISMOS DE PRODUCCOION DE UN YACIMIENTO
La recuperación primarla resulta de la utilización de las fuentes de
energía natural presentes en los yacimientos para el desplazamiento del
petróleo hacia los pozos productores. Tales fuentes son: el empuje con
agua, el empuje por gas en solución, la expansión de la roca y los fluidos, el
empuje por capa de gas y el drenaje por gravedad.
. Empuje con agua
Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el
yacimiento y una roca porosa saturada con agua denominada acuífero, que
puede estar por debajo de todo el yacimiento o de parte de eI. A menudo los
acuíferos se encuentran en el margen del campo, como se observa en la
Figura 4.45
El agua en un acuífero esta comprimida, pero a medida que la presión del
yacimiento se reduce debido a la producción de petróleo, se expande y crea
una invasión natural de agua en el límite yacimiento-acuífero. La energía del
yacimiento también aumenta por la compresibilidad de la roca en el acuífero.
Cuando este es muy grande y contiene suficiente energía, todo el yacimiento
puede ser invadido con esa agua. En algunos yacimientos de empuje
hidráulico se pueden obtener eficiencias de recobro entre un 30 y un 50%
del petróleo original in situ (POES). La geología del yacimiento, la
heterogeneidad, y la posición estructural son variables importantes que
afectan la eficiencia del recobro. Yacimientos con un fuerte empuje de agua
han sido descubiertos en todo el mundo, par ejemplo Campo East de Texas,
los yacimientos de Arbuckle en Kansas, los yacimientos de Tensleep en
Wyoming y los yacimientos de 105 campos Silvestre y Sinco de Barinas y
Lama del lago de Maracaibo en Venezuela.
Si el acuífero no puede suministrar suficiente energía para alcanzar las tasas
deseadas de extracción de los fluidos, manteniendo la presión del
yacimiento, se puede implementar un programa de inyección de agua en el
borde de este para suplementar su energía natural. Este programa se
denomina mantenimiento de presión con inyección de agua.
Se concluye que yacimientos can un fuerte acuífero son por su naturaleza
invadidos con esta agua. No obstante, la heterogeneidad del yacimiento
puede limitar el efecto del empuje natural de agua en algunas porciones del
mismo.
. Empuje por gas en solución
EI petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura en los
yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la
presión del yacimiento disminuye, debido a la extracción de los fluidos, el
gas se desprende, se expande y desplaza el petróleo del yacimiento hacia
los pozos productores, tal como se observa en la Figura 2.46.
La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas
en solución, de las propiedades de la roca y del petróleo y de la estructura
geológica del yacimiento. Los recobros que se logran son bajos, en el orden
de un lOa 30% del POES, debido a que el gas en el yacimiento es mas móvil
que la fase petróleo A medida que la presión declina, el gas fluye a una tasa
mas rápida que la del petróleo, provocando un rápido agotamiento de la
energía del yacimiento, 10 cual se nota en el incremento de las relaciones
gas-petróleo (RGP) del campo. Los yacimientos con empuje por gas en
solución son usual mente buenos candidatos para la inyección de agua.
. Expansión de la roca y de Izo fluidos.
Un petroleo crudo es subsaturado cuando contiene menos gas que el
requerido para saturar el petróleo a la presión y temperatura del yacimiento.
Cuando el petróleo es altamente subsaturado, mucha de la energía del
yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los fluidos;
como consecuencia, la presi6n declina rápidamente a medida que se
extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbujeo. Entonces,
este empuje por gas en solución se transforma en la fuente de energía para
el desplazamiento de los fluidos.
Un yacimiento subsaturado se puede identificar por los datos de presión del
yacimiento, realizando un análisis de los fluidos del yacimiento o mediante
un comportamiento PVT. Estos yacimientos son buenos candidatos para la
inyección de agua con el fin de mantener alta la presión del yacimiento y
para incrementar la recuperación de petróleos.
. Empuje por capa de gas
Cuando un yacimiento tiene una capa de gas muy grande, como se muestra
en la Figura 4.47, debe existir una gran cantidad de energía almacenada en
forma de gas comprimido, el cual provoca la expansión de la capa a medida
que los fluidos se exite del yacimiento, de modo que el petróleo se desplaza
por el empuje del Gas ayudado por el drenaje por gravedad. La expansión
de la capa de gas esta limitada por el nivel deseado de la presión del
yacimiento y por la producción de gas después que los conos de gas llegan
a los pozos productores.
Los yacimientos con capa de gas muy grande no se consideran como
buenos candidatos para la inyección de agua; en su lugar, se utiliza la
inyección de gas para mantener la presión dentro de la capa. Cuando en
tales yacimientos existe una zona de agua en el fondo, se puede aplicar un
programa combinado de inyección de agua y gas, tal como se observa en la
Figura 2.48. Se deben tomar precauciones con estos programas
combinados de inyección, ya que existe el riesgo de que el petróleo sea
desplazado hacia la región de la capa de gas y quede atrapado al final de
las invasiones.
2.5 DEFINICION INYECCION DE AGUA
La inyección de agua tuvo sus comienzos en la ciudad de Pithole, al oeste
de Pennsylvania, en el año 1865. Como sucede frecuentemente en el
desarrollo de nuevas tecnologías, la primera inyección ocurrió
accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas
poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a
través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los
pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos
vecinos. En esa época se pensó que la función principal de la inyección de
agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los
primeros años de 1890, cuando los operadores notaron que el agua que
había entrado a la zona productora había mejorado la producción.
Para 1907, la práctica de la inyección de agua tuvo un apreciable impacto
en la producción de petróleo del Campo Bradford. El primer patrón de flujo,
denominado una invasión circular, consistió en inyectar agua en un solo
pozo; a medida que aumentaba la zona invadida y que los pozos
productores que la rodeaban eran invadidos con agua, estos se iban
convirtiendo en inyectores para crear un frente circular más amplio. Este
método se expandio lentarnente en otras provincias productoras de petróleo
debido a varios factores, especialmente a que se entendía muy poco ya que
muchos operadores estuvieron en contra de la inyección de agua dentro de
la arena. Además, al mismo tiempo que la inyección de agua, se desarrollo
inyección de gas, generándose en algunos yacimientos un proceso
competitivo entre ambos métodos. .
En 1921, la invasión circular se cambio por un arreglo en línea, en el cual
dos filas de pozos productores se alteraron en ambos lados con una línea
igual de pozos inyectores. Para 1928, el patrón de línea se reemplazo por un
arreglo de 5 pozos. después de 1940, la practica de la inyección de agua se
expandió rápidamente y se permitieron mayores tasas de inyección-
producción. En la actualidad, es el principal y más conocido de los métodos
de recuperación secundaria, constituyendose en el proceso que más ha
contribuido al recobro del petróleo extra. Hoy en día, más de la mitad de la
producción mundial de petróleo se debe a la inyección de agua.
2.6.- FRACTORES QUE AFECTAN LA RECUPERACION POR
INYECCIONDE AGUA Y GAS
AI determinar la factibilidad de llevar a cabo un proceso de inyección de
agua o de gas en un yacimiento, se deben considerar los siguientes
factores:
Geometría del yacimiento
Uno de los primeros pasos al recabar la información de un yacimiento
para un estudio de inyección, es determinar su geometría, pues su
estructura y estratigrafía controlan la localización de los pozos y, en gran
medida, determinan los métodos por los cuales el yacimiento puede ser
producido a través de prácticas de inyección de agua o de gas.
La estructura es el principal factor que gobierna la segregación
gravitacional. Axial, en presencia de altas permeabilidades, la recuperación
por segregación gravitacional, particularmente en yacimientos de petróleo,
puede reducir la saturación de petróleo a un valor al cual no resulta
económica la aplicación de la inyección de agua. Una estructura apropiada y
la saturación de petróleo justifica un proceso de inyección de agua, la
adaptación de una invasión periférica puede producir mejores eficiencias de
barrido árela que una inyección en un patrón de línea directa. La existencia
de zonas con altos relieves sugiere la posibilidad de un programa de
inyección de gas. La forma del campo y la presencia o no de una capa de
gas también influenciara en esta decisión.
La mayoría de las operaciones de inyección de agua han sido llevadas a
cabo en campos que exhiben un moderado relieve estructural, donde la
acumulación de petróleo se encuentra en trampas estratigráficas. Como
estos yacimientos por regIa general, han sido producidos con empuje por
gas en solución y no han recibido beneficios de un empuje natural de agua 0
de otro tipo de energía de desplazamiento, usualmente poseen altas
saturaciones de petróleo después de una producción primaria, haciendose
atractivos para operaciones de recuperación secundaria. Axial, la
localización de los pozos de inyección y producción debe adaptarse alas
propiedades y condiciones que se conocen de la arena.
A menudo es importante realizar un análisis de la geometría del
yacimiento y de su comportamiento pasado, para definir la presencia y la
fuerza de un empuje de agua y así decidir sobre la necesidad de inyección
suplementaria, pues esta puede ser innecesaria si existe un fuerte empuje
natural de agua. Tal decisión depende también de la existencia de
problemas estructurales como fallas o presencia de lutitas, o de cualquier
otro tipo de barrera de permeabilidad. Por otra parte, un yacimiento
altamente faHado hace poco atractivo cualquier programa de inyección.
Litología
La litología tiene una profunda infidencia en la eficiencia de la inyección
de agua o de gas en un yacimiento en particular. De hecho, la porosidad, la
permeabilidad y el contenido de arcilla son factores litológicos que afectan la
invasión. En algunos sistemas complejos, una pequena porción de la
porosidad total, .como por ejemplo las porosidades creadas por fracturas,
tendrán suficiente permeabilidad para hacer efectivas las operaciones de
inyección de agua. En estos casos, solamente se ejercerá una pequeña
influencia sobre la porosidad de la matriz, la cual puede ser cristalina,
granular, o vuguiar. La evaluación de estos efectos requiere de estudios de
laboratorio y de un estudio detallado del yacimiento, y también pueden
hacerse mediante pruebas pilotos experimentales.
Existen evidencias de laboratorio de que la diferencia entre la
composición mineralogía de los granos de arena y la del material
cementante que se ha observado en varias arenas petrolíferas después de
haber sido invadidas con agua, puede ocasionar diferencias en la saturación
de petróleo residual. Estas diferencias dependen no solo de la composición
mineralogica de la roca del yacimiento, sino también de la composición de
los hidrocarburos presentes en ella. Benner y Bartell han demostrado que
en ciertas condiciones los constituyentes básicos presentes en algunos tipos
de petróleo causan que el cuarzo se tome hidrofobico, debido a su absorción
en la superficie de los granos de arena. De manera similar, los
constituyentes ácidos presentes en otros tipos de petróleo vuelven la calcita
hidrofobica. No se han encontrado suficientes datos para pronosticar el
efecto que tienen sobre el recobro las variaciones en el grado de
humectabilidad de los poros de la pared, por agua por petróleo.
A pesar de que se conoce que la presencia de mineral arcilloso en algunas
arenas petrolíferas puede taponar los poros por hinchamiento o floculación
al inyectar agua, no existen datos disponibles sobre la extensión de este
problema, pues eso depende de la naturaleza de dicho mineral; no obstante
se puede obtener una aproximación de estos efectos mediante estudios de
laboratorio. Se sabe par ejemplo, que el grupo de la montmorillonita es el
que mas puede causar una reducción de la permeabilidad par hinchamiento
y que la kaolinita es la que causa menos problemas. La extensión que puede
tener esta reducción de permeabilidad también depende de la salinidad del
agua inyectada; de hecho, usualmente se sustituye el agua fresca por
salmueras para propósitos de invasión.
Profundidad del yacimiento
La profundidad del yacimiento es otro factor que debe considerarse en
una invasión con agua ya que: a) si es demasiado grande para permitir
reperforar económicamente y si los pozos viejos deben ser utilizados como
inyectores y productores, no se pueden esperar altos recobros; b) en los
yacimientos profundos, las saturaciones de petróleo residual después de las
operaciones primarias son mas bajas que en yacimientos someros, debido a
que estuvo disponible un gran volumen de gas en solución para expulsar el
petróleo y a que el factor de encogimiento fue grande y, por lo tanto, ha que
dado menos petróleo; y c) grandes profundidades permiten utilizar mayores
presiones y un espaciamiento mas amplio, si el yacimiento posee un grade
suficiente de uniformidad lateral.
Se debe actuar con mucha precaución en yacimientos pocos profundos
donde la máxima presión que puede aplicarse en operaciones de inyección
esta limitada por la profundidad del yacimiento. Durante la inyección de
agua, se ha determinado que existe una presión critica -usualmente
aproximada a la presión estática de la columna de roca superpuesta sobre la
arena productora y cerca de 1 lpc/pie de profundidad de la arena- que al
excederla, ocasiona que la penetración del agua expanda aberturas a lo
largo de fracturas o de cualquier otro pIano de fallas, así como juntas o
posibles pIanos de estratificación. Esto da lugar a la canalización del agua
inyectada o al sobrepaso de largas porciones de la matriz del yacimiento.
Consecuentemente, en operaciones que implican un gradiente de presión de
0.75 Ipc/pie de profundidad, generalmente se permite suficiente margen de
seguridad para evitar fracturamiento. A fin de prevenir cualquier problema,
debe tenerse en cuenta la información referente a presión de fractura o de
rompimiento en una localización determinada, ya que ella fijara un límite su-
perior para la presión de inyección. Estas consideraciones también influyen
en la selección del equipo y en el diseño de planta, así como en el número y
localización de los pozos inyectores. EI elevado gradiente de presión del
agua permite tener menores presiones de inyección en el cabezal del pozo
que en el caso de inyección de gas, lo cual es una ventaja en yacimientos
profundos como el del Norte de Monagas en Venezuela.
Porosidad
La recuperación total de petróleo de un yacimiento es una función directa
de la porosidad, ya que ella determina la cantidad de petróleo presente para
cualquier porcentaje de saturación de petróleo dado. Como el contenido de
este fluido en una roca de yacimiento varia desde 775,8 hasta 1.551,6
Bbls/acre-pie para porosidades de 10 y 20%, respectivamente, es importante
tener una buena confiabilidad en estos datos. Esta propiedad de la roca es
muy variable: algunas veces oscila des de 10 hasta 35% en una zona
individual; otras, como en limonitas y dolomitas, puede variar desde 2 hasta
11 % debido a fracturas; y en rocas lIenas de agujeros como panales de
abejas y porosidades cavemosas, puede ir desde 15 hasta 35%. Para
establecer el promedio de porosidad, es razonable tomar el promedio
aritmetico de las medidas de porosidades de un núcleo de arena. Si existen
suficientes datos sobre este aspecto, se pueden construir mapas de
distribución de porosidades que pueden ser pesados árela o volumetrica-
mente para dar una porosidad total verdadera. Igualmente, si existen
suficientes datos de muestras de núcleos se pueden realizar análisis
estadísticos de porosidades y permeabilidades para mejorar el uso futuro de
esta información. La mejor forma de medir este parámetro tan importante ha
sido a trabes de medidas de laboratorio en muestras de núcleos. Varios
registros de pozos producen buenas medidas de porosidad como: perfil
eléctrico de inducción, micro-log, registro de neutrones y el perfil sonico,
entre otros.
Pemeabilidad
La magnitud de la permeabilidad de un yacimiento controla, en un alto
grado, la tasa de inyección de agua que se puede filtrase en un pozo de
inyección a una determinada presión en la cara de la arena. Por lo tanto, en
la determinación de la factibilidad de inyección de agua en un yacimiento, es
necesario conocer: i) la máxima presión de inyección tomando en cuenta la
profundidad del yacimiento y la relación entre tasa y espaciamiento a partir
de datos de presión-permeabilidad. Esto permite determinar rápidamente los
pozos adicionales que deben perforarse para cumplir con el programa de
invasión en un lapso razonable. La prospectivitas del proyecto puede
calcularse comparando el recobro que se estima lograr con los gastos que
involucra el programa de inyección: si resulta económico, se debe efectuar
un estudio más detallado.
EI grado de variación de permeabilidad ha recibido mucha atención en los
últimos anos, pues determina la cantidad de agua que es necesario utilizar:
entre menos heterogénea sea esa propiedad, mayor éxito se obtendrá en un
programa de inyección de agua. Si se observan grandes variaciones de
permeabilidad en estratos individuales dentro del yacimiento, y si estos
estratos mantienen su continuidad sobre áreas extensas, el agua inyectada
alcanzara la ruptura demasiado temprano en los estratos de alta
permeabilidad y se transportaran grandes volúmenes de agua antes que los
estratos menos permeables hayan sido barridos eficientemente. Esto, por
supuesto, influye en la economía del proyecto y sobre la factibilidad de la
invasión del yacimiento. No debemos dejar a un lado que la continuidad de
estos estratos es tan importante como la variaci6n de permeabilidad. Si no
existe una correlación del perfil de permeabilidades entre pozos individuales,
existe la posibilidad de que las zonas mas permeables no sean continuas y
que la canalización del agua inyectada sea menos severa que la indicada
por los procedimientos aplicados a todo el yacimiento.
Continuidad de las propiedades de la roca
Se señalo en la sección anterior, es muy importante tener en cuenta la
continuidad de las propiedades de la roca en relación con la permeabilidad y
la continuidad vertical, al determinar la factibilidad de aplicar la inyección de
agua o de gas en un yacimiento. Como el flujo del fluido en el yacimiento es
esencialmente en la dirección de los pianos de estratificación, la continuidad
es de interés primordial. Si el cuerpo del yacimiento es dividido en estratos
separados por lutitas o rocas densas, el estudio de una sección transversal
de un horizonte productor podría indicar si los estratos individuales tienen
tendencia a reducirse en distancias laterales relativamente cortas, 0 si esta
presente una arena uniforme. también, a partir de núcleos se puede tener
evidencias de estratificaciones cruzadas y de fracturamiento. Todas estas
situaciones deben ser consideradas en la determinación del espaciamiento
de los pozos, en los patrones de invasión y en la estimación del volumen del
yacimiento que estará afectado durante el programa de inyección.
La presencia de lutitas no es necesariamente un problema, ya que los
estratos individuales de la roca del yacimiento pueden mostrar un grade
razonable de continuidad y uniformidad con respecto a la permeabilidad,
porosidad y saturación de petróleo
Cuando existen discontinuidades verticales, esto es, cuerpos de agua y de
gas en la formación productora, las partes de lutitas permitirán algunas
veces realizar completaciones selectivas para excluir o reducir las
producciones de agua o gas y realizar inyecciones selectivas de agua.
Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos
La Figura 2.49 muestra Roca mojada por agua la distribución inicial de los
fluid os en un yacimiento de petróleo que se encuentra en equilibrio. Este
parámetro es muy importante en la determinación de Ia factibilidad de un
proyecto de inyección de agua. En efecto, cuanto mayor sea la saturación de
Roca mojada por petróleo en eI yacimiento aI comienzo de la invasión, ma-
yor será Ia eficiencia de recobro y, si este es elevado, el petróleo
sobrepasado por el agua será menor y el retorno de la inversión por lo
general, será mayor. Igualmente, la saturación de petróleo residual que
queda después de la invasión, esta relacionada con la adaptabilidad del
proceso, y mientras mas se pueda reducir este valor, mayor será el recobro
final y mayores las ganancias. Por esa razón la mayoría de los nuevos
métodos de desplazamiento de petróleo tienen como objetivo lograr reducir
la saturación de petróleo residual detrás del frente de invasión. También es
de gran interés conocer la-.saturación inicial de agua connata, esen-
cialmente para determinar la saturación de petróleo inicial: bajas
saturaciones de agua significan grandes cantidades de petróleo que quedan
en el yacimiento después de las operaciones primarias
Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas
Las propiedades físicas de los fluidos del yacimiento tienen efectos
pronunciados sobre la conveniencia de un proceso de inyección en un
yacimiento. Dentro de estos, la viscosidad del petróleo y las permeabilidades
relativas de la roca yacimiento a los fluidos desplazante y desplazado son
los de mayor importarida, ya que ambos facto res afectan la razón de
movilidad. En la ley de Darcy existe un factor de proporcionalidad que
relaciona la velocidad de un fluido con el gradiente de presión. Este factor de
pro porcionalidad, denominado movilidad del fluido, se obtiene dividiendo la
permeabilidad al fluido por su viscosidad y depende, también, de la
saturación. Por ejemplo, la movilidad del petróleo es ko / Ilo, la del agua es
k~, / Ilu' Y la del gas es kg / Il g' La razón de movilidad M es la relación entre
la movilidad de la fase desplazante y la de la fase desplazada. Mientras
mayor sea M, menor será el recobro en el momento de alcanzarse la
ruptura; en consecuencia, mayor será la cantidad de agua producida para
recuperar la misma cantidad de petróleo. Como se vera mas adelante, esto
se debe a dos efectos:
Pequefias áreas barridas a la ruptura
Influencia del grado de estratificación
En un proceso de desplazamiento la razón de movilidad relaciona la
movilidad del fluido desplazante, en la porción del yacimiento que ha
contactado, con la movilidad del petróleo en la zona de petróleo. En el caso
de un desplazamiento con gas, la razón de movilidad puede variar desde
cero, en periodos donde la saturación de gas es muy baja, hasta valores
aproximados a infinito durante periodos de altas saturaciones; en todo caso,
valores mayores de uno indican que el gas será el fluido mas móvil. En ya-
cimientos heterogéneos, las características de las permeabilidades relativas
varían árela y verticalmente. Como resultado, el fluido desplazante no
formara un frente uniforme a medida que avanza la inyección y tendera a
canalizarse hacia los estratos o áreas que tengan mayor razón de movilidad.
CAPITULO III
MARCO METODOLOGICO
EI estudio realizado se clasifico siguiendo diversos criterios. Según Hurtado,
(2003, p.82), los estudios analíticos consisten en entender las situaciones en
términos de sus componentes. Intenta descubrir los elementos que componen
cada totalidad y las interconexiones que explican su integración. La investigación
analítica implica la síntesis posterior de lo analizado.
En las investigaciones con objetivos de mayor nivel de profundidad, o más
complejas, el análisis deja de ser un objetivo para convertirse en una
herramienta: el descomponer el fenómeno se constituye en un medio para
descubrir el mecanismo interno que lo genera.
Por otra parte, esta investigación se considera proyectiva ya que intenta
proponer soluciones a una situación determinada. Implica explorar, describir,
explicar y proponer alternativas de cambio, mas no necesariamente ejecutar la
propuesta. Dentro de esta categoría entran los estudios de factibilidad o
"proyectos factibles". Todas las investigaciones que conlleven el diseño o
creación de algo también entran en esta categoría. (Hurtado, 2003, p.90)
3.2. DISEÑO DE LA INVESTIGACION
Esta investigación es de tipo documental con carácter histórico, ya que según
lo reseña Finol (1996, p.60), "Ia investigación que se hace sobre la base de los
documentos que reflejan la existencia de fenómenos, posee un carácter
histórico, ya que su radio de acción alcanza justamente los hechos pasados" .
Para Sabino (2000) el diseño de la investigación tiene por objeto proporcionar
un modelo de verificación que permita contrastar hechos con teorías, y su forma
es la de una estrategia 0 plan general que determina las operaciones necesarias
para hacerlo.
EI diseño de esta investigación se cataloga como no experimental, debido a que
la variable Eficiencia de la inyección de agua será evaluada sin la intervención ó
manipulación del investigador.
Para Hernández, Fernández y Baptista (2003), la investigación no
experimental se realiza sin manipular deliberadamente la variable. De modo que
la investigación no experimental es observar fenómenos tal y como se dan en su
contexto natural, para después analizarlos.
3.3. UNIDAD DE ANALISIS.
Según Ander-Egg (2000, p.332), la unidad de análisis se define como:
“Fragmento de la comunicación que se toma como elemento que sirve de base para la investigación. Estas unidades de análisis pueden ser de muy variadas formas: palabras, periodos de frase, artículos, libros, a condición que sean estandarizadas en cada investigación en concreto”.
Para Bavaresco (2001, p.91) la unidades de análisis pueden ser: a)
Información (de la cual se extrae), y b) Análisis (conjunto de elementos a cerca
de los cuales se esta desarrollando la investigación). No necesariamente las
unidades de análisis son las unidades de la información. Los datos se buscan
donde se fijan las unidades de análisis.
Por lo tanto, la unidad de análisis de este estudio queda conformada por el
yacimiento Marcelina (incluyendo tantos pozos inyectores como los pozos
productores).
3.4. TECNICAS DE INSTRUMENTOS DE RECOLECCCION DE DATOS.
AI hablar de técnicas y procedimientos aplicados a una investigación, se hace
referencia al instrumento seleccionado para la misma, y los instrumentos de
recolección son los medios que utiliza el investigador para medir el
comportamiento ó atributos de la variable, entre estos se pueden mencionar los
cuestionarios, las entrevista y escala de clasificación.
Con la finalidad de recolectar los datos requeridos que permitirán darle
respuesta a las interrogantes y medir la variable objeto de estudio en función de
los objetivos propuestos se aplicara la técnica de la observación indirecta ya
que, según lo refiere Méndez (2001, p.155), "Ia observación indirecta se da
cuando se emplea elementos que registren aspectos visuales y auditivos del
problema de investigación". Tomando en cuenta que esta investigación es
documental, y que la documentación es el soporte de la historia, en la
investigación el proceso de recolección de datos se llevara a cabo a través de la
técnica de la observación documental mediante el análisis histórico del
comportamiento y desarrollo del proyecto de inyección de agua en el yacimiento
Marcelina.
Como instrumento que apoya esta técnica se utilizara el registro de
frecuencia. Segun Salkind (1997, p.147), el registro de frecuencia "es aquel
donde se toma nota de la incidencia 0 frecuencia de la ocurrencia de una
conducta determinada".
CAPITULO IV
COMPORTAMIENTO DE PRESIONES/INYECCION/PRODUCCION.
A lo largo de la explotación del yacimiento se ha contado con un plan de
monitoreo y surveillance de la presión del mismo. Como parte de los
requerimientos de los entes gubernamentales y así como parte del monitoreo
del proceso de inyección de agua, se tiene un programa de toma de presiones
mensuales en los pozos productores del yacimiento. En la Tabla 4.1 se observa
dicho programa el cual contiene fecha de la toma de registro, resultados
obtenidos de los registros anteriores e identificación de pozos y yacimiento.
En la Figura 4.1 Se puede observar el mapa de presiones a lo largo del
yacimiento Marcelina, el cual esta basado en los resultados de los registros de
presiones tomados desde el inicio del proyecto de inyección. Este seguimiento
permitió el ano pasado, identificar zonas de bajas presiones, basado en lo cual
se recomendó la perforación de tres pozos inyectores en las localizaciones que
remarcan en la figura 4.1.
En la tabla 4.2 se puede observa el numero de pozos inyectores activos
actualmente y en la figura 4.2. la distribución por patrón del proyecto.
El Bloque Norte del yacimiento Marcelina consta de 7 pozos productores de
los cuales 4 son productores activos en el área, 2 pozos inyectores activos y 2
pozos inyectores inactivos, con una producción de 2050 BOPD y un volumen de
agua inyectado de 4100 BWPD. Ver Figura 4.3.
El Bloque Central del yacimiento Marcelina consta de 13 pozos productores
activos de 17 pozos perforados en el área , 3 pozos inyectores activos y 8 pozos
inyectores inactivos, con una producción de 4850 BOPD y un volumen de agua
inyectado de 6200 BWPD. Ver Figura 4.4.
El Bloque Sur del yacimiento Marcelina consta de 7 pozos productores
activos de 8 pozos perforados en el área, el ano pasado se adicionaron 2
nuevos pozos inyectores en este bloque de los 3 nuevos pozos inyectores
perforados el ano pasado. Actualmente este bloque consta con 2 pozos
inyectores activos y 1 pozos inyector inactivo. La producción asociada a este
bloque es de 2500 BOPD y un volumen de agua inyectado de 1850 BWPD. Ver
Figura 4.5.
Finalmente en la Figura 4.6 se puede observa el Volumen de Agua inyectada
vs. La producción total del yacimiento. En la Figura 4.7 se muestra la producción
del yacimiento distribuida por bloque.
CAPITULO V
PROPIEDADES DE LA FORMACION Y LOS FLUIDOS
5.1.- PETROFISICA DEL YACIMIENTO.
La evaluación petrofisica de la Formación Marcelina se efectuó como parte
inicial en la preparación del modelo de caracterización geológica del yacimiento.
Como parte del estudio se construyo una base de datos con toda la información
disponible de perfiles de pozos y de núcleos, para luego pro ceder a elaborar y
probar los modelos petrofisicos para el campo. Dos nuevos modelos de
permeabilidad fueron creados, uno para Marcelina Superior y Medio y otro para
Marcelina Inferior. Los cálculos de saturación de agua se efectuaron usando la
ecuación de Simandoux y el método de presiones capilares. Mientras se
efectuaban comparaciones entre los dos métodos, se encontró que el Campo
Alturitas tenia un contacto Agua-Petróleo inclinado. Este tipo de contacto ha sido
discutido previamente en el reporte.
El valor de porosidad se calculo a partir del registro de densidad que fue
previamente corregido por arcillosidad. La figura 5.1 muestra la comparación
entre los valores de porosidad tornados del núcleo cortado e el pozo Alturitas-25
con los valores de porosidad obtenidos a partir de los registros eléctricos de ese
pozo. En la revisión de los registros se encontró que cinco pozos presentaban
valores de densidad anómalamente bajos y con rangos de porosidad altos. Las
curvas de densidad para estos pozos se normalizaron empleando
comparaciones de histogramas de distribución de densidad de los pozos vecinos
y aplicando las correcciones apropiadas. El volumen de arcilla fue estimado a
partir del perfil de rayos gamma. El cálculo de saturaci6n de agua fue realizado
mediante la ecuación de Simandoux mostrada abajo. Se utilizo una salinidad
para el agua de formación de 6000 ppm de NaC!, y se tomaron las constantes m
y n iguales a 2.
Rcl
SwVcl
RwFF
Sw
Rt
n1
donde
FF= m
a
Adicionalmente, saturaciones de agua fueron determinadas empleando el
método de presiones capilares tomando como base el núcleo cortado en el pozo
Alturitas-25. La figura 5.2 muestra la distribución de una función calculada entre
la altura de la columna de petróleo, la porosidad y la permeabilidad de la roca
contra la saturación. Una distribución similar fue encontrada tanto para Marcelina
Superior como Inferior por lo que se empleo una sola función para toda la
sección (Figura 5.3). Se encontró un excelente acuerdo en el cálculo de
saturación de agua empleando los dos métodos para Marcelina Superior, sin
embargo para Marcelina Inferior no siempre se logro obtener los mismos
resultados entre los dos métodos. Después de que se identifico el contacto
agua-petróleo inclinado, se alcanzo una mejor concordancia entre los dos
métodos para Marcelina Inferior.
Tabla 5.1. Ecuaciones para calcular permeabilidad a partir de la porosidad
Marcelina Superior:
0.410040.010 K Para 125.0
925.2100314.010 K Para 19.0125.0
412527500 K Para 19.0
Marcelina Inferior
0.410040.010 K Para 18.0
56012000 K Para 18.0
La información de núcleos del yacimiento Marcelina muestra una muy buena
correlación entre la porosidad y la permeabilidad (figura 5.4). Esta buena
correlación permanece constante tanto para Marcelina Superior como Inferior, y
es la base para la construcción de curvas de pseudo-permeabilidad a partir de
los perfiles. Se prepararon ecuaciones para calcular la permeabilidad a partir de
la porosidad (Tabla 5.1). La permeabilidad del nucleo contra la permeabilidad
calculada de los registros del pozo Alturitas-25 se muestra en la figura 5.5. La
información de movilidad tomada de los registros de RFT/MDT también se utilizo
para estimar valores de permeabilidad.
5.2- PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO.
En el curso de la explotación del yacimiento Marcelina, se han tornado muestras
para análisis PVT en los pozos Alt-10, Alt-11, Alt-12 y Alt-16. Las muestras y los
ensayos de pozos individuales no muestran diferencias consistentes en las
propiedades de los fluidos de los diferentes miembros del yacimiento. Esto se
puede explicar fácilmente debido a la comunicación vertical entre Marcelina
Superior e Inferior localizada hacia el Suroeste del campo en donde Marcelina
Medio desarrolla espesos paquetes de areniscas, y donde también existen por lo
menos dos fallas que ponen los miembros Marcelina Superior e Inferior en
comunicación.
Esto también explica por que, hacia el Sur del yacimiento, las presiones en el
Miembro Marcelina Superior son generalmente mas altas que en la zona
correspondiente, la del Norte del yacimiento, donde el Miembro Medio es una
arcilla de gran espesor y no se yen fallas con un salto necesario para poner el
miembro Superior en contacto con el Inferior.
Debido a que no se observaron variaciones en las propiedades de fluidos
entre los Miembros, se uso una sola propiedad de PVT en el modelo. Se
considero como la muestra más representativa de las propiedades promedio,
tanto para Marcelina Superior como Marcelina Inferior, la del pozo Alt-11. Esta
muestra para PVT fue tomada en Agosto de 1982, al comienzo de la explotación
del campo, con solo 5 mil barriles de crudo acumulado.
Las siguientes tablas presentan los valores finalmente utilizados en la
simulación.
Tabla 5.2. Información de los fluidos usada en las simulación.
Descripción/Unidades Valor
Temperatura del Yacimiento (oF) 217
Presión Inicial del yacimiento (lpc) 4823
Viscosidad inicial promedio del petróleo (cp) 12.6
Presión de Burbujeo (lpc) 1030
Viscosidad del petróleo al punto de burbujeo (cp) 7.9
Compresibilidad del petróleo (vol/vol/lpca)x1E-6 6.55
Pendiente de la viscosidad del petróleo vs. presión
(dvo/dp) para los bloques sub-saturados (cp/lp)
0.001237
Relación gas petróleo en solución inicial (MPCN/BN) 0.131
Este estudio PVT fue modificado para ajustar la relación gas petróleo alas
condiciones de separador de la planta de tratamiento Alturitas-2. Mientras que la
muestra represurizada tuvo un valor de 178 pcn/bn como gas en solución inicial
(a una temperatura de 217 grados Fahrenheit), la RGP promedio del campo es
de 134 pcn/bn. La medición de gas-petróleo en pozos de baja relación es
históricamente errática en' la industria petrolera (Figura 5.6). Una vez que el
nivel de producción aumento a partir de 1995, se observo que la relación Gas-
Petróleo permanecía bastante estable (alrededor de 134 pcnlbn). Por 10 que se
considera que la relación gas petróleo utilizada en el modelo refleja la realidad
de los fluidos en el yacimiento, y del tipo de tratamiento que reciben en la
superficie.
Dado que el yacimiento esta siendo producido sobre el punto de burbuja, y
que no es práctico inyectar gas en este caso, se muestra las curvas del factor
volumétrico del petróleo (Figura 5.7), y de viscosidad del petróleo (Figura 5.8).
También se presentan las propiedades del agua en la tabla 5.3.:
Tabla 5.3 Propiedades del agua en el modelo
Descripción/Unidades Valor
Densidad del agua (lb/pie3) 62.6
Factor volumétrico del agua (BY/BN) 1.019
Compresibilidad del agua (volumen/volumen/lpa)x1E-6 3.16
Viscosidad del agua (cp) 0.28
5.3.- PERMEABILIDAD RELATIVA.
Las curvas de permeabilidad relativa y Presión Capilar Agua / Petróleo tienen
como base los análisis especiales de núcleo realizados en el pozo Alt-25 (Sw =
0,216 y Sorw = 0,453). La Tablas 5.4 y 5.5 presentan estos datos. (Figuras 5.9 y
5.10).
Tabla 5.4 datos de Permeabilidad Relativa y presión Capilar agua/petróleo
Saturación del
agua.
Permeabilidad
relativa al agua
Permeabilidad
relativa al petróleo
PcA/P
0.216 0.000 1.000 31.60
0.227 0.001 0.933 22.70
0.249 0.004 0.807 17.31
0.301 0.029 0.547 9.97
0.327 0.041 0.414 7.77
0.405 0.084 0.167 4.18
0.435 0.105 0.105 3.40
0.485 0.151 0.030 2.48
0.500 0.166 0.017 2.27
0.524 0.192 0.004 1.97
0.532 0.202 0.002 1.89
0.547 0.225 0.000 1.74
1.000 1.000 0.000 0.00
Tabla 5.5 Datos de Permeabilidad Relativa y presión Capilar Gas/Petróleo
Saturación
liquida
Permeabilidad
relativa del Gas
Permeabilidad relativa
del petróleo PcG/P
0.216 1.000 0.000 0
0.669 0.166 0.000 0
0.716 0.130 0.061 0
0.766 0.093 0.182 0
0.816 0.060 0.340 0
0.866 0.031 0.527 0
0.916 0.007 0.740 0
0.940 0.000 0.850 0
1.000 0.000 1.000 0
Por no disponer de datos, la curva de permeabilidad relativa gas / petróleo se
creo a partir de correlaciones. Sgc = 0,06 (estimado). Esta curva no significa
mucho en una simulación donde la presión se mantiene sobre el punto de
burbuja durante la mayoría de la vida del yacimiento. La curva se presenta en la
Figura 5.11.
CAPITULO VI
ANALISIS DEL PROCESO DE INYECCION DE AGUA. La evaluación del proyecto de inyección de agua del yacimiento Marcelina I-
0008 se realizara basado el análisis de las curvas de Hall de cada pozo inyector
del proyecto, Graficas de Control (Petróleo Producido Acumulado vs. Inyección
de agua acumulada) y el cálculo de Eficiencia Volumétrica de Reemplazo. Estos
parámetros permitirán conocer de una manera cuantitativa y cualitativa la
eficiencia del proyecto de inyección de agua y nos permitirá también al final del
análisis realizar las respectivas conclusiones y recomendaciones.
6.1.- Gráficos de Hall.
Como parte del análisis y evaluación del proyecto de recuperación
secundaria (Inyección de agua) en el yacimiento Marcelina I-008, se analizaron
todos y cada unos de los pozos inyectores activos del proyecto a través de los
gráficos de Hall, el cual consiste en graficar la presión acumulada vs. la
inyección acumulada. Este grafico permite conocer evaluar la inyección de agua
a nivel de pozo. El capitulo siguiente se observan las curvas de Hall para cada
pozo inyector.
6.2.- Gráficos de Control.
En estos gráficos se observa la producción acumulada de petróleo, agua y
gas vs. Tiempo, así como el volumen acumulado de inyección vs. Petróleo
acumulado. Estas graficas permiten estimar el recobro de producción del
yacimiento asociado al proceso de recuperación secundaria, es decir al efecto
de la inyección de agua, como parte del análisis y evaluación del proceso de
Inyección de agua en le yacimiento Marcelina I-008.
6.3.- Calculo de Eficiencia Volumétrica de Reemplazo.
En la tabla 6.1, 6.2 y 6.3 se muestran los cálculos realizados para obtener la
eficiencia de reemplazo para cada bloque del yacimiento. En la Figuras 6.1, 6.2
y 6.3 se pueden observar las graficas de EVR mensual y acumulada para cada
bloque así como el volumen inyectado a condiciones de yacimiento vs. los
fluidos producidos (gas + oil+ water) a condiciones de yacimiento.
CAPITULO VII
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
A continuación se presentaran las conclusiones y recomendaciones, las
cuales están basadas en el análisis de toda la información recolectada así como
de los gráficos generados para tal fin, que permitieron la evaluación del
proyecto de recuperación secundaria en el yacimiento Marcelina I-008. Los
resultados de la evaluación y recomendaciones se presentan a continuación
divididos por bloque.
BLOQUE NORTE:
Como se menciono en previos capítulos en este bloque se comenzó la
inyección de agua en Junio 2001, a través del pozo ALT-33, posteriormente se
fueron convirtiendo otros pozos para un total de cuatro pozos inyectores de
agua conformando cuatro patrones de inyección, Patron16, patrón 33, patrón 24
y patrón 23. Es importante mencionar que una vez comenzada la inyección, se
perforaron los pozos Alt-57 y Alt-58, para de esta manera completar el patrón
del Alt-16.
En los actuales momentos este bloque tiene una producción asociada de
2050 BOPD con un 75% de AyS y una relación gas/petróleo 250 PC/BN. El
volumen inyectado promedio de es de 4100 BWPD. De acuerdo a los registros
de presión estática (BHP) este yacimiento en Marcelina Superior tiene una
presión actual en el área sur de 2300 psi y hacia el área norte del Bloque se
tiene una presión de 3800 psi. Aun cuando para Marcelina Inferior no se tiene
mediciones de presión, la misma debe ser cercano a los valores de presiones
originales, ya que no hay lentes drenados de ella.
A continuación se presenta un análisis por pozo (activo e inactivo) del bloque,
con sus respetivas conclusiones y recomendaciones.
ALT-16: Este pozo esta inactivo desde Noviembre 2006 por presentar
problemas de alta presión de descarga. Es un pozo inyector desviado 150
metros del pozo productor original, cañoneado en Marcelina Superior (11.004' -
11.105' sel.) y Marcelina Inferior (11.264'- 11.286' sel.). EI pozo como productor
(ALT-16), mostró buena producci6n de crudo (Fig. No. 11), a partir de la apertura
de los intervalos superiores de Marcelina Superior en 1994. A posteriori, el pozo
incremento su producción de agua, la cual fue corregida en parte en el año
1999, con el cierre de algunos intervalos del miembro Marcelina Inferior. EI pozo
continuo produciendo con altos cortes de agua, por lo tanto, se infiere que se
debió aislar todo el miembro de Marcelina Inferior.
En la figura 7.1 se muestra el comportamiento de inyección del pozo
observándose la tendencia de la disminución de la tasa de inyección. En la
figura 7.2 se muestra el grafico de Hall donde se observa un comportamiento
normal indicativo de presencia de Daño.
El grafico de Reemplazo Volumétrico para este pozo (Ver. Figura 7.3) muestra
que su eficiencia esta por debajo de 100%. El objetivo de Inyección para un
reemplazo de 100% es de 2800 BWPD y hasta el mes de noviembre 2006 el
pozo estuvo inyectando 1000 BWPD. Es importante destacar que la alta presión
de inyección por la cual se cerro, es un indicativo de daño a nivel de yacimiento.
Recomedaciones:
En función de lo anteriormente discutido y con la finalidad de mejorar la tasa de
inyección se sugiere:
1. Aislamiento de las arenas de Marcelina Inferior. 2. Recanonear los intervalos de Marcelina Superior. 3. Fractura de la zona Marcelina Superior en dos etapas. En la zona
superior de Marcelina Superior se recomienda fractura de alta penetración y en la zona basal de baja penetración.
Con la finalidad de garantizar mayor área de flujo se recomienda realizar un
análisis petrofisico detallado para determinar la oportunidad de Abrir Arenas
Adicionales en lentes superiores mejorando la inyectividad y de acuerdo con la
propuesta de fractura.
Es importante aclarar que el AL T-16 como productor aumento su producción al
aperturar los lentes superiores, por consiguiente se recomienda revisar el
comportamiento de producción de los pozos vecinos, así como, realizar los
respectivos estudios geológicos y de facies para determinar las oportunidades
de incremento de producción en el patrón y/o bloque y garantizar una adecuada
completacion que refleje una comunicación efectiva entre inyector - productores.
ALT-23: EI pozo fue perforado en febrero de 1995 como pozo vertical con
objetivo primario en las arenas de Marcelina. El comportamiento del corte de
agua se fue incrementando hasta alcanzar los valores de 90% en Julio del 2000
con 240 BNPD. En Diciembre del mismo año se realizo trabajo de rehabilitación
aislando Marcelina Inferior con tapón puente, reduciendo el corte de agua a un
20% manteniendo la producción de petróleo. En Mayo del 2001 y como parte de
la expansión del proyecto de inyección de agua se convierte a pozo inyector.
Desde la completacion del pozo ALT-23 como inyector muestra baja inyectividad
(Fig. No. 7.4). Por tal motivo se realizaron trabajos de estimulación matricial en
los meses de Septiembre 2001 y Julio 2002 resultando en el incremento de los
volúmenes de inyección pero con una alta tasa de declinación. A partir del mes
de Noviembre 2002 el pozo fue cerrado por baja inyectividad.
Con la finalidad de explicar el comportamiento del pozo se analizaron sus
pozos vecinos haciendo mayor correspondencia estática y dinámica con su
vecino ALT-24. Este último presento un comportamiento de producción
semejante al ALT-23, y un excelente comportamiento de inyectividad. De la
misma manera se pudiera esperarse una alta inyectividad en el inyector ALT-23,
por lo cual se infiere un nivel de daño severo. Ese planteamiento se ve
reforzado con el análisis de la grafica de Hall (Fig. No. 7.5), la cual indica que el
pozo responde a las estimulaciones matriciales pero sin remover todo el daño
existente. En esta misma grafica se observa una desviación de la tendencia
normal, hacia el final del periodo, evidenciando la formación de Daño. En el
grafico de Eficiencia de Reemplazo (Fig. No. 7.6) se observa que este indicador
ha estado por debajo del 40%, por 10 cual resulta de alta prioridad la
estimulaci6n de este pozo a fin de obtener reemplazos del 100%.
Recomendaciones:
1. Recañonear 2. Fracturar en dos etapas. En la zona superior de Marcelina Superior se
recomienda fractura de alta penetración y en la zona basal de baja penetración
Debe mencionarse que aunque la estimulación Matricial fue exitosa, el
fracturamiento es la estimulación recomendada en el presente estudio para
garantizar la remoción del daño e incrementar conductividad.
Es de considerar la apertura de arenas adicionales, las misma deben estar
basada en correlaciones geologicas que permitan establecer correspondencia
entre pozos inyectores y productores.
ALT-24:
Perforado en 1995 como pozo vertical con objetivo primario en las arenas de
Marcelina. Debido a los alto corte de agua en Septiembre del año 2000 se aislan
las arenas de Marcelina Inferior. En el 2001 el pozo es convertido a inyector
como parte del programa de Inyeccion.
EI comportamiento histórico del pozo ha demostrando excelente respuesta a la
inyección tal como se observa en la Fig. No. 7.7. La disminución de inyección
esta asociadas a problemas del equipo de superficie los cuales fueron
solventados a mediados del 2003.
La grafica de Hall (Fig. No. 7.8) muestra los eventos ocurridos a nivel se
superficie y el efecto normal posterior a la solución de los mismos. Sin embargo
al final del periodo se observa una desviación del comportamiento normal
indicando la presencia de daño lo cual justifica la perdida de inyección observa
en la Fig. Anterior.
En la Fig. No. 7.9 se muestra el comportamiento del reemplazo la cual esta
influenciado por la baja producción y alto corte de agua del AL T -49 único pozo
asociado al patrón.
Recomendaciones:
1. Ajustar volúmenes de inyección a objetivo.
Las recomendaciones definitivas de este pozo dependen de una análisis
detallado de las estrategias de explotación del patrón, entre las cuales se
pueden mencionar:
2. Aislar zona basal de Marcelina Superior y fracturar la zona superior para mejorar su eficiente drenaje y adecuar la completacion del pozo AL T-49 a este nuevo esquema.
3. Redefinir el patrón considerando la conversión a inyector del pozo ALT -49.
4. Definir nuevos puntas de drenaje con completaciones no convencionales
5. Analizar escenarios para recuperación terciaria.
ALT-33:
Ubicado en el Bloque Norte, el pozo esta hacia el noroeste del yacimiento y es
limite del mismo hacia esa zona. EI pozo ALT -33 fue perforado en diciembre de
1995 como pozo vertical con objetivo primario en las arenas de Marcelina y
completado con BES en Marcelina Superior. Como productor, su historia lo
coloca con baja entrada de fluido y alto corte de agua. En 1996 se detecta la
cercanía del acuífero. En Abril 2001 se convierte a inyector de agua. En la Fig.
7.10 se muestra el comportamiento del ALT-33 como pozo inyector. Se puede
establecer que el pozo responde satisfactoriamente a los trabajos de
estimulación lo cual se evidencia en las tasas de inyección, aproximadamente
3500 BWPD para Junio-Julio 2002, después del trabajo realizado en el mes de
Febrero. A partir del mes de Agosto 2002 presenta una disminución de la tasa
de inyección hasta alcanzar actualmente valores en el orden de 1.400 BWPD,
sin embargo el pozo esta actualmente cerrado desde Diciembre 2006 por
problemas con el equipo de superficie.
Actualmente el pozo muestra evidencia de daño, lo cual es detectado en el
comportamiento del último periodo de inyectividad según la grafica de Hall (Fig.
No. 7.11).
En la figura No 7.12 se muestra el comportamiento de la eficiencia de reemplazo
volumetría la cual indica la problemática de inyectividad de dicho pozo. El
objetivo de inyección para un reemplazo de 100% esta en el orden de 1200
BWPD.
Recomendaciones
1. Mantener condiciones 2. Aislar zona basal de Marcelina Superior y fracturar la zona superior para
garantizar un drenaje eficiente y adecuar la completacion de los pozos ALT-29 y ALT-49 a este nuevo esquema.
3. Redimensionar los patrones considerando la conversión a inyectores de los pozos AL T -29 Y ALT-49.
4. Analizar escenarios para recuperación terciaria.
BLOQUE CENTRAL
En este bloque comenzó la inyección de agua en Noviembre -1997, con la
implementación de un proyecto piloto a través de los pozos AL T -04, AL T -43 Y
AL T -44. Posterior al inicio del proyecto piloto y como parte de este, fueron
perforados los pozos ALT-54 y ALT-55.
En el transcurso del ano 2001, se realizo la expansión y optimización de la
inyección de agua en el bloque, a través de modificaciones realizadas en los
equipos de superficie de los inyectores existentes y de la conversión a
inyectores de los pozos ALT-27 y ALT-13, además, se trataron de convertir los
pozos ALT-38 y ALT-10 sin éxito por problemas operacionales al momento del
trabajo. Actualmente el pozo AL T-27 se encuentra inactivo, esperando trabajo
de reacondicionamiento y el ALT-13 esta inactivo por presentar el revestidor
colapsado. Finalmente, este bloque esta conformado por los patrones: ALT-04,
ALT-13, ALT-43 Y ALT-44.
Del análisis de presiones del bloque se observa un comportamiento irregular lo
cual puede explicarse por la posible compartamentalización existente en el área
y la completacion de los pozos. A continuación se muestra el comportamiento
de los pozos inyectores así como sus respectivas recomendaciones.
ALT-04:
EI Pozo ALT -04 pertenece al proyecto piloto de inyección de agua iniciado
en 1997. EI pozo fue completado en Miembro Marcelina Superior. Sin embargo,
los pozos vecinos que conforman el patrón de inyección (AL T-25, AL T-55, AL
T-37), produjeron o producen de ambos miembros, Superior e Inferior.
Los vecinos produciendo de ambos miembros presentan mejor producción
(mayores de 400 BNPD) en la mayoría de los casos. Es importante mencionar
que los pozos vecinos ALT-25 y ALT55 producen con altos cortes de agua y
dichos fluidos, están asociados probablemente a la completacion en Marcelina
Inferior, por lo cual se recomienda aislarlo. Adicionalmente, el fracturamiento en
etapas en Marcelina Superior para incrementar los niveles de producción. De la
misma manera, se busca asociar los esquemas de completacion Inyector
productor, para un mejor barrido.
En la Fig. No. 7.13 se muestra el comportamiento de inyección y presión
observándose la clara tendencia hacia la disminución de los volúmenes de agua
inyectada manteniéndose la presión constante.
En la grafica de Hall (Fig. No. 7.14) se observa que existe la presencia daño,
esto se detecta por el comportamiento final de la curva, la cual se desvía hacia
la parte superior del comportamiento normal de la inyección.
En el grafico de reemplazo de fluidos (Fig. No. 7.15) se muestra que este
indicador ha estado por debajo del 100%, oscilando el último periodo entre
valores del 45 al 50%. EI volumen de inyecci6n para reemplazos del 100% es de
3.000 BWPD. EI pozo requiere recibir un adicional de casi 2000 BWPD.
Recomendaciones
1. Recanonear. 2. Aislamiento de las arenas de Marcelina Inferior. 3. Apertura de Arena Adicionales en el miembro Marcelina Superior previa
evaluación Petrofisica. 4. Fracturar en dos etapas en Marcelina Superior. En la zona superior de
Marcelina superior se recomienda fractura de alta penetración y en la zona basal de baja penetración.
ALT-13
Pozo Inyector del Bloque Central ubicado estratégicamente al noreste del
mismo. En la Fig. No. 7.15 se observa el comportamiento de inyección y se
aprecia una disminución de su tasa de inyección de 3.200 BAPD en Julio-Agosto
2002 hasta 800 BAPD con cierres esporádicos, hasta Abril 2003 cuando se
fracturo con éxito aumentando su inyección a 2.700 BAPD aproximadamente,
manteniéndose hasta Julio 2003 cuando presenta problemas de baja
inyectividad por problemas mecánicos en la completacion del pozo y cerrado.
Actualmente continúa cerrado esperando por trabajos de intervención mayor
(RA/RC).
En la grafica de Hall (Fig. No. 7.16) se observa la buena respuesta del pozo a
los trabajos de al fracturamiento. En el grafico de Eficiencia de Volumétrica
(Fig. No. 7.17) se observa que su reemplazo por efecto del aumento de la
inyecci6n estaba en aumento, llegando a alcanzar valores de 80%, antes del
problema de comunicaci6n. Para alcanzar valores del 100% de reemplazo
deben ser inyectados 3.500 BAPD.
Recomendaciones:
EI pozo tiene un trabajo propuesto de reparar la comunicación existente. Para
aumentar la inyectividad se recomienda:
1. Eliminar comunicación. 2. Recanonear tope Marcelina Superior y 3. Fracturamiento de alta penetración de esta zona.
Se recomienda la Apertura de Arenas Adicionales (AAA) en el miembro
Marcelina Superior previa Evaluación Petrofisica.
ALT-43
Pozo inyector de agua perteneciente al proyecto piloto iniciado en 1997. Fue
perforado como inyector del área. Solo se hace referencia a un intento a
producción con GL sin éxito.
EI pozo presenta (Fig. No. 7.18) una inyección estabilizada de 2.500 BWPD
hasta julio del 2002, cuando comenzó una declinación suave de su tasa de
inyección hasta colocarse en valores de 2.100 SAPD para los actuales
momentos.
Con respecto a Eficiencia de Reemplazo (Fig. No. 7.19) esta oscilando alrededor
del 100% con variaciones debido a problemas operacionales en los pozos. Para
un 100% de reemplazo el volumen de inyecci6n esta en el orden de 2.300 BPD.
Recomendaciones
1. Mantener condiciones.
Dada la poca variación entre el objetivo y volumen actual de inyección este
trabajo tiene baja prioridad. Pero si el comportamiento desmejora y en función
de un análisis previo se puede sugerir el siguiente trabajo:
Corto Plazo
2. Chequeo de Fondo. 3. Limpieza 4. Bombeo de solvente (tomar en cuenta tanto las características
mineralogicas como la Temperatura y fluidos).
Mediano Plazo
5. Limpieza 6. Recañoneo (RCN), 7. Apertura de Arenas Adicionales (AAA) previa análisis petrofisico
Fracturamiento selectivo.
ALT-44
EI comportamiento de producción del pozo mostró una declinación brusca
desde la misma fecha de completacion . Su corto periodo a producción no
permite hacer una evaluación de detalle. Sin embargo, el pozo fue
conceptualizado inicialmente para ser un pozo inyector infiriendo que su
evaluación como productor solo era transitoria.
Con respecto a la presión de inyección no se evidencian efectos que puedan
estar afectando la inyectividad (Fig. No 7.20).
En la grafica de Hall (Fig. No. 7.21) se ve un efecto normal, es decir, condicion
estable. EI pozo esta recibiendo actualmente aproximadamente 1.300 BWPD.
En la Fig. No. 7.22 se presenta el comportamiento de los volúmenes de
reemplazo observándose que los mismos están por debajo del 100% oscilando
entre un 80 y 60% para el periodo Agosto 2003 - Septiembre 2003. Para un
reemplazo del 100% en objetivo de inyección es de 2500 BWPD.
Recomendaciones:
AI observar las correlaciones del área, el pozo muestra mayor desarrollo hacia
su arena basal (canal) y una degradación en el tope, lo que indica la posibilidad
de mejorar la inyectividad por estimulación, logrando fracturas de mayor
efectividad por consiguiente se recomienda:
1. Recañoneo 2. Fracturamiento en dos etapas. En la zona superior de Marcelina Superior
se recomienda fractura de alta penetraci6n yen la zona basal de baja penetración.
BLOQUE SUR
EI Bloque Sur de Marcelina es un área de alto potencial que contribuye con el
40% de la producción total de Marcelina. A Septiembre 2004 el bloque produce
aproximadamente 5.000 BNPD, con un corte de agua en el orden de 50% y una
relaci6n gas/petróleo de 200 Pc/Bn. Su producción acumulada es de 17,5
MMBls (33% de la producci6n acumulada total). Este bloque contiene
aproximadamente el 20% del petróleo en sitio del yacimiento.
En este bloque se observa mejor desarrollo de arenas en Marcelina Medio, lo
que hace suponer posible comunicación entre las tres zonas y por eso los
mejores potenciales probados en el yacimiento. Esta zona es explotada
actualmente bajo recobro primario, solo se realizo un intento para la
recuperación secundaria con la completaci6n como inyector del pozo AL T -42
sin resultados reales, ya que su periodo de inyección fue muy corto. El año
pasado 2006 se perforaron dos pozos nuevos inyectores, sin embargo hasta la
fecha ambos han presentado múltiple problemas con los equipos de superficie y
su volumen inyectado es mínimo.
Recomendaciones:
1. Reparar equipo de superpie y comenzar de manera continua la inyección en los pozos ALT-62 y ALT-63.
![6- Motor Diesel - Bomba de Inyeccion Rotativa[1]](https://img.document.onl/doc/110x75/552b52994a795927588b463d/6-motor-diesel-bomba-de-inyeccion-rotativa1.jpg)
