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CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
A continuación se describirá el desarrollo del cumplimiento de cada uno de los objetivos:
4.1. Descripción del modelo estático y dinámico del yacimiento LAGSUP CAMPO, área
W6.
4.1.1. Modelo estático.
4.1.1.1 Modelo estratigráfico.
En el campo de Lagunillas Tierra, sobre la Formación Paují y en forma discordante se depositó la
Formación La Rosa. Luego se depositó de forma erosiva y la Formación Lagunillas,
específicamente el Miembro Lagunillas Inferior; suprayacente a esta formación y de forma
transicional se depositó la Formación La Puerta, todas de edad Mioceno Medio a Tardío.
En el área de estudio, la formación objetivo es la Formación Lagunillas, la cual consiste en
areniscas poco consolidadas, arcillas, lutitas y algunos lignitos. Esta Formación Lagunillas, está
comprendido de los siguientes miembros:
Miembro Lagunillas Inferior: Está compuesto por areniscas friables, de grano fino, de color
variable de marrón a gris claro y a blanco, intercaladas con lutitas gris claro, gris verdoso o
gris oscuro. Localmente se encuentran lignitos.
Miembro Ojeda: En la costa oriental del lago; consiste en arcillas moteadas, areniscas color
gris, localmente glauconíticas y lutitas grises. En el área lago Central, se encuentran lutitas
color gris a gris verdoso y gris oscuro, areniscas colores blanco, gris o marrón y lignitos.
Miembro Laguna: Consiste principalmente en lutitas grises, además, areniscas color gris o
marrón localmente glauconíticas, y arcillas arenosas moteadas.
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Miembro Bachaquero: Está formado por areniscas arcillosas potentes, de colores gris o
marrón con arcillas gris, marrón o moteadas, lutitas gris a gris azulado y lignitos.
La parte basal de la formación (Miembro Lagunillas Inferior), representa un complejo deltáico,
progradante sobre la Formación La Rosa, y procedente del sur y sureste. El Miembro Laguna
corresponde a un aumento temporal de las condiciones marinas, con predominio de barras
litorales.
Sin embargo, en el área de estudio sólo se observan los Miembros Laguna y Bachaquero. De
estos el principal productor de petróleo es el Miembro bachaquero, el cual como se mostrará mas
adelante se depósito principalmente en un ambiente de sedimentación fluvial (ver Figura 31 y
Figura 32).
Figura 31. Columna Estratigráfica del Campo Lagunillas Tierra.
.
89
UND-V
UND-IV
UND-III
UND-II
UND-I
_SUP_BCQRM_
_BCQRM
_FS_1
_FS_2
_FS_3
_BASE_D
Figura 32. División actual estratigráfica para el Campo Lagunillas Tierra.
El Miembro Bachaquero se depositó luego de una caída del nivel del mar, lo que generó un límite
de secuencia (LS) de tercer orden en la base del Miembro Bachaquero, los sedimentos de la base
del Miembro Bachaquero se depositaron en un sistema encadenado de bajo nivel (LST),
posteriormente se inicia un evento transgresivo (TST) hasta el tope del Miembro Bachaquero
donde se genera una superficie arcillosa que se considera como correlativa a una superficie de
máxima inundación (MFS).
El estudio más actual del área fue en el año 2009, en donde estratigráficamente el yacimiento fue
dividido en cinco unidades puesto que la unidad superior Unidad IV fue dividida en dos
unidades, ya que en tope del Miembro Bachaquero, se encuentran algunos cuerpos de arena muy
puntuales los cuales no se desarrollan a lo largo de todo el yacimiento, así que fue necesario
diferenciales de la unidad principal IV con el objetivo de realizar mapas de forma independiente
para poder obtener una tendencia en la dirección preferencia de sedimentación. Se definieron los
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siguientes topes que indican los límites entre las unidades sedimentarias. A continuación, en la
Tabla 4 se listan los topes desde el más profundo al más somero:
Tabla 4. Nomenclatura de los topes del área de estudio.
Nomenclatura del tope Descripción
BASE_D Base de la arena D y/o unidad I.
FS_3 Superficie de máxima inundación 3 y/o tope de la unidad I.
FS_2 Superficie de máxima inundación 2 y/o tope de la unidad II.
FS_1 Superficie de máxima inundación 1 y/o tope de la unidad II.
BCQRM Marcador de Bachaquero.
SUP-BCRQM_ Marcador de Bachaquero superior.
El objetivo de la interpretación de los picks arriba listado fue crear unidades que puedan ser
evaluadas petrofísicamente para luego elaborar mapas de arcilla que serán utilizados como guías
para inferir en que partes del yacimiento las unidades principales (I, II, III, IV y V) están o no
comunicadas verticalmente. Esta información es de gran importancia para la simulación del
yacimiento.
La división estratigráfica se puede observar en la Figura 33.
Figura 33. División estratigráfica yacimiento Laguna Superior Campo.
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Toda esta interpretación estratigráfica está soportada por la descripción sedimentológica de los
núcleos existentes en el área, razón por la cual dicha información fue validada mediante la
comparación de las cartas sedimentológicas con los núcleos.
Igualmente se puede describir este modelo estratigráfico mediante las secciones estratigráficas,
las cuales representan la configuración de varios horizontes geológicos en subsuelo, vistas en
plano vertical, a lo largo de trazas de dirección previamente determinada. El trazado de secciones
estratigráficas a través de toda el área de estudio, se realizó con el propósito de tener una visión
correlativa de todos los pozos, seguir la continuidad vertical y lateral de las unidades
depositacionales definidas y evidenciar cambios de facies y patrones de sedimentación. A
continuación se describen algunas de las secciones estratigráficas:
Sección estratigráfica en dirección Oeste-Este.
La sección estratigráfica ilustrada tiene una dirección oeste-este, está localizada hacia la parte
norte del yacimiento Laguna Superior Campo y está constituida por los pozos LS-2519_1,
LS-3781_1, LS-3746_1, LS-5169_1, LS-3790_1, LS-2199_1 y LS-2214. En esta sección se
observa que las unidades estratigráficas SUP-BCQM_, BCQRMS, FS_1, FS_2, FS_3 y
BASE_D se caracterizan por presentar cuerpos de arena con intercalaciones lutíticas que
mantienen su desarrollo en esta dirección. (Ver Figura 34).
Sección estratigráfica en dirección Suroeste-Noreste.
La sección estratigráfica está conformada por los pozos LS-2381_1, LS-2367_1, LS_5393_1, LS-
2130_1, LS-2656_1, LS-5216_1 y LS-2153 está ubicada en la parte central del área , en esta se
logra apreciar que la unidad BCQRM asociada al tope del Miembro Bachaquero pierde su
continuidad hacia el noreste como se aprecia en los pozos LS-5216_1 y LS-2153_1 mientras que
las unidades FS_1, FS_2 y FS_3 muestra cuerpos de arena con intervalos lutiticos la cuales
mantienen su espesor a lo largo de toda su extensión. Las respuestas en los perfiles son muy
homogéneas a lo largo de toda la extensión del área. (Ver Figura 35).
92
oE
Figu
ra 8
. Sec
ción
est
ratig
ráfic
a en
dire
cció
n O
este
-Est
e.
Figura 34. Sección Estratigráfica en dirección Sección Oeste - Este.
94
4.1.1.2 Modelo sedimentológico.
El modelo sedimentológico definido en el área de interés, consiste en un sistema Fluvial,
probablemente como parte de un valle inciso, con abundantes canales, la sobreposición de
muchos de estos valles generó cuerpos amalgamados de arenas; a pesar de ello el amalgamiento
de canales que produce los yacimientos más continuos en el área W-6, no es común en los
sedimentos más jóvenes que el Miembro Bachaquero de la Formación Lagunillas. En dicho
modelo las lutitas están erosionadas y tienen bajo potencial de preservación por lo cual son sellos
al flujo vertical en áreas muy pequeñas y no a nivel regional. Este modelo fue basado en la
descripción de los núcleos tomados en los pozos LS-5169 y LS-3803.
Durante la revisión del núcleo LS-5169 se pudo confirmar que ciertamente el modelo aplicable
para esta área debe ser un modelo de depósitos fluviales, esto basado en la naturaleza de los
cuerpos y en ciertas evidencias de estructuras materiales presentes (Carbón, Siderita), así como
también algunas estructuras que se pueden observar a simple vista (estratificación, escogimiento
de las rocas y presencia de clastos). Sin embargo, no se logró precisar la existencia de evidencia
que puedan soportar que las estructuras sedimentarias de la base (Canales) pertenezcan a canales
fluviales entrelazados y que los superiores correspondan a canales fluviales de planicie deltaica
alta.
Además se detectó que la base del núcleo, específicamente el intervalo que va de 2250’ a 2610’,
no corresponde a arenas de grano fino, sino que son depósitos de tipo limolítico, que marcan la
transición del Miembro Bachaquero al Miembro Laguna de la Formación Lagunillas. En relación
a los límites de las distintas unidades descritas se puede concluir que las mismas cumplen con los
conceptos de la estratigrafía por secuencia, sin embargo en algunos casos pueden ser ajustadas
para dar mayor robustez al modelo.
Los límites de las unidades fueron validados y se encuentran asignados para el pozo LS-5169, en
las siguientes profundidades (ver Tabla 5).
Tabla 5. Unidades sedimentarias. Pozo LS-5169.
95
UNIDAD TOPE (Registro) BASE TIPO DEPOSITOS
I 2398 2537 Canales Fluviales
II 2271 2398 Canales de Meandros
III 2093 2271 Canales de Meandro
IV 2020 2093 Canales Fluviales
Esta información de límites de unidades, será reforzada con la revisión del Núcleo LS-3803, para
precisar la ubicación de las mismas.
En conclusión, la revisión del núcleo LS-5169 determinó que el modelo sedimentológico, puede
ser un modelo de depósito netamente Fluvial.
Mientras que en la revisión del pozo LS-3803, se confirmó que los limites de secuencias y
unidades establecidas por Temístocles Rojas en el año 2000, para las arenas del Miembro
Bachaquero en el área del Yacimiento Laguna son consistentes, de acuerdo con los conceptos de
Estratigrafía Secuencial y Lito Estratigrafía.
En el pozo LS-3803, se establecieron cuatro unidades sedimentarias. Distribuidas de la manera
siguiente (ver Tabla 6).
Tabla 6. Unidades sedimentarias. Pozo LS-3803.
UNIDAD TOPE (Registro) BASE TIPO DEPOSITOS
I 2428 2580 Canales Fluviales
II 2305 2428 Canales Meandriformes
III 2122 2305 Canales Meandriformes
IV 2030 2122 Canales Fluviales
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4.1.1.3 Modelo estructural.
El Eoceno y las formaciones más antiguas están intensamente plegadas y falladas y toda la región
fue erosionada a una penillanura antes de los depósitos del Oligo-Mioceno, con excepción del
área de Pueblo Viejo, estructura activa aún durante la depositación del Mioceno. Las líneas
estructurales en la base del Mioceno son por consiguiente una representación general de la
estructura de los sedimentos del Mioceno (GONZÁLEZ DE JUANA, et al., 1980).
La estructura del Campo Lagunillas es un homoclinal de buzamiento de 3 a 5 grados en dirección
Suroeste; este homoclinal es atravesado por una falla normal de salto entre 50 y 30 pies de rumbo
Sureste – Noroeste conocida como Falla Lagunillas. El bloque W-6 se encuentra enmarcado
dentro del homoclinal de Lagunillas, donde se han interpretado fallas de edad Eoceno pero no se
han encontrado fallas que afecten los sedimentos del Mioceno dentro del área W-6 (ver Figura
36).
Figura 36. Mapa Estructural del Campo Lagunillas al tope del Miembro Bachaquero.
Tres cubos sísmicos fueron obtenidos e incorporados al modelo, traza normalizada, frecuencia
instantánea e intensidad de reflexión. Dichos cubos corroboran la no existencia de fallas en el
área y mostraron el buzamiento y dirección de los estratos (ver Figura 37).
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Figura 37. Time slice 216 del cubo de frecuencia instantánea.
Generalmente, los resultados de inversión sísmica tales como cubos de impedancia acústica,
densidad de roca y porosidad son utilizados durante la generación estocástica de los modelos
sedimentológico y petrofísico, ya que permiten demarcar la litología presente. Debido a que el
cubo en mención no se ha sometido a dicho proceso, esta información sísmica no fue incorporada
durante la construcción del modelo. También se verificó que el modelo de velocidad no se
encontraba debidamente ajustado, así que compararon la superficie interpretada de sísmica del
tope de Bachaquero con los correspondientes marcadores de pozo viendo que no existía
correspondencia, así que dichas superficies interpretadas tampoco fueron incorporadas en el
modelo.
El modelo estructural utilizado para el yacimiento es el desarrollado por PDVSA en el año 2000
el cual es considerado como valido, según este modelo no se identifican fallas en el área W-6 que
puedan ser consideradas como riesgo estructural y que modifique la estructura homoclinal.
Se elaboraron los mapas estructurales al tope y base del Miembro Bachaquero, en estos se
confirma la estructura tipo homoclinal característica del área, tal como se ilustra en ambos mapas
no se identificaron fallas que afecten el área de estudio. (Ver Figura 38 y Figura 39).
98
Figura 38. Mapa estructural de W-6 elaborado al tope de Miembro Bachaquero
Figura 39. Mapa Estructural de W-6 elaborado a nivel de la unidad BASE_D
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4.1.2. Modelo petrofísico.
El modelo petrofísico generado en el área W6 está fundamentado en los núcleos LS-3803 y
LS-5169, tomados en los años 1981 y 1998 respectivamente. Con información de análisis
especiales y/o convencionales se realizaron los modelos y parámetros petrofísicos requeridos para
obtener la caracterización del área de estudio.
Con los análisis de XRD tomados en los núcleos se observó como mineral predominante el
cuarzo con 79%, seguido por la siderita con 7%. Para la composición de la arcillas de un 9%
presente en las muestras, se visualizo que la caolinita se encuentra en mayores cantidades con
36% en la formación, seguida en cantidades menores por clorita 25% e ilita 17%.
Los parámetros y modelos petrofísicos que se requieren para la caracterización petrofísica del
área, se presentan a continuación:
Los análisis de núcleos existentes permitieron definir los siguientes parámetros petrofísicos
mostrados en la Tabla 7.
Tabla 7. Parámetros petrofísicos para el área W-6.
Donde:
m: es el factor de cementación.
m*: es el factor de cementación corregido.
W6-W6 EXT
m 1.5
m* 1.52
a 1
n 1.99
n* 2.055
Фma 2.66
Qv cte 0.7985
Qv tan 10.651
100
a: es el factor de tortuosidad.
n: es el factor de saturación.
n*: es el factor de saturación corregido.
Con las muestras recopiladas de los análisis de agua y la validación de los mismos tomados en
los pozos del área se obtuvo un Rw = 1.66 Ohmm @ 77 °F, 3300 ppm NaCl.
Para el área W6 se tiene un alto grado de incertidumbre para el cálculo del radio de garganta de
poro, ya que no existe cotejo para la determinación del mismo con las ecuaciones empíricas
establecidas, en vista de ello se genero una correlación propia del yacimiento, resultando la
siguiente:
(Ecuación 5)
El volumen de arcilla fue determinado mediante la utilización del modelo lineal, ya que fue el
mejor ajuste.
Vsh = Ish (Ecuación 6)
La porosidad total fue calculada a partir del registro de densidad, la densidad de fluido y la
densidad de matriz, mediante la ecuación:
(Ecuación 7)
La porosidad efectiva se calculo mediante la ecuación siendo la ecuación que se ajustó mejor a
los datos de núcleos.
(Ecuación 8)
)(8640)(588037.0635 Log.-KLog.)Log(R airW
fma
bma
shVshtotale *
101
Para el modelo de permeabilidad se generaron dos gráficos de permeabilidad vs. porosidad para
las unidades (V, IV, III) y (II, I), partiendo de los datos del núcleo, obteniéndose las siguientes
ecuaciones:
(Ecuación 9)
(Ecuación 10)
El modelo de saturación de agua que mejor se ajustó al yacimiento fue el de “Simandoux”.
(Ecuación 11)
Los criterios de cortes fueron definidos mediante un análisis de sensibilidades con la intensión de
encontrar cada uno de ellos, utilizando principalmente el pozo con núcleo y luego los pozos
control (ver Tabla 8).
Tabla 8. Parámetros de corte para el área W-6.
φmin 0,12
φmax 0,4
Vsh 0,55
Sw 0,45
W6
Rsh
SwVsh
Rwa
Sw
Rt
nm
1
))_(*000026653.0())))2^(*0000099567.0(
)"_*"987.19((^)59057182818284.2((*10000
PROGVSHLNPHIEG
PROGVSHKcore
)_/000020874.0()))_*987.19(
)^59057182818284.2((*12675()/0000044178.0(
PROGVSHPROGVSH
PHIEGKcore
102
Los resultados de la evaluación petrofísica para el área de estudio se muestran en la Tabla 9.
Tabla 9. Sumario petrofísico para el área W-6.
UNIDADES ARENA NETA (pies) φ(fracción) Sw (fracción) Vsh (fracción) K (mD)
UNIDAD V 3 0,29 0,37 0,18 1195
UNIDAD IV 50 0,3 0,29 0,16 1215
UNIDAD III 88 0,31 0,27 0,14 1648
UNIDAD II 55 0,32 0,3 0,13 1743
UNIDAD I 53 0,34 0,29 0,09 2841
En base a los valores arrojados se visualiza como prospectivas para el proyecto de inyección de
vapor las unidades I y II ya que poseen buenas permeabilidades y porosidades con bajo volumen
de arcilla. Las cinco unidades definidas para el proyecto W-6/W-6 Ext. pertenecen al Miembro
Bachaquero del Yacimiento Laguna Superior Campo.
Dado que la metodología a utilizar en la caracterización del tipo de roca ideada por Winland y
Pittman (Pittman, 1992), se ideó en base a medidas de presión capilar realizadas con inyección de
mercurio, fue necesario convertir las mediciones por plato poroso en sistema aire-salmuera a
sistema de inyección aire-mercurio utilizando la siguiente ecuación:
(Ecuación 12)
Donde:
(cos)Hg = 367
(cos)Salmuera = 72
En la Figura 40 se muestran las curvas de Pc realizadas para todas las muestras, notándose que la
saturación de agua irreducible está entre 15 % y 20 %.
Salmuera
HgSalmuera
Hg)cos(
)cos(PcPc
103
Figura 40. Presión Capilar por Plato Poroso Convertido a Mercurio, LS 5169.
4.1.3. Modelo de fluidos.
El análisis del modelo de fluidos se concentra principalmente en el área W6, donde se ubican los
54 pozos que se seleccionaron como muestra.
4.1.3.1 Propiedades de los fluidos.
Las propiedades de los fluidos fueron tomadas del pozo LS-2650 ubicado cerca del área de
estudio, el cual fue analizado y validado, siendo inconsistente la Prueba de la Función “Y”,
Desigualdad y la prueba del Balance de Masas. Por lo tanto, un PVT sintético fue generado a
partir de correlaciones para crudo pesado tomando algunos valores del pozo LS-2650 por estar
dentro del área del proyecto.
Sin embargo, es importante mencionar toda la información disponible en dicho reporte PVT:
Fecha: 04 de Diciembre de 1961.
Pozo: LS-2650.
Yacimiento: Laguna Superior Campo.
Área: W-6, en el Bloque W-5.
104
Intervalo abierto a producción: 2255´-2786´.
Presión de burbujeo @ 116°F: 1026 lpca para la separación instantánea y 1045 lpca para la
Diferencial.
Igualmente se reporta una muestra recombinada que generara una presión de burbujeo de 1020
lpca a una temperatura de yacimiento de 116°F.
Las compresibilidades del petróleo en la región subsaturada a 119 °F, se presentan en la siguiente
Tabla 10.
Tabla 10. Compresibilidades de Petróleo subsaturado para el PVT del pozo LS-2650.
Intervalo de Presión
Lpca
Compresibilidad
lpc-1
5026-4226 3,63*10-6
4226-3426 3,86*10-6
3426-2626 3,93*10-6
2626-1826 4,15*10-6
La expansión térmica promedia del fluido del yacimiento sub-saturado a 5000 lpc de 3,53*10-4
°F-1
de 76°F a 116°F.
4.1.3.1.1 Validación de la composición del yacimiento.
La prueba de validación de la composición molar del líquido ajustado a condiciones de
yacimiento no puede ser validada a pesar de ser una muestra de superficie, debido a que
únicamente presentan la composición del gas y la recombinada pero no la composición del
petróleo. Además no indican la relación gas - petróleo utilizado en la recombinación. En la Tabla
11, se presenta las composiciones de los fluidos reportados:
105
Tabla 11. Composición Molar del gas y del fluido del yacimiento.
Componentes Gas de separador (%) Fluido del yacimiento (%)
Nitrógeno 0,00 0,00
Sulfuro de Hidrógeno 0,00 0,00
Metano 91,79 10,98
Dióxido de Carbono 6,69 1,74
Etano 1,39 0,27
Propano 0,06 0,05
I - Butano 0,04 0,04
n- Butano 0,02 0,02
I - Pentano 0,01 2,90
n - Pentano ----- 4,69
Hexanos ----- 5,87
Heptanos + ----- 73,44
100,00 100,00
Donde el peso molecular del C7+ tiene un valor de 308 lbm/lbmol, mientras que el peso
molecular del fluido es de 239 lbm/lbmol.
Prueba de separadores
En la Tabla 12 se muestran los datos de las pruebas de separadores y los resultados obtenidos al
aplicar la prueba de densidades a cada condición de presión reportada.
Tabla 12. Validación de la prueba de separadores en el pozo LS-2650. Gravedad
específica
gas
Gravedad
específica
gas
Gravedad
específica
petróleo
sep tanque gr/cc
60 100 84.3 1.9 10.46 103.961 0.6175 0.6700 0.99676 0.96995 0.25353
100 100 75.9 4.3 10.70 103.627 0.6091 0.6983 0.99508 0.97060 0.31992
ρbd
gr/cc
Error
%
go tanque
(oAPI)
Bo
(BY/BN)
Ps
(lpcm)
Tsep
(°F)
RGPsep
(PCN/BN)
RGPtanq
(PCN/BN)
Los resultados de esta prueba de validación, indican que para 60 lpc y 100°F, el error relativo
absoluto de 0,25353 %, generado al relacionar la densidad en el punto de burbujeo de 0,9675
gr/cc con la densidad de 0,96995 gr/cc, determinada de los valores reportados a esta presión, es
menor al 5%, por lo cual se puede considerar válida esta prueba. Igual cosa se puede decir para la
presión de 100 lpc, donde el error relativo absoluto es de 0,31992%.
106
Prueba de liberación instantánea.
De la prueba de liberación instantánea realizada a 116°F, reportan los valores de los volúmenes
relativos de los fluidos (gas y petróleo) a cada presión. La Tabla 13 y la Figura 41, muestran el
comportamiento de la Función Y con presión.
Tabla 13. Datos de la comparación de la Función Y reportada con la calculada y el error presente @ 116°F (Pozo
LS-2650)
Presión
(lpca)
Vr/Vb Función Y Función
Ycal Vr/Vbcal
Error
Vr/Vb
1026 1.0000
1011 1.0022 6.9008 6.8896 1.0022 0.0003
991 1.0057 6.1745 6.8138 1.0052 0.0534
966 1.0090 6.8784 6.7190 1.0092 0.0212
941 1.0127 7.1407 6.6242 1.0136 0.0974
921 1.0160 7.1299 6.5484 1.0174 0.1397
651 1.1196 4.8176 5.5247 1.1043 1.3670
496 1.2319 4.6070 4.9371 1.2164 1.2587
286 1.6165 4.1971 4.1409 1.6248 0.5175
156 2.3942 4.0000 3.6480 2.5288 5.6190
Error relativo promedio absoluto 1,0083
FUNCIÓN Y vs PRESIÓN
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
0 250 500 750 1000
Presión (lpca)
Fu
nci
ón
Y
Función Y
Función Ycal
Figura 41. Comparación de los datos de la Función Y Reportada con la Calculada @ 116°F (Pozo LS-2650).
107
En los resultados de esta prueba de validación se puede apreciar que en la mayoría de las
presiones el porcentaje error fue menor a 5 %. Sin embargo, a la presión de 156 lpca, este error
fue mayor a 5 %, por lo cual se considera esta prueba no válida.
Prueba de liberación diferencial.
De esta prueba diferencial tal como se muestra en la Tabla 14, además de la gravedad API del
crudo residual (10,46 oAPI), se dispone del gas en solución (Rs), del factor volumétrico (Bo), la
densidad del petróleo (o), gravedad específica del gas (g), factor de desviación (Zg), y factor de
Expansión del gas (Eg) diferentes presiones, razón por la cual es posible realizar el balance de
masa que permite comprobar la relación existente entre las propiedades del petróleo y el gas a
cada presión. Los valores de Zg a presiones menores de 286 lpc, se obtuvo usando correlaciones.
Tabla 14. Datos de la prueba Diferencial @ 116°F (Pozo LS-2650).
La Tabla 15, muestra los resultados del balance de masa realizado a los datos presentados en la
prueba de liberación diferencial reportada en el informe PVT para este pozo LS-2650. El error
relativo promedio absoluto entre los valores del gas en solución (Rs), presentados en el PVT y los
obtenidos a través del balance de masa, es de 84,25 %, el cual es mucho mayor al error máximo
aceptable en los cálculos de ingeniería que es 5%, motivo por el cual la prueba realizada al
ensayo no se considera satisfactoria. Además se puede apreciar en la tabla que a 126 lpca, los
valores de la masa y el Volumen de gas negativos, lo cual indica que al realizarse la expansión
entre 126 lpca y 26 lpca en lugar de liberarse el gas, este entra en solución, lo cual físicamente es
imposible.
P
lpc
Rs
PCN/BN
Bo
BY/BN
Do
gr/cc Ggas Zgas
Bg
PCY/PCN
Eg
PCN/PCY
1040 92 1.04 0.97
731 66 1.04 0.97 0.5853 0.9620 0.0214 46.810
521 46 1.03 0.97 0.5987 0.9980 0.0311 32.170
286 25 1.02 0.98 0.6263 1.0383 0.0622 16.080
126 10 1.01 0.99 0.6563 1.0657 0.1323 7.560
26 0 1.00 0.99 0.6860 1.0829 0.6787 1.473
108
Tabla 15. Datos para el cálculo de la Relación de Gas Disuelto @ 116°F (Pozo LS-2650).
P
lpca
Rs
PCN/BN
Mo
lbm
Mg
lbm
Vg
PCN
Rsc
PCN/
BN
Ggas Zgas Bg
PCY/PCN
Eg
PCN/
PCY
Error
%
1040 92 62762.73 205.13 4593.348 69.4 0.0000 24.53
731 66 62557.60 164.64 3604.104 43.6 0.5853 0.96200 0.0214 46.81 33.88
521 46 62392.96 179.08 3747.540 23.4 0.5987 0.99800 0.0311 32.17 49.13
286 25 62213.88 130.85 2613.133 2.4 0.6263 1.03829 0.0622 16.08 90.56
126 10 62083.02 -114.78 -2192.853 -12.3 0.6563 1.06571 0.1323 7.56 223.13
26 0 62197.80 0.00 0.000 0.0 0.6860 1.08286 0.6787 1.47
Error relativo promedio absoluto 84,25
Con el objetivo de conocer la influencia de la gravedad API del crudo residual sobre el valor del
error obtenido al aplicar el balance de masa, se realizó una sensibilidad con esta variable,
obteniéndose que el error mínimo sería de 0,57%, si la gravedad residual de crudo hubiera sido
de 10,94 °API en lugar de 10,46 °API, tal como se aprecia en la Tabla 16 y en la Figura 42.
Tabla 16. Sensibilidad del Error con la gravedad API @ 116°F (Pozo LS-2650).
P
lpc
Rs
PCN/B
N
Mo
lbm
Mg
lbm
Vg
PCN
Rsc
PCN/
BN
Ggas Zgas
Bg
PCY/PC
N
Eg
PCN/P
CY
ERROR
%
1040 92 62762.73 205.13 4593.348 91.9 0.0000 0.09
731 66 62557.60 164.64 3604.104 66.1 0.5853 0.96200 0.0214 46.81 0.19
521 46 62392.96 179.08 3747.540 45.9 0.5987 0.99800 0.0311 32.17 0.25
286 25 62213.88 130.85 2613.133 24.8 0.6263 1.03829 0.0622 16.08 0.62
126 10 62083.02 94.82 1811.531 10.2 0.6563 1.06571 0.1323 7.56 1.72
26 0 61988.21 0.00 0.000 0.0 0.6860 1.08286 0.6787 1.47
Error relativo promedio absoluto 0.57
109
ERROR PROMEDIO VS GRAVEDAD API
0
50
100
150
200
250
300
9 10 11 12
Gravedad del petróleo residual (°API)
Err
or
pro
med
io(%
)
Figura 42. Error promedio de la prueba diferencial como función de la gravedad residual de crudo
(Pozo LS-2650)
En esta Tabla 16 se puede apreciar que el error promedio sería 0,57 %, así como también, a cada
valor de presión el porcentaje de error no sobrepasó de 5 %. Mientras que en la Figura 42, se
muestra que a la gravedad de 10,94 °API el error refleja el mencionado valor de 0,57 %.
En la Tabla 17 se presenta la viscosidad del petróleo del tanque a 100°F y 150°F.
Tabla 17. Viscosidad del petróleo @ 14,7 lpca (Pozo LS-2650).
Temperatura
(°F)
µo @ 14,7
lpca
(cps)
µo @ 14,7 lpca
(cts)
100 5187 5202
150 540 551
En la Tabla 18 y en la Figura 43, se presentan los valores reportados de la viscosidad del petróleo
con presión a 116°F. En donde se puede observar que dichos valores reflejan un crudo
considerablemente viscoso. Dicha viscosidad aumenta abruptamente cuando la presión declina
por debajo del valor de 1000 lpca. Mientras que por encima de este valor también aumenta pero
de una forma gradual alcanzando un valor máximo de 1285 cps.
110
Tabla 18. Viscosidad del petróleo y gas @ 116°F (Pozo LS-2650).
Presión
(lpca)
µo @ 116°F
(cps)
µo @ 116°F
(cts)
4015 1285.0
3015 983.0 1008.0
2015 771.0 794.0
1045 474.0 490.0
715 645.0 665.0
515 890.0 915.0
265 1180.0 1204.0
Comportamiento de la Viscosidad con presión
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 1000 2000 3000 4000 5000
Presión (lpc)
Vis
co
sid
ad
de
lo
s f
luid
os
(c
ps
)
µo @ 116°F (cps)
Figura 43. Comportamiento de la Viscosidad del fluido con presión a 116°F (Pozo LS-2650).
Se recopiló la información concerniente a las muestras de crudo que han sido tomadas en el Área
W-6 y zonas vecinas donde se han realizado medidas de viscosidad de crudo muerto y °API. A
continuación en la siguiente Figura 44 y Figura 45, se muestran la distribución areal de la
viscosidad y °API respectivamente.
111
Figura 44. Distribución Areal de la Viscosidad @ 100 °F y 150 °F.
Analizando la figura anterior se puede apreciar un aumento gradual de la viscosidad hacia el
noreste, esto puede ser debido a una biodegradación del crudo que origina una remoción de los
componentes más livianos, esto está asociado a la orientación de la acumulación y también a la
estructura buzamiento arriba hacia el noreste donde existe biodegradación de crudo. Así como
fue observado con la viscosidad, de igual manera se ve afectada la °API tendiendo a una
reducción de su valor (ver Figura 45).
Figura 45. Distribución Areal de la °API.
A continuación se muestra gráficamente (Figura 46) el aumento exponencial de la viscosidad
hacia el noreste del yacimiento, y a su vez la disminución lineal de la °API.
112
COMPORTAMIENTO DE LA VISCOSIDAD Y GRAVEDAD DEL CRUDO
0
0
0
1
10
100
1000
10000
100000
W
5X
6X
5
W
6
W
5V
5
W
5X
5V
6
W
6V
6
W
6
W
5
W
5
W
6
W
6
W
5
W
5V
6
W
5
W
6
W
6
W
6
W
6
W
6
W
6
W
6
W
5
W
5
BLOQUE
VIS
CO
SID
AD
(C
PS
)
8,00
9,00
10,00
11,00
12,00
13,00
14,00
15,00
16,00
17,00
18,00
19,00
20,00
21,00
22,00
23,00
24,00
25,00
°AP
I
VISC ABS(CPS)
API
Figura 46. Determinación de las tendencias de la Viscosidad y °API vs. Orientación hacia el Noreste.
Para la estimación de la RGP se realizó un chequeo exhaustivo de todas las pruebas de
producción a los pozos pertenecientes al Área de W-6/W-6Ext. En carpeta de pozo se revisaron
los reportes finales de perforación así como también las correspondencias de completación
oficial, pero debido a que no se encontró la información correspondiente, se genero un informe de
OFM para obtener los RGP iniciales del área.
Históricamente, la medición de la producción de gas en el Campo Lagunillas Tierra no ha sido
llevada a cabo, debido a la ausencia de infraestructura adecuada para tal fin, así como también el
bajo nivel de gas donde en la mayoría de los pozos el mismo es venteado. Esto ha originado una
escasez de información para ajustar adecuadamente los niveles de RGP en el área de estudio.
113
Figura 47. Determinación de la tendencia y rango de la RGP Vs. Orientación hacia el Noroeste.
Se puede apreciar en la Figura 47 una alta dispersión en los valores de RGP que oscila entre 50
pcn/bn hasta 450 pcn/bn para una media de 260 pcn/bn y un ligero incremento de producción de
gas hacia el sureste del área de estudio.
A continuación, se muestran en la Figura 48, los valores iniciales de RGP desde 1953 hasta 1957
inclusive, y se obtuvo un valor promedio de Rsi de 93,5 pcn/bls.
COMPORTAMIENTO DE RGP
0
30
60
90
120
150
180
21/05/1953 30/07/1955 07/10/1957Tiempo
RG
P (
pc
/bls
)
Rsi promedio= 93,5 pc/bls
Figura 48. Comportamiento de RGP en los años iniciales de producción.
114
4.1.3.1.2 Generación de PVT sintético.
El análisis del capítulo anterior tuvo como conclusión que la validación PVT fue inconsistente en
la Prueba de la Función “Y”, Desigualdad y la prueba del Balance de Masas. Por lo tanto, fue
necesario generar un PVT sintético de acuerdo al comportamiento de producción que ha
reportado el área W-6/W-6Ext hasta la actualidad.
Para determinar la Presión de burbuja se utilizó la correlación de Lasater J.A.23
, ya que se
ajustaba a las condiciones de la gravedad °API y temperatura del Yacimiento. La presión de
burbuja resultante fue de 975 lpc, ya que se obtuvo una corrección por elementos no
hidrocarburados.
Además se realizó los ajustes de los parámetros Rs (Relación de Gas disuelto medido en
PCN/BN) y Bo (Factor volumétrico del petróleo medido en BY/BN) a las condiciones de campo.
Para el parámetro Rs, se utilizó la correlación de Standing23
, ya que esta ecuación permitía
evaluar crudos de pesados y medianos. La relación de gas disuelto (Rs) resultante a la presión de
burbuja es de 93 PCN/BN. Además, el Factor Volumétrico del petróleo (Bo) fue obtenido
mediante la correlación de Vasquez, M.E. Y Beggs, H.D. 23
, la cual fue la correlación que
permitía evaluar crudos pesados y medianos. El factor volumétrico resultante es de 1,0232
BY/BN.
A continuación, se muestra la Tabla 19 con el comportamiento de los parámetros anteriormente
mencionados versus la presión.
115
Tabla 19. Tabla de comportamiento de Relación Gas-Disuelto (PCN/BN) y Factor Volumétrico del Petróleo,
respecto a la presión.
Presion (LPC) Rs (Pcn/bn) Bo (By/bn)
1020 93 1,0583
1000 93 1,0583
975 93 1,0232
964 87 1,0555
940 84 1,0544
907 81 1,0528
891 79 1,0521
828 73 1,0491
785 68 1,0471
745 64 1,0453
707 61 1,0436
672 57 1,0421
639 54 1,0406
608 51 1,0392
579 48 1,0380
552 45 1,0368
527 43 1,0357
503 41 1,0347
480 39 1,0338
478 39 1,0337
439 35 1,0321
420 33 1,0313
402 32 1,0306
405 32 1,0307
369 29 1,0293
354 27 1,0287
340 26 1,0281
326 25 1,0276
313 24 1,0271
301 23 1,0266
290 22 1,0262
279 21 1,0258
268 20 1,0254
258 19 1,0250
249 19 1,0247
240 18 1,0244
238 18 1,0243
235 17 1,0242
232 17 1,0241
228 17 1,0239
225 17 1,0238
224 17 1,0238
220 16 1,0236
218 16 1,0236
217 16 1,0235
215 16 1,0235
212 16 1,0234
210 15 1,0233
209 15 1,0233
Para el caso de la generación de una correlación que reproduzca la viscosidad del crudo se utilizó
la correlación de Beals C. 23
y también se dispuso de los datos de Viscosidad y °API a diferentes
temperaturas y presión atmosférica.
En la siguiente Figura 49 se puede observar el comportamiento de la viscosidad con respecto a la
presión.
116
Figura 49. Comportamiento de la viscosidad con respecto al tiempo.
Del mismo modo, en la Tabla 20 se muestra el comportamiento de los valores de la viscosidad
con respecto a la presión.
Igualmente en la Tabla 21, se muestran los resultados del comportamiento de las demás
propiedades de los fluidos de acuerdo a la data de campo.
117
Tabla 20. Tabla de comportamiento de Viscosidad del Petróleo, respecto a la presión.
PRESION (lpc) Viscosidad (cps)
1020 1009
1000 981
964 998
940 1020
907 1051
891 1067
828 1130
785 1177
745 1222
707 1266
672 1308
639 1350
608 1389
579 1428
552 1465
527 1501
503 1535
480 1568
478 1571
439 1630
420 1659
402 1687
405 1683
369 1740
354 1765
340 1788
326 1811
313 1832
301 1853
290 1873
279 1892
268 1910
258 1927
249 1943
240 1959
238 1962
235 1968
232 1973
228 1980
225 1985
224 1987
220 1994
218 1998
217 1999
215 2003
212 2008
210 2012
209 2014
208 2015
207 2017
205 2021
203 2024
118
Tabla 21. Tabla de Comportamiento de los fluidos (Petróleo, Agua y Gas) del yacimiento LAGSUP CAMPO ( Área
W-6), respecto a la presión.
PRESION (lpc) Co (lpc^-1) G especif Z Bg (PCY/PCN) Bw (BY/BN) Bt (BY/BN) Cw (lpc^-1)
1020 3,40086E-06 0,4742 0,8847 0,002487 1,006913 1,0581 3,3021E-06
1000 3,46888E-06 0,4742 0,8863 0,002541 1,006979 1,0582 3,3011E-06
964 1,80929E-04 0,4745 0,8894 0,002645 1,007078 1,0716 1,7863E-05
940 1,87666E-04 0,4746 0,8914 0,002719 1,007111 1,0778 1,8241E-05
907 1,97647E-04 0,4747 0,8943 0,002827 1,007158 1,0870 1,8793E-05
891 2,02814E-04 0,4748 0,8957 0,002882 1,007180 1,0917 1,9076E-05
828 2,25434E-04 0,4750 0,9014 0,003120 1,007268 1,1123 2,029E-05
785 2,43666E-04 0,4752 0,9055 0,003307 1,007329 1,1287 2,1244E-05
745 2,62985E-04 0,4754 0,9094 0,003500 1,007385 1,1459 2,2233E-05
707 2,83489E-04 0,4755 0,9131 0,003701 1,007438 1,1639 2,3259E-05
672 3,05231E-04 0,4757 0,9166 0,003910 1,007487 1,1827 2,4324E-05
639 3,28328E-04 0,4758 0,9200 0,004127 1,007533 1,2024 2,5431E-05
608 3,52710E-04 0,4759 0,9232 0,004351 1,007577 1,2228 2,6575E-05
579 3,78494E-04 0,4760 0,9263 0,004583 1,007617 1,2441 2,776E-05
552 4,05739E-04 0,4761 0,9292 0,004824 1,007655 1,2662 2,8985E-05
527 4,34584E-04 0,4762 0,9320 0,005073 1,007691 1,2892 3,0256E-05
503 4,64933E-04 0,4763 0,9347 0,005330 1,007725 1,3129 3,1566E-05
480 4,96926E-04 0,4764 0,9372 0,005595 1,007757 1,3375 3,292E-05
478 5,00323E-04 0,4764 0,9374 0,005623 1,007760 1,3401 3,3062E-05
439 5,66198E-04 0,4766 0,9419 0,006153 1,007815 1,3893 3,5763E-05
420 6,03515E-04 0,4766 0,9441 0,006444 1,007841 1,4165 3,7251E-05
402 6,42740E-04 0,4767 0,9462 0,006745 1,007866 1,4446 3,8785E-05
405 6,36226E-04 0,4767 0,9458 0,006696 1,007862 1,4399 3,8532E-05
369 7,27320E-04 0,4768 0,9500 0,007376 1,007913 1,5034 4,1998E-05
354 7,72704E-04 0,4769 0,9519 0,007705 1,007934 1,5341 4,3676E-05
340 8,20287E-04 0,4769 0,9536 0,008044 1,007954 1,5657 4,5402E-05
326 8,70145E-04 0,4770 0,9552 0,008392 1,007973 1,5982 4,7178E-05
313 9,22503E-04 0,4770 0,9568 0,008752 1,007991 1,6318 4,901E-05
301 9,77156E-04 0,4771 0,9583 0,009120 1,008008 1,6662 5,0888E-05
290 1,03433E-03 0,4771 0,9597 0,009499 1,008024 1,7016 5,2819E-05
279 1,09409E-03 0,4771 0,9611 0,009888 1,008040 1,7379 5,4802E-05
268 1,15672E-03 0,4772 0,9624 0,010289 1,008055 1,7754 5,6846E-05
258 1,22195E-03 0,4772 0,9636 0,010700 1,008069 1,8137 5,8938E-05
249 1,29004E-03 0,4772 0,9648 0,011121 1,008082 1,8530 6,1085E-05
240 1,36108E-03 0,4773 0,9660 0,011554 1,008095 1,8934 6,3289E-05
238 1,37526E-03 0,4773 0,9662 0,011639 1,008097 1,9013 6,3724E-05
235 1,40079E-03 0,4773 0,9666 0,011792 1,008101 1,9156 6,4505E-05
232 1,42713E-03 0,4773 0,9669 0,011950 1,008106 1,9303 6,5306E-05
228 1,46358E-03 0,4773 0,9674 0,012166 1,008111 1,9504 6,6406E-05
225 1,49196E-03 0,4773 0,9678 0,012333 1,008115 1,9660 6,7258E-05
224 1,50162E-03 0,4773 0,9680 0,012389 1,008117 1,9713 6,7546E-05
220 1,54137E-03 0,4773 0,9685 0,012621 1,008122 1,9929 6,8728E-05
218 1,56192E-03 0,4773 0,9687 0,012740 1,008125 2,0040 6,9335E-05
217 1,57237E-03 0,4773 0,9688 0,012801 1,008127 2,0096 6,9643E-05
215 1,59362E-03 0,4774 0,9691 0,012923 1,008130 2,0210 7,0267E-05
212 1,62642E-03 0,4774 0,9695 0,013111 1,008134 2,0385 7,1225E-05
210 1,64893E-03 0,4774 0,9697 0,013240 1,008137 2,0505 7,1879E-05
209 1,66039E-03 0,4774 0,9699 0,013305 1,008138 2,0566 7,2211E-05
208 1,67197E-03 0,4774 0,9700 0,013371 1,008139 2,0627 7,2546E-05
207 1,68370E-03 0,4774 0,9701 0,013437 1,008141 2,0689 7,2884E-05
205 1,70757E-03 0,4774 0,9704 0,013572 1,008144 2,0814 7,357E-05
203 1,73202E-03 0,4774 0,9706 0,013709 1,008146 2,0942 7,427E-05
119
4.1.3.2 Análisis del comportamiento de presión.
El proceso de validación de cada uno de los tipos de pruebas recolectadas fue el siguiente:
Para el caso de las medidas de presión a través de la bomba amerada:
Se efectuó para cada medida un gráfico de profundidad Vs. presión con el propósito de
determinar cada una de las pendientes de los puntos medidos, y así obtener los gradientes de
presión que a su vez nos definirá el tipo de fluido presente en la columna dentro del pozo (Gas,
Petróleo, Agua). De acuerdo a esta validación se obtuvieron las siguientes observaciones que
originaron el descarte de algunas medidas:
Gas en el intervalo, es decir, presencia de gradiente de gas en el tope de la arena,
mostrando entonces un nivel de fluido igual o por debajo del intervalo abierto a
producción.
Pozo de Gas, todas las mediciones dentro del pozo mostraron un gradiente menor a 0,1
lpc/pie.
Pozos de Agua, todas las mediciones dentro del pozo presentaron una gradiente mayor
0,46 lpc/pie.
Gradiente Anómalo, los gradientes calculados evidenciaron valores negativos ó mayores a
0,5 lpc/pie.
Presión Extrapolada, estas pruebas tienen un registro vertical y un gradiente de petróleo
parecido al del yacimiento, sin embargo las presiones tomadas no abarcan la profundidad
del intervalo abierto.
Luego, de la revisión de la prueba en sí, se llevaron todas las medidas a la profundidad del datum
de 2300’ (nivel de referencia del Campo) con el gradiente del fluido presente en el pozo cuando
el datum se encontraba dentro del intervalo productor, o se llevaron todas las medidas utilizando
el gradiente del Yacimiento de 0,4 lpc/pie cuando el nivel del datum se encontraba más profundo.
120
Un total de 91 medidas son consistentes y representativas para el área de estudio Yacimiento
Laguna Superior Campo Proyecto Piloto ICV W-6.
Para el caso de las medidas a través del sonolog:
Para estas medidas solo se disponían de 21 pruebas, la información de presión calculada para el
tope/base del intervalo abierto además de la presión al Datum del Yacimiento para todo el Campo
de 2300 pies. Más sin embargo, se efectuó un chequeo de la consistencia de dichas presiones con
respecto al nivel de fluido, gradiente de fondo, gravedad del gas (se utilizó 0,6983 proveniente
del PVT del área) y CHP (Presión del Anular), además se chequearon las profundidades del
tope/base del intervalo productor reportadas en esa base de dato, solo para 8 pozos ya que fueron
las únicas carpetas que se encontraron de las pruebas de registro estático.
De la base de datos se mencionan las siguientes observaciones:
De los 8 pozos dos presentan un alto CHP.
Algunos gradientes de fondo se calcularon posteriormente con las presiones de tope/base
Vs. profundidad tope/base en lugar de ser una data de entrada en función de los fluidos
presentes en el pozo (base de datos en Excel), debido a ellos algunos gradientes resultaron
anómalos, teniendo que ser corregidos.
En la Figura 50 y Figura 51 se ubican los gráficos con las presiones medidas por cada tipo de
equipo, llámese bomba amerada o sonolog donde se aprecia que los registros de presión a través
de la bomba (medida directa) presentan una mejor tendencia que aquellos obtenidos mediante el
uso del sonolog que por ser medida indirecta se tiene mayor incertidumbre o pueden generarse
errores al momento de la estimación del nivel de fluido conllevando a medidas erróneas de la
presión.
121
COMPORTAMIENTO DE PRESIONES BHP Vs. NP
0
200
400
600
800
1000
1200
0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000
NP (Bls)
PR
ES
ION
(L
pc)
V-5
V-6
W-5
W-6
X-5
X-6
Figura 50. Comportamiento de las medidas de Presión a través de la Bomba Amerada vs. Producción Acumulada
(Alta dispersión, pero mejor tendencia).
COMPORTAMIENTO DE PRESIONES SONOLOG Vs. NP
0
200
400
600
800
1000
1200
0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000
NP (Bls)
V-5
V-6
W-5
W-6
X-5
X-6
PR
ES
IÓN
(L
pc)
Figura 51. Comportamiento de las medidas de Presión a través del Sonolog vs. Producción Acumulada (Alta
Dispersión).
Finalmente, todas las medidas recopiladas y sometidas a revisión fueron agrupadas por fecha y se
graficaron contra su producción acumulada, este proceso permitió efectuar la validación de las
mismas para descartar aquellas medidas anómalas que no pudieron ser descartadas previamente
(sin justificación).
122
A continuación, se ilustra en la siguiente Figura 52 el comportamiento histórico de presión Vs.
Np por bloque.
Figura 52. Comportamiento de Presión Vs. Np por Bloque. Estimación de la Presión Inicial para el Datum de 2300’.
Analizando la figura anterior se aprecia que hay mucha dispersión en las presiones cuando se
grafican todos los bloques que abarca el proyecto, esto es un indicativo de la baja transmisiblidad
del yacimiento producto de la elevada viscosidad del crudo. Sin embargo, se puede observar con
más claridad como los datos de presión al comienzo del desarrollo del yacimiento convergen
hacia un valor alrededor de 750-1020 lpc, esto evidencia que existe conectividad hidráulica a lo
largo y ancho del área de estudio (se dice que hay conectividad hidráulica entre dos pozos o
puntos arbitrarios de un yacimiento, si existe un camino continuo de movimiento de fluidos entre
ellos, independientemente de su litología y de los límites del estrato).
Esta confirmación será soportada además con el análisis de los RFT más adelante. Con respecto a
la presión actual, esta va a estar condicionada al drenaje que presente cada bloque.
Es importante señalar que debido a que el recobro en frío resultaba casi marginal se optó por
implementar inyección alternada de vapor (IAV) como estrategia de recuperación mejorada, la
misma se inició en febrero de 1965 con 37 pozos y ya para 1967 todos los pozos habían sido
inyectados. El proyecto W-6 Extensión comenzó en julio de 1967 con 54 pozos rodeando al
proyecto original W-6.
123
El acelerado agotamiento de presión para este yacimiento indica que no existe suficiente energía
en el mismo que permita obtener un buen recobro en forma natural, la eficiencia de barrido
vertical fue afectada por la inyección preferencial del vapor hacia las arenas inferiores, las cuales
tienen una mayor permeabilidad y cuyo crudo es de menor viscosidad. Esta situación ha
determinado el agotamiento diferencial del yacimiento, obteniéndose una zona poca agotada
(miembro Laguna Superior), y una zona sumamente agotada (miembro Laguna Inferior).
Para el análisis de los RFT del área, se efectuó en primer lugar una recopilación de la data, desde
varias bases de datos disponibles provenientes del departamento de Desarrollo de Yacimiento y
de carpeta de pozos (Documentum), se revisaron las carpetas de registros, todo ello permitió
recopilar los pozos con información de RFT para el área de estudio ( Tabla 22).
Tabla 22. Pozos con Registros de RFT pertenecientes al Yacimiento Laguna Superior Campo. Proyecto W-6.
En la siguiente Figura 53 se muestra gráficamente las presiones medidas vs. profundidad, es
meritorio recordar que uno de los principales objetivos del análisis a través de RFT, es indicar la
conectividad lateral del yacimiento y el grado de agotamiento de cada arena.
LS 4835 W-5 11-Mar-95
LS 4838 W-5 21-Sep-95
LS 4840 W-5 01-Oct-95
LS 4841 W-5 03-Oct-95
LS 4842 W-5 12-Oct-95
LS 4846 X-5 28-Oct-95
LS 4847 X-6 04-Nov-95
LS 4855 W-5 19-Dic-95
LS 4871 W-5 17-Feb-96
LS 4872 X-5 22-Feb-96
LS 4876 X-5 23-Mar-96
LS 4882 W-5 12-Abr-96
LS 4858 X-5 13-May-96
LS 5134 W-5 16-Feb-98
LS 5169 W-6 28-Abr-98
LS 5216 V-6 21-Jul-98
BLOQUE FECHAPOZO
124
1000
1500
2000
2500
3000
3500
0 200 400 600 800 1000 1200 1400
LS5216 LS4835 LS4838 LS4840 LS4841 LS4842 LS4846 LS4847 LS4855 LS4858 LS4860 LS4862 LS4871 LS4882 LS5134 LS5169 LS4872 LS4873 LS4876
Figura 53. Presión provenientes de las pruebas de RFT vs. Profundidad. Determinación del Gradiente del
Yacimiento (igual a Gradiente del Fluido).
Se puede observar en la Figura 53 que la mayoría de los datos, se ubican en un rango de
presiones de 200 a 500 lpc, las cuales varían de acuerdo a la profundidad de la medida. Los
valores cercanos a 500 lpc corresponden al nivel energético que tenía el yacimiento al momento
de ser perforados los pozos LS-4876, LS-4857, LS-4882, LS-4873, entre otros. Mientras que los
valores cercanos a 200 lpc están a acordes con la presión actual que posee el área (Diciembre
2010). Prueba de ello, lo demuestra los valores que obtuvieron los pozos LS-5169 y LS-5134.
Igualmente de este gráfico puede decirse que algunos valores se desvían o salen fuera del rango
normal del comportamiento energético del Yacimiento como ocurre a los pozos LS-4835, LS-
4838, LS-4840, LS-4858, entre otros, los cuales muestran valores de 600 lpc a 1200 lpc. La
explicación de estos valores altos de presión corresponden a la campaña de perforación de pozos
interespaciados que comenzó en el año de 1981, en donde dicha estrategia surgió con el objetivo
de mejorar el recobro del yacimiento. Por lo tanto, todos los pozos perforados en esa campaña de
pozos interespaciados (1981-1985) reflejaron en los registros probadores de formación (RFT)
altos valores de presión, ya que se encontraban en zonas menos drenadas.
125
4.1.3.3 Análisis del comportamiento de producción.
En el área W6, se han completado un total de 199 pozos (hasta el LS-6031). Actualmente el
yacimiento (asociado al proyecto) está siendo drenado a través de 131 pozos activos que en
conjunto registran una producción de 5134 BNPD (cierre 31/12/2010), otros 36 pozos se
encuentran inactivos por problemas mecánicos, encontrados sin nivel o cerrados por ausencia de
facilidades de superficie, y por último 32 se encuentran abandonados. El yacimiento Laguna se
caracteriza por su alta heterogeneidad debido a la combinación de ambientes de depositación.
La producción acumulada hasta el 31/12/10 es de 147 MMbls de petróleo y el porcentaje de
recuperación es de 19.2 %, el yacimiento se encuentra en fase de madurez, debido a que el
recobro en frío resultaba casi marginal se optó por implementar inyección alternada de vapor
(IAV) como estrategia de recuperación mejorada la cual inició en febrero de 1965. El yacimiento
Lagunillas Superior Pesado tiene un crudo de gravedad 11,4° API y de gran viscosidad.
El primer pozo perforado en el área fue el LS-1960 ubicado en el Bloque W-5, y completado el
21 de Julio de 1953, por la Compañía Shell de Venezuela, con forro alambrado de 4-3/4” en el
miembro HOZ (Heavy Oil Zone), hoy día miembro Bachaquero, de la Formación Lagunillas
Inferior, teniendo una profundidad total de 2755 pies, con la arena yacimiento encontrada entre
2600 y 2701 pies (b.m.r.). Produjo inicialmente por flujo natural con una tasa de 631 BNPD,
posteriormente el pozo fue reparado para el año 1969 debido a problemas de arenamiento, la
producción acumulada del pozo es de 1495 Mbls de petróleo. Después de la perforación de este
pozo, se inicia el desarrollo comercial del área con el pozo LS-2064 en mayo de 1955, ubicado en
el bloque V-5, actualmente tiene una producción acumulada de 900 Mbls., seguido por una
importante campaña de perforación en el periodo comprendido entre (1955-1957) donde fueron
perforados un total de 55 pozos con un espaciamiento inicial de 400 m, distribuidos arealmente
en el proyecto, principalmente en los bloques W-5 y W-6. El desarrollo de esta campaña logro
alcanzar tasas de hasta 150000 BNPD con todos los pozos activos.
Los pozos LS-2064, LS-2073, LS- 2077, LS-2130, LS-2144, LS-2075, LS-2090, LS-2115, LS-
2116, LS-2117, LS-2120, LS-2122, LS-2096, LS-2123, LS-2127 y LS-2094 se perforaron en el
año 1955 en los bloques V-5, V-6, W-5, W-6, X-5 y X-6 respectivamente. El último pozo
perforado hasta la fecha fue LS-6031, en Junio de 2009 en bloque V-5, fue completado con una
126
producción de 313 BNPD luego de haberse inyectado. Todos estos pozos han sido completados
open-hole-gravel-pack (OHGP) por lo que tanto la zona superior como la inferior han estado
abiertas al flujo simultáneamente.
Adicionalmente se revisaron los acumulados de producción para cada uno de estos pozos, tanto
en frío como en cada ciclo de inyección, indicando una mayor producción en los pozos LS-2116,
LS-2122, LS-2140, LS-2501, LS-2203, LS-2199, los cuales mostraron una producción
acumulada de petróleo mayor a 1,5 MMBN durante 40 años de historia. Es importante señalar
que los pozos más recientes para esta fecha fueron los 22 pozos interespaciados en la malla
triangular perforados durante el periodo 1981-1982, de los cuales los pozos LS-4084 y LS-3909
fueron completados solo en la arena superior: El resto de ellos fue completado en todo el
intervalo. En general, su comportamiento puede considerarse pobre, debido básicamente al
agotamiento diferencial entre ambas arenas.
Al momento de esta revisión (Diciembre 2010), existían 131 pozos activos en el área asociado a
una tasa de producción de 5134 BNPD. La producción acumulada hasta fue 148 MMBN de
petróleo, 32 MMBN de agua y 67 MMMPCN de gas.
La segunda campaña de perforación se dio inicio en el año 1961 con el pozo LS-2649 ubicado en
el bloque W-5 hasta 1966 con el pozo LS-2196A, perforando un total de 42 pozos (ver Figura
54). Para el año 1966 se detuvo el desarrollo del área y comenzó nuevamente una campaña de
perforación de pozos en mayo de 1981 de 23 pozos iniciando con el LS-3728, con una
producción de 37 BNPD en frío, su primer ciclo de inyección lo recibió en abril de 1985,
selectivo con 6153 ton y 1010 lpc, se obtuvo una producción de 104 B BNPD y finalizo en 1982
con el pozo LS-4084 (Pozo Interespaciado), se completo originalmente 07/09/82 como OHGP.
Los pozos de la primera y segunda campaña acumularon un total de 30 MMbls de petróleo, con 2
MMbls de agua y 19 MMMpc de gas hasta el 31/12/1966.
Es importante señalar que en el año 1981-1982 se dio inicio a la perforación de los pozos
Interespaciados, con un total de 23 pozos perforados en la malla triangular, de los cuales los
pozos LS-4084 y LS-3909 fueron completados solo en la arena superior: El resto de ellos fue
127
completado en todo el intervalo. En general, su comportamiento puede considerarse pobre,
debido básicamente al agotamiento diferencial entre ambas arenas.
Figura 54. Ubicación de los Pozos perforados en la segunda campaña de desarrollo del Proyecto (1961-66).
Para los años siguientes 1995 al 2009 se han perforado un total de 81 pozos, desde el pozo LS-
4833 hasta el LS-6031 perforado en el 2009. La Figura 55 ilustra a continuación dicho
comportamiento de producción de este proyecto.
Ta
sa
Re
al
de
Pe
tró
leo
(b
ls/d
) C
ort
e d
e A
gu
a
Figura 55. Comportamiento de Producción del área W-6.
Respecto a los pozos horizontales, la primera campaña de este tipo de pozos en esta área se inicio
en el año 1999 con el pozo LS-5269 ubicado a nivel del yacimiento en el bloque V-5. Se
128
completó originalmente 29/9/99 como OHGP con forro ranurado de 4-1/2" en el intervalo 2484'-
3595' (2484'-3564',3565'-3595'). Profundidad Medida: 3595' y vertical: 2137'.
Se perforaron un total de 7 pozos Horizontales en esta área (LS-5369, LS-5273, LS-5298,
LS-5302, LS-5308, LS-5311 y LS-5315), los cuales hasta la fecha han alcanzado un acumulado
de 1258 Mbls de petróleo (ver Figura 56).
Co
rte
de
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(%
)T
as
a R
ea
l d
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óle
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ls/d
)
COMPORTAMIENTO DE PRODUCCION POZOS HORIZONTALES DE W-6
Figura 56. Comportamiento de Producción de los pozos Horizontales del área W6.
129
4.2. Identificación mediante una matriz de decisiones los procesos térmicos que puedan ser
aplicados de acuerdo a las características del yacimiento y sus fluidos.
La matriz de decisiones es uno de los valores agregados de este estudio, ya que mediante una
forma metodológica se procederá a seleccionar el mejor proceso térmico que se puede aplicar en
el Yacimiento LAGSUP CAMPO.
Para realizar la identificación mediante una matriz de decisiones de cuál debe ser el mejor
proceso térmico de acuerdo a las características del yacimiento y sus fluidos, se llevará a cabo
una serie de pasos que nos permita realizar dicha selección del mismo.
4.2.1. Definición de las variables del yacimiento y procesos térmicos a evaluar.
A continuación se procede a definir las variables del yacimiento que serán incluidas en cada una
de la matriz de decisiones de cada uno de los procesos térmicos a evaluar.
Tipo de formación: el Yacimiento LAGSUP CAMPO se encuentra dentro del miembro
Bachaquero de la Formación Lagunillas del Periodo Mioceno. Este Yacimiento tiene
como característica ser constituido de areniscas pocos consolidadas
Espesor Neto: el espesor neto del yacimiento es de alrededor de 350 pies.
La permeabilidad promedio: el valor promedio se encuentra alrededor de 2000 mD.
Profundidad: el valor de la profundidad del datum de este yacimiento esta reportado
como 2.300 pies.
Temperatura: la temperatura del Yacimiento se encuentra alrededor de 110 °F.
Contenido de arcillas: el contenido de arcillas es muy poco en este yacimiento.
Empuje de agua: el yacimiento LAGSUP CAMPO posee un acuífero activo en el área
Oeste del mismo. Sin embargo, el área seleccionada para este estudio (área W6), no
reporta ninguna influencia del acuífero.
Capa de gas: el yacimiento no posee capa de gas.
Presencia de fracturas: el yacimiento no posee fracturas extensivas.
Transmisibilidad: la transmisibilidad del yacimiento es baja producto de la elevada
viscosidad del crudo.
130
Homogeneidad: el área donde se concentra el estudio (área W6) la homogeneidad es
buena.
Buzamiento: el buzamiento del yacimiento es bajo, según el modelo geológico este
buzamiento oscila de 4 a 5°.
Permeabilidad vertical: este valor corresponde a una relación con la permeabilidad
horizontal. La relación para este tipo de yacimiento es 3:5, es decir, moderada.
Gravedad °API: los valores promedio de esta variable en el yacimiento se reportan en
un promedio de 11,9 °API.
Viscosidad: Este yacimiento es contentivo de un petróleo considerablemente viscoso
donde los valores están en un rango de 1500 a 2000 cps.
Composición: son muy pocos los estudios que caracterizan el crudo del yacimiento. Sin
embargo, algunos pozos han reportado precipitación de asfáltenos, lo cual nos da un
indicio de la presencia de este componente en el petróleo del yacimiento.
Saturación de petróleo (So): la saturación de petróleo actual está de 40 a 60 %.
Las variables anteriormente presentadas serán incluidas en cada una de la matriz de decisiones
para seleccionar el mejor proceso térmico que pueda aplicarse en el yacimiento.
Los 12 procesos térmicos descritos en este estudio (ver capitulo 2), serán evaluados mediante la
matriz de decisiones. Dichos procesos son:
Inyección alternada de Vapor (IAV).
Inyección continua de Vapor (ICV).
Inyección de agua caliente.
Combustión in situ convencional.
Combustión in situ húmeda.
Combustión in situ en reverso.
Drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD).
Calentamiento electromagnético resistivo.
Calentamiento electromagnético inductivo.
Calentamiento electromagnético diélectrico.
Inyección alternada de vapor más gas (IAV + GAS).
131
Drenaje por gravedad asistido con vapor y gas (SAGP).
4.2.2. Realización de la matriz de decisiones.
La matriz se basa en enunciados a los cuales se les asignará un valor comprendido entre 0 y 5 el
cual se refiere a la complejidad que se presenta para abarcar un estudio de factibilidad y obtener
el tipo de proceso de térmico que puede aplicarse al Yacimiento LAGSUP CAMPO. El cero (0)
indicará una respuesta negativa al enunciado y a medida que este valor aumenta (0, 1, 2, 3, 4, 5)
la respuesta adquiere una mayor afirmación al enunciado formulado, siendo cinco (5) el máximo
valor.
Cada uno de los enunciados tiene especificado como se va a asignar la puntuación y que
parámetros se tomaran en cuenta para ello.
Se debe considerar y ubicar como se relaciona un área de estudio con los enunciados
mencionados abajo, usando el rango (0 - 5) señalado. Introduciendo en las celdas verdes
(columna de puntuación), la respuesta más apropiada.
El rango de diagnóstico de selección del proceso térmico según su Índice de Aplicabilidad (IA)
será el que fue descrito en la Tabla 3 (Fuente: “Development of Improved Hydrocarbon Recovery
Screening Methodologies”. Paper SPE 129768. Año 2010).
A continuación se presenta la matriz de decisión a aplicar para cada proceso térmico.
132
4.2.2.1 Factibilidad de aplicar inyección alterna de vapor (IAV) en el yacimiento LAGSUP
CAMPO, área W6.
Tabla 23. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar inyección alterna de vapor (IAV) en el LAGSUP
CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco
consolidada
No
consolidada
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 20
pies
Entre 20 y 40
pies
Entre 40 y
50 pies
Mayor de 50
pies
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 100
mD
Mayor a 100
mD
Valor de la profundidad de
referencia del Yacimiento.
Mayor a 3.000 pies.
Menor a
3.000 pies.
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
Presencia de un Empuje de
Agua en el Yacimiento. Fuerte Moderado Bajo Ninguno
Presencia de Capa de Gas
en el Yacimiento. Si No
Valor de la
transmisibilidad del
Yacimiento.
Menor a 100
md-pies/cp.
Mayor a 100
md-pies/cp.
Homogeneidad del
Yacimiento. No Moderado Si
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento. Mayor a 16
°API. Menor a 16
°API. Valor de la viscosidad del
fluido del Yacimiento. Menor a
400 cp Mayor a
400 cp
Sumatoria
Max
= 55
Promedio
entre
0 y 5
IA:
de 0
a 1
A continuación se presenta la justificación técnica de la puntuación asignada al enunciado de la
matriz de decisiones aplicada a la factibilidad de aplicar inyección alterna de vapor en el
Yacimiento LAGSUP CAMPO.
Tipo de formación: el tipo de formación debe ser poco consolidada, para que el empuje
del vapor sea lo suficientemente efectivo. Por lo tanto, se asignó un puntaje de 5 al tipo de
formación no consolidada, 4 poco consolidada, 2 moderadamente consolidada y 0
consolidada.
Valor del espesor neto del Yacimiento: las diferentes bibliografías consultadas tenían
discrepancias en el valor mínimo del espesor neto del yacimiento requerido para poder
133
aplicar IAV. Por lo tanto, se tomó un rango entre 20 y 50 pies para asignar las
puntuaciones en la matriz de decisiones.
Valor de la permeabilidad promedio del Yacimiento: se consideró establecer que una
permeabilidad mayor a 100 mD es la más favorable para un proyecto de IAV dándole un
puntaje de 5 en la matriz de decisiones, mientras que un Yacimiento con una
permeabilidad menor a 100 mD se dará un puntuación de 0.
Valor de la profundidad de referencia: para aplicar este proyecto la profundidad del
yacimiento no debería pasar de los 3.000 pies, por lo tanto la asignación del puntaje en la
matriz de decisiones va acorde a este valor.
Contenido de arcillas del Yacimiento: el contenido de arcillas debe ser bajo en un
proyecto de IAV, asignando en la matriz de decisiones un puntaje de 5 para un yacimiento
de bajo contenido de arcillas, mientras que se asignó un puntaje de 2 al moderado
contenido y 0 al alto contenido.
Presencia de un empuje de agua en el Yacimiento: un acuífero activo en el Yacimiento
es un factor desfavorable para el IAV. Por lo tanto, se asignó un puntaje de 5 para ninguna
presencia de acuífero, 4 para poco empuje del acuífero, 2 para moderado empuje y 0 para
un empuje fuerte.
Presencia de Capa de Gas en el Yacimiento: la capa de gas también es un factor
desfavorable para un proyecto IAV. Se asignó un puntaje de 5 para ninguna presencia de
capa de gas y 0 en el caso de tener la presencia de capa de gas.
Valor de la transmisibilidad del Yacimiento: se consideró establecer que una
transmisibilidad mayor a 100 mD-pie/cp es la más favorable para un proyecto de IAV
dándole un puntaje de 5 en la matriz de decisiones, mientras que un Yacimiento con una
transmisibilidad menor a 100 mD-pie/cp se dará un puntuación de 0.
Homogeneidad del Yacimiento: la homogeneidad del Yacimiento es un factor
sumamente favorable para el proyecto de IAV. En la matriz de decisiones se estableció
una puntuación de 5 para un Yacimiento muy homogéneo, 3 para un yacimiento de
homogeneidad moderada y 0 para un Yacimiento heterogéneo.
Valor de la gravedad °API del fluido del Yacimiento: diferentes bibliografías
coincidieron que un proceso IAV es más efectivo en aquellos yacimientos contentivo de
crudo pesado, estableciendo como valor límite 16 °API, por lo cual se estableció una
puntuación de 5 para crudos menores a este valor y 0 para crudos que superan este valor.
134
Valor de la viscosidad del fluido del Yacimiento: la viscosidad es la principal
propiedad del crudo que se quiere reducir en un proceso térmico y es por ello que entre
más viscoso sea el crudo, mejor es la eficiencia de la técnica. Sin embargo, existen
discrepancias en el criterio de selección en varias bibliografías de cuál es el valor límite
para aplicar un proyecto IAV. Finalmente se estableció que 400 cps sea el valor de
análisis. Por lo tanto, se designó 5 puntos para crudos que superan este valor y 0 para
crudos que están por debajo de este valor.
135
4.2.2.2 Factibilidad de aplicar inyección continua de vapor (icv) en el yacimiento LAGSUP
CAMPO, área W6.
Tabla 24. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar inyección conitnua de vapor (ICV) en el
yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco
consolidada
No
consolidada
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 20
pies
Entre 20 y
30 pies
Mayor de 30
pies
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 200
mD
Mayor a 200
mD
Valor de la profundidad de
referencia del Yacimiento.
Mayor a
3300 pies y
menor a 300 pies.
Entre 300 y
3300 pies.
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
Presencia de un Empuje de
Agua en el Yacimiento. Fuerte Moderado Bajo Ninguno
Presencia de Capa de Gas
en el Yacimiento. Si No
Presencia de Fracturas
Extensivas Si No
Valor de la
transmisibilidad del
Yacimiento.
Menor a 100
md-pies/cp.
Mayor a 100
md-pies/cp.
Homogeneidad del
Yacimiento. No Moderado Si
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento. Mayor a 25
°API. Menor a 25
°API.
Valor de la viscosidad del
fluido del Yacimiento.
Menor a 20
cp y Mayor a 2000 cp
Entre 20 y
2.000 cps.
Saturación de petróleo (So)
Menor a
40% y
Mayor a
50%.
Entre 40 y
50 %
Sumatoria
Max
= 65
Promedio
entre
0 y 5
IA:
de 0
a 1
A continuación se presenta la justificación técnica de la puntuación asignada al enunciado de la
matriz de decisiones aplicada a la factibilidad de aplicar inyección continua de vapor en el
Yacimiento LAGSUP CAMPO.
136
Tipo de formación: el tipo de formación debe ser poco consolidada, para que el empuje
del vapor sea lo suficientemente efectivo. Por lo tanto, se asignó un puntaje de 5 al tipo de
formación no consolidada, 4 poco consolidada, 2 moderadamente consolidada y 0
consolidada.
Valor del espesor neto del Yacimiento: las diferentes bibliografías consultadas
coinciden que el espesor mínimo debería estar en un rango 20 y 30 pies, ya que se
necesita de un buen espesor para garantizar la eficiencia del proyecto..
Valor de la permeabilidad promedio del Yacimiento: se consideró establecer que una
permeabilidad mayor a 200 mD es la más favorable para un proyecto de ICV dándole un
puntaje de 5 en la matriz de decisiones, mientras que un Yacimiento con una
permeabilidad menor a 200 mD se dará un puntuación de 0.
Valor de la profundidad de referencia: el criterio difiere en distintas bibliografías, pero
se estableció que se puede aplicar una ICV en una profundidad máxima de 3300 pies,
pero también se debió establecer como mínima profundidad 300 pies, ya que este método
puede producir daños ambientales a profundidades muy someras. Es por ello, que se
designó un puntaje de 5 si el yacimiento entra en este rango (300-3300) y 0 si sale del
mismo.
Contenido de arcillas del Yacimiento: el contenido de arcillas debe ser igualmente bajo
en un proyecto de ICV, asignando en la matriz de decisiones un puntaje de 5 para un
yacimiento de bajo contenido de arcillas, mientras que se asignó un puntaje de 2 al
moderado contenido y 0 al alto contenido.
Presencia de un empuje de agua en el Yacimiento: un acuífero activo en el Yacimiento
también es un factor desfavorable para el ICV. Por lo tanto, se asignó un puntaje de 5 para
ninguna presencia de acuífero, 4 para poco empuje del acuífero, 2 para moderado empuje
y 0 para un empuje fuerte.
Presencia de Capa de Gas en el Yacimiento: la capa de gas también es un factor
desfavorable para un proyecto ICV. Se asignó un puntaje de 5 para ninguna presencia de
capa de gas y 0 en el caso de tener la presencia de capa de gas.
Presencia de fracturas extensivas: si el yacimiento posee fracturas extensivas resulta
una condición desfavorable para aplicar ICV. Por lo tanto, se asigna un puntaje de 5 a
yacimientos que no posean fracturas extensivas y 0 que si lo posean.
137
Valor de la transmisibilidad del Yacimiento: se consideró establecer que una
transmisibilidad mayor a 100 mD-pie/cp es la más favorable para un proyecto de ICV
dándole un puntaje de 5 en la matriz de decisiones, mientras que un Yacimiento con una
transmisibilidad menor a 100 mD-pie/cp se dará un puntuación de 0.
Homogeneidad del Yacimiento: igualmente la homogeneidad del Yacimiento es un
factor sumamente favorable para el proyecto de ICV. En la matriz de decisiones se
estableció una puntuación de 5 para un Yacimiento muy homogéneo, 3 para un
yacimiento de homogeneidad moderada y 0 para un Yacimiento heterogéneo.
Valor de la gravedad °API del fluido del Yacimiento: para la aplicación de la
inyección continua de vapor los yacimientos pueden ser contentivos de un crudo de al
menos 25 °API, es decir, algunos yacimientos de crudo mediano pueden ser sometidos a
esta metodología.
Valor de la viscosidad del fluido del Yacimiento: se estableció un rango viscosidad en
donde se recomienda aplicar un proyecto ICV. Dicho rango esta entre 20 y 2.000 cps. Por
lo tanto, se designó 5 puntos aquellos crudos que estén dentro del rango y 0 para crudos
por fuera del mismo.
Saturación de petróleo: Se considera que para aplicar un proyecto de ICV, el yacimiento
debe estar saturado entre 40 y 50% de petróleo, esto con el fin de que el proyecto sea
económicamente exitoso. En otros términos, también se puede decir que los yacimientos
deben estar saturados al menos de 500 Bbls (acre-pie).
138
4.2.2.3 Factibilidad de aplicar inyección de agua caliente en el yacimiento LAGSUP CAMPO,
área W6.
Tabla 25. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar inyección de agua caliente en el yacimiento
LAGSUP CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco
consolidada
No
consolidada
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento. Baja Alta
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Bajo Alto
Homogeneidad del
Yacimiento. No Moderado Si
Buzamiento Alto Bajo
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento. Alto Bajo
Valor de la viscosidad del
fluido del Yacimiento. Baja Alta
Sumatoria
Max
= 35
Promedio
entre
0 y 5
IA:
de 0
a 1
Cabe destacar que para evaluar la aplicabilidad de este proceso térmico, se basó relativamente en
ciertos criterios de selección, ya que en la bibliografía consultada no se pudo encontrar los
factores suficientes que pudiesen determinar la elección de este método. Además, los criterios de
selección colocados en la matriz de decisiones son evaluados de forma cualitativa. Sin embargo,
a continuación se presenta la justificación técnica de la puntuación asignada al enunciado de la
matriz de decisiones aplicada a la factibilidad de aplicar inyección de agua caliente en el
Yacimiento LAGSUP CAMPO.
Tipo de formación: como todo proceso térmico, el tipo de formación debe ser poco
consolidada, para que el proceso sea lo suficientemente efectivo. Por lo tanto, se asignó
un puntaje de 5 al tipo de formación no consolidada, 4 poco consolidada, 2
moderadamente consolidada y 0 consolidada.
Valor de la permeabilidad promedio del Yacimiento: la inyección de agua caliente
será ventajosa donde las formaciones tengan una alta permeabilidad.
139
Contenido de arcillas del Yacimiento: la inyección de agua caliente puede ser deseable
en el caso de formaciones que contengan arcillas sensitivas al agua, a diferencia de
proyectos de vapor que podrían dañar la formación en tales circunstancias
Homogeneidad del Yacimiento: igualmente la homogeneidad del Yacimiento es un
factor sumamente favorable para el proyecto de ICV. En la matriz de decisiones se
estableció una puntuación de 5 para un Yacimiento muy homogéneo, 3 para un
yacimiento de homogeneidad moderada y 0 para un Yacimiento heterogéneo.
Buzamiento del Yacimiento: la inyección de agua caliente no es favorable para aquellos
yacimientos con alto buzamiento.
Valor de la gravedad °API del fluido del Yacimiento: en caso de petróleos livianos, la
recuperación con agua caliente pudiera ser no efectiva, ya que la destilación no se
producirá debido a la ausencia de una fase gaseosa.
Valor de la viscosidad del fluido del Yacimiento: la inyección de agua caliente resultará
más efectiva en yacimientos que contengan petróleos viscosos que exhiban una gran
disminución de viscosidad con pequeños cambios de temperatura.
140
4.2.2.4 Factibilidad de aplicar combustión in situ convencional en el yacimiento LAGSUP
CAMPO, área W6.
Tabla 26. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar Combustión in Situ convencional en el
yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco
consolidada
No
consolidada
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 10
pies y mayor
de 50 pies.
Entre 10 y
50 pies.
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 100
mD
Mayor a 100
mD
Valor de la profundidad de
referencia del Yacimiento.
Menor a 500
pies.
Mayor a 500
pies.
Valor de la temperatura
del Yacimiento.
Menor a 150
°F.
Mayor a 150
°F.
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
Presencia de un Empuje de
Agua en el Yacimiento. Fuerte Moderado Bajo Ninguno
Presencia de Capa de Gas
en el Yacimiento. Si No
Presencia de Fracturas
Extensivas Si No
Valor de la
transmisibilidad del
Yacimiento.
Menor a 20 md-pies/cp.
Mayor a 20 md-pies/cp.
Buzamiento del
Yacimiento. Bajo Moderado Alto
Permeabilidad Vertical del
Yacimiento. Alta Moderada Baja
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento.
Mayor a 40 y menor a
10 °API.
Mayor a 25
°API y
menor a 40
°API
Mayor a 10 y menor a
25 °API
Valor de la viscosidad del
fluido del Yacimiento.
Menor a 100 cp y Mayor
a 5000 cp
Entre 100 y
5.000 cps. Componentes del fluido del
Yacimiento.
No contiene asfaltos.
Contiene Asfaltos
Saturación de petróleo (So)
Menor a
40% y Mayor a
50%.
Entre 40 y
50 %
Sumatoria
Max=
80
Promedio
entre
0 y 5
IA:
de 0 a
1
141
A continuación se presenta la justificación técnica de la puntuación asignada al enunciado de la
matriz de decisiones aplicada a la factibilidad de aplicar combustión in situ convencional en el
Yacimiento LAGSUP CAMPO.
Tipo de formación: el tipo de formación debe ser arenas de alta porosidad, es decir,
arenas poco consolidadas. Se asignó un puntaje de 5 al tipo de formación no consolidada,
4 poco consolidada, 2 moderadamente consolidada y 0 consolidada.
Valor del espesor neto del Yacimiento: las diferentes bibliografías consultadas
coinciden que el espesor mínimo debería estar alrededor de 10 pies, ya que se necesita de
un buen espesor para garantizar la eficiencia del proyecto.
Valor de la permeabilidad promedio del Yacimiento: se consideró establecer que una
permeabilidad mayor a 100 mD es la más favorable para un proyecto de combustión
convencional dándole a esta condición un puntaje de 5 en la matriz de decisiones,
mientras que un Yacimiento con una permeabilidad menor a 100 mD se dará un
puntuación de 0.
Valor de la profundidad de referencia: este método es viable a profundidades muy
someras. Por lo tanto, se designó un puntaje de 5 si el yacimiento es mayor a 500 pies.
Valor de la temperatura del yacimiento: a diferencia de los métodos anteriores la
temperatura del yacimiento si es considerada en la Combustión en Sitio. Según las
bibliografías consultadas, para aplicar este método la temperatura debe ser mayor a 150
°F. Por lo tanto, un yacimiento con temperatura mayor a 150 °F le fue asignado un
puntaje de 5 en la matriz de decisiones. De lo contrario fue asignado un puntaje de 0.
Contenido de arcillas del Yacimiento: el contenido de arcillas debe ser igualmente bajo
en un proyecto de Combustión en Situ, asignando en la matriz de decisiones un puntaje de
5 para un yacimiento de bajo contenido de arcillas, mientras que se asignó un puntaje de 2
al moderado contenido y 0 al alto contenido.
Presencia de un empuje de agua en el Yacimiento: un acuífero activo en el Yacimiento
también es un factor desfavorable para un proyecto de Combustión Convencional. Por lo
tanto, se asignó un puntaje de 5 para ninguna presencia de acuífero, 4 para poco empuje
del acuífero, 2 para moderado empuje y 0 para un empuje fuerte.
142
Presencia de Capa de Gas en el Yacimiento: la capa de gas también es un factor
desfavorable para un proyecto de Combustión. Se asignó un puntaje de 5 para ninguna
presencia de capa de gas y 0 en el caso de tener la presencia de capa de gas.
Presencia de fracturas extensivas: si el yacimiento posee fracturas extensivas resulta
una condición desfavorable para aplicar Combustión. Por lo tanto, se asigna un puntaje de
5 a yacimientos que no posean fracturas extensivas y 0 que si lo posean.
Valor de la transmisibilidad del Yacimiento: se consideró establecer que una
transmisibilidad mayor a 20 mD-pie/cp es la más favorable para un proyecto de
Combustión in Situ dándole un puntaje de 5 en la matriz de decisiones, mientras que un
Yacimiento con una transmisibilidad menor a 20 mD-pie/cp se dará un puntuación de 0.
Buzamiento del Yacimiento: en un proceso de Combustión in Situ Convencional, el alto
buzamiento del Yacimiento es un factor particularmente favorable para la aplicación del
mismo. En la matriz de decisiones se estableció una puntuación de 5 para un Yacimiento
con alto buzamiento, 3 para un yacimiento de buzamiento moderado y 0 para un
Yacimiento de bajo buzamiento.
Permeabilidad Vertical del Yacimiento: para aplicar la tecnología de Combustión en
Sitio en un yacimiento de petróleo, preferiblemente se recomienda que el mismo posea
una permeabilidad vertical baja. Por lo cual se asignó puntaje de 5 cuando se tenga un
yacimiento de permeabilidad vertical baja, 2 para una permeabilidad moderada y 0 para
una permeabilidad vertical alta.
Valor de la gravedad °API del fluido del Yacimiento: para la aplicación eficiente de la
Combustión in Situ Convencional, los yacimientos deben ser contentivos de un crudo
entre 10 a 25 °API, por lo cual se designó un puntaje de 5 a este rango. Sin embargo, este
método puede ser aplicado a un yacimiento de un crudo entre 25 y 40 °API, aunque la
eficiencia no es la misma comparada a yacimientos del rango entre 10 y 25 °API, por lo
cual se asigna un puntaje de 3 a yacimientos con crudos entre 25 y 40 °API. Yacimientos
con crudos mayores a 40° API no depositan suficiente frente de combustión y crudos
menores de 10 °API son generalmente viscosos para fluir delante del frente de
combustión cuando la temperatura del yacimiento prevalece sobre la temperatura de
combustión. Por lo tanto, fue asignado un puntaje de 0 para estos 2 últimos casos.
Valor de la viscosidad del fluido del Yacimiento: se estableció un rango viscosidad en
donde se recomienda aplicar un proyecto de Combutión in Situ. Dicho rango está entre
143
100 y 5.000 cps. Por lo tanto, se designó 5 puntos aquellos crudos que estén dentro del
rango y 0 para crudos fuera del mismo.
Componentes del fluido del yacimiento: en particular este método tiene como factor
favorable que dentro la composición del crudo contenga fracciones de asfálticas
considerables. Se estableció entonces un puntaje de 5 a aquel crudo que contenga dichos
componentes y 0 al que no lo posea.
Saturación de petróleo: Se considera que para aplicar un proyecto de Combustión in
Situ, el yacimiento debe estar saturado entre 40 y 50% de petróleo, esto con el fin de que
el proyecto sea económicamente exitoso. En otros términos, también se puede decir que
los yacimientos deben estar saturados al menos de 600 Bbls (acre-pie).
144
4.2.2.5 Factibilidad de aplicar combustión in situ húmeda en el yacimiento LAGSUP CAMPO,
área W6. Tabla 27. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar Combustión in Situ Húmeda en el yacimiento
LAGSUP CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco
consolidada
No
consolidada
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 10
pies y mayor
de 50 pies.
Entre 10 y
50 pies.
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 100
mD
Mayor a 100
mD
Valor de la profundidad de
referencia del Yacimiento.
Menor a 500
pies.
Mayor a 500
pies.
Valor de la temperatura
del Yacimiento.
Menor a 150
°F.
Mayor a 150
°F.
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
Presencia de un Empuje de
Agua en el Yacimiento. Fuerte Moderado Bajo Ninguno
Presencia de Capa de Gas
en el Yacimiento. Si No
Presencia de Fracturas
Extensivas Si No
Valor de la
transmisibilidad del
Yacimiento.
Menor a 20 md-pies/cp.
Mayor a 20 md-pies/cp.
Buzamiento del
Yacimiento. Bajo Moderado Alto
Permeabilidad Vertical del
Yacimiento. Alta Moderada Baja
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento.
Mayor a 40 y menor a
10 °API.
Mayor a
25 °API
y menor
a 40
°API
Mayor a 10 y menor a
25 °API
Valor de la viscosidad del
fluido del Yacimiento.
Menor a 100 cp y Mayor
a 5000 cp
Entre 100 y
5.000 cps. Componentes del fluido del
Yacimiento: componentes
livianos o volátiles.
Si No
Saturación de petróleo (So)
Menor a 40% y
Mayor a
50%.
Entre 40 y
50 %
Sumatoria
Max
= 75
Promedio
entre
0 y 5
IA:
de 0
a 1
145
Como pudo observarse en la matriz anterior, posee los mismos renglones y sus respectivos
puntajes de la matriz de Combustión in Situ convencional, excepto el renglón de la composición
del crudo del yacimiento, en donde la única diferencia es la descripción de la existencia de
componentes livianos o volátiles. Por lo tanto, la justificación técnica de la matriz de Combustión
in Situ Húmedo, puede tomarse de la matriz de Combustión in Situ convencional con sólo la
modificación de la composición del crudo.
La justificación del renglón modificado, se debe a que la efectividad del método de Combustión
in Situ Húmedo disminuye cuando el crudo del yacimiento estudiado contiene componentes
livianos o volátiles, los cuales sumados a los gases generados producto de la combustión, todos
ellos tienden a ocupar la porción superior de la zona de producción, y es allí donde la eficiencia
del método es menor que el método convencional.
Por lo tanto, para el renglón anteriormente mencionado se asignó un puntaje de 5 a crudos de
yacimientos sin existencia de componentes livianos y puntaje de 0 para aquellos que lo posean.
146
4.2.2.6 Factibilidad de aplicar combustión in situ en reverso en el yacimiento LAGSUP CAMPO,
área W6.
Tabla 28. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar Combustión in Situ en Reverso en el yacimiento
LAGSUP CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco
consolidada
No
consolidada
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 10
pies y mayor
de 50 pies.
Entre 10 y
50 pies.
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 100
mD
Mayor a 100
mD
Valor de la profundidad de
referencia del Yacimiento.
Menor a 500
pies.
Mayor a 500
pies.
Valor de la temperatura
del Yacimiento.
Menor a 150
°F.
Mayor a 150
°F.
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
Presencia de un Empuje de
Agua en el Yacimiento. Fuerte Moderado Bajo Ninguno
Presencia de Capa de Gas
en el Yacimiento. Si No
Presencia de Fracturas
Extensivas Si No
Valor de la
transmisibilidad del
Yacimiento.
Menor a 20 md-pies/cp.
Mayor a 20 md-pies/cp.
Buzamiento del
Yacimiento. Bajo Moderado Alto
Permeabilidad Vertical del
Yacimiento. Alta Moderada Baja
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento. Mayor a 10
° API. Menor a 10°
API.
Valor de la viscosidad del
fluido del Yacimiento.
Menor a 100
cp y Mayor
a 5000 cp
Entre 100 y
5.000 cps. Componentes del fluido del
Yacimiento.
No contiene
asfaltos.
Contiene
Asfaltos
Saturación de petróleo (So)
Menor a 40% y
Mayor a
50%.
Entre 40 y
50 %
Sumatoria
Max=
80
Promedio
entre
0 y 5
IA:
de 0 a
1
147
Igualmente en esta matriz, posee los mismos renglones y sus respectivos puntajes de la matriz de
Combustion in Situ convencional. En el método de Combustión in Situ en Reverso, la diferencia
en la matriz de la Combustión in Situ es la gravedad °API del crudo, donde para ser un método
eficiente se recomienda que el crudo sea menor de 10 °API.
La justificación del renglón que modificado, se debe a que yacimientos que presentan gravedades
°API menores a 10, la Combustión in Situ Convencional fracasaría, pues los bancos de líquidos
formados delante del frente de combustión originarían un bloqueo a la permeabilidad específica
al gas, impidiendo su circulación.
Por lo tanto, se asignó en la matriz de decisiones de la Combustión in Situ en Reverso un puntaje
de 5 a crudos menores a 10 °API, y puntaje de 0 a crudos que sobrepasan este valor.
148
4.2.2.7 Factibilidad de aplicar drenaje por gravedad asistida por vapor (SAGD) en el yacimiento
LAGSUP CAMPO, área W6.
Tabla 29. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar SAGD en el yacimiento LAGSUP CAMPO, área
W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco
consolidada
No
consolidada
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 50
pies
Mayor de 50
pies
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 800
mD
Mayor a 800
mD
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
Presencia de un Empuje de
Agua en el Yacimiento. Fuerte Moderado Bajo Ninguno
Presencia de Capa de Gas
en el Yacimiento. Si No
Presencia de Fracturas
Extensivas Si No
Valor de la
transmisibilidad del
Yacimiento.
Menor a 20
md-pies/cp.
Mayor a 20
md-pies/cp.
Buzamiento del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
Permeabilidad vertical del
yacimiento. Baja Moderada Alta
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento. Mayor a 15
°API. Menor a 15
°API.
Saturación de petróleo (So) Menor a 50
%.
Mayor a 50
%.
Sumatoria
Max
= 60
Promedio
entre
0 y 5
IA:
de 0
a 1
La justificación técnica se describe a continuación:
Tipo de formación: el tipo de formación debe ser arenas de alta porosidad. Se asignó un
puntaje de 5 al tipo de formación no consolidada, 4 poco consolidada, 2 moderadamente
consolidada y 0 consolidada.
Valor del espesor neto del Yacimiento: las diferentes bibliografías consultadas
coinciden que el espesor mínimo debería estar alrededor de 50 pies, ya que se necesita de
un buen espesor para completar los 2 pozos horizontales que involucra el proyecto.
149
Valor de la permeabilidad promedio del Yacimiento: se consideró establecer que una
permeabilidad mayor a 800 mD es la más favorable para un SAGD, donde se asignó un
puntaje de 5 en la matriz de decisiones, mientras que un Yacimiento con una
permeabilidad menor a 800 mD se dará un puntuación de 0.
Contenido de arcillas del Yacimiento: el contenido de arcillas debe ser bajo en un
proyecto de SAGD. Se designó un puntaje de 5 para un yacimiento de bajo contenido de
arcillas, 2 para un moderado contenido de arcillas y 0 al alto contenido de arcillas.
Presencia de un empuje de agua en el Yacimiento: un acuífero activo en el Yacimiento
es un factor desfavorable para un proyecto SAGD. Se asignó un puntaje de 5 para ninguna
presencia de acuífero, 4 para poco empuje del acuífero, 2 para moderado empuje y 0 para
un empuje fuerte.
Presencia de Capa de Gas en el Yacimiento: Se asignó un puntaje de 5 para ninguna
presencia de capa de gas y 0 en el caso de tener la presencia de capa de gas.
Presencia de fracturas extensivas: la presencia de fracturas extensivas resulta una
condición desfavorable para aplicar SAGD. Se asigna un puntaje de 5 a yacimientos que
no posean fracturas extensivas y 0 que si lo posean.
Valor de la transmisibilidad del Yacimiento: se consideró establecer que una
transmisibilidad mayor a 20 mD-pie/cp es la más favorable para un proyecto de
Combustión in Situ dándole un puntaje de 5 en la matriz de decisiones, mientras que un
Yacimiento con una transmisibilidad menor a 20 mD-pie/cp se dará un puntuación de 0.
Buzamiento del Yacimiento: en un proceso SAGD, el buzamiento del Yacimiento debe
ser bajo para la aplicación del mismo. Se estableció una puntuación de 5 para un
Yacimiento con bajo buzamiento, 2 para buzamiento moderado y 0 para alto buzamiento.
Permeabilidad Vertical del Yacimiento: para aplicar la tecnología de SAGD se
recomienda que el yacimiento posea una permeabilidad vertical alta. Por lo cual se asignó
puntaje de 5 cuando se tenga un yacimiento de permeabilidad vertical alta, 3 para una
permeabilidad moderada y 0 para una permeabilidad vertical baja.
Valor de la gravedad °API del fluido del Yacimiento: para la aplicación eficiente de
SAGD, los yacimientos deben ser contentivos de un crudo menor a 15 °API, por lo cual
se designó un puntaje de 5 a aquellos crudos que estén por debajo de este valor y 0 para el
caos contrario.
150
Saturación de petróleo: Se considera que para aplicar un proyecto SAGD, el yacimiento
debe estar saturado a un valor mayor de 50% de petróleo, esto con el fin de que el
proyecto sea económicamente exitoso.
4.2.2.8 Factibilidad de aplicar calentamiento electromagnético, en el yacimiento LAGSUP
CAMPO, área W6.
Tabla 30. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar Calentamiento Electromagnético en el
yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco
consolidada
No
consolidada
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 10
pies y mayor
de 50 pies.
Entre 10 y
50 pies.
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 100
mD
Mayor a 100
mD
Valor de la profundidad de
referencia del Yacimiento.
Menor a 500 pies y mayor
3000 pies.
Entre 500 a
3000 pies.
Valor de la temperatura
del Yacimiento.
Mayor a 150
°F.
Menor a 150
°F.
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
Presencia de Fracturas
Extensivas Si No
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento. Mayor a 10
° API Menor de 10
°API Valor de la viscosidad del
fluido del Yacimiento. Menor a 3000 cps.
Mayor a 3000 cps.
Saturación de petróleo (So)
Menor a
40% y Mayor a
50%.
Entre 40 y
50 %
Sumatoria
Max=
50
Promedio
entre
0 y 5
IA:
de 0 a
1
La matriz anterior se consideró utilizarla para los tres métodos de calentamiento electromagnético
(Resistivo, Inductivo y Diélectrico).
La justificación de dicha matriz se presenta a continuación:
151
Tipo de formación: el tipo de formación debe ser arenas de alta porosidad, es decir,
arenas poco consolidadas. Se asignó un puntaje de 5 al tipo de formación no consolidada,
4 poco consolidada, 2 moderadamente consolidada y 0 consolidada.
Valor del espesor neto del Yacimiento: se establece que las arenas de 10 a 50 pies son
las más idóneas para aplicar este método. Por lo tanto, se asigna un puntaje de 5 a
yacimientos que estén dentro de este rango y 0 para aquellos que no lo estén.
Valor de la permeabilidad promedio del Yacimiento: se consideró establecer que una
permeabilidad mayor a 100 mD es la más favorable para un Calentamiento
Electromagnético, donde se asignó un puntaje de 5 en la matriz de decisiones, mientras
que un Yacimiento con una permeabilidad menor a 100 mD se dará un puntuación de 0.
Valor de la profundidad del Yacimiento: para este tipo de método se considera que una
condición favorable es un yacimiento con un profundidad promedio entre 500 y 3000
pies. Se asignó un puntaje de 5 a yacimientos que estén dentro de este rango y 0 puntos
para los que no lo estén.
Valor de la temperatura del Yacimiento: el valor de temperatura eficiente para
aplicarse este método debe ser menor a 150 °F. Por lo cual, se asignó un valor de 5 para el
yacimiento que tenga esta condición y 0 puntos para el caso contrario.
Contenido de arcillas del Yacimiento: el contenido de arcillas debe ser bajo en un
proyecto de Calentamiento Electromagnético. Se designó un puntaje de 5 para un
yacimiento de bajo contenido de arcillas, 2 para un moderado contenido de arcillas y 0 al
alto contenido de arcillas.
Presencia de fracturas extensivas: la presencia de fracturas extensivas resulta una
condición desfavorable para aplicar este método. Se asigna un puntaje de 5 a yacimientos
que no posean fracturas extensivas y 0 que si lo posean.
Valor de la gravedad °API del fluido del Yacimiento: para la aplicación eficiente de
Calentamiento Electromagnético, los yacimientos deben ser contentivos de un crudo
menor a 10 °API, por lo cual se designó un puntaje de 5 a aquellos crudos que estén por
debajo de este valor y 0 para el caso contrario.
Valor de la viscosidad del fluido del Yacimiento: la viscosidad en donde se recomienda
aplicar un proyecto de este tipo debe estar por encima de 3000 cps. Se designó 5 puntos a
crudos que estén en esta condición y 0 puntos el caso contrario.
152
Saturación de petróleo: Se considera que para aplicar un proyecto de Calentamiento
Electromagnético, el yacimiento debe estar saturado entre un valor de 40 a 50% de
petróleo, esto con el fin de que el proyecto sea económicamente exitoso.
4.2.2.9 Factibilidad de aplicar inyección de vapor alterna con gas (IAV + GAS) en el yacimiento
LAGSUP CAMPO, área W6.
Tabla 31. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar IAV + GAS en el yacimiento LAGSUP
CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco consolidada
No consolidada
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 20 pies
Entre 20 y 40
pies
Entre 40 y 50 pies
Mayor de 50 pies
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 100
mD
Mayor a 100
mD
Valor de la profundidad de
referencia del Yacimiento.
Mayor a
3.000 pies.
Menor a
3.000 pies
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
Presencia de un Empuje de
Agua en el Yacimiento. Fuerte Moderado Bajo Ninguno
Presencia de Capa de Gas
en el Yacimiento. Si No
Valor de la
transmisibilidad del
Yacimiento.
Menor a 100 md-pies/cp.
Mayor a 100 md-pies/cp.
Homogeneidad del
Yacimiento. No Moderado Si
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento. Mayor a 16
°API. Menor a 16
°API Valor de la viscosidad del
fluido del Yacimiento. Menor a
400 cp Mayor a
400 cp
Sumatoria
Max
= 55
Promedio
entre
0 y 5
IA:
de 0
a 1
La matriz presentada anteriormente contiene los mismos renglones de la matriz de inyección
alterna de vapor, pero con modificaciones en 2 de ellos. Se considera que para aplicar IAV +
GAS, la profundidad del yacimiento debe estar en un rango de 3000 a 5000 pies. Mientras que en
el renglón de valor de gravedad °API, el crudo del yacimiento debe estar entre 16 y 20 °API.
153
4.2.2.10 Factibilidad de aplicar drenaje por gravedad asistido con vapor y gas (SAGP), en el
yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Tabla 32. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar SAGP en el yacimiento LAGSUP CAMPO,
área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco
consolidada
No
consolidada
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 30
pies
Mayor de 30
pies
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 800 mD
Mayor a 800
mD
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
Presencia de un Empuje de
Agua en el Yacimiento. Fuerte Moderado Bajo Ninguno
Presencia de Capa de Gas
en el Yacimiento. Si No
Presencia de Fracturas
Extensivas Si No
Valor de la
transmisibilidad del
Yacimiento.
Menor a 20
md-pies/cp.
Mayor a 20
md-pies/cp.
Buzamiento del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
Permeabilidad vertical del
yacimiento. Baja Moderada Alta
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento.
Menor a 5
°API y mayor a 15
°API. Entre 5 y 15
°API.
Saturación de petróleo (So) Menor a 50
%.
Mayor a 50 %.
Sumatoria
Max
= 60
Promedio
entre
0 y 5
IA:
de 0
a 1
La matriz presentada anteriormente contiene los mismos renglones de la matriz de SAGD, pero
con modificaciones en 2 de ellos. Se considera que para aplicar SAGP, el espesor debe ser mayor
a 30 pies. Mientras que en el renglón de valor de gravedad °API, el crudo del yacimiento debe
estar entre 5 y 15 °API.
154
4.2.3. Cálculo el índice de aplicabilidad en cada proceso térmico.
A continuación se presentan los cálculos del índice de aplicabilidad de mediante las matrices de
decisiones presentadas en la sección anterior.
4.2.3.1 Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar inyección alterna de vapor
(IAV) en el yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Tabla 33. Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar inyección alterna de vapor (IAV) en el
LAGSUP CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco
consolidada
No
consolidada 4
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 20
pies
Entre 20 y 40
pies
Entre 40 y
50 pies
Mayor de 50
pies 5
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 100 mD
Mayor a 100
mD 5
Valor de la profundidad de
referencia del Yacimiento.
Mayor a
3.000 pies.
Menor a
3.000 pies. 5
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
5
Presencia de un Empuje de
Agua en el Yacimiento. Fuerte Moderado Bajo Ninguno
5
Presencia de Capa de Gas
en el Yacimiento. Si No
5
Valor de la
transmisibilidad del
Yacimiento.
Menor a 100
md-pies/cp.
Mayor a 100
md-pies/cp. 0
Homogeneidad del
Yacimiento. No Moderado Si
5
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento. Mayor a 16
°API. Menor a 16
°API. 5 Valor de la viscosidad del
fluido del Yacimiento. Menor a 400 cp
Mayor a 400 cp 5
Sumatoria
49
Max
= 55
Promedio
4,45
entre
0 y 5
IA:
0,89
de 0
a 1
155
4.2.3.2 Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar inyección continua de vapor
(ICV) en el yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Tabla 34. Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar inyección continua de vapor (ICV) en el
Yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco
consolidada
No
consolidada 4
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 20
pies
Entre 20 y
30 pies
Mayor de 30
pies 5
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 200
mD
Mayor a 200
mD 5
Valor de la profundidad de
referencia del Yacimiento.
Mayor a
3300 pies y
menor a 300 pies.
Entre 300 y
3300 pies. 5
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
5
Presencia de un Empuje de
Agua en el Yacimiento. Fuerte Moderado Bajo Ninguno
5
Presencia de Capa de Gas
en el Yacimiento. Si No
5
Presencia de Fracturas
Extensivas Si No
5
Valor de la
transmisibilidad del
Yacimiento.
Menor a 100
md-pies/cp.
Mayor a 100
md-pies/cp. 0
Homogeneidad del
Yacimiento. No Moderado Si
5
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento. Mayor a 25
°API. Menor a 25
°API. 5
Valor de la viscosidad del
fluido del Yacimiento.
Menor a 20
cp y Mayor a 2000 cp
Entre 20 y
2.000 cps. 5
Saturación de petróleo (So)
Menor a
40% y
Mayor a
50%.
Entre 40 y
50 % 5
Sumatoria
59
Max
= 65
Promedio
4,54
entre
0 y 5
IA:
0,91
de 0
a 1
156
4.2.3.3 Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar inyección de agua caliente en el
yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Tabla 35. Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar inyección de agua caliente en el yacimiento
LAGSUP CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco
consolidada
No
consolidada 4
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento. Baja Alta
0
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Bajo Alto
0
Homogeneidad del
Yacimiento. No Moderado Si
5
Buzamiento Alto Bajo 5
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento. Alto Bajo 5
Valor de la viscosidad del
fluido del Yacimiento. Baja Alta 5
Sumatoria
24
Max
= 35
Promedio
3,43
entre
0 y 5
IA:
0,69
de 0
a 1
157
4.2.3.4 Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar combustión in situ convencional
en el yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Tabla 36. Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar combustión in situ convencional en el
Yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco
consolidada
No
consolidada 4
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 10
pies y mayor
de 50 pies.
Entre 10 y
50 pies. 0
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 100
mD
Mayor a 100
mD 5
Valor de la profundidad de
referencia del Yacimiento.
Menor a 500
pies.
Mayor a 500
pies. 5
Valor de la temperatura
del Yacimiento.
Menor a 150
°F.
Mayor a 150
°F. 0
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
5
Presencia de un Empuje de
Agua en el Yacimiento. Fuerte Moderado Bajo Ninguno
5
Presencia de Capa de Gas
en el Yacimiento. Si No
5
Presencia de Fracturas
Extensivas Si No
5
Valor de la
transmisibilidad del
Yacimiento.
Menor a 20 md-pies/cp.
Mayor a 20 md-pies/cp. 0
Buzamiento del
Yacimiento. Bajo Moderado Alto
0
Permeabilidad Vertical del
Yacimiento. Alta Moderada Baja
2
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento.
Mayor a 40 y menor a
10 °API.
Mayor a 25
°API y
menor a 40
°API
Mayor a 10 y menor a
25 °API 5
Valor de la viscosidad del
fluido del Yacimiento.
Menor a 100 cp y Mayor
a 5000 cp
Entre 100 y
5.000 cps. 5
Componentes del fluido del
Yacimiento.
No contiene asfaltos.
Contiene Asfaltos 5
Saturación de petróleo (So)
Menor a
40% y Mayor a
50%.
Entre 40 y
50 %
5
Sumatoria
56
Max=
80
Promedio
3,5
entre
0 y 5
IA:
0,7
de 0 a
1
158
4.2.3.5 Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar combustión in situ húmeda en el
yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Tabla 37. Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar combustión in situ húmeda en el Yacimiento
LAGSUP CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco
consolidad
a
No consolidada
4
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 10
pies y mayor de 50 pies.
Entre 10 y
50 pies. 0
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 100 mD
Mayor a 100
mD 5
Valor de la profundidad de
referencia del Yacimiento.
Menor a 500
pies.
Mayor a 500
pies. 5
Valor de la temperatura
del Yacimiento.
Menor a 150
°F.
Mayor a 150
°F. 0
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
5
Presencia de un Empuje de
Agua en el Yacimiento. Fuerte Moderado Bajo Ninguno
5
Presencia de Capa de Gas
en el Yacimiento. Si No
5
Presencia de Fracturas
Extensivas Si No
5
Valor de la
transmisibilidad del
Yacimiento.
Menor a 20
md-pies/cp.
Mayor a 20
md-pies/cp. 0
Buzamiento del
Yacimiento. Bajo Moderado Alto
0
Permeabilidad Vertical del
Yacimiento. Alta Moderada Baja
2
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento.
Mayor a 40
y menor a
10 °API.
Mayor a
25 °API y
menor a
40 °API
Mayor a 10
y menor a
25 °API 5
Valor de la viscosidad del
fluido del Yacimiento.
Menor a 100
cp y Mayor
a 5000 cp
Entre 100 y
5.000 cps. 5
Componentes del fluido del
Yacimiento: componentes
livianos o volátiles.
Si No
5
Saturación de petróleo (So)
Menor a
40% y
Mayor a
50%.
Entre 40 y
50 %
5
Sumatoria 56 Max= 75
Promedio 3,5
entre 0 y
5
IA: 0,7 de 0 a 1
159
4.2.3.6 Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar combustión in situ en reverso en
el yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Tabla 38. Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar combustión in situ en reverso en el Yacimiento
LAGSUP CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco
consolidada
No
consolidada 4
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 10
pies y mayor
de 50 pies.
Entre 10 y
50 pies. 0
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 100
mD
Mayor a 100
mD 5
Valor de la profundidad de
referencia del Yacimiento.
Menor a 500
pies.
Mayor a 500
pies. 5
Valor de la temperatura
del Yacimiento.
Menor a 150
°F.
Mayor a 150
°F. 0
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
5
Presencia de un Empuje de
Agua en el Yacimiento. Fuerte Moderado Bajo Ninguno
5
Presencia de Capa de Gas
en el Yacimiento. Si No
5
Presencia de Fracturas
Extensivas Si No
5
Valor de la
transmisibilidad del
Yacimiento.
Menor a 20 md-pies/cp.
Mayor a 20 md-pies/cp. 0
Buzamiento del
Yacimiento. Bajo Moderado Alto
0
Permeabilidad Vertical del
Yacimiento. Alta Moderada Baja
2 Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento. Mayor a 10
° API. Menor a 10°
API. 0
Valor de la viscosidad del
fluido del Yacimiento.
Menor a 100
cp y Mayor
a 5000 cp
Entre 100 y
5.000 cps. 5
Componentes del fluido del
Yacimiento.
No contiene
asfaltos.
Contiene
Asfaltos 5
Saturación de petróleo (So)
Menor a 40% y
Mayor a
50%.
Entre 40 y
50 %
5
Sumatoria
51
Max=
80
Promedio
3,19
entre
0 y 5
IA:
0,64
de 0 a
1
160
4.2.3.7 Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar drenaje por gravedad asistida
por vapor (SAGD) en el yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Tabla 39. Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar drenaje por gravedad asistida por vapor
(SAGD) en el yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco consolidada
No consolidada 4
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 50 pies
Mayor de 50
pies 5
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 800
mD
Mayor a 800
mD 5
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
5
Presencia de un Empuje de
Agua en el Yacimiento. Fuerte Moderado Bajo Ninguno
5
Presencia de Capa de Gas
en el Yacimiento. Si No
5
Presencia de Fracturas
Extensivas Si No
5
Valor de la
transmisibilidad del
Yacimiento.
Menor a 20 md-pies/cp.
Mayor a 20 md-pies/cp. 0
Buzamiento del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
5
Permeabilidad vertical del
yacimiento. Baja Moderada Alta
3 Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento. Mayor a 15
°API. Menor a 15
°API. 5
Saturación de petróleo (So) Menor a 50
%.
Mayor a 50 %. 5
Sumatoria
52
Max
= 60
Promedio
4,3
entre
0 y 5
IA:
0,87
de 0
a 1
161
4.2.3.8 Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar calentamiento electromagnético,
en el yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Tabla 40. Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar calentamiento electromagnético, en el
yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco consolidada
No consolidada 4
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 10 pies y mayor
de 50 pies.
Entre 10 y
50 pies. 0
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 100
mD
Mayor a 100
mD 5
Valor de la profundidad de
referencia del Yacimiento.
Menor a 500
pies y mayor
3000 pies.
Entre 500 a
3000 pies. 5
Valor de la temperatura
del Yacimiento.
Mayor a 150
°F.
Menor a 150
°F. 5
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
5
Presencia de Fracturas
Extensivas Si No
5
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento. Mayor a 10
° API Menor de 10
°API 0 Valor de la viscosidad del
fluido del Yacimiento. Menor a
3000 cps. Mayor a
3000 cps. 0
Saturación de petróleo (So)
Menor a
40% y
Mayor a
50%.
Entre 40 y
50 %
5
Sumatoria
34
Max=
50
Promedio
3,4
entre
0 y 5
IA:
0,68
de 0 a
1
162
4.2.3.9 Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar inyección de vapor alterna con
gas (IAV + GAS) en el yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Tabla 41. Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar inyección de vapor alterna con gas (IAV + Gas)
en el yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco
consolidada
No
consolidada 4
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 20
pies
Entre 20 y 40
pies
Entre 40 y
50 pies
Mayor de 50
pies 5
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 100
mD
Mayor a 100
mD 5
Valor de la profundidad de
referencia del Yacimiento.
Mayor a 3.000 pies.
Menor a
3.000 pies 5
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
5
Presencia de un Empuje de
Agua en el Yacimiento. Fuerte Moderado Bajo Ninguno
5
Presencia de Capa de Gas
en el Yacimiento. Si No
5
Valor de la
transmisibilidad del
Yacimiento.
Menor a 100
md-pies/cp.
Mayor a 100
md-pies/cp. 0
Homogeneidad del
Yacimiento. No Moderado Si
5
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento. Mayor a 16
°API. Menor a 16
°API 5 Valor de la viscosidad del
fluido del Yacimiento. Menor a
400 cp Mayor a
400 cp 5
Sumatoria
49
Max
= 55
Promedio
4,45
entre
0 y 5
IA:
0,89
de 0
a 1
163
4.2.3.10 Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar drenaje por gravedad asistido
con vapor y gas (SAGP), en el yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Tabla 42. Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar drenaje por gravedad asistido con vapor y gas
(SAGP), en el yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6.
Puntuaciones Total
Enunciado 0 1 2 3 4 5
Tipo de formación Consolidada Moderadamente
consolidada
Poco
consolidada
No
consolidada 4
Valor del Espesor Neto del
Yacimiento.
Menor de 30
pies
Mayor de 30
pies 5
Valor de la permeabilidad
promedio del Yacimiento.
Menor a 800 mD
Mayor a 800
mD 5
Contenido de arcillas del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
5
Presencia de un Empuje de
Agua en el Yacimiento. Fuerte Moderado Bajo Ninguno
5
Presencia de Capa de Gas
en el Yacimiento. Si No
5
Presencia de Fracturas
Extensivas Si No
5
Valor de la
transmisibilidad del
Yacimiento.
Menor a 20
md-pies/cp.
Mayor a 20
md-pies/cp. 0
Buzamiento del
Yacimiento. Alto Moderado Bajo
5
Permeabilidad vertical del
yacimiento. Baja Moderada Alta
3
Valor de la Gravedad °API
del fluido del Yacimiento.
Menor a 5
°API y mayor a 15
°API. Entre 5 y 15
°API. 5
Saturación de petróleo (So) Menor a 50
%.
Mayor a 50 %. 5
Sumatoria
52
Max
= 60
Promedio
4,3
entre
0 y 5
IA:
0,87
de 0
a 1
164
4.2.4. Selección de los procesos térmicos más factibles de acuerdo a los índices de
aplicabilidad calculados.
De acuerdo a las matrices de decisión descritas en la sección anterior, los valores de índices de
aplicabilidad de las distintas tecnologías de recuperación térmica estuvieron en el orden de 0,64 a
0,91.
En la Figura 57, se muestra la comparación de los valores de estos índices de aplicabilidad para
cada una de las tecnologías analizadas en las matrices de decisión.
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
ICV
IAV
IAV + GAS
SAGD
SAGP
Combustión Convencional
Combustión Húmeda
Agua Caliente
Calentamiento Electromagnético
Combustión en Reverso
Índice de Aplicabilidad (I.A.)
No
Recomendado
< a 0,60 ( menor a 60%)
Moderadamente
Recomendado
0,60 < IA < 0,80 (de 60 a 70%)
Recomendado> A 0,8 (mayor a 80%)
DiagnósticoÍndice de Aplicabilidad:
No
Recomendado
< a 0,60 ( menor a 60%)
Moderadamente
Recomendado
0,60 < IA < 0,80 (de 60 a 70%)
Recomendado> A 0,8 (mayor a 80%)
DiagnósticoÍndice de Aplicabilidad:
Figura 57. Comparación de los valores de Índice de aplicabilidad de los procesos térmicos analizados.
Como puede observarse en el gráfico anterior, los procesos térmicos con vapor y combinados
(IAV, ICV, SAGD, IAV + GAS, SAGP), obtuvieron los índices de aplicabilidad más altos, lo
cual caen en el rango de los procesos más recomendados (Mayor a 0,8), mientras que los demás
procesos caen en el rango caen de moderadamente recomendados. En la siguiente sección, se
evaluará mediante el modelo de simulación uno de los procesos mas recomendados (ICV), así
como también otro proceso que fue calificado como moderadamente recomendado (Inyección
Agua Caliente).
165
4.3. Construcción del modelo de simulación del área de estudio del yacimiento.
4.3.1. Construcción de la malla de simulación.
La malla de simulación empleada para modelar el área de estudio fue construida en la aplicación
PETREL. Esta malla contiene los 54 pozos, correspondientes a la muestra seleccionada para el
estudio. Sin embargo, es necesario destacar que esta muestra de pozos se encuentra dentro del
área W6.
Los datos provienen de los registros eléctricos y modelos conceptuales disponibles de estudios
previos. Estos datos se integraron con la información de los Núcleos (LS-5169 y LS-3803) y
con ello definir la arquitectura del yacimiento.
Las propiedades de la roca yacimiento son de forma general de muy buena calidad, con
permeabilidades horizontales entre los 1000 y 5000 mD y porosidades entre 20 y 40 %.
Es importante destacar que la roca se encuentra pobremente consolidada con un escogimiento en
promedio de moderado a malo, por lo que es característica resaltante de este yacimiento la
presencia de cuerpos e intercalaciones de arcillas dentro de la roca productora.
El área de estudio, fue dividido verticalmente en cuatro ciclos o unidades principales en
correspondencia con los modelos sedimentológicos y estratigráficos disponibles de estudios
previos, nombradas de la más inferior a la más superior Unidad I, II, III y IV.
Las Unidades I y II son consideradas como las zonas con mejor calidad de roca presentando
cuerpos de arena sumamente continuos con escasas intercalaciones de arcillas en comparación
con las Unidades III y IV, que también se caracterizan por presentar propiedades petrofisicas
altamente prospectivas.
En el presente estudio se realizaron 10 realizaciones, seleccionándose una para ser escalada y
posteriormente simulada, considerando como parámetro base de ajuste el valor del POES. Se
descartó seleccionar un mayor número de corridas debido a que el rango de variación del POES
166
de realización a realización fue de 1%, además de que la cantidad de pozos existentes con un
espaciamiento de 130 mts, concentran la totalidad de la producción en un área muy pequeña.
Las dimensiones de la Malla, utilizada en el modelo de simulación son las siguientes:
Número de celdas totales: 13690 (37*37*10)
La malla de simulación exportada a Stars puede ser vista en la Figura 58. Dicha figura, muestra
un mapa referencial del proyecto, con los pozos considerados en el estudio.
BM261A
BM262A
LS2116LS2116iw
LS2122LS2122iw LS2196LS2196iw
LS2199LS2199iw
LS2203LS2203iw
LS2205LS2205iw
LS2208LS2208iw
LS2420LS2420iw
LS2501LS2501iw
LS2519LS2519iw
LS2737LS2737iw
LS2815LS2815iw
LS2822LS2822iw
LS2873LS2873iw
LS2876LS2876iw
LS2877LS2877iwLS2879LS2879iw
LS3728LS3728iw
LS3729LS3729iw
LS3731LS3731iw
LS3736LS3736iwLS3743LS3743iw
LS3746LS3746iwLS3751LS3751iw
LS3755LS3755iwLS3757LS3757iw
LS3761LS3761iw
LS3764LS3764iw
LS3769LS3769iw
LS3773LS3773iw
LS3778LS3778iw
LS3781LS3781iw
LS3786LS3786iw
LS3787LS3787iw
LS3790LS3790iw
LS3794LS3794iwLS3803LS3803iw
LS3909LS3909iw
LS4084LS4084iwLS4842LS4842iw
LS4855LS4855iw
LS5117
LS5118
LS5119
LS5121
LS5122
LS5123
LS5124LS5125
LS5161LS5161iw
LS5168LS5168iw
LS5169
839,000 840,000 841,000 842,000
839,000 840,000 841,000 842,000
3,6
75,0
00
3,6
76,0
00
3,6
75,0
00
3,6
76,0
00
3,6
77,0
00
0.00 505.00 1010.00 feet
0.00 155.00 310.00 meters
File: SECTOR_FINAL_10k_MOD4_6_tigth.dat
User: VERAJAP
Date: 24/09/2011
Scale: 1:7308
Y/X: 1.00:1
Axis Units: ft
Grid Top (ft) 1953-05-01 K layer: 1
Figura 58. Malla de Simulación.
Además en la Figura 59, se puede observar la geometría de esta malla de simulación en las tres
dimensiones.
167
Figura 59. Malla de Simulación vista en 3D.
Las figuras 60, 61, 62 y 63, muestra el mapa estructural al tope de cada subunidad de la
realización escalada una vez importada al procesador de Stars (CMG Builder).
BM261A
BM262A
LS2116LS2116iw
LS2122LS2122iw LS2196LS2196iw
LS2199LS2199iw
LS2203LS2203iw
LS2205LS2205iw
LS2208LS2208iw
LS2420LS2420iw
LS2501LS2501iw
LS2519LS2519iw
LS2737LS2737iw
LS2815LS2815iw
LS2822LS2822iw
LS2873LS2873iw
LS2876LS2876iw
LS2877LS2877iwLS2879LS2879iw
LS3728LS3728iw
LS3729LS3729iw
LS3731LS3731iw
LS3736LS3736iwLS3743LS3743iw
LS3746LS3746iwLS3751LS3751iw
LS3755LS3755iwLS3757LS3757iw
LS3761LS3761iw
LS3764LS3764iw
LS3769LS3769iw
LS3773LS3773iw
LS3778LS3778iw
LS3781LS3781iw
LS3786LS3786iw
LS3787LS3787iw
LS3790LS3790iw
LS3794LS3794iwLS3803LS3803iw
LS3909LS3909iw
LS4084LS4084iwLS4842LS4842iw
LS4855LS4855iw
LS5117
LS5118
LS5119
LS5121
LS5122
LS5123
LS5124LS5125
LS5161LS5161iw
LS5168LS5168iw
LS5169
839,000 840,000 841,000 842,000
839,000 840,000 841,000 842,000
3,6
75,0
00
3,6
76,0
00
3,6
75,0
00
3,6
76,0
00
3,6
77,0
00
0.00 505.00 1010.00 feet
0.00 155.00 310.00 meters
File: SECTOR_FINAL_10k_MOD4_6_tigth.dat
User: VERAJAP
Date: 24/09/2011
Scale: 1:7308
Y/X: 1.00:1
Axis Units: ft
1,922
2,007
2,091
2,175
2,259
2,343
2,427
2,511
2,595
2,679
2,764
Grid Top (ft) 1953-05-01 K layer: 1
Figura 60. Mapa estructural de la malla de simulación al Tope de Unidad IV.
168
BM261A
BM262A
LS2116LS2116iw
LS2122LS2122iw LS2196LS2196iw
LS2199LS2199iw
LS2203LS2203iw
LS2205LS2205iw
LS2208LS2208iw
LS2420LS2420iw
LS2501LS2501iw
LS2519LS2519iw
LS2737LS2737iw
LS2815LS2815iw
LS2822LS2822iw
LS2873LS2873iw
LS2876LS2876iw
LS2877LS2877iwLS2879LS2879iw
LS3728LS3728iw
LS3729LS3729iw
LS3731LS3731iw
LS3736LS3736iwLS3743LS3743iw
LS3746LS3746iwLS3751LS3751iw
LS3755LS3755iwLS3757LS3757iw
LS3761LS3761iw
LS3764LS3764iw
LS3769LS3769iw
LS3773LS3773iw
LS3778LS3778iw
LS3781LS3781iw
LS3786LS3786iw
LS3787LS3787iw
LS3790LS3790iw
LS3794LS3794iw LS3803LS3803iw
LS3909LS3909iw
LS4084LS4084iwLS4842LS4842iw
LS4855LS4855iw
LS5117
LS5118
LS5119
LS5121
LS5122
LS5123
LS5124LS5125
LS5161LS5161iw
LS5168LS5168iw
LS5169
839,000 840,000 841,000 842,000
839,000 840,000 841,000 842,000
3,6
75,0
00
3,6
76,0
00
3,6
75,0
00
3,6
76,0
00
3,6
77,0
00
0.00 505.00 1010.00 feet
0.00 155.00 310.00 meters
File: SECTOR_FINAL_10k_MOD4_6_tigth.dat
User: VERAJAP
Date: 24/09/2011
Scale: 1:7308
Y/X: 1.00:1
Axis Units: ft
1,922
2,007
2,091
2,175
2,259
2,343
2,427
2,511
2,595
2,679
2,764
Grid Top (ft) 1953-05-01 K layer: 3
Figura 61. Mapa estructural de la malla de simulación al Tope de Unidad III.
BM261A
BM262A
LS2116LS2116iw
LS2122LS2122iw LS2196LS2196iw
LS2199LS2199iw
LS2203LS2203iw
LS2205LS2205iw
LS2208LS2208iw
LS2420LS2420iw
LS2501LS2501iw
LS2519LS2519iw
LS2737LS2737iw
LS2815LS2815iw
LS2822LS2822iw
LS2873LS2873iw
LS2876LS2876iw
LS2877LS2877iwLS2879LS2879iw
LS3728LS3728iw
LS3729LS3729iw
LS3731LS3731iw
LS3736LS3736iwLS3743LS3743iw
LS3746LS3746iwLS3751LS3751iw
LS3755LS3755iwLS3757LS3757iw
LS3761LS3761iw
LS3764LS3764iw
LS3769LS3769iw
LS3773LS3773iw
LS3778LS3778iw
LS3781LS3781iw
LS3786LS3786iw
LS3787LS3787iw
LS3790LS3790iw
LS3794LS3794iw LS3803LS3803iw
LS3909LS3909iw
LS4084LS4084iwLS4842LS4842iw
LS5117
LS5118
LS5119
LS5121
LS5122
LS5123
LS5124LS5125
LS5161LS5161iw
LS5168LS5168iw
LS5169
839,000 840,000 841,000 842,000
839,000 840,000 841,000 842,000
3,6
75,0
00
3,6
76,0
00
3,6
75,0
00
3,6
76,0
00
3,6
77,0
00
0.00 505.00 1010.00 feet
0.00 155.00 310.00 meters
File: SECTOR_FINAL_10k_MOD4_6_tigth.dat
User: VERAJAP
Date: 24/09/2011
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1,922
2,007
2,091
2,175
2,259
2,343
2,427
2,511
2,595
2,679
2,764
Grid Top (ft) 1953-05-01 K layer: 5
Figura 62. Mapa estructural de la malla de simulación al Tope de Unidad II.
169
BM261A
BM262A
LS2116LS2116iw
LS2122LS2122iw LS2196LS2196iw
LS2199LS2199iw
LS2203LS2203iw
LS2205LS2205iw
LS2208LS2208iw
LS2420LS2420iw
LS2501LS2501iw
LS2519LS2519iw
LS2737LS2737iw
LS2815LS2815iw
LS2822LS2822iw
LS2873LS2873iw
LS2876LS2876iw
LS2877LS2877iwLS2879LS2879iw
LS3728LS3728iw
LS3729LS3729iw
LS3731LS3731iw
LS3736LS3736iwLS3743LS3743iw
LS3746LS3746iwLS3751LS3751iw
LS3755LS3755iwLS3757LS3757iw
LS3761LS3761iw
LS3764LS3764iw
LS3769LS3769iw
LS3773LS3773iw
LS3778LS3778iw
LS3781LS3781iw
LS3786LS3786iw
LS3787LS3787iw
LS3790LS3790iw
LS3794LS3794iw LS3803LS3803iw
LS5117
LS5118
LS5119
LS5121
LS5122
LS5123
LS5124LS5125
LS5161LS5161iw
LS5168LS5168iw
LS5169
839,000 840,000 841,000 842,000
839,000 840,000 841,000 842,000
3,6
75,0
00
3,6
76,0
00
3,6
75,0
00
3,6
76,0
00
3,6
77,0
00
0.00 505.00 1010.00 feet
0.00 155.00 310.00 meters
File: SECTOR_FINAL_10k_MOD4_6_tigth.dat
User: VERAJAP
Date: 24/09/2011
Scale: 1:7308
Y/X: 1.00:1
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1,922
2,007
2,091
2,175
2,259
2,343
2,427
2,511
2,595
2,679
2,764
Grid Top (ft) 1953-05-01 K layer: 7
Figura 63. Mapa estructural de la malla de simulación al Tope de Unidad I.
El modelado de facies fue de tipo píxel24
. Debido a los datos de entrada disponibles y la calidad
de los resultados obtenidos, las realizaciones tipo píxel se consideraron como el modelado más
robusto y estable. El algoritmo seleccionado fue el de simulación secuencial por indicadores
basados en variogramas anisotrópicos. De esta forma se discretizó los cuerpos de arena de los de
arcilla. La distribución de propiedades fue condicionada principalmente por los registros de pozo,
cuya disposición de información en el área de estudio es bastante densa y de buena calidad.
La asignación de la relación de Neto a Grueso, fue realizada a partir del tipo de facie, cero para
arcilla y uno para arena.
El modelado de porosidad y permeabilidad fue llevado a cabo con el algoritmo denominado
simulación secuencial gaussiana, condicionado a la data de pozos. La permeabilidad fue co-
simulada con la porosidad, partiendo de la estricta relación que existe entre ambas variables.
En las figuras 64, 65 y 66, se puede observar la distribución de las propiedades de Net to Gross
(NTG), Porosidad (Φ) y Permeabilidad (K), respectivamente.
170
Figura 64. Distribución de valores de NTG en la malla de Simulación.
Figura 65. Distribución de valores de Porosidad en la malla de Simulación.
171
Figura 66. Distribución de valores de Permeabilidad en la malla de Simulación.
El modelo de saturación de agua se generó a partir de la regresión numérica de la saturación de
agua irreducible proveniente de los ensayos de presión capilar y la respectiva relación
permeabilidad – porosidad (RQI) de los análisis convencionales de núcleo. A su vez este
modelado fue llevado a cabo exclusivamente en las celdas de arena, teniendo las celdas de lutita
un valor de 100% de agua por definición.
Una vez obtenidas todas las realizaciones planificadas, un análisis de variabilidad fue realizado
para cuantificar los cambios del petróleo en sitio (POES) entre cada realización, dando como
resultado que no existe una variabilidad importante del POES. La premisa anterior es sustentada
en la forma como los datos están distribuidos y no debe dar una falsa idea de como es la
arquitectura de los cuerpos del yacimiento y la forma como se están definiendo en el modelo.
El total de pozos del área de estudio se encuentran distribuidos uniformemente en toda el área del
proyecto, a un espaciamiento de 130 mts, y con una alta densidad de información de registros que
permiten un muy buen amarre de los pozos, por lo que las distribuciones geoestadisticas están
bastante condicionadas. Asegurando de esta forma disminuir la incertidumbre y fortalecer la
confiabilidad del modelo.
172
Dentro del procedimiento general se pueden establecer las siguientes fortalezas asociadas con la
información que se dispone:
Amplia información de datos y registros de pozos.
Modelado de facies basado en el modelo sedimentológico conceptual disponible e
Información de Pozos.
Variogramas consistentes y claros.
Análisis de Núcleos de buena calidad en el yacimiento.
Con respecto a las debilidades se pueden considerar los siguiente elementos:
Información de atributos sísmicos no disponible, a pesar de la existencia en el área de un
cubo sísmico.
Datos de permeabilidad del núcleo limitado a valores iguales o menores de 5 Darcys por
restricciones del equipo utilizado durante las pruebas.
Modelo de Permeabilidad no se basa en Tipos de Roca.
Posteriormente, se consideró el set de curvas de permeabilidad relativas disponibles para ser
ingresadas al simulador Stars. La Figura 67, muestra las 5 curvas de permeabilidad relativa agua
petróleo tomadas en los tapones del núcleo.
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Sw
Kro
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
Krw
19 87 94 186 7Muestras:
Figura 67. Curvas de permeabilidad relativa agua-petróleo. Núcleo LS-5169.
173
Se puede apreciar como en el grupo de curvas analizadas existen algunas diferencias en cuanto a
los valores de saturación de agua inicial (Swi), encontrándose en el orden de 16 y 20%. De igual
forma se observa medidas oscilantes, entre 45 a 50%, para la saturación de petróleo residual. No
obstante, es importante destacar que el mayor número de curvas se acopla a valores de Sw en el
orden de 16%, lo cual es coherente con el alto de índice de calidad de roca presente en los
intervalos productores del yacimiento.
En función a la distribución anterior se decidió considerar inicialmente un set de curvas
promedio, cuyos endpoints representen apropiadamente las características típicas del yacimiento.
El set de curvas seleccionado fue posteriormente suavizado a través de la Ecuación de Corey
normalizada, con el objeto de asegurar la continuidad de la derivada de permeabilidad relativa
versus saturación, durante el desarrollo numérico del simulador. La Figura 68 y Figura 69
muestra el set de curvas seleccionadas.
Figura 68. Pseudo Curva de Permeabilidad relativa agua-petróleo.
.0
.2
.4
.6
.8
1.0
.0 .2 .4 .6 .8 1.0Sw
Kr
Corey Krw
rock Krw
Corey Krow
rock Krow
Datos del Laboratorio Pozo LS5169, Muestra #94.
End_Points:
Siw=0.164, Sor=0.442,
Krw_max=0.136, Krow_max=1.
Exp. De Corey:
nw=3, no=1.2
174
.0
.2
.4
.6
.8
1.0
.0 .2 .4 .6 .8 1.0Sliq
Kr
Corey Krg
rock Krg
Corey Krog
rock Krog
Figura 69. Pseudo Curva de Permeabilidad relativa gas-petróleo.
De forma ideal un set de curvas de permeabilidad relativa por tipo de roca, facies o unidad
hidráulica debe ser empleado. Sin embargo, debido a que la descripción sedimentológica y
caracterización petrofísica del área identifican a grandes rasgos solo dos facies sedimentarias
principales (Canales y Llanuras) y rocas yacimiento de muy buena calidad, se consideró
inicializar el modelo lo mas sencillo posible, considerando un único set de curvas de
permeabilidad relativa, y posteriormente durante la etapa de cotejo de ser necesario incluir y
discretizar tantos set de curvas como sean necesarios.
Con respecto a las curvas de presión capilar, la Figura 70 ilustra los gráficos de presión versus de
saturación de la fase mojante para cada uno de los tapones del núcleo.
175
Presion Capilar Sistema Aire-Mercurio vs Sw
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
16.0
18.0
20.0
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Sw , %
Pc
Hg , lp
c
Figura 70. Curvas de presión capilar vs saturación de agua. Núcleo LS-5169.
Un elemento importante a considerar es que debido a que el tamaño promedio del grano (poro)
del yacimiento inhibe los efectos capilares, es aceptable despreciar los diferenciales de presión
que ocurren entre las fases. De forma adicional la magnitud de las fuerzas viscosas en este tipo de
yacimiento es muy superior a los gradientes capilares y gravitaciones. En el área de estudio no
existe un contacto agua petróleo identificado, por lo que no es necesario modelar zonas de
transición. Las premisas anteriores sustentan la decisión de no emplear curvas capilares para el
modelado del área.
El emplear las curvas de permeabilidad relativa y presión capilares de un estudio de núcleo en un
modelo de simulación, siempre tiene el inconveniente de tener que establecer comparaciones de
escalas diferentes de medición. El volumen de soporte de un tapón de núcleo en el orden de
pulgadas, no es ni la décima parte del tamaño promedio de una celda de simulación (25 mts x 25
mts, 20 pies) lo que implica que en términos teóricos no es correcto usar este set de datos en el
modelo. Sin embargo, motivado a la complejidad de un estudio de escalamiento, fuera del
alcance del presente proyecto, se decidió usar las curvas como una referencia inicial y ajustarlas
de forma empírica hasta honrar los frentes de fluido a escala de campo con el simulador. Este
176
procedimiento es ampliamente empleado en la industria y constituye uno de los elementos claves
del cotejo histórico.
4.3.2. Controles de la simulación numérica.
Con el fin de interpretar adecuadamente los datos recurrentes durante el proceso de cotejo, es
importante destacar los siguientes niveles de incertidumbre para cada parámetro:
TASA DE PETRÓLEO: se mide al menos una vez al mes. Es validada por un Ing. De
Optimización de Producción. Se considera como un dato confiable.
TASA DE GAS: se mide con muy poco frecuencia, incluso durante largos periodos de
tiempo en la vida productiva del yacimiento no fue medido. El verdadero nivel de
producción de gas es incierto en el yacimiento. Tiene serias implicaciones sobre el cotejo
histórico debido a que la producción de gas controla el mecanismo de empuje por gas en
solución, declinación de presión y por ultimo compactación.
TASA DE AGUA: se toma una medición de corte de agua a los Pozos, y es validado por
el Ing. De Optimización de producción. La mayor incertidumbre yace en el periodo
posterior a la inyección, que debido a condiciones de superficie no es posible medir
inmediatamente (en caliente) el volumen de producción, por lo que no se puede
contabilizar exactamente cuanta agua es retenida en el Yacimiento
PRESIÓN: Existen un significativo numero de pruebas estáticas (BHPs) y RFTs
disponibles, considerados como data dura para la etapa del cotejo de energía.
HUNDIMIENTO: La información se toma en hitos de manera Bianual. Aunque algunos
hitos se deterioran con el tiempo, en líneas generales la data se considera representativa.
4.3.3. Inicialización del modelo de simulación.
Una vez completados todas las secciones precedentes en la construcción del modelo, el paso final
constituye inicializar el sistema para verificar la condición de equilibrio así como la integridad
del modelo de fluidos diseñado.
Este proceso es un poco complejo tomando en cuenta que el área de la muestra de pozos no está
cerrada por ningún tipo de limite estático (estratigráfico o estructural), por el contrario es un área
177
que se encuentra completamente abierta al flujo ubicada en pleno centro del yacimiento,
bordeada por limites arbitrarios que han sido definidos operacionalmente, tal como se ha
comentado en los párrafos anteriores (ver Figura 71).
Sin embargo, como una solución técnicamente factible al planteamiento anterior fue incluir
dentro del modelo de simulación un área adicional en los limites que bordean el área del
proyecto, a objeto de modelar efectivamente el radio de drenaje de los pozos que se encuentran
en el borde, tomando en consideración la premisa de que el arreglo de pozos y la alta viscosidad
del crudo presente en el yacimiento, genera unas pseudo barreras en el área de drenaje de los
pozos, que pueden ser consideradas como un limite de cierre dinámico.
Los elementos expuestos en el párrafo anterior, permiten asumir razonablemente que la condición
inicial sin flujo en los bordes puede ser establecida, considerando las incertidumbres presentes.
Lim
ite E
str
ati
grá
fico
Limite
abierto al fl
ujo
Hexágono existente
Lim
ite A
bie
rto a
l flujo
Lim
ite E
str
ati
grá
fico
Limite
abierto al fl
ujo
Hexágono existente
Lim
ite A
bie
rto a
l flujo
Muestra de pozos del estudio
Figura 71. Límites del área de estudio considerados en la inicialización.
Una vez estipulado el procedimiento a seguir en términos de la arquitectura del proyecto, se
procedió a inicializar el modelo de simulación, implementando en el simulador las secciones
anteriores referentes a la construcción del modelo. Se consideraron los datos PVT provenientes
178
del PVT sintético generado para el área de estudio, el contacto agua petróleo se encuentra fuera y
sin ningún tipo de influencia sobre el área de interés, no existen dentro del yacimiento contacto
gas petróleo y los fenómenos capilares no se consideran importantes debido al tamaño del grano.
Por otra parte, la presión inicial estimada de acuerdo a las medidas de BHPs disponibles para
1955, se encuentra en el orden de 1020 lpc al datum del yacimiento considerado a 2300 pies.
Como parte de la etapa de Inicialización, se procede a correr o realizar la fase de “Equilibrio” la
cual consiste en validar las condiciones iniciales del yacimiento en estudio, el programa de
simulación STARS para esta etapa se corrió por un lapso de 5 años. En esta parte se pudo
verificar que el POES obtenido durante la fase II en el programa PETREL se aproxima
certeramente al obtenido con el simulador STARS y se pudo confirmar las condiciones de
presión y temperatura, tal como se muestra en la Figura 72.
Figura 72. Inicialización del Modelo en Imex y Stars
Los volúmenes de fluidos se reportan a continuación:
179
Volumen de petróleo: 865.6 MMBN en Stars / 863.5 MMBN en Imex.
Volumen de gas: 92.9 MMMPC en Stars / 90.7 MMBN en Imex.
Volumen de agua: 254.5 MMBN en Stars / 253.6 MMBN en Imex.
4.4. Cotejar y calibrar el modelo de simulación del área de estudio del yacimiento.
4.4.1. Ajuste numérico del modelo de simulación.
Evaluando los datos disponibles y la incertidumbre asociada a cada una de las variables presentes
en el área de estudio, se consideraron los siguientes elementos como parámetro de cotejo:
Relación Permeabilidad-Saturación-Porosidad: Las ecuaciones empleadas presentan
incertidumbre por el factor de escala (núcleo a celda de simulación) con los diferentes
volúmenes de soporte adicional al pobre muestreo de las arenas. La permeabilidad es la
variable de mayor importancia y esta enlazada con la saturación de agua.
Comportamientos de Curvas de Permeabilidad relativa, Sg Critica: Las curvas de
permeabilidad relativa presentan el mismo problema que las medidas de permeabilidad, la
escala de medición. El cambio en las curvas controlan principalmente la producción de
gas, afectando directamente la presión del modelo. Es difícil establecer las curvas
correctas pues las medidas de gas en el campo presentan alta incertidumbre.
Modelo de Hundimiento: Los datos de subsidencia son importantes ya que junto con las
pruebas de presiones representan la medida mas precisa en términos de la energía del
yacimiento. Como el modelo inicial de subsidencia es aproximado cambios posteriores
deben ser hechos para modelar adecuadamente la data histórica.
Modelo de Viscosidad: Los análisis de viscosidad del crudo integrado con otra serie de
datos han permitido validar en estudios previos la variación vertical de la viscosidad,
identificándose la presencia de 2 zonas de viscosidad claramente definidas, una primera
zona ubicada en las arenas superiores con un crudo cuya viscosidad es mucho mayor al
encontrado en la segunda zona ubicada en las arenas inferiores del yacimiento Laguna.
180
Debido a que los pozos no han sido completados selectivamente y la alta incertidumbre
presente en cuanto a la relación existente entre la biodegradacion del crudo con
profundidad, en orden de magnitud la relación promedio de viscosidades de las arenas
superiores a las inferiores es un parámetro de cotejo importante, principalmente por que
las fuerzas viscosas son quienes dominan el desplazamiento de los fluidos en el
yacimiento.
4.4.2. Cotejo histórico del modelo de simulación.
El proceso de cotejo histórico es complejo, debido a la complejidad de los parámetros
involucrados y la incertidumbre presente en los datos disponibles. Sin embargo, se empleará la
metodología estándar (Cotejar energía y luego fluidos), siguiendo los pasos propuestos a
continuación.
Realizar la corrida de inicialización. Verificar volumen de fluidos en sitio y evaluar
consistencia con volúmenes del modelo estático.
Verificar el cotejo de presión por pozo. La data de presión histórica no permite obtener
una presión volumétrica del yacimiento totalmente confiable. Evaluar el hundimiento en
los hitos del yacimiento para constatar la energía global y ajustar compresibilidad total del
sistema. Esta fase es clave porque se esta ajustando el mecanismo de empuje mas
importante del yacimiento.
Evaluar y ajustar las curvas de permeabilidad relativa del gas tanto como sea necesario.
Este elemento ajusta la energía mediando la cantidad de gas en solución en el sistema
además de modificar la viscosidad de la fase liquida.
Usar el control de pozos mediante tasa de petróleo y evaluar el comportamiento de
fluidos. Verificar las tasas de gas y agua. Por ser la historia en frió bastante breve en
términos de producción, se realizara un cotejo simultaneo con la historia en caliente.
Evaluar los índices de productividad por pozo para verificar correspondencia de la
permeabilidad y hacer los cambios de permeabilidad relativa correspondiente.
Verificar la inyectividad del vapor por pozo. Ajustar el índice de productividad y
constatar repercusiones en la presión de pozo (BHP).
181
Ajustar todos los parámetros en forma simultánea como sea necesario y verificar
consistencia física entre ellos.
Es importante mencionar que el ajuste no se hizo en una sola etapa, ya que fue un proceso
iterativo con las propiedades estáticas y parámetros dinámicos del yacimiento. Inicialmente al
probar el primer modelo estático disponible, se corroboró que el modelo de permeabilidad
utilizado para la populación de este parámetro en la malla 3D, no era capaz de honrar esta
propiedad certeramente en referencia a la discretización de la mejor calidad de roca presente en
las arenas inferiores contra las superiores. De esta forma, fue necesario realizar un ajuste general
a la ecuación de permeabilidad a objeto de satisfacer la discretización de las arenas en cuanto a la
calidad de roca, lográndose reproducir adecuadamente la física del yacimiento. Esta sensibilidad
permitió mejorar el procedimiento de caracterización que se llevaba a cabo en el modelo
geoestadístico, estableciéndose un mejor enlace entre las propiedades estáticas y dinámicas del
yacimiento.
Por las razones previamente mencionadas, es importante notar que el cotejo histórico no se
constituye en un solo paso durante el estudio, por el contrario, es un proceso iterativo durante la
construcción del modelo estático hasta obtener un ajuste razonable que considerara todas las
disciplinas involucradas en el proceso.
Una vez evaluada la correspondencia de las propiedades estáticas con la física real del
yacimiento, se da paso a la calibración de los parámetros dinámicos. Como punto de partida para
la calibración del modelo, se utilizó como parámetro de control, la historia de producción
acumulada de los 54 pozos del área. Como tasa de inyección se impuso a los pozos, la tasa real de
inyección que se aplicó a cada uno de ellos por ciclo. Por otra parte, la relación de viscosidades
de las arenas superiores a las inferiores se estimó en el orden de 2 a 1 logrando de esta forma
modelar el drenaje diferencial presente en las arenas inferiores, el cual representa un factor clave
para lograr un cotejo satisfactorio. Adicionalmente, como compresibilidad del volumen poroso se
uso el valor de 20x10-6 lpc-1 desde la presión inicial de 1020 lpc hasta la presión de 920 lpc,
cuando comienza el mecanismo de compactación y se asume que la compresibilidad del volumen
poroso se encuentra en el orden de 120x10-6.
Una vez aplicados cada uno de los criterios y ajustes anteriormente descritos, validados por
estudios previos y análisis de datos reales disponibles en el área, los resultados muestran que se
182
lograron cotejar satisfactoriamente mas de 50 años de historia, desde mayo de 1953 hasta enero
del 2010, observándose un cotejo satisfactorio de fluidos y energía en el área de estudio, tal como
se ilustra a continuación (ver Figura 73 y Figura 74)
Figura 73. Cotejo de Producción de Petróleo y Agua.
Figura 74. Cotejo de Producción de Gas.
Ahondando un poco más en detalle, se puede observar en la Figura 73, como la tasa de petróleo
es honrada satisfactoriamente, así como la tasa de agua. Las medidas de gas poseen una alta
incertidumbre por lo que es muy difícil establecer patrones certeros de comparación (ver Figura
183
74). Durante los primeros años de producción el modelo reproduce significativamente menor
cantidad de gas que el reportado en el histórico, sin embargo a partir del año 1975 disminuye
considerablemente la marcada divergencia observada en los datos para los primeros años del
modelo. No obstante, la calibración de este parámetro se considero poco relevante durante la
etapa de cotejo debido a la escasa medición de gas en el campo aunado a la alta incertidumbre
presente en los datos reportados.
El nivel energético del campo también es verificable a través de las pruebas de presión (RFT y
BHP). Como referencia, la Figura 75, ilustra algunas medidas estáticas así como de RFT con
respecto al modelo. Puede ser observado como en líneas generales existe un cotejo bastante
razonable entre el modelo y los datos reales de las medidas de presión. Es importante acotar que
los volúmenes de soporte del bloque de simulación, RFT y estáticas son diferentes, no obstante
resultados en términos de tendencia y orden de magnitud son razonables. Las correcciones de
escala pueden ser realizadas con las ecuaciones de Peaceman, sin embargo debido a la cercanía
de las mediciones no fue necesario.
16/12/1995
2100
2200
2300
2400
2500
0 500 1000 1500 2000
LS4855 SIM TOPES Serie3
21/07/1998
1950
2000
2050
2100
2150
2200
0 500 1000 1500 2000
Presion_Arena A SIM TOPE_ARENA A
TOPE ARENA B Presion_Arena B
LS-5216LS-5216
10/11/1995
2200
2250
2300
2350
2400
2450
2500
0 500 1000 1500 2000
Presion Arena A SIM Tope Arena A
Tope Arena B Presion Arena B
LS-4855
LS-484728/10/1995
2100
2200
2300
2400
2500
0 500 1000 1500 2000
Presion Arena A SIM Tope Arena A
Tope Arena C Tope Arena B Presion Arena B
LS-4846
Figura 75. Cotejo de Presión.
Una de las primeras conclusiones después de analizar los datos provenientes del modelaje
dinámico, es la influencia de los cuerpos lutíticos en el flujo de fluidos. Debido a la coalescencia
184
entre los lentes de arcilla en algunos sectores del yacimiento, se aprecia como en algunos RFT
existe un equilibrio dinámico, mientras que en otros el agotamiento es diferencial. Al momento
de la actualización del modelo estático seria importante analizar en detalle esta característica
mediante mapas de espesor de lutitas. Esta información es muy útil para predecir los fenómenos
de inyección de fluidos dominados por gradientes de presión, donde las heterogeneidades areales
y verticales de gran escala dominan las direcciones preferenciales del flujo.
Otro punto de suma importancia durante la etapa del cotejo de energía, lo infiere el análisis
detallado de los datos reales de subsidencia en comparación con los resultados del modelo de
simulación. La Figura 76, muestran los resultados de los 5 hitos que interceptan el modelo de
simulación, comparándose los resultados obtenidos versus la data real.
Subsid
encia
(p
ies)
Figura 76. Cotejo de Hundimiento.
En términos prácticos el proceso de cotejo histórico es un proceso bastante complejo que
involucra la interacción de muchas variables con diferentes escalas de medición, donde el punto
importante es tratar de modelar los fenómenos importantes que controlan el flujo y los
mecanismos de empuje más significativos del yacimiento. Para el área de estudio, las variables
criticas para ajustar fueron la subsidencia y la permeabilidad relativa al gas, las cuales una vez
185
ajustadas, permitieron establecer un flujo de trabajo bastante sencillo y sin repercusiones
importantes en la planificación de trabajo. Los cambios propuestos en el modelo de
permeabilidad son comunes en los estudios de simulación y justificables debido a la dificultad de
medición de esta propiedad a condiciones de yacimiento. Finalmente se puede concluir que el
modelo obtenido es consistente y lógico con la física del yacimiento involucrada.
4.5. Evaluar la factibilidad de aplicación de procesos térmicos de recuperación mejorada de
hidrocarburos en el yacimiento LAGSUP CAMPO, área W6, mediante la estimación y
comparación del factor de recobro.
De acuerdo a los resultados obtenido en la sección 4.2.4, los procesos más recomendados son
ICV, IAV, IAV + GAS, SAGD y SAGP. Mientras que el restante de los procesos obtuvieron un
índice de aplicabilidad moderadamente recomendados. Es por ello que en esta sección se procede
a validar los resultados de las matrices de decisiones mediante la evaluación con un modelo de
simulación. Por lo tanto, se tomó uno de los procesos térmicos más factibles, como lo es el caso
de la inyección continua de vapor (ICV), y comparar dicha evaluación con un proceso
medianamente factible, en este caso, Inyección de Agua Caliente.
Antes de evaluar los casos seleccionados se procede en primer lugar a evaluar el caso base.
4.5.1. Predicción caso base.
Se creó el caso base donde se consideraron los pozos activos a Diciembre del 2010. En este caso,
el acumulado de petróleo y agua es de 2 MMB y 1,5 MMB respectivamente (ver Figura 77 y
Figura 78).
186
Np: 32.63 MMBls
NpCB: 34.63 MMBls
Np(adic): 2 MMBls
Figura 77. Perfil de producción de petróleo Caso Base.
Figura 78. Perfil de producción de agua Caso Base.
187
Al cabo de 20 años aún se observa que existen altas saturaciones de petróleo remanente, tanto en
las arenas inferiores como en las superiores. El factor de recobro estimado para este caso base
está en el orden de 18%, similar al factor de recobro actual del área 17%.
4.5.2. Predicción ICV.
Luego de ser evaluado el caso base, se sigue con la evaluación del proceso de Inyección Continua
de Vapor, el cual fue uno de los procesos que resultó según la matriz de decisiones como el
método más recomendado.
Es importante recordar que el proceso de Inyección Continua de Vapor (ICV), es una técnica que
usa dos pozos por separados, uno inyector y uno productor de manera tal que se aumentan la tasa
de producción y la cantidad de petróleo que se recupera de cada pozo. El calor del vapor
inyectado reduce la viscosidad del petróleo a medida que el fluido inyectado empuja el petróleo
del inyector al productor.
Para esto, se consideró como premisa inicial la completación selectiva de los pozos inyectores en
la base de la Arena D, en línea con criterios técnicos recomendandos y las experiencias obtenidas
a nivel mundial en cuanto a la implantación de procesos de ICV. La ventaja de este tipo de
completación es que el vapor sea segregado hacia los intervalos superiores, favoreciendo la
activación del drenaje gravitacional el cual junto con el resto de mecanismos presentes durante el
proceso, es un factor clave para obtener la mayor eficiencia de barrido areal y vertical del vapor
en el yacimiento. La predicción se realizó en un horizonte de 20 años e inyectando
simultáneamente los 7 hexágonos desde el inicio del proyecto piloto con 200 ton/b/d por cada
pozo inyector (ver Figura 79).
188
LS-3778
NLS-3781
LS-3736
LS-3728
LS-3757
LS-2876
LS 5125
LS-3764
LS-3751
LS-3743
LS-5169
LS-2815
LS-3787
LS-3790
LS-3731
LS-2737
LS-5119
LS-3803
LS-3794 LS-3786
LS-3729
LS-5168
LS-5122
LS 5124
LS 5123
LS-2203
LS-2203A
(ABAND.)
LS-2822LS-2501
LS-5121
1
23
4
5
6
7
LS-3909LS-5118
LS-2877
LS-4084 LS-5161
LS-3769
LS-5117
LS-3773
LS-3755
LS-3761
LS-3746
(ABAND)
Pozos Productores
Pozos Inyectores Pozos Observadores
Pozos con Núcleos
LS-3778
NLS-3781
LS-3736
LS-3728
LS-3757
LS-2876
LS 5125
LS-3764
LS-3751
LS-3743
LS-5169
LS-2815
LS-3787
LS-3790
LS-3731
LS-2737
LS-5119
LS-3803
LS-3794 LS-3786
LS-3729
LS-5168
LS-5122
LS 5124
LS 5123
LS-2203
LS-2203A
(ABAND.)
LS-2822LS-2501
LS-5121
1
23
4
5
6
7
LS-3909LS-5118
LS-2877
LS-4084 LS-5161
LS-3769
LS-5117
LS-3773
LS-3755
LS-3761
LS-3746
(ABAND)
Pozos Productores
Pozos Inyectores Pozos Observadores
Pozos con Núcleos
Figura 79. Propuesta del Proyecto de Inyección de Vapor.
En este caso se producen de acuerdo a la simulación, 47,07 MMBls de petróleo, por lo que en los
20 años de producción, sustrayendo el petróleo producido antes de la aplicación del proceso ICV,
32,63 MMBls, se tiene un acumulado neto por ICV de 14,44 MMBls, para un porcentaje de
recobro de 8,7 % adicional. Adicionalmente, se producen 60 MMBls de agua, como
consecuencia de los altos volúmenes de inyección continúa de vapor que han sido condensados.
Al comparar los volúmenes de agua producidos en este caso con el caso anterior, se obtienen
valores mucho mas altos no obstante el recobro de petróleo también es mucho mayor. Este caso
posee una ventaja importante en cuanto a rentabilidad económica, ya que no es necesario realizar
trabajos de completación para los pozos productores (ver Figura 80 y Figura 81).
189
Figura 80. Perfil de producción de petróleo Caso ICV.
Figura 81. Perfil de producción de agua Caso ICV.
190
4.5.3. Predicción agua caliente.
Se realizó esta predicción que consiste en la inyección continua de agua caliente a 200°F con el
mismo arreglo hexagonal invertido de 7 hexágonos del caso ICV. La razón para hacer esta
sensibilidad, en este caso es la similitud desde el punto de vista de saturaciones en el yacimiento
en comparación con el proceso de ICV, además de que el agua tiene alta capacidad calorífica.
En este caso, el acumulado de petróleo adicional se reduce a 3,19 MMBls, lo cual representa
apenas un 1,9 % de recobro adicional. Adicionalmente, se producen 49 MMBls de agua.
Esto pudiera indicar que este yacimiento no es apto para la implementación de este tipo de
proceso, debido a que la alta viscosidad del crudo presente en el área, incide directamente sobre
la escasa eficiencia del proceso, producto de que altos volúmenes de petróleo remanente son
baypaseados por la diferencia de movilidades de ambas fases de fluidos (agua-petróleo) presentes
en el yacimiento, lo cual genera la canalización e irrupción temprana del agua en los pozos
productores (ver Figura 82 y
Figura 83).
Figura 82. Perfil de producción de petróleo Caso Agua Caliente.
191
Figura 83. Perfil de producción de agua Caso Agua Caliente.
4.5.4. Comparación de escenarios y estimación de reservas.
Después de haber descrito los escenarios establecidos en este trabajo, se procede a discutir las
principales diferencias en las variables estudiadas.
4.5.4.1 Tasa de petróleo.
Al colocar las curvas de las tasas de petróleo para los tres escenarios (incluyendo el caso base)
en un mismo gráfico, podemos observar claramente que obtenemos un ganancial de tasa de
petróleo, con respecto al caso base. Dicho ganancial para el caso ICV, es superior a 3000 B/D
en los 20 años de predicción, mientras que el caso de Agua Caliente apenas alcanza los 800 B/D
(ver Figura 84).
192
ICV
Agua caliente
Base
Figura 84. Comparación de la tasa de petróleo.
4.5.4.2 Corte de agua.
Al analizar las curvas de corte de agua para los tres escenarios, se puede observar que en los dos
casos de inyección el corte de agua incrementa considerablemente. Es por ello, que este
parámetro es determinante al momento de seleccionar el mejor escenario. El caso ICV en el año
2016 alcanza el 80 % de agua, mientras que el caso de agua caliente ya sobrepasa el 90 %. Y para
el final del horizonte de predicción el caso ICV alcanza un máximo de 85 % y el caso de Agua
Caliente un 97 % (ver Figura 85).
ICV
Agua caliente
Base
Figura 85. Comparación del corte de agua.
193
4.5.4.3 Petróleo acumulado.
Al graficar las curvas de petróleo acumulado de petróleo, podemos obtener los valores de
reservas que podemos obtener para cada uno de los casos. El caso base para el año de 2030
obtuvo un valor de 34,11 MMBN. Mientras que los demás casos se obtuvo 47,07 MM y 35,82
MMBN, respectivamente, para el final de la predicción (2030). En donde claramente
observamos que el caso ICV representa la mejor elección para la explotación del área de estudio
(ver Figura 86).
ICV
Agua caliente
Base
Figura 86. Comparación del petróleo acumulado.
4.5.4.4 Factor de recobro.
Análogamente se graficó las curvas de factor de recobro, de las cuales podemos definir el mejor
escenario del estudio. El caso base obtuvo un 20,6 % de factor de recobro. El caso ICV obtuvo
28,4% y el de Agua Caliente obtuvo 21,6 %. Donde se confirma que a nivel de reservas el caso
ICV sería el ideal para elegir como esquema de explotación para al recuperación de
Hidrocarburos de este yacimiento, (ver Figura 87).
194
ICV
Agua caliente
Base
Figura 87. Comparación del factor de recobro.
De acuerdo a los resultados obtenidos anteriormente, a continuación se resume en la Tabla 43, la
comparación de los valores de factor de recobro, así como también las respectivas reservas de
petróleo asociadas con la implementación del proyecto ICV. En dicha tabla se describe el factor
de recobro adicional y las reservas de petróleo adicionales, partiendo de la premisa que los
valores de estas 2 variables al momento del primer año de predicción eran de 19,7% para el factor
de recobro y 32,63 MMBN para las reservas recuperables de petróleo.
Tabla 43. Tabla comparativa de al estimación de reservas de los casos de predicciones.
35,82
47,07
34,11
RESERVAS
RECUPERABLES
(MMBNP)
21,6
28,4
20,6
FR (%)
3,191,9800AGUA CALIENTE
14,448,73000ICV
1,480,9700BASE
RESERVAS
ADICIONALES
ASOCIADAS
(MMBNP)
FR
ADICIONAL
(%)
TASA
PETROLEO
MÁXIMA
(BPD)
CASO
35,82
47,07
34,11
RESERVAS
RECUPERABLES
(MMBNP)
21,6
28,4
20,6
FR (%)
3,191,9800AGUA CALIENTE
14,448,73000ICV
1,480,9700BASE
RESERVAS
ADICIONALES
ASOCIADAS
(MMBNP)
FR
ADICIONAL
(%)
TASA
PETROLEO
MÁXIMA
(BPD)
CASO
195
De acuerdo a la tabla anterior, el modelo de simulación me permitió evaluar y comparar dos de
los procesos térmicos que fueron estudiados en la matriz de decisiones, en donde un proceso
obtuvo un índice de aplicabilidad de 0,91 (ICV) y satisfactoriamente corresponde con unas
reservas adicionales de gran importancia y un factor de recobro adicional óptimo; mientras que el
proceso que fue moderadamente recomendado (Agua Caliente), refleja unas reservas
recuperables y un factor de recobro muy bajos con respecto al primer caso.
En conclusión, la comparación del factor de recobro y las reservas adicionales certifican la
validez de la matriz de decisiones diseñada para el Yacimiento, en donde el caso ICV obtiene los
resultados óptimos de factor de recobro de 28,4 % (8,7% adicional) y unas reservas recuperables
de 47,07 MMBN de petróleo (14,44 MMBN adicionales).
196
CONCLUSIONES
Después de haber desarrollado todos los objetivos del presente estudio se obtuvo las siguientes
conclusiones:
Las matrices de decisión permiten evaluar la factibilidad de aplicación de procesos térmicos
en Yacimientos de crudo pesado.
Los criterios de selección de los procesos térmicos estudiados se basaron en las
características físicas del yacimiento LAGSUP CAMPO y químicas del crudo presente, lo
cual fue determinante para la construcción de la matriz de decisiones.
Se construyeron 10 matrices, utilizándose como matriz la de tipo OPTIMISTA.
De acuerdo a los resultados de los índices de aplicabilidad de la matriz de decisiones, los
procesos más recomendados fueron ICV, IAV, IAV + GAS, SAGD y SAGP.
El modelo de simulación permitió validar los resultados de las matrices de decisiones, dando
como resultado un óptimo valor de recobro adicional de petróleo en un método recomendado
(ICV – FR = 8,7 %), con respecto un proceso térmico menos favorable (Inyección de Agua
Caliente – FR = 1,9 %).
197
RECOMENDACIONES
Aplicar las matrices de decisiones de procesos térmicos de este estudio en otras áreas de este
yacimiento, del campo Lagunillas Tierra y los demás campos de la División Costa Oriental
del Lago (Tia Juana y Bachaquero).
Seguir las metodología para la construcción de matrices de decisiones para estudiar la
factibilidad de procesos químicos de recuperación mejorada, así como también, evaluar
esquemas de explotación de acuerdo a las facilidades de superficie existentes en el campo.
Realizar un estudio estadístico que permita en términos de probabilidad asignar los puntajes
a los criterios de selección de las matrices de decisión de este estudio.
Evaluar la factibilidad mediante el modelo de simulación los procesos térmicos que también
obtuvieron un buen índice de aplicabilidad en el yacimiento (IAV + GAS, SAGD, SAGP).
Realizar evaluaciones económicas que soporten la viabilidad de la aplicación de los procesos
térmicos en el Yacimiento.
198
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