CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS …17:29Z-530… · progradante sobre la Formación La Rosa, y...

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.

88

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

90

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.

91

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.

93

SO

NE

Figura 35. Sección estratigráfica en dirección Suroeste-Noreste.

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

96

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).

97

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

99

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

ag

ua

(%

)T

as

a R

ea

l d

e P

etr

óle

o(b

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



consolidada

Poco

consolidada

No

consolidada


Yacimiento.

Menor de 20

pies

Entre 20 y

30 pies

Mayor de 30

pies



Menor a 200

mD

Mayor a 200

mD



Mayor a

3300 pies y

menor a 300 pies.

Entre 300 y

3300 pies.







Presencia de Fracturas

Extensivas Si No

Valor de la


Yacimiento.

Menor a 100

md-pies/cp.

Mayor a 100

md-pies/cp.

Homogeneidad del




°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


matriz de decisiones aplicada a la factibilidad de aplicar inyección continua de vapor en el


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..


permeabilidad mayor a 200 mD es la más favorable para un proyecto de ICV dándole un



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.


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.


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


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



consolidada

Poco

consolidada

No

consolidada


promedio del Yacimiento. Baja Alta


Yacimiento. Bajo Alto

Homogeneidad del


Buzamiento Alto Bajo


del fluido del Yacimiento. Alto Bajo


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


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


Puntuaciones Total



consolidada

Poco

consolidada

No

consolidada


Yacimiento.

Menor de 10

pies y mayor

de 50 pies.

Entre 10 y

50 pies.



Menor a 100

mD

Mayor a 100

mD



Menor a 500

pies.

Mayor a 500

pies.

Valor de la temperatura

del Yacimiento.

Menor a 150

°F.

Mayor a 150

°F.








Extensivas Si No

Valor de la


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


del fluido del Yacimiento.

Mayor a 40 y menor a

10 °API.

Mayor a 25

°API y

menor a 40

°API


25 °API



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


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


matriz de decisiones aplicada a la factibilidad de aplicar combustión in situ convencional en el


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.


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.


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.


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


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.


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


Puntuaciones Total



consolidada

Poco

consolidada

No

consolidada


Yacimiento.

Menor de 10

pies y mayor

de 50 pies.

Entre 10 y

50 pies.



Menor a 100

mD

Mayor a 100

mD



Menor a 500

pies.

Mayor a 500

pies.


del Yacimiento.

Menor a 150

°F.

Mayor a 150

°F.








Extensivas Si No

Valor de la


Yacimiento.



Buzamiento del







10 °API.

Mayor a

25 °API

y menor

a 40

°API


25 °API




a 5000 cp

Entre 100 y


Yacimiento: componentes

livianos o volátiles.

Si No


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


Puntuaciones Total



consolidada

Poco

consolidada

No

consolidada


Yacimiento.

Menor de 10

pies y mayor

de 50 pies.

Entre 10 y

50 pies.



Menor a 100

mD

Mayor a 100

mD



Menor a 500

pies.

Mayor a 500

pies.


del Yacimiento.

Menor a 150

°F.

Mayor a 150

°F.








Extensivas Si No

Valor de la


Yacimiento.



Buzamiento del






° API. Menor a 10°

API.



Menor a 100

cp y Mayor

a 5000 cp

Entre 100 y


Yacimiento.

No contiene

asfaltos.

Contiene

Asfaltos


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


Tabla 29. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar SAGD en el yacimiento LAGSUP CAMPO, área

W6.

Puntuaciones Total



consolidada

Poco

consolidada

No

consolidada


Yacimiento.

Menor de 50

pies

Mayor de 50

pies



Menor a 800

mD

Mayor a 800

mD








Extensivas Si No

Valor de la


Yacimiento.

Menor a 20

md-pies/cp.

Mayor a 20

md-pies/cp.

Buzamiento del


Permeabilidad vertical del

yacimiento. Baja Moderada Alta



°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.


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


permeabilidad mayor a 800 mD es la más favorable para un SAGD, donde se asignó 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.


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.


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


Puntuaciones Total



consolidada

Poco

consolidada

No

consolidada


Yacimiento.

Menor de 10

pies y mayor

de 50 pies.

Entre 10 y

50 pies.



Menor a 100

mD

Mayor a 100

mD



Menor a 500 pies y mayor

3000 pies.

Entre 500 a

3000 pies.


del Yacimiento.

Mayor a 150

°F.

Menor a 150

°F.




Extensivas Si No



° API Menor de 10

°API Valor de la viscosidad del

fluido del Yacimiento. Menor a 3000 cps.

Mayor a 3000 cps.


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.


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.


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


Tabla 31. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar IAV + GAS en el yacimiento LAGSUP

CAMPO, área W6.

Puntuaciones Total



consolidada

Poco consolidada

No consolidada


Yacimiento.

Menor de 20 pies

Entre 20 y 40

pies

Entre 40 y 50 pies

Mayor de 50 pies



Menor a 100

mD

Mayor a 100

mD



Mayor a

3.000 pies.

Menor a

3.000 pies







Valor de la


Yacimiento.



Homogeneidad del




°API. Menor a 16

°API Valor de la viscosidad del


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


Tabla 32. Matriz de decisión para evaluar la factibilidad de aplicar SAGP en el yacimiento LAGSUP CAMPO,

área W6.

Puntuaciones Total



consolidada

Poco

consolidada

No

consolidada


Yacimiento.

Menor de 30

pies

Mayor de 30

pies



Menor a 800 mD

Mayor a 800

mD








Extensivas Si No

Valor de la


Yacimiento.

Menor a 20

md-pies/cp.

Mayor a 20

md-pies/cp.

Buzamiento del






Menor a 5

°API y mayor a 15

°API. Entre 5 y 15

°API.


%.

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


Puntuaciones Total



consolidada

Poco

consolidada

No

consolidada 4


Yacimiento.

Menor de 20

pies

Entre 20 y 40

pies

Entre 40 y

50 pies

Mayor de 50

pies 5



Menor a 100 mD

Mayor a 100

mD 5



Mayor a

3.000 pies.

Menor a

3.000 pies. 5



5



5



5

Valor de la


Yacimiento.

Menor a 100

md-pies/cp.

Mayor a 100

md-pies/cp. 0

Homogeneidad del


5



°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



consolidada

Poco

consolidada

No

consolidada 4


Yacimiento.

Menor de 20

pies

Entre 20 y

30 pies

Mayor de 30

pies 5



Menor a 200

mD

Mayor a 200

mD 5



Mayor a

3300 pies y

menor a 300 pies.

Entre 300 y

3300 pies. 5



5



5



5


Extensivas Si No

5

Valor de la


Yacimiento.

Menor a 100

md-pies/cp.

Mayor a 100

md-pies/cp. 0

Homogeneidad del


5



°API. Menor a 25

°API. 5



Menor a 20

cp y Mayor a 2000 cp

Entre 20 y

2.000 cps. 5


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


Tabla 35. Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar inyección de agua caliente en el yacimiento


Puntuaciones Total



consolidada

Poco

consolidada

No

consolidada 4


promedio del Yacimiento. Baja Alta

0


Yacimiento. Bajo Alto

0

Homogeneidad del


5

Buzamiento Alto Bajo 5


del fluido del Yacimiento. Alto Bajo 5


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



consolidada

Poco

consolidada

No

consolidada 4


Yacimiento.

Menor de 10

pies y mayor

de 50 pies.

Entre 10 y

50 pies. 0



Menor a 100

mD

Mayor a 100

mD 5



Menor a 500

pies.

Mayor a 500

pies. 5


del Yacimiento.

Menor a 150

°F.

Mayor a 150

°F. 0



5



5



5


Extensivas Si No

5

Valor de la


Yacimiento.


Mayor a 20 md-pies/cp. 0

Buzamiento del


0



2




10 °API.

Mayor a 25

°API y

menor a 40

°API


25 °API 5




a 5000 cp

Entre 100 y

5.000 cps. 5

Componentes del fluido del

Yacimiento.

No contiene asfaltos.

Contiene Asfaltos 5


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


Tabla 37. Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar combustión in situ húmeda en el Yacimiento


Puntuaciones Total



consolidada

Poco

consolidad

a

No consolidada

4


Yacimiento.

Menor de 10

pies y mayor de 50 pies.

Entre 10 y

50 pies. 0



Menor a 100 mD

Mayor a 100

mD 5



Menor a 500

pies.

Mayor a 500

pies. 5


del Yacimiento.

Menor a 150

°F.

Mayor a 150

°F. 0



5



5



5


Extensivas Si No

5

Valor de la


Yacimiento.

Menor a 20

md-pies/cp.

Mayor a 20

md-pies/cp. 0

Buzamiento del


0



2



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



Menor a 100

cp y Mayor

a 5000 cp

Entre 100 y

5.000 cps. 5


Yacimiento: componentes

livianos o volátiles.

Si No

5


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


Puntuaciones Total



consolidada

Poco

consolidada

No

consolidada 4


Yacimiento.

Menor de 10

pies y mayor

de 50 pies.

Entre 10 y

50 pies. 0



Menor a 100

mD

Mayor a 100

mD 5



Menor a 500

pies.

Mayor a 500

pies. 5


del Yacimiento.

Menor a 150

°F.

Mayor a 150

°F. 0



5



5



5


Extensivas Si No

5

Valor de la


Yacimiento.



Buzamiento del


0



2 Valor de la Gravedad °API


° API. Menor a 10°

API. 0



Menor a 100

cp y Mayor

a 5000 cp

Entre 100 y

5.000 cps. 5


Yacimiento.

No contiene

asfaltos.

Contiene

Asfaltos 5


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



consolidada

Poco consolidada

No consolidada 4


Yacimiento.

Menor de 50 pies

Mayor de 50

pies 5



Menor a 800

mD

Mayor a 800

mD 5



5



5



5


Extensivas Si No

5

Valor de la


Yacimiento.



Buzamiento del


5



3 Valor de la Gravedad °API


°API. Menor a 15

°API. 5


%.

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,


Tabla 40. Cálculo del índice de aplicabilidad factibilidad de aplicar calentamiento electromagnético, en el


Puntuaciones Total



consolidada

Poco consolidada

No consolidada 4


Yacimiento.

Menor de 10 pies y mayor

de 50 pies.

Entre 10 y

50 pies. 0



Menor a 100

mD

Mayor a 100

mD 5



Menor a 500

pies y mayor

3000 pies.

Entre 500 a

3000 pies. 5


del Yacimiento.

Mayor a 150

°F.

Menor a 150

°F. 5



5


Extensivas Si No

5



° API Menor de 10

°API 0 Valor de la viscosidad del


3000 cps. Mayor a

3000 cps. 0


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)


Puntuaciones Total



consolidada

Poco

consolidada

No

consolidada 4


Yacimiento.

Menor de 20

pies

Entre 20 y 40

pies

Entre 40 y

50 pies

Mayor de 50

pies 5



Menor a 100

mD

Mayor a 100

mD 5



Mayor a 3.000 pies.

Menor a

3.000 pies 5



5



5



5

Valor de la


Yacimiento.

Menor a 100

md-pies/cp.

Mayor a 100

md-pies/cp. 0

Homogeneidad del


5



°API. Menor a 16

°API 5 Valor de la viscosidad del


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



consolidada

Poco

consolidada

No

consolidada 4


Yacimiento.

Menor de 30

pies

Mayor de 30

pies 5



Menor a 800 mD

Mayor a 800

mD 5



5



5



5


Extensivas Si No

5

Valor de la


Yacimiento.

Menor a 20

md-pies/cp.

Mayor a 20

md-pies/cp. 0

Buzamiento del


5



3



Menor a 5

°API y mayor a 15

°API. Entre 5 y 15

°API. 5


%.

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




LS3761LS3761iw

LS3764LS3764iw

LS3769LS3769iw

LS3773LS3773iw

LS3778LS3778iw

LS3781LS3781iw

LS3786LS3786iw

LS3787LS3787iw

LS3790LS3790iw


LS3909LS3909iw


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


LS2199LS2199iw

LS2203LS2203iw

LS2205LS2205iw

LS2208LS2208iw

LS2420LS2420iw

LS2501LS2501iw

LS2519LS2519iw

LS2737LS2737iw

LS2815LS2815iw

LS2822LS2822iw

LS2873LS2873iw

LS2876LS2876iw


LS3728LS3728iw

LS3729LS3729iw

LS3731LS3731iw




LS3761LS3761iw

LS3764LS3764iw

LS3769LS3769iw

LS3773LS3773iw

LS3778LS3778iw

LS3781LS3781iw

LS3786LS3786iw

LS3787LS3787iw

LS3790LS3790iw


LS3909LS3909iw


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


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


Figura 60. Mapa estructural de la malla de simulación al Tope de Unidad IV.

168

BM261A

BM262A

LS2116LS2116iw


LS2199LS2199iw

LS2203LS2203iw

LS2205LS2205iw

LS2208LS2208iw

LS2420LS2420iw

LS2501LS2501iw

LS2519LS2519iw

LS2737LS2737iw

LS2815LS2815iw

LS2822LS2822iw

LS2873LS2873iw

LS2876LS2876iw


LS3728LS3728iw

LS3729LS3729iw

LS3731LS3731iw




LS3761LS3761iw

LS3764LS3764iw

LS3769LS3769iw

LS3773LS3773iw

LS3778LS3778iw

LS3781LS3781iw

LS3786LS3786iw

LS3787LS3787iw

LS3790LS3790iw


LS3909LS3909iw


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


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


Figura 61. Mapa estructural de la malla de simulación al Tope de Unidad III.

BM261A

BM262A

LS2116LS2116iw


LS2199LS2199iw

LS2203LS2203iw

LS2205LS2205iw

LS2208LS2208iw

LS2420LS2420iw

LS2501LS2501iw

LS2519LS2519iw

LS2737LS2737iw

LS2815LS2815iw

LS2822LS2822iw

LS2873LS2873iw

LS2876LS2876iw


LS3728LS3728iw

LS3729LS3729iw

LS3731LS3731iw




LS3761LS3761iw

LS3764LS3764iw

LS3769LS3769iw

LS3773LS3773iw

LS3778LS3778iw

LS3781LS3781iw

LS3786LS3786iw

LS3787LS3787iw

LS3790LS3790iw


LS3909LS3909iw


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


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


Figura 62. Mapa estructural de la malla de simulación al Tope de Unidad II.

169

BM261A

BM262A

LS2116LS2116iw


LS2199LS2199iw

LS2203LS2203iw

LS2205LS2205iw

LS2208LS2208iw

LS2420LS2420iw

LS2501LS2501iw

LS2519LS2519iw

LS2737LS2737iw

LS2815LS2815iw

LS2822LS2822iw

LS2873LS2873iw

LS2876LS2876iw


LS3728LS3728iw

LS3729LS3729iw

LS3731LS3731iw




LS3761LS3761iw

LS3764LS3764iw

LS3769LS3769iw

LS3773LS3773iw

LS3778LS3778iw

LS3781LS3781iw

LS3786LS3786iw

LS3787LS3787iw

LS3790LS3790iw


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


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


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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CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS …17:29Z-530… · progradante sobre la Formación La Rosa, y...

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