DESARROLLO DE YACIMIENTOS DE BAJO ESPESOR...

REPÚBLICA BOLlVARlANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIER~A DIVISIÓN DE POSTGRADO

ÁREA: INGENIER~A DE PETRÓLEO

DESARROLLO DE YACIMIENTOS DE BAJO ESPESOR USANDO TÉCNICAS DE

PERFORACIÓN HORIZONTAL

TRABAJO PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD DEL ZULlA PARA OPTAR AL TITULO DE MAGISTEiR

SClENTlARUM EN INGENIER~A DE PE~'RÓLEO

AUTOR: LUIS. J. MOLINA R. ( r> o . , 1:-

TUTOR: JOSE U. COLINA Ch. \<?,- M,,,;,, ,u i-

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MARACAIBO, ENERO DEL 2000.

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULlA

FACULTAD DE INGENIER~A DIVISIÓN DE POSTGRADO

ÁREA: ~NGEN~ER~A DE PETRÓLEO

DESARROLLO DE YACIMIENTOS DE BAJO ESPESOR USANDO TÉCNICAS DE

PERFORACIÓN HORIZONTAL

TRABAJO PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVER:SIDAD DEL ZULlA PARA OPTAR AL T~TULO DE MAGISTER

SClENTlARUM EN INGENIER~A DE PETRÓLEO

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AUTOR: LUIS. J. MOLINA RI ,; i ., <, TUTOR: JOSÉ U. COLINA ch..'.. ... . ..,. ;~ ,: . 3 , ,: c1 ,

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MARACAIBO, ENERO DEL 2000.

APROBACIÓN DEL TUTOR

En mi carácter de tutor del Trabajo de Grado de Maestría titulado

"DESARROLLO DE YACIMIENTOS DE BAJO ESPESOR USANDO

TÉCNICAS DE PERFORACION HORIZONTAL", presentado por el Ingeniero

Luis Jesús Molina Rodríguez, para optar al título de Magister Scientiarum en

Ingeniería de Petróleo, considero que dicho trabajo cuenta con los requisitos

y méritos suficientes para ser sometido a la presentación pijblica y

evaluación por parte del jurado examinador designado.

En la ciudad de Maracaibo a los trece días del mes de Enero del dos mil.

. - . -. - Firma: I _ -

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(Tutor) a . .,. - .- 1 " - . '

APROBACIÓN DEL JURADO

Este jurado aprueba el trabajo especial de grado titulado "DESARROLLO DE

YACIMIENTOS DE BAJO ESPESOR USANDO TÉCNICAS DE

PERFORACIÓN HORIZONTAL", que presentó el Ingeniero Luis Jesús

Molina R.; C.I.: 9.962.605, ante el Consejo Técnico de Posgraclo de la

Universidad del Zulia, en cumplimiento de los requisitos señalados en el

Artículo 51, Aparte 51.6, Página 12 del Reglamento de Estudios para

Graduados de La Universidad del Zulia, para optar al Grado Académico de

"MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIER~A DE PETROI,EO".

En fé de-lo cual firmamos en Maracaibo a los trece días del mes de E:nero del

dos mil.

JURADO:

1

P r w a

, . , - , _- ' . .,

c- -

/ b ,' ; L. . . :*,-----

, - prof. ~rancisco Guevara . ' : , . , ' 4. -.

Prof. Carlos Rincón Director de la División de Postgrado

de la Facultad de Ingeniería de L.U.Z.

DEDICATORIA

~ e d í c o el r e d i d o RE i1i e@zo ac&íco a mis padres ~usafAo y M&, tjempllor RE nnun y hoción;

tr4mniako en Árbol d raíces

AGRADECIMIENTO

Deseo expresar en estas líneas un especial agradecimiento al Pro.fesor José

Udon Colina; formador de Ingenieros de Yacimientos. Su enseñanza tanto

académica como humanística son de valor incalculable.

A María Eugenia Añez; por encaminarme en la difícil tarea de consi:ruir pozos

horizontales cada vez mejores.

A mis padres; no basta con dedicarles el fruto de mi esfuerzo. A ustedes les

debo todo. Gracias por darme la vida.

A mi esposa Ivon; por hacerme sentir fuerte en esos momentos de flaqueza.

Gracias por estar siempre a mi lado. Eres única.

A mi suegra Fanny; por el apoyo incondicional y la nobleza de su espíritu.

A mis hijos Luis, María, Andrés y Daniel; doy gracias a Dics por su

existencia. Ustedes le dan sentido y razón a todos mis proyectos. No los

defraudare núnca.

A todos mis profesores y maestros; cada uno ha aportado una letra a mi gran

abecedario.

A mis amigos; gracias por estar siempre cerca en los momentos difíciles.

Doy gracias a Dios y a la Vida por enseñarme todos los días el sentido de

existir.

Mil Gracias ...

RESUMEN

La diversidad de campos maduros presentes en la cuenca del Lago de

Maracaibo ha obligado en los últimos años a generar estudios, proyectos y

tecnologías dirigidas a mejorar la recuperación de hidrocarburos e

incrementar los volumenes de reservas por incorporación de barriles

"frescos". Es allí donde nace una idea de apariencia modesta pero de gran

valor productivo como lo es la "Re-exploración en Campos Maduros".

Apoyados en la experiencia de un equipo profesional multi-disciplinario, se

emprende un estudio de busqueda de oportunidades de produccióri de crudo

en áreas "conocidas". Es así como nace el proyecto de perforación horizontal

en arenas de bajo espesor, que no es mas que la aplicación de tecnología

de punta en las áreas de selección de candidatos a partir de metodologías

innovadoras, perforación direccional con las mas avanzadas técnicas,

completación de pozos con diseños adaptados a las necesidades de los

yacimientos de muy baja consolidación de roca y seguirriento de

productividad con acertadas decisiones en los momentos mas oportunos y

en pro de la racionalización de la energía de los yacimientos.

El proyecto arranca con pasos firmes a principios del año 1996. Por primera

vez en el occidente de Venezuela se decide utilizar la técnica de la

perforación horizontal para desarrollar yacimientos de arenas delgadas,

donde los espesores de los cuerpos eran menores a 30 pies. La aplicación

de la metodología desarrollada se lleva a cabo en los yacimientos del

miembro Laguna ubicados hacia el norte del campo Lagunillas.

Gracias a la vasta experiencia adquirida y tomando como base las

respuestas positivas en la escogencia de los candidatos, se da forna a una

metodología de selección que se presenta en detalle a fin de no obviar

puntos estratégicos y considerar todo lo necesario para la culminación

exitosa de un proyecto de esta envergadura. Los procedimientos

presentados aplican a muchos de nuestros yacimientos de crudo pesado en

arenas delgadas no consolidadas; sin embargo, pueden ser adaptados a

otras formaciones con solo insertar o incluir aquellas premisas de peso que

caractericen a tales yacimientos.

Para finalizar el trabajo, se presentan los resultados clel proyecto con su

respectiva evaluación económica y con las conclusiones y recomendaciones

que abren las puertas a un desarrollo masivo de las áreas Laguria Norte y

Sur en el Campo Lagunillas, aplicando la metodología para selección de

localizaciones candidatas a la perforación horizontal.

SUMMARY

Exist an important quantity and diversity of mature fields located in Lake

Maracaibo basin and a vast amount of hydrocarbon remains unrecovered.

The study's focus has been placed on "DEVELOPMENT (3F LOW

THICKNESS RESERVOIRS USlNG HORIZONTAL DRILLING

TECHNIQUES", by integrating the technologies and activities of the many

disciplines involved.

The study presents how an aggressive and multidisciplinary erigineering

team approach provided the development plan for Laguna Member on

Lagunillas Field, using Horizontal Drilling as the primary tool and an special

procedure to select the best candidates to develop 10 - 30 ft sands.

The objective is to provide a better understanding of the practical approach to

asset horizontal drilling management using pertinent reservoir knovving along

with our own years of practical experience in reservoir studies, selection and

operation of horizontal wells.

The selection process of candidates to Horizontal Drilling involves

establishing a purpose or strategy and developing a plan, implementing and

monitoring the plan, and evaluating the results. None of the components of

selection process is independent of the others. lntegration of al1 these are

essential for successful horizontal well productivity and reservoir

management.

Throughout the life of our old reservoirs, an enormous amount of data has

been collected. An efficient data management program consisting of

acquisition, analysis, validating, storing and retrieving plays a key role in

horizontal drilling. It requires planning, justifying, prioritizing, arid timing.

Analyzing al1 this data in Lagunillas Field, has been found three prospective

and non-produced heavy crude oil sand tenses in two reservoirs which are

being developed by only and exclusively horizontal drilling. This type of

project is unique in Venezuela and it is been implemented using horizontal

techniques described in the study.

Candidate Selection to Horizontal Drilling requires economic evaluation and

analysis of the property and associated projects throughout the life of the

reservoir.

It has been found success applying al1 procedures recommencled under

certain characteristics, common to a lot of non-consolidated and heavy oil

reservoirs. However, the primary and most important recommendation is to

verify the adaptability of the processes to the region and type of reservoir to

be analyzed. It is very easy to modify and adapt the procedures ':o specific

situations, of course utilizing the expertise of a multidisciplinary team in

charge of the project.

D E S A R R O L L O D E YACIMIENTOS D E RAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó N HORIZONTAL

. . APROBACIÓN DEL TUTOR .................................................................................... 11

... APROBACION DEL JURADO ................................................................................. III

DEDICATORIA ..................................................................................................... iv

AGRADECIMIENTO .............................................................................................. v

RESUMEN ......................................................................................................... .vi

... SUMMARY ........................................................................................................ VIII

~NDICE GENERAL ................................................................................................................... 1

ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................................... 4

1 INTRODUCCIÓN. OBJETIVOS Y ALCANCES DEL ESTUDIO ............................ 5

1.1 INTRODUCCI~N .......................................................................................................... 5 1.2 OBJETIVOS ................................................................................................................ 6 1.3 ALCANCES DEL ESTUDIO ............................................................................................ 7

2 ANTECEDENTES .................................................................................................. 9

2.1 HISTORIA DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL ............................................................... 9 2.2 ESTUDIOS INICIALES EN EL ÁREA OBJETIVO ............................................................... 13

3 BASES TÉCNICAS DE INGEN~ER~A DE YACIMIENTOS PARA LA PERFORACIÓN DE POZOS HORIZONTALES ................................................... 15

3.1 APLICACIONES DE LA TECNOLOG~A DE PERFORACIÓN DE POZOS DE ALTO ÁN~;ULO ...... 15 3.2 SELECCI~N DE APLICACIONES PARA PERFORACI~N HORIZONTAL .............................. 18

3.2.1 Yacimientos de Baja Permeabilidad ....................................................... 18 . . 3.2.2 Daño de Formacion ................................................................................ 21 3.2.3 Control de Arena .................................................................................... 21 3.2.4 Yacimientos de Gas ............................................................................... 22 . . 3.2.5 Tasa de Flujo Critica .............................................................................. 23 3.2.6 Empuje por Agua o Inyección de Agua .................................................. 24 3.2.7 Recobro Mejorado de Petróleo .............................................................. 26 3.2.8 Efecto del Buzamiento ........................................................................... 27 3.2.9 Trayectorias Complejas .......................................................................... 28 3.2.1 0 Longitud de la Trayectoria de los Pozos Horizontales ........................... 28 3.2.1 1 Ecuaciones de Flujo ............................................................................... 29 3.2.1 2 Longitud Optima ..................................................................................... 30 3.2.1 3 Costos Adicionales ................................................................................. 31 3.2.1 4 Riesgos Operativos ................................................................................ 31 3.2.1 5 Áreas de Mayor Factibilidad Técnica ..................................................... 32

3.3 PERFIL DEL POZO HORIZONTAL E INCLINADO ............................................................. 33

DESARROLLO DE YACIMIENTOS D E BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó N I-rORIZONT/\L

3.3.1 Radio Largo ............................................................................................ 33 3.3.2 Radio Medio ........................................................................................... 36 3.3.3 Radio Corto ............................................................................................ 39 3.3.4 Radio Ultra Corto .................................................................................... 42 3.3.5 Pozos Multilaterales ............................................................................... 42 3.3.6 Pozos Inclinados .................................................................................... 43 3.3.7 Limitaciones para cada Tipo de Pozo .................................................... 43 POZOS DE RE-ENTRADA HORIZONTAL O "RE-ENTRY" .................................................. 45

................... 3.4.1 Consideraciones Iniciales para la Aplicación de la Técnica 45 3.4.2 Productividad del Pozo Horizontal frente a uno Vertical ........................ 47

.................................. 3.4.3 Aplicaciones Horizontales para Pozos Re-entries 49

PROCEDIMIENTOS DE SELECCIÓN DE CANDIDATOS .................................. 52

CRITERIOS GENERALES DE SELECCIÓN ..................................................................... 52 PROCEDIMIENTO PARA LA SELECCION DE LOCALIZACIOI\IES CANDID. 4TAS A PERFORACIÓN HORIZONTAL ..................................................................................... 56 4.2.1 Primera Etapa: Selección de Áreas Candidatas .................................... 57 4.2.2 Segunda Etapa: Selección de los Lentes de Areni3 Candidato:; ............ 59 4.2.3 Tercera Etapa: Definición de Espacios Estratégicos para la Ubicación

de Pozos Horizontales en el Yacimiento ................................................ 60 4.2.4 Cuarta Etapa: Definición de Dirección de Navegación. Longitud de

Sección Horizontal. Ubicación del Punto de Entrada. Tipo y Número de Pozos ................................................................................................. 62

4.2.5 Quinta Etapa: Diseño de la Trayectoria de Navegación ......................... 64 ASPECTOS IMPORTANTES SOBRE LA PERFORACIÓN. GEONAVEGACI~N, COMPLETACI~N Y PRODUCCI~N ............................................................................... 65 4.3.1 Perforación del Pozo Horizontal ............................................................. 65 4.3.2 Geonavegación ...................................................................................... 66 4.3.3 Completación del Pozo Horizontal ......................................................... 67 . . 4.3.4 Produccion ............................................................................................. 68 PROYECTO DE POZOS DE RE-ENTRADA HORIZONTAL EN EL LAGO DE MARACP.IB0 ........ 69 4.4.1 Selección del Candidato ......................................................................... 70 4.4.2 Diseño del Pozo Re-entry ....................................................................... 72 4.4.3 Prácticas de Perforación ........................................................................ 75 . . 4.4.4 Prácticas de Completacion ..................................................................... 77 4.4.5 Consideraciones Finales en la Selección de Pozos Candidatos a Re-

entrada Horizontal .................................................................................. 78

.................................. DESARROLLO DE YACIMIENTOS DE BAJO ESPESOR 80

ANTECEDENTES ....................................................................................................... 80 MODELO DE YACIMIENTOS ........................................................................................ 83 5.2.1 Antecedentes de Producción .................................................. ~ .............. 83 5.2.2 Características de la Roca y del Fluido .................................................. 84 . . . . 5.2.3 Evaluacion de Presion ............................................................................ 86 MODELO GEOLÓGICO ............................................................................................... 87 5.3.1 Estratigrafía y Sedimentación ................................................................ 87 5.3.2 Geología Estructural ............................................................................... 89 PROCEDIMIENTO PARA LA SELECCIÓN DE LAS LOCALIZACIONES ................................. 90 RESULTADOS .......................................................................................................... 92 5.5.1 Validación del Modelo de Producción de los Pozos Horizontales .......... 92 5.5.2 Incremento de Reservas ........................................................................ 95 5.5.3 Evaluación Económica del Proyecto ...................................................... 96

CONCLUSIONES ................................................................................................. 99

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E BAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E I ' E R F O R A C I Ó N H O R I Z O N T A L

7 RECOMENDACIONES ....................................................................................... 102

8 FIGURAS ............................................................................................................ 107

ANEXO 1 : FORMATO DE ESTUDIO PREVIO .................................................................... 121

ANEXO 2: COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN ......................................................... 125

ANEXO 3: RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DE RESTAURACIÓN Y FLUJO TRAS FLUJO A POZOS HORIZONTALES LL3461 Y LL3443 ................................... 135

............................ ANEXO 4: ANÁLISIS DE MUESTRAS PVT Y AGUA DE FORMACI~N 141

ANEXO 5: RESUMEN DE LA PERFORACI~N. COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN DE LOS POZOS HORIZONTALES .......................................................................... 142

ANEXO 6: EVALUACIÓN ECONÓMICA DE POZO TIPO .................................................. 162

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................................... 171

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E BAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó N H O R I Z O N T A L

~NDICE DE FIGURAS

3.1 Conificación de Agua y Gas en Yacimientos Estratificados.

3.2 Perfil del Pozo Horizontal.

3.3 Desarrollos Gráficos de la Ecuación de productividad de Joshi para un

Pozo Horizontal.

3.4 Flujograma de Aplicaciones Horizontales para Pozos Re-entries.

4.1 Flujograma de Seguimiento Geológico Operacional.

4.2 Pasos en la Realización de un Pozo Tipo Re-entry.

5.1 Mapa de Ubicación de los Pozos Horizontales (Zona Laguna Norte).

5.2(a) Registro Eléctrico del Pozo LL1507.

5.2(b) Registro Eléctrico del Pozo LL2282.

5.3(a) Mapa de Instalaciones en el Área de Estudio.

5.3(b) Mapa de Instalaciones en el Área de Estudio (Cont.).

5.4 Mapa de Ubicación de los Pozos Horizontales (Zona Laguna Sur).

5.5 Trayectoria de Perforación de un Pozo Horizontal Tipo.

UES , IRROLLO D E Y A C I M I E N T O S D E BAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E I ' E R F O R / ~ C I Ó A H O R I Z O N T A L

1 INTRODUCCI~N, OBJETIVOS Y ALCANCB DEL

ESTUDIO

El auge de la perforación horizontal se inició en 1985, con la perforación de

50 pozos horizontales en Canadá, país que utilizó esta tecnología con la

finalidad de "rejuvenecer los yacimientos maduros y pozos viejos con

producciones marginalmente económicas". Posteriormente, en 1986, debido

a las diferentes aplicaciones y ventajas que ofrece este tipo de pozos,

comparado con un vertical, esta técnica comienza a ser utilizada

mundialmente. Luego, en 1993, surge la aplicación de la reperforación

horizontal (reentry), tomando en cuenta la gran cantidad de pozos inactivos y

suspendidos, alrededor de 90000 pozos, que existían en Norte América.

En el caso específico del Occidente de Venezuela, la perforación horizontal

se inició en 1989, con los pozos TJ-1073, CL-273 y TJ-1112. Estos primeros

intentos no fueron exitosos, ocurriendo un receso en la actividad. Luego, en

1993, se retoma el proyecto, debido a los excelentes resultados obtenidos en

el Oriente del país con la aplicación de nuevos avances en geonavegación.

Así es como, en octubre de ese año, se formó un equipo multidisciplinario

con miras a elaborar un programa('92) ambicioso de reperforaciones y pozos

horizontales nuevos. Como producto de este esfuerzo, para finales de 1994

se habían completado y evaluado 25 pozos reperforados, 13s cuales

incrementaron su producción en un promedio de 3 a 4 veces la producción

anterior y 3 horizontales nuevos, con producciones mayores a 1000 BPPD

cada uno. En 1995, continúan los estudios y análisis de áreas prospectivas,

conservando la misión y la visión del proyecto emprendido.

En el año de 1996 se logra completar la primera etapa de construc:ción de la

curva de aprendizaje, fomentar la confianza y la posibilidad de asumir

DESARROLLO D E YACIMIENTOS DE BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S D E ~ E R F O R A C I Ó N HORIZONTAL

nuevos retos y transformarlos en éxito. Para este año de 1996, se perforaron

17 pozos, de los cuales, 14 mantuvieron tasas de producción mayores a los

600 BPPD por mas de 1 año, lo que representa de 3 a 5 veces la producción

de un pozo vertical en las mismas arenas desarrolladas. El 80% de los pozos

muestra índices de eficiencia de inversión mayores a 2.0, al 90% se le

estima un tiempo de pago menor a 3.3 años, y el 90% mostrc~ un costo

menor a los 550 MMBs.

1.2 OBJETIVOS

El objetivo original de este trabajo se orientó al diseño y conceptualización de

una estrategia óptima y eficiente para el desarrollo de ya.cimientos de arenas

delgadas (con espesores menores a los 30 pies), aplicando como

herramienta operativa la técnica de perforación horizontal. El procedimiento

generado debía estar adaptado a las complejidades de nuesiras áreas

operativas, con campos altamente maduros y a la vez enfocada en la

búsqueda de soluciones claras y concretas a través del uso de la Re-

exploración en zonas "conocidas".

Es importante resaltar que el enfoque dado al estudio no sólo permitiría en

sus inicios establecer las herramientas para la busqueda de candidatos a la

aplicación de las diferentes técnicas, sino que sienta las bases teóricas de

ingeniería de yacimientos para comprender, madurar y aplicar los términos y

conocimientos para proveer un valor agregado de óotima calidad a los

estudios de selección de localizaciones.

Es indudable que los objetivos específicos mencionados en los dos párrafos

anteriores forman parte de un objetivo general como lo es el logro y

generación de potenciales importantes de producción de crudo a través de

un programa de explotación racional y eficiente de los yacimientos

candidatos al desarrollo con la aplicación de la técnica de perforación

DESARROLLO DE YACIMIENTOS DE BAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S DE I ' E R F O R A C ~ ~ N HORIZONTAL

horizontal, por supuesto, haciendo uso de herramientas de ingeniería y

geología de vanguardia.

Y finalmente se desea crear una cultura y conciencia de racionalización de

los recursos y de busqueda continua de las mejores tecnologias que

permitan sacar el mayor provecho técnico-económico de las reservas aún

no-explotadas.

1.3 ALCANCES DEL ESTUDIO

Hasta la fecha, mucho se ha escrito sobre la perforación horizontal;

ecuaciones matemáticas, ajustes a la ecuación de productividad,

simulaciones, resultados de campo, tipos de completación y evaluación de

registros han sido los temas más desarrollados, y es precisamente dentro de

estos artículos donde se puede encontrar de forma generalizada algunos

criterios importantes para la selección de pozos, ó las ventajas y liinitaciones

de los tipos de pozos. Ahora bien, debido al auge de esta técnica en los

ultimos años y tomando en cuenta la experiencia obtenida durarite 5 años

por los equipos multidisciplinarios, se decidió establecer un procedimiento

para seleccionar pozos candidatos a la perforación horizontal, con miras de

optimar el tiempo de selección, generar mayor volumen de proclucción de

crudo y mejorar el drenaje de las reservas con una metodología de visión

ámplia que permitiese minimizar los riesgos aociados a la Re-explxación de

Campos Maduros. Los procedimientos descritos en este trabajo podrán ser

aplicados a cualquier tipo de yacimiento de edad Miocano y10 Eoceno, por

supuesto, realizando las adaptaciones y conversiones de rigor.

Así, este procedimiento general de selección de candidatos a la pedoración

horizontal ó de alto ángulo, no es más que un ensamblaje de las diversas

experiencias adquiridas por el autor durante los últimos 3 años

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E B A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E I ' E R F O R A C I Ó N HORIZONTAL.

ininterrumpidos laborados en PDVSA (1995 a 1997), asumiendo el reto de

buscar y perforar cada año mejores pozos horizontales.

También se detallan los resultados del proyecto, concliisiones y

recomendaciones generadas durante el año 1996, demostrando con hechos

el éxito en la selección de los candidatos.

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E B A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E I ' E R F O R A C I Ó N H O R I Z O N T A L

2 ANTECEDENTES

2.1 HISTORIA DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL

La técnica de perforación de pozos horizontales se remonta a los años 40,

pero antes del año 79 muy pocos habían sido perforados.

El fracturamiento hidráulico ha sido la manera mas comijn de incrementar la

productividad en yacimientos de rocas consolidadas, mientras que en

yacimientos maduros, de edad Mioceno (areniscas no consolidadas), las

tasas de producción pueden ser mejoradas a través de estirrulaciones,

forzamientos arena-petróleo, inyección de vapor, etc. Sin embargo, el

marcado agotamiento de algunos yacimientos ha llamado a la reflexión sobre

los modos de extracción de las reservas aun recuperables y las posibilidades

de incremento de potencial de producción haciendo uso de tecnologías

alternas. En casos como el expuesto, los pozos horizontales estári llamados

a participar en los incrementos de las tasas de producción en yacimientos

maduros, a expensas del agotamiento acelerado de las reservas y10 Re-

Exploración de áreas conocidas con el fin de desarrollar intervalos poco o no

drenados con los pozos existentes.

Hasta los momentos la aplicación de perforación horizontal ha mostrado

mucho éxito y en los últimos años los avances en tecnología ha^ permitido

mejorar las condiciones de perforación en zonas de baja presión y alto

drenaje.

Hoy en día la perforación horizontal se ha convertido en una técnica de

perforación direccional bien conocida, aceptada y sustentada con actividades

operativas de mejoramiento continuo que han superado los intentos iniciales

con fallas apreciables.

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E BAJO E S P E S O R U S A N D O T E C N I C A S D E P E R F O R A C I O N H O R I Z O N T A L

Los pozos verticales y10 desviados atraviesan en poco espesor los

horizontes prospectivos, mientras que los pozos horizontales tienen la

capacidad de drenar el yacimiento varios cientos de pies en un esfuerzo por

mejorar las posibilidades de producción.

La técnica de perforación horizontal con el propósito de mejorar las tasas de

producción no es una idea nueva. Este concepto de perforacióri se viene

desarrollando desde comienzos de siglo, específicamente en los E L ~ O S 20 en

la ciudad de exa as"). Sin embargo, durante estos primeros años, aunque el

concepto de pozos horizontales estaba plenamente aceptado como un

mecanismo de incremento de producción, las dificultades técnicas existentes

en esta época hacían poco practica su aplicación.

Un nuevo intento para introducir la técnica se dio en los años 40 a través del

método de perforación horizontal "~ubl in"(~). Este método consideraba el uso

de tubos articulados. Los principales inconvenientes presentados variaban

desde los equipos de perforación inadecuados hasta la ausencia cle técnicas

de control direccional. En los años 50 se realizaron diversos programas de

investigación independientes que resultó en muchos pozos horizontales que

fueron perforados en Sicilia, California y Trinidad; también en la Unión

Soviética se perforaron varios pozos experimentales en este mismo periodo.

Rápidamente los esfuerzos en perforación direccional se centraron alrededor

de dos métodos para lograr el desplazamiento de un hoyo vertical a uno

horizontal.

Los Rusos tuvieron éxito usando el método de perforar curvaturas hoy en

día llamadas de "Radio Largo".

Los Norteamericanos desarrollaron el método de curvatura "Rac'io Corto".

DES/ \RROLLO D E Y A C I M I E N T O S D E B A J O E S P E S O R USAiVDO T É C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó N H O R I Z O N T A L

Las herramientas usadas en este entonces fueron:

Tubos articulados para pozos "Radio Corto" y "whipstocks".

"Whipstocks" acoplados con sartas de perforación no-magneticcis para los

trabajos de radio medio a largo. Los registros eran corridos con el

método(3) de pesca en reversa y el cañoneo de pozos era hecho con rieles

o un aparato que semejaba el actual cañoneo TCP.

Con la introducción de los motores de fondo de despla.zamiento

se hizo un gran avance en la tecnología horizontal y se renovó el interés en

esta técnica. El primer sistema direccional usado con efectividad fue un

motor acoplado a un "bent sub" o sustituto tipo codo. El desarrollo continuó

en los años 70 y 80 con la introducción de equipos de medición de

desviación mientras se perfora (MWD o Measurement While Drilling) y

herramientas de registros eléctricos en tiempo real en épocas mas recientes

(LWD o Logging While Drilling). Estas tecnologías emergentes eri sistemas

direccionales fueron el comienzo del actual auge de la perforación horizontal.

Pocos pozos horizontales fueron perforados entre los años 80 y 84. Los

primeros fueron experimentales, costosos y con un retorno de la inversión

deficiente. Sin embargo, estos sentaron los inicios para los tlesarrollos

posteriores. A partir del año 1985, las grandes compañías petroleras

volcaron sus esfuerzos experimentales al desarrollo de técnicas con bases

ya sólidas.

Cuando se habla de perforación horizontal, una de las principales preguntas

es: ¿Cuales son las aplicaciones mas comunes ?.

El objetivo primario de la perforación horizontal es mejorar la prodi~ctividad e

incrementar el recobro. La técnica apunta radicalmente al cambio en las

condiciones de flujo(4), creando un patrón de flujo lineal en vez de uno

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E B A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I ~ N H O R I Z O N T A L

circular radial. Es este cambio en el patrón de flujo el factor que ~ontrola la

productividad y10 el mejoramiento en el recobro de hidrocarburos. Por lo

tanto, uno de los parámetros mas importantes es la longitud de la :sección en

relación al espesor del yacimiento y las dimensiones del área de drenaje.

Otra pregunta bastante común es: ¿Cuál es la tecnología de perforación

utilizada ?.

Es indudable que la dirección y geometría del hoyo durante la navegación es

de una importancia clave en el posterior desempeño productivo del pozo. La

perforación horizontal ha removido las restricciones de verticalidad,

permitiendo la utilización de nuevos conceptos, de los cuales uno de los mas

importantes en el concepto de Perfil del Pozo relacionaclo al diseño del área

de drenaje.

Con el pasar de los años, ha ocurrido un cambio de tecnología de radio corto

a radio medio. Los pozos radio corto(5) tienen tasas de construcción de

ángulo de 60 - 350°/100 pies alcanzando la horizontalidad en 15 - 60 pies,

mientras que los radio medio varían entre 6 - 30°/100 pies con una

separación de vertical a horizontal entre 160 y 1000 pies, con secciones

laterales de hasta 3000 pies de longitud.

En sus comienzos, se esperaba de los pozos radio corto una retlucción de

los costos asociados con los beneficios ya comentados de un pozo

horizontal. Sin embargo, muchos pozos no han llenado las expectativas

debido a las limitaciones impuestas por el radio corto en términos de

completaciones reducidas y pocas opciones de rehabilitación y reparación.

El porcentaje de pozos radio largo se ha mantenido relativamente constante.

El radio largo es usado en aplicaciones de perforación costa afuera y casos

de alcance extendido en zonas con restricciones superficiales. Están

D E S A R R O L L O D E YACIMIENTOS DE BAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó N HORIZONTAL

caracterizados por tasas de construcción de ángulo entre 1 - 6"/100 pies y

alcanzan la horizontalidad entre 1000 - 6000 pies.

2.2 ESTUDIOS INICIALES EN EL ÁREA OBJETIVQ

Evidentemente que un escollo inicial que se debía subsanar era el de como

iniciar un proyecto rentable que permitiese desarrollar nuestros yacimientos

ya maduros en base a tecnología de punta y estudios de yacimientos en

profundidad. Es así como a mediados del año 1995 se da comienzo a una

revisión exhaustiva de los registros eléctricos, junto con las historias de

producción, de una serie de pozos ubicados en un área denominada

"Laguna Norte" en el Campo Lagunillas. De este primer análisis se generan

diversas recomendaciones de rehabilitación y recompletación de pozos de

muy baja producción en yacimientos de edad Eoceno y con buenas

posibilidades de incrementar su productividad en arenas suprayacentes del

Mioceno, específicamente en los miembros Laguna y Lagunillas Inferior. Sin

embargo, la fuerza de esta primera visión al área, recaía sobre unos cuerpos

de arena con muy buenas resistividades que en algunos pozos habían sido

probados con productividades bajas para la época (años 70)) por tratarse de

pozos verticales. A todo este proceso de busqueda, revisión de áreas

"conocidas" y análisis de factibilidad se le dió el nombre de RE-

EXPLORACI~N EN CAMPOS MADUROS.

Vista la prospectividad del área para intentar la perforaci6n de algunos pozos

horizontales pilotos y debido a la carencia de facilidades de producción para

crudos pesados como los presentes en tales cuerpos de arena, en

noviembre del año 1995 se inicia un estudio sobre las "Alterriativas de

Explotación de los Yacimientos asociados a la estación de flujo ~ ~ . . 8 3 " ( ~ ) , con

la finalidad de justificar técnicamente la conversión de la estación de

segregación de crudo mediano a pesado, así como el cambio en la custodia.

El aspecto más importante que se destacó en este trabajo fue la

D E S A R R O L L O DE Y A C I M I E N T O S D E 8,410 E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P I : R F O R A C I ~ N HORIZOIVTAL

imposibilidad de desarrollar el área de Laguna Norte (definida conío de alta

prospectividad) por falta de instalaciones.

Se denominó área Laguna Norte a la zona conformada por los yacimientos

Laguna-38, Laguna-1 35 (actualmente Laguna-44) y el noroeste del miembro

Laguna del yacimiento Lginf-07. La característica más resaltante de este

miembro es el desarrollo de tres (3) cuerpos de arenas de muy buenas

resistividades denominados lentes 1, 2 y 3 respectivameni:e, cuyos

espesores varían entre 15 y 30 pies. Posteriormente se adicionaría al

estudio, el área del yacimiento Laguna-05 por presentar características

similares a las encontradas en "Laguna Norte" además de poseer potencial y

prospectividad muy alta.

Tomando en cuenta la aplicabilidad de la técnica de perforación horizontal en

las arenas del miembro Laguna del área Laguna Norte, asutniendo la

potencialidad de producción y buscando otras facilidades de instalación

mientras se definía el manejo de la estación de flujo, se realizó un estudio

geológico y de yacimientos de las parcelas A-207, A-208 y A-199. De allí,

surgieron como candidatos a re-entrada horizontal los pozos LL1507 y

LL2282, los cuales serían conectados al múltiple de producción LH-21

mientras se definia la custodia y conversión de la EF-LL-83. Esto proyecto

piloto arrojó muy buenos resultados (a ser detallados en el capítulo 5), lo que

finalmente permitió utilizar la EF-LL-83 para dar comienzo a un Proyecto de

Desarrollo del Área Laguna Norte solamente a través de pozos horizontales.

3 BASES TÉCNICAS DE INGENIER~A DE

HORIZONTALES

Aunque los conceptos básicos de Ingeniería de Yacimientos, razonados en

función de la información suministrada por pozos verticale:;, son el

fundamento inicial para explicar las variaciones de productividad en pozos

horizontales, no es sino 40 años después de perforado el primero, cuando se

dan pasos firmes en el desarrollo de ecuaciones matemáticas que expliquen

su comportamiento de producción.

La perforación de pozos de alto ángulo, además de tener sus características

operativas específicas, cuentan con aplicaciones generales que favorecen la

utilización de una u otra técnica. En este capítulo se describen estas

aplicaciones y como son influenciadas por las condiciones de yacimiento.

Asimismo, se describen los diferentes tipos de perfil de los pozos junto con

las limitaciones operativas y relacionadas a la productividad. Finalmente,

como un punto importante en el capítulo, se presentan los po;ros de re-

entrada horizontal, sus características y donde se recomienda la aplicación

de la técnica en relación con la productividad.

3.1 APLICACIONES DE LA TECNOLOG~A DE PERFORACIÓN DE

POZOS DE ALTO ÁNGULO

Son diferentes los objetivos que se pueden perseguir con la perforación

horizontal o de alto ángulo, entre los más importantes están:

1. Controlar problemas severos de tonificación de agua y gas.

2. Acelerar e incrementar el recobro final.

D E S A R R O L L O D E YACIMIENTOS D E RAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P S R F O R A C ~ ~ N HORIZONTAL

3. Aprovechar las bondades de los mecanismos de producción: segregación

gravitacional, intrusión de agua, capa de gas, etc.

4. Reconfigurar el modelo de drenaje en proyectos de rec:uperación

secundaria ya ejecutados.

5. Explorar los límites de los yacimientos, pozos de avanzada.

6. Reactivar pozos en yacimientos marginalmente económicos.

7. Explotar yacimientos de arenas de espesores menores de 20 pies donde

la perforación vertical es antieconómica.

8. Sustituir la perforación interespaciada.

9. Accesar reservas en yacimientos heterogéneos o de poca continuidad

lateral.

10. Incrementar la producción de los pozos, estadísticamente se ha

demostrado que un pozo horizontal produce entre 5 a 6 veces la

producción de un pozo vertical.

Cualquier yacimiento se puede explotar con pozos verticales, contando que

este sea horizontalmente permeable.

Un yacimiento puede ser explotado con pozos horizontales solo si este está

provisto de permeabilidad tanto horizontal como vertical.

La pregunta es ¿Cuales son las técnicas y condiciones económicas que

hacen de la producción horizontal mas exitosa?. Generalmente, la razón mas

importante, es la búsqueda del retorno de la inversión en el menor tiempo

posible. Debido a que los costos de perforación horizontal y coinpletación

son evidentemente mas altos que los ocasionados por un po.zo vertical

genérico en el mismo yacimiento objetivo, la tasa de retorno de los productos

DI:.FARROLLO D E YACIMIENTOS D E H.4JO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S D E P I ' R F O R A C I Ó N .YORIZONTAL.

comerciables tiene que ser lo suficiente para garantizar las inversiones. Por

lo tanto, al buscar aplicaciones potenciales para perforación horizontal, se

debe hacer una estimación de producción y relacionarla con los costos

involucrados en el proyecto. Sin embargo, en algunos casos, estos análisis

son difíciles de encontrar con un aporte significativo de precii;ión. Dos

parámetros fundamentales que deben ser considerados al momento de

tomar decisiones técnico-económicas son:

1. El mecanismo de drenaje que prevalece en el yacimiento.

2. La naturaleza y distribución espacial del sistema de permeabilidad.

Mecanismo de Drenaje.

En yacimientos confinados de una sola fase, la aplicación de perforación

horizontal no mejora substancialmente el recobro total, si lo comparamos con

completaciones tradicionales verticales('). Por lo tanto, la ganancia. recae en

la productividad como resultado del aumento del área de drenaje efe~tiva'~).

Tal incremento está directamente relacionado con la longitud del hoyo

horizontal. Si un pozo vertical tiene un área de drenaje igual a d3e2 ; el área

de drenaje para el pozo horizontal es, de forma conservadora, aproximada a

2L (2L*Re) + (xFIe2). La relación entre áreas de drenaje es 1+--. Esto

n Re

muestra como las relaciones mas altas se obtienen en pozos horizontales de

gran longitud perforados en aquellos yacimientos donde las completaciones

verticales tienen radios de drenajes pequeños.

Como regla general (asumiendo iguales permeabilidades horizontal y

vertical), los pozos horizontales solo comienzan a superar la productividad de

los pozos verticales cuando su longitud horizontal excede el esp.mor de la

DESARROLLO DE YACIMIENTOS DE HAJO ESPESOR USANDO T E C N I C A S DE P C R F O R A C I Ó N I fORIZONTAL -

formación. Los pozos horizontales son menos atractivos en formaciones

espesas.

El segundo parámetro, la naturaleza y distribución de permeabilidad,

generalmente actúa en sinergía con el mecanismo de drenaje. Una

distribución homogénea de la permeabilidad en el yacimiento se considera

como neutral, pero una distribución heterogénea, la cual generalmente es

perjudicial en pozos verticales, puede, en la mayoría de los casos, ser

favorable a los horizontales. En general, las heterogeneid2,des son

favorables cuando están distribuidas en forma ortogonal a la dirección del

pozo, mientras que paralelas al pozo se consideran perjudiciales a la

productividad.

Como regla general, un pozo horizontal será mas productivo que urio vertical

cuando:

L , c * . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ...... Ecuación 3.1

donde: L = Longitud de la sección lateral del pozo horizontal

H = Espesor vertical de la formación

Kh = Permeabilidad horizontal

Kv = Permeabilidad vertical

3.2 SELECCIÓN DE APLICACIONES PARA PERFORACIÓN

HORIZONTAL

3.2.1 Yacimientos de Baja ~ermeabilidad(~)

En yacimientos de baja permeabilidad, la productividad de Iús pozos

verticales puede ser insuficiente. Una forma de mejorar las condiciones de

DESARROLLO D E YACIMIENTOS D E BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C , Z S D E P E R F O R A C I ~ N frORIZONTAL

flujo es a través de la creación de una fractura en ambos lados del pozo

vertical. Pero una solución mas atractiva puede ser la períoración de pozos

horizontales8. Las ventajas que esta técnica presenta en este tipo de

yacimientos son las siguientes:

Longitud extensa: Es técnicamente factible perforar horizontalmente

mas de 2000 pies. Sin embargo, crear una fractura hidráulica

inducida en toda esta longitud requiere de altas capacidades de

bombeo las cuales, en la mayoría de los casos, no son posibles.

Conductividad infinita: Sin tomar en consideración la longi?ud de las

fracturas artificiales, estas nunca se comportaran como un plano

conductor infinito. En la práctica, la productividad de un pozo

fracturado corresponde a un plano teórico de conductividad infinita

de no mas de 200 pies. Por otro lado, la resistencia al flujo casi

siempre es insignificante en un pozo horizontal.

Control de la geometría: La trayectoria de un pozo horizontal puede

ser controlada perfectamente. De forma contraria, el azimuth de

una fractura inducida hidráulicamente depende exclusivamente del

estado de los esfuerzos en el yacimiento. Además, el coritrol de la

extensión vertical de la fractura es muy incierto. Sin embargo, en la

mayoría de los casos, se considera la fractura como un plano

vertical en el yacimiento y puede pasar a través de barreras de

permeabilidad horizontal. El drenaje horizontal es, por si mismo,

una línea recta hacia la cual convergen las líneas de flujo. En un

yacimiento espeso, estratificado o anisotrópico, esta convergencia

resulta en una caída de presión adicional que puede ser

considerable. Para incrementar la productividad, la perforación

horizontal es la solución ideal en yacimientos delgados 3 aquellos

DESARROLLO D E YACIMIENTOS D E BAJO ESPESOR U S A N D O T E C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó N krORIZONTAL

que no posean barreras horizontales (severos cambios de facies).

Se deben hacer los cálculos para comparar estas dos opciones.

Se debe resaltar que un pozo horizontal también puede ser

fracturado hidráulicamente en diferentes puntos o iriterceptar

fracturas verticales naturales. En este caco, el efecto de

convergencia podría ser despreciado, incluso en yacimientos de

capas gruesas.

Se obtendrá el mayor incremento en productividacl de un

yacimiento de baja permeabilidad una vez se logre contactar un

grupo de fracturas asociadas a fallas. En este caso, la función del

pozo horizontal será encontrar y atravesar ese camino naturalmente

fracturado. Sin embargo, la conexión con este ambiente fracturado

introduce un riesgo adicional en caso de estar comunicado

directamente con un acuífero.

Desde el punto de vista de ingeniería de yacimientos, los pozos

horizontales y los verticales fracturados hidráulicamen.te, tienen

muchas similitudes. No obstante, existe una diferencia obvia: las

fracturas hidráulicas se extienden a través del espesor del

yacimiento completo mientras que el pozo horizontal lo hace en una

distancia vertical muy pequeña.

El pozo horizontal mantendrá esencialmente conductividad infinita mientras

su sección longitudinal no colapse. Sin embargo, la conductividad de una

fractura hidráulica se encuentra limitada a la permeabilidad alcarizada y al

ancho de la fractura.

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E BAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I O N H O R I Z O N T A L -

3.2.2 Daño de ~orrnación(~)

Con mucha frecuencia, los residuos y filtrados del lodo causan reducciones

de la permeabilidad de la roca en forma considerable, principalmente en las

vecindades del hoyo. Este daño de formación es, en algunos casos,

irreparable. El ingeniero de yacimientos caracteriza este tipo de daño como

efecto "Skin - Sc". En un pozo vertical, la caída de presión adicional asociada

con este efecto es proporcional a ScIHp, donde Hp es la altura del intervalo

cañoneado.

Supóngase que se ha perforado un hoyo horizontal de longitud Lh en el

mismo yacimiento y con el mismo tipo de lodo. En una zona dañada, el flujo

es radial en un plano vertical perpendicular al drenaje. Si la reducción en

permeabilidad es la misma que en un pozo vertical, el efecto "Skin" será

(ScILh) KhIKv, donde Kh y Kv representan las permeabilidades horizontal y

vertical respectivamente. En muchos casos, se ha encontrado que la caída

de presión asociada con el daño de formación es despreciable. Este

resultado teórico es una ventaja adicional para los pozos horizontales.

Esto también explica el porqué la acidificación matricial en pozos

horizontales no siempre ha arrojado los resultados deseados.

3.2.3 Control de ~ r e n a ( ~ )

En general, el control de arena en formaciones no consolidadas puede

acarrear serios problemas. No existe ningún modelo capaz de evaluar de

forma confiable el riesgo de producción de arena. La producción de arena

está relacionada, entre otros parámetros, a las fuerzas viscosas presentes

en la vecindad del hoyo. Estas fuerzas son proporcionales a las velocidades

de flujo de los fluidos. En un hoyo horizontal de longitud Lh, la velocidad de

flujo media se ve reducida a razón de HpILh.

DESARROLLO DE YACIMIENTOS DE n A J O ESPESOR USANDO T É C N I C A S D E P ~ R F O R A C I Ó N HORIZONT,4L

Estas consideraciones indujeron la idea de correr un forro pre-perforado en

la mayoría de los yacimientos de arenas no consolidadas. Por ejemplo, en el

campo Cerro Negro (Venezuela), todos los pozos verticales son coinpletados

con sistemas de exclusión de arena tales como reji1la.s y empaques con

grava. En este mismo campo, el pozo horizontal CR-89 ha operad9 por mas

de cuatro años sin producir una cantidad de arena apreciable en superficie.

Sin embargo, esto podría ser sólo temporal. No existe ninguna evidencia que

permita probar que la arena no se esta acumulando en la sección horizontal

del pozo.

La instalación de sistemas de exclusión de arena, son evidentemente

costosos y no siempre es fácil hacerlos llegar hasta el fondo del pozo,

además de esto, la experiencia muestra que cualquier sistema de filtración

instalado en el fondo del pozo, tarde o temprano se tapona. Este daño es

causado por la acumulación de partículas finas arrastradas por los fluidos de

formación. En un pozo horizontal, la longitud correspondiente a las rejillas es

mucho mayor que en un pozo vertical, por lo tanto. será necesaria la

acumulación de una alta cantidad de partículas finas para causar el mismo

efecto de daño de formación. Este mismo nivel de daño sólo se alcanzará

luego de un largo período de producción. Es importante destacar, que la

remoción y10 limpieza de estos sistemas de exclusión de areria no son

fáciles de realizar.

3.2.4 Yacimientos de as(^)

En un pozo vertical productor de gas, las velocidades del gas son muy altas

en las vecindades del pozo, lo que origina alta turbulencia. Esto causa una

caída de presión adicional que es proporcional al cuadrado de la tasa de flujo

y que de ningún modo puede ser despreciada. De hecho, esta perdida de

presión corresponde a la mayor parte del total. En secciones horizontales de

gran longitud, las velocidades de flujo son mucho menores y, para propósitos

prácticos, el fenómeno de turbulencia puede desaparecer por cor7pleto. Es

evidente entonces que el incremento en productividad en un pozo horizontal

es mucho mayor para yacimientos de gas.

3.2.5 Tasa de Flujo

Algunos yacimientos de petróleo deben ser operados a tasas de flujo

inferiores a la llamada tasa crítica. Sobre y por encima de esta tasa, podría

presentarse la producción de algún fluido indeseable tal como el agua o el

gas. A continuación se presentan algunos ejemplos típicos:

Yacimiento de Gas con acuífero de fondo: Pequeños volúmenes de

producción de agua podrían causar disminuciones considerables en

el potencial del pozo.

Yacimiento de petróleo con capa de gas: Una decisión prudente

puede ser la no producción del gas de la capa a fin de mantener la

energía en sitio, asimismo, la producción del agua de yacimiento

podría inducir severos contratiempos, no sólo en el potencial del

pozo, sino también a nivel de las refinerías (cle no ser eliminado

aguas arriba). Estos fenómenos físicos son conociclos como

tonificación en pozos verticales y encrestamiento en pozos

horizontales. Las fuerzas de gravedad tienden a mantener los

fluidos indeseables en su sitio, mientras que por el coritrario, las

fuerzas viscosas inducen al agua a ascender o el gas a descender

a través de los intervalos cañoneados. La tasa crítica ejerce un

equilibrio final posible entre estas fuerzas. En este sentido, los

pozos horizontales brindan esencialmente dos mejoramieritos:

1. Los pozos pueden ser diseñados para mantenerse lo mas

alejados posibles de los contactos agua-petróleo (CAP) y

gas-petróleo (CGP).

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E R A J O E S P E S O R U S A N D O T E C N I C A S D E P . ? R F O R A C I O N H O R I Z O N T A L

2. La productividad es mejorada.

La ventaja del primer punto es obvia. El incremento en productividad

redunda en una reducción de las fuerzas viscosas y en consecuencia la tasa

crítica será mucho mayor. En ciertos casos, las tasas críticas calculadas son

hasta cinco veces mayores en secciones horizontales de 2000 o mas pies de

longitud.

3.2.6 Empuje por Aqua o Inyección de ~ q u a ( ~ )

Existen muchos yacimientos cuya acción energética principal es ejercida por

un acuífero activo o a través de un proceso de inyección de agua. El frente

agudpetróleo barre el yacimiento y desplaza el petróleo hacia los pozos

productores. Este mecanismo, ya sea artificial o natural, con frecuencia

permite obtener buenos porcentajes de recobro. Sin embargo, la tasa de

producción de petróleo podría mermar considerablemente si ocurre una

irrupción violenta de agua en los pozos productores. Seguidamente, este

corte de agua continuará incrementándose mientras que al misnio tiempo

ocurre una reducción en la tasa de flujo de petróleo. Como consecuencia, el

recobro acumulado se desinfla con el tiempo. Sólo se podría obtener el

recobro teórico si se produce el pozo por un tiempo infinito. En la práctica, el

pozo debe ser cerrado con porcentajes de recobro bajos, una vez que la tasa

de producción de petróleo no cubra los costos operativos.

De nuevo, los mecanismos físicos del fenómeno son bien conocidos. El

drenaje de crudo a través de los pozos verticales origina una caída de

presión considerable alrededor de cada pozo. Esta situación deforma la

interface agudpetróleo. El agua se canaliza en dirección a los pozos

productores y eventualmente comienza a producirse. Este fenómeqo ocurre

tan rápido como la movilidad del agua frente al crudo se incrementa. En este

caso, el pozo horizontal contribuirá en:

D E S A R R O L L O D E YACIMIENTOS D E BAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S DE F' I :RFORACIÓN Y O R I Z O N T A L

1. Mejorar la productividad: De esta manera, la caída de presión será

menos intensa.

2. Una mayor dispersión del drenaje: La caída de presión no estará

concentrada en un solo punto y el volumen a ser barrido se

incrementará.

3. Incremento en distancia: En el caso de acuíferos de fondo, la

distancia al contacto aguaípetróleo es mayor.

En términos generales, los pozos horizontales causan uria menor

deformación de la interface aguaípetróleo, lo que pospone en el tiempo una

irrupción del agua o, en el peor de los casos, ocurre un incremerito lento y

paulatino en el corte de agua. Es así como los pozos horizontales proveen

un mejoramiento, en aquellos casos donde los pozos verticales tienden a

acelerar el proceso de irrupciones tempranas del contacto agua/pef:róleo.

Los mejores resultados se han obtenido en las siguientes situaciones:

1. Crudos Pesados: El corte de agua se incrementa muy ráoidamente

luego de sobrepasar el límite de irrupción, esto debido al hecho de

que el agua es mucho mas movible que el petróleo. Los mayores

beneficios se presentan durante el período de producción de agua

libre, ya que en el pozo horizontal, esta fase permanecerá con

mayor duración en el tiempo.

2. Bajas permeabilidades: En este caso, la caída de presión en el

yacimiento, limita el potencial de producción de petróleo y agua en

los pozos verticales. Estos son cerrados cuando la tasa cle petróleo

disminuye por debajo de la rentabilidad correspondiente al máximo

corte de agua permisible. Adicional a las ventajas ya mericionadas,

el drenaje horizontal incrementa la productividad bruta (agua +

D E S A R R O L L O DE Y A C I M I E N T O S D E RAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P F R F O R A C I ~ N H O R I Z O N T A L

petróleo) del pozo. Para la misma tasa de producción de petróleo

límite económica, el corte de agua límite será mayor. Esto permite

que se extienda considerablemente la duración del flujo bifásico.

3.2.7 Recobro Mejorado de ~etróleo(~)

El recobro de petróleo también puede ser mejorado a través dsl uso de

pozos horizontales. En el caso de la inyección de vapor, la baja inyectividad

observada en los pozos verticales, con frecuencia, arroja un balance térmico

muy pobre. Parte de la energía se disipa debido a las perdidas de calor

ocurridas en las líneas de flujo en superficie, pozos y for.maciones

adyacentes. En un pozo horizontal, se puede incrementar la tasa de

inyección de vapor y calentar en forma directa un gran volumen de crudo.

Esto mejora, en muchos casos, el balance térmico.

En general, el drenaje horizontal facilita que un mayor volumen de (crudo sea

contactado directamente. De esta manera, la estimulación térmica se hace

mas eficiente. Además, en un futuro y en relación al volumen a ser drenado,

podría pensarse en la instalación de mayores y mejores equipos de

estimulación en el fondo del pozo. En la inyección de polímeros viscosos

también se presentan problemas de inyectividad. Las bajas inyectividades se

deben principalmente a las altas velocidades de flujo en las vecintiades del

pozo. Las mismas altas velocidades también podrían causar la

desintegración de las moléculas de los polímeros. La perforación iorizontal

reduciría este riesgo.

A fin de aumentar la efectividad en ciertos procesos (Inyección de C:02, LPG,

Surfactantes Químicos, etc.), los frentes miscibles deberían ser esparcidos

sobre una gran distancia. En este caso, es indudable que el drenaje

horizontal acarrearía un mejoramiento tangible. Tambián la inyección de

fluidos, al contar con una menor distancia para viajar en el yacimiento,

D E S A R R O L L O DE Y A C I M I E N T O S D E B A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó N I IORIZONTAL

permanecerá allí por un tiempo menor y estará menos expuesta a la

temperatura y la degradación bacteriana.

3.2.8 Efecto del ~uzamien to (~ )

El siguiente ejemplo, aunque teórico, es resultado directo del estudio de

casos reales a nivel mundial(g).

Un yacimiento estratificado contiene un intervalo de petróleo de 50 ~ i e s entre

el gas y el agua. En promedio, un pozo vertical intercepta tres barreras

lutíticas. Por restricciones operativas y estrategias de producción, se requiere

un buen barrido del petróleo por el agua, evitando en lo posible la

conificación del gas buzamiento arriba. Dentro de este contexto, los pozos

verticales sólo pueden ser completados en la zona intermedia ya que el

cañoneo de las capas superiores o inferiores resultaría en una eventual e

inevitable conificación.

Si asumimos que el buzamiento de las capas es de aproximadamente 7.5",

sería necesaria una línea de pozos verticales de 400 pies de espaciamiento

para producir cada nivel de arena de manera exitosa. Obsérvese en la Fig.

3.1 como la perforación de un sólo pozo horizontal de 2000 pies de longitud,

siguiendo una trayectoria adecuada, demostraría ser mas eficiente que los

seis pozos verticales debido a que se encontraría en mejor posición para

drenar las seis capas sucesivas. Además, en cada uno de estos niveles, el

carácter horizontal del pozo es beneficioso desde el punto de vista de

evasión de la conificación de gas.

Este tipo de drenaje es especialmente eficiente si la permeabiliclad de las

arenas no varía demasiado de una a otra y la movilidad del agua es menor

que la del petróleo. De otro modo, existe el riesgo de manifestarse una

irrupción temprana de agua en alguna de las capas, eri este caso se debe

contemplar una completación selectiva.

3.2.9 Trayectorias ~ o m p l e j a s ( ~ )

Los siguientes ejemplos muestran que un pozo horizontal toma ventaja de

las heterogeneidades presentes en el sistema. En el caso de yacimientos

fracturados o estratificados con buzamientos pronunciaclos, se han obtenido

buenos resultados(g). Aún con la descripción dada para la selección de la

localización, ciertos yacimientos estratificados y espesos sor1 también

buenos objetivos para la perforación horizontal. Sin embargc, el éxito

requiere de:

1. Una buena identificación de las heterogeneidades.

2. El perfil del drenaje en el yacimiento debe estar acorde a estas

heterogeneidades.

3. La trayectoria del pozo puede ser orientada de acuerdo a la

información geológica y el progreso de la perforación.

El último punto nos lleva a concluir que las herramientas de R/IWD/LWD

deben ser utilizadas en forma extendida.

3.2.10 Lonqitud de la Trayectoria de los Pozos ~or izonta les(~)

Aunque la literatura no menciona nada al respecto, hasta ahora la máxima

longitud horizontal alcanzada por un pozo parece estar alrededor de los 5000

pies(3'. Al respecto, dos de las preguntas mas interesantes que surgen son: ¿

Cuál es la longitud óptima de drenaje horizontal ? y ¿ Vale la pena investigar

acerca de nuevas técnicas y métodos de perforación de largas secciones

horizontales ?. Ambas interrogantes están íntimamente relacionadas con los

análisis de yacimientos, costos y riesgos operativos. Estos aspec:tos serán

desarrollados con mayor profundidad en las secciones posteriores.

3.2.1 1 Ecuaciones de Flujo

La formula general de ~erkulov('), toma en cuenta la anisotropía del medio

permeable, los efectos de convergencia, el daño de formación, la turbulencia

y es válida cuando se considera un flujo seudo-radial lateral a 'través del

pozo.

La formula mencionada asume que variables como los límites del yacimiento

o algún otro pozo productor o inyector modifica el flujo en una extensa área

de drenaje alrededor del pozo. En este caso se establece que la caída de

presión depende del logaritmo de la longitud del drenaje Lh. Esta relación

logarítmica sugiere que la productividad de un pozo horizontal se iricrementa

de manera mas lenta a medida que se extiende su longitud. En la práctica,

esta dependencia logarítmica es casi siempre despreciable. Los demás

términos presentes en la ecuación de caída de presión (efecto de

convergencia, daño de formación o turbulencia) son de hecho funciones

lineales de la longitud del pozo horizontal. Si estos efectos son

considerables, la productividad se hace una función cuasi-linral de la

longitud.

A pesar de todos los planteamientos hechos, la formula de Merkulov

(ecuación 3.2) no es válida cuando al menos una de las dimen:;iones del

área de drenaje es menor que el doble de la longitud del drenaje:

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E R A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P I ~ R F O R A C I Ó N H O R I Z O N T A L

Como regla general, un pozo horizontal será más productivo que urio vertical

cuando:

donde:

Longitud de la sección lateral 2 L * . . . . . . . . . . Ec~ración 3.3

L: Espesor vertical de la formación

Kv: Permeabilidad vertical

Kh: Permeabilidad horizontal

3.2.1 2 Longitud Óptima(g)

La perforación de pozos con largas -longitudes horizontales tiene ventajas

que son obvias. Sin embargo, tres razones técnicas determinan la longitud

óptima de drenaje:

1. La capacidad de levantamiento del fondo hasta la superficie; no

hay razón alguna para incrementar el potencial de flujo de un pozo

si este no es capaz de fluir y transportar el volumen a superficie.

La heterogeneidad del yacimiento; muchas acumulaciones son

producidas controlando la entrada de gas y10 agua. El tener un

gran número de pozos verticales permite flexibilidad en las

operaciones. Con pozos de gran longitud horizontal, :;e puede

obtener el mismo resultado sólo con completaciones selectivas en

diferentes secciones del hoyo; esto involucra la utilización de

equipos altamente complejos y costosos que aún no han probado

su eficiencia.

3. Las especificaciones del taladro limitan la longitud de la sección

horizontal; hidráulica, rotaria y capacidades de levantamiento son

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E R 4 J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E PI :RFORACIÓN HORIZONT,1I.

las principales funciones del taladro que deben manejarse antes

de comenzar un proyecto de esta clase.

En el resto de los yacimientos donde la presencia de fluidos indeseables no

generan mayores problemas y se presentan permeabilidades bajas y10

viscosidades altas, el principal objetivo es el mejoramiento del índice de

productividad. En este caso, a mayor longitud horizontal, se hace mas

atractivo el proyecto de perforación.

3.2.1 3 Costos ~dicionales(~)

La sección horizontal, por si misma, nunca es muy costosa, al menos hasta

los 1500 pies aproximadamente. La mayor parte del costo provirne de la

sección tangencia1 de perforación, necesaria para contactar la acumulación

de acuerdo a los requerimientos geológicos y de yacimientos. Eri aquellas

áreas donde los pozos verticales son costosos, el costo adicional debido a la

perforación horizontal es bajo. Este es el caso de yacimientos profundos o

costa afuera. Se ha registrado hasta un máximo del 30 de incremento en

los costos en casos como el citado.

Contrariamente a lo expuesto, en yacimientos someros, los pozos

horizontales presentan menos ventajas en comparación con pozos

verticales. En estos casos, se busca atravesar grandes longitudes en la

misma formación geológica a fin de incrementar los potenciales zonocidos

del área en pozos verticales. Por ello, se hace necesario optimar los

parámetros de perforación y las configuraciones de los pozos a fin de reducir

costos y hacer mas atractivos los proyectos.

3.2.1 4 Riesqos Operativos

No es propósito de este trabajo listar o cuantificar todos los riesgos

asociados a la perforación de pozos horizontales. Lo importante y lógico que

D E S A R R O L L O DE Y A C I M I E N T O S L>E R A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P L R F O R A C I Ó N I f O R I Z O N T A L

entra en escena es el hecho que el riesgo de perder un pozo se incrementa

con la longitud perforada. Una vez que se contacta el yacimiento ccln el hoyo

horizontal, en cualquier etapa de la sección puede detenerse la operación

para completar el pozo y activarse a producción. El propósito de la operación

como tal es aceptar el riesgo de incrementar un potencial de producción con

cada pie adicional perforado manejando la posibilidad de perder la inversión

ya productiva. La perforación de largas secciones horizontales genera una

necesidad de establecer un compromiso de juicios y valores entre los riesgos

y los objetivos. Sin embargo, desde un punto de vista tkcnico, la respuesta

potencial a esta situación es la busqueda de la perforación de uri pozo de

acuerdo a evaluaciones de rentabilidad (Ingenieros de yacimientos, de

perforación y finanzas).

3.2.1 5 Áreas de Mayor Factibilidad ~ é c n i c a ( ~ )

De acuerdo a las consideraciones generales citadas y tomando como base

historias de producción conocidas, las mejores aplicaciones(g) técnicas de

perforación horizontal son las siguientes:

Zonas productivas con áreas de fracturas verticales, distribuidas en el

yacimiento y que un pozo vertical tiene pocas oportunidades de

contactarlas.

Yacimientos con problemas de conificación que se encuentra

suprayacente a un acuífero o cuenta con una capa de gas, y donde un

pozo horizontal puede ser ubicado de tal manera de alejarse dcil contacto

con el fluido indeseable. Asimismo, el pozo horizontal reduce la caída de

presión en la interface con el fluido indeseable, proveyendo menor

posibilidad de conificación a una tasa de producción determinada, además

de incrementar el recobro de petróleo al tiempo de irrupción.

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S BE nA.10 E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P I : R F O R A C I Ó N YORIZONT/11 .

En áreas donde los yacimientos están conformados por capas delgadas,

donde serían necesarios muchos pozos verticales para desarrollar la

zona.

En yacimientos cuyo mecanismo de producción es empuje pol- capa de

gas o acuíferos laterales, donde un pozo horizontal combina el efecto del

drenaje gravitacional mas eficiente en una amplia área de producción.

En procesos de recuperación secundaria o terciaria donde los pozos

horizontales pueden mejorar la inyectividad y la eficiencia de barrido.

Los pozos horizontales tienen una clasificación de acuerdo al radio de

curvatura que presentan en la sección de construcción de ángulo de vertical

a horizontal. Asimismo, se discute en términos de la tasa de construcción la

cual es inversamente proporcional al radio de curvatura (Fig. 3.2!). Ambos

términos serán usados para discutir los siguientes tipos de pozos:

3.3.1 Radio Larqo

Se consideran pozos radio largo a aquellos que cuentan con secciones de

construcción de ángulo entre l o y 6" por cada 100 pies de avance o entre

1000' y 6000' de longitud de la sección tangencia1 o desplazamiento. Aunque

los pozos de radio largo fueron usados en los comienzos en tierra, hoy en

día son aplicados casi exclusivamente en zonas costa afuera. La longitud al

punto de entrada (curvatura) es de 300 a 600 mts y la longitud de la sección

horizontal es mayor a 1000 pies. Entre sus principales aplicacioiies están

que pueden ser utilizados en zonas de cierto riesgo estructural con la

finalidad de cortar fallas y contactar el bloque objetivo, igualmente '3n arenas

de poco espesor con el objetivo de penetrarlas con la menor severidad

posible, igualmente pueden ser utilizados para atravezar varias arerias, como

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E B A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S DE P E R F O R A C I Ó N IIORIZOA'TAL

también en el caso de que sea recomendable alejarse del radio ds drenaje

de algún pozo en específico, en especial para los yacimientos de edad

Eoceno.

La profundidad vertical requerida es función de la tasa de constri~cción de

ángulo y de alguna sección tangencia1 que se haya considerado en el perfil

del pozo. Con frecuencia las secciones tangenciales son planificadcis a fin de

proveer el desplazamiento necesario para alcanzar el objetivo horizontal.

Ellas permiten asimismo ajustar sobre la marcha las diferencias cixistentes

entre el plan original y las tasas de construcción reales, que pueden ser

modificadas de acuerdo a la correlación geológica con pozos vecinos.

VENTAJAS

Los pozos horizontales radio largo presentan varias ventajas entre las cuales

se tienen:

Son más fáciles de perforar y usan equipos convencionales en la operación.

En muchos casos no es necesario el uso de motores de desplazamiento

positivo (PDM) para la perforación de toda la sección desviada. Además del

uso de revestidores y tubulares convencionales, el costo por día de servicio

es, en la mayoría de los casos, inferior al que se presenta en los pozos de

radio medio y corto.

Los pozos radio largo permiten perforar secciones horizontales de hasta

5000 pies, con un promedio de 3500 pies. También permiten realizar pozos

de alcance extendido desde una localización en superficie con bajas lecturas

de severidad de "patas de perro'' (DLS) y menores valores de torques y

arrastres. Más aún, los pozos de radio largo se adecuan a una cantidad de

servicios de registros, casi todos los métodos de conipletación,

DESARROLLO DE YACIMIENTOS DE BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S DE P E R F O R A C I Ó I V LIORIZOhrT/\L

estimulaciones, trabajos de rehabilitación, reparaciones e instalación de

equipos de levantamiento artificial por gas.

DESVENTAJAS

Los pozos radio largo también presentan algunas complicaciones:

Debido a la extensa longitud del radio de curvatura, se requieren taladros de

gran capacidad de perforación con sistemas de "Top Drive" preferiblemente,

bombas de gran tamaño y equipos especiales para manejo de grandes

volúmenes de lodo y ripios. Adicionalmente, es mayor la longituc de hoyo

abierto que debe ser controlada, incrementando el riesgo de pegas de

tubería, arremetidas y daño de formación y podría requerir protección

adicional a través de revestidores. Hay menos control sobre la profundidad

vertical real (TVD) debido a que el pozo se inicia en una localización muy

alejada del objetivo, aunque se ha reducido la incidencia de este factor a

través del uso de herramientas de medición precisa corno MWDtLWD que

permiten correlacionar en tiempo real los marcadores geológicos.

Finalmente, los pozos de radio largo son poco implementados eri aquellos

yacimientos de áreas reducidas ya que el desplazamiento requerido para

obtener los 90" es demasiado largo en comparación con la longi.:ud de los

límites del yacimiento.

En los pozos de radio largo que requieren métodos de levantamiento artificial

tales como bombas de cavidad progresiva, electrosumergibles o bombeo

mecánico, se puede ver afectado el mecanismo de bombeo si se coloca en

una sección de alta inclinación. Contrariamente, si se ubican estos equipos

de levantamiento artificial en una sección de bajo ángulo, podría

comprometerse la producción del pozo si la presión de yacimiento es

limitada y no es suficiente para mover el fluido producido hasta el equipo de

levantamiento.

DESARROLLO DE YACIMIENTOS DE BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S DE P E R F O R A C I Ó N FIORIZOiVTAL

El revestidor intermedio se asienta, ya sea por encima del KOP (purito donde

comienza la construcción de ángulo) o inmediatamente después del final de

la sección de construcción. La profundidad de asentamiento depende tanto

de las formaciones que son perforadas como de los problemas de hoyo

esperados. Si no se esperan problemas mayores o se consideran estos

mínimos, el revestidor se puede asentar al final de la curva de construcción o

en el punto de entrada al lente objetivo. Estas consideraciones permiten

asentar el "liner" o forro de producción en una sección recta del hoyo y no en

la curva. Si se esperan problemas en el hoyo ya sea en la sección t.sngencial

o en la horizontal, el revestidor intermedio puede asentarse más allá del

Último punto de construcción de ángulo. Esto permite minimizar la longitud

de hoyo abierto antes de perforar la zona objetivo.

3.3.2 Radio Medio

Los pozos de radio medio cuentan con una gama variada de aplicaciones.

Se incluyen dentro de esta clasificación aquellos pozos cuya sección de

construcción de ángulo se encuentra entre 6" y 30" por cada 100 pies y

longitudes de la sección radial que varían entre 160 y 1000 pies. La longitud

de la sección horizontal varia de 500 a 3000 pies. Este tipo de perfil de pozo

es utilizado con suma frecuencia en operaciones de re-entrada con pozos

existentes. Esta técnica fue desarrollada en los Estados Unidos, impulsada

por los requerimientos de obtención de la máxima longitud horizontal posible

considerando las restricciones presentes ajustadas a los Iíinites de

concesiones. Bajo la ley existente en muchos estados de Norte Aniérica, los

límites de concesión no se podían traspasar. Más aún, en algunos estados,

los pozos debían finalizarse a cierta distancia de estas líneas limítrofes,

típicamente a 150 pies.

DESARROI2LO DE Y A C I M I E N T O S D E B 4 J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó N H O R I Z O N T A L

Entre sus principales aplicaciones están que pueden sustituir pozos

verticales en zonas de severos problemas de conificación de agua. y10 gas,

igualmente pueden ser utilizados para penetrar varias arenas, incrementar la

rentabilidad de un campo marginal, como también en el caso de que sea

recomendable alejarse del radio de drenaje de algún pozo en específico, en

especial para los yacimientos de edad Mioceno en el Lago de Maracaibo.

Existen diversos mecanismos disponibles para la perforación de pozos radio

medio. Las herramientas utilizadas para la construcción de estos pozos

están limitadas a la relación entre el hoyo a perforar y el ensamblaje de

fondo (BHA) adecuado. Se han diseñado versiones modificadas de los

equipos convencionales usados en los pozos radio largo que toman en

consideración esfuerzos de flexión, torsión y pandeo. Hasta el presente, las

"patas de perro" máximas han estado alrededor de 30°/1 00 pies en modo de

orientación o "sliding". Estos sistemas('0) incorporan diferentes ari.eglos de

"bent housings" normales y ajustables, substitutos de flexión y

estabilizadores. Se usan ensamblajes de doble flexión en aquellos casos

donde se debe construir una sección de alta tasa de construcción de ángulo.

Estos están diseñados para construir ángulos de hasta 35O1100 pies en

modo de orientación. La tasa de construcción de ángulo planificada se

consigue a través del diseño y selección del tamaño y colocaciíln de las

juntas de flexión y estabilizadores, usando motores ajustables para alcanzar

hasta 16"/100 pies. Los ensamblajes de flexión sencillos se pueden utilizar

tanto en modos de rotación como de orientación.

VENTAJAS

Los pozos de radio medio difieren de los de radios largo y corto eri algunos

aspectos:

B E S . 4 R R O L L O D E Y A C I M l E l V T O S D E B, \JO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I ~ N H O R I Z O N T A L

Comparados con los de radio largo, los pozos de radio medio son mucho

más precisos en la labor de intersección adecuada de la zona objetivo pero

generan mayores problemas de torque y arrastre. En contraste con los pozos

radio corto, los de radio medio son menos precisos en la entrada adecuada

al objetivo pero generan menos torque y arrastres. Otra ventaja de los pozos

radio medio radica en que la sarta de perforación puede incluir tanto

herramientas de MWD normales como pequeñas de hasta 1-314" de

diámetro externo, y poseen la capacidad de utilizar motores de fondo y

sistemas de orientación. Adicionalmente, se puederi perforar largas

secciones horizontales (hasta por encima de los 5000 pies), i~tilizando

inclusive toma de núcleos convencionales. Se pueden revestir y completar,

ofreciendo una amplia gama de posibilidades que resultan restrictivas en

pozos de radio corto. El sistema de radio medio ofrece también la opción de

perforar múltiples hoyos laterales a partir de un sólo pozo.

DESVENTAJAS

Existen altas posibilidades de que ocurran problemas de generaciSn de alto

torque, arrastres durante los viajes y repasos continuos debido

principalmente a que el radio de construcción en las secciones tangenciales

es mucho mayor al presentado en los pozos radio largo. 1-a tendencia actual

en pozos de radio medio es construir una sección de radio largo, reduciendo

de esta manera las altas tasas de construcción en el tope de la sección.

Luego de construida la sección tangencial, el perfil es finalizado cori un radio

medio normal, lo cual permite reducir el torque y los arrastres que se

presentan en un pozo de perfil 100% radio medio. Si los pozos son

programados con diámetros de hoyo menores a 6-1/8", las Mores de

completación y posterior rehabilitación se limitan enormemente, de igual

manera ocurre con los registros en tiempo real (LWD) y los trabajos de

guaya fina. Durante la perforación de estos pozos radio medio se presentan

otros problemas como son la imposibilidad de rotar la sarta mientras se esta

construyendo ángulo, esto trae dificultades para la limpieza del hoyo por lo

que se requieren análisis cuidadosos del tipo y reologia del lodo ;3 utilizar,

esto con el fin de mejorar el acarreo de los ripios durante las circulaciones y

mantener la suspensión de ellos cuando el lodo se encuentre estático. En los

casos donde se requiere rotar la sarta para repasar (por ejemplo en hoyos

colapsados o con lutitas hinchables), los componentes del BHA s~ifriran de

niveles superiores de fatiga a causa de los altos esfuerzos de pandeo cíclico

a los que esta sometida la sarta. En algunos casos, se deben utilizar diseños

de revestidores, tuberías y conexiones que soporten estos esfuerzos y

garanticen su integridad.

Normalmente los revestidores son asentados entre 5 a 10 pies por encima

del KOP. En los casos de pozos existentes (re-entradas), los hoyos son

desviados a partir de una ventana o abertura que se hace al revestidor

existente en el pozo. Toda la construcción de la curva realizada a partir de

allí permitirá planificar el KOP mas adecuado de acuerdo a la condición de

radio medio del pozo y definir en el punto de entrada el final del hoyo

intermedio que efectivamente tendrá un revestidor que soporte el posterior

hoyo horizontal.

3.3.3 Radio Corto

A nivel mundial, la perforación horizontal de pozos radio corto se ha

realizado al mismo nivel de la técnica de radio largo. En cuanto a la

definición del sistema, la perforación de radios cortos envuelve un amplio y

quizas mas alto rango de tasas de construcción de ángulo que cualcluier otro

sistema. Los pozos radio corto generalmente cuentan con tasas de

construcción entre 30 y 350" por cada 100 pies y10 longitudes de la sección

DES/\RROLLO DE YACIMIENTOS DE BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S DE P E R F O R A C I Ó N HOKIZONTAI.

curva (al punto de entrada) entre 160 y 15 pies. La longitud de la sección

horizontal es de 100 a 500 pies.

Con la tecnología actual, se puede utilizar esta técnica en la mayoría de las

aplicaciones, siendo el tamaño del hoyo una de las pocas limitacimes del

sistema. Comercialmente hablando, se ha generalizado el uso en diámetros

de hoyo que van desde 6-118 hasta 4-314 pulgs.

La actividad'") comienza con el asentamiento de un "packer/whipstock" de

acuerdo a una orientación pre-establecida y luego se desvía el pozo

utilizando una sarta especial para construir altos ángulos. Una vez se ha

alcanzado los 90 grados, se baja un ensamblaje especial para construir

ángulo compuesto de tubulares articulados que permiten la rotación en

diámetros pequeños.

Entre sus principales aplicaciones están que pueden ser utilizados en zonas

de gas superficial y cuando existen riesgos estratigráficos, es decir, en

aquellos casos donde la arena tienda a perderse a ciertos metros, como

también son muy utilizados en los casos de yacimientos altamente agotados

donde la presión de formación no es suficiente para levantar la coli~mna de

fluido cerca de la curvatura en un radio largo. También pueden siistituir el

trabajo de recompletación normal de un pozo vertical, siempre y cuando no

interfiera con la producción de otro pozo y preferiblemente, cuanc'o no se

haya drenado ese punto en específico.

VENTAJAS

Las trayectorias en radio corto permiten una ubicación mas precisa de la

sección horizontal en comparación con las de radio medio y larg:, donde

existe mayor riesgo de perder o errar la trayectoria de acuerdo a las

correlaciones geológicas. Bajo condiciones normales de operación, los pozos

LIESARROLLO D E Y,\CIMIENTOS DE BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S DE I ' E R F O R ~ Z C I Ó A ' HORIZONTI IL

radio corto son mas económicos ya que utilizan la infraestructura existente

(cabezales, revestidores, tuberías de completación, líneas de flujo,etc.).

Adicionalmente, el punto de arranque de la sección tangencia1 "KOP", se

encuentra o puede ser localizada por debajo de los contactos entre fluidos, lo

que implica menos riesgos de encontrar un aislamiento deficiente en la zona

de fluidos indeseables. Dado que la profundidad vertical real "TVD" es

limitada en la curva del pozo radio corto, los equipos de completiación tales

como mandriles de levantamiento artificial por gas, bombas

electrosumergibles o de cavidad progresiva, etc., pueden ser coloc;adas mas

profundo de lo normal (en comparación con los pozos radio medio y largo) y

cercanas a la zona productiva, favoreciendo a los índices de productividad y

reduciendo los riesgos de pandeo excesivo de las sartas de completación,

cabillas en bombas, etc.

DESVENTAJAS

Los pozos radio corto requieren equipos de perforación y desviación

especiales tanto flexibles como articulados, estos son dificiles de manejar,

menos robustos que los equipos normales y en algunos casos podrían no

estar de acuerdo a las especificaciones y normas API (incremeiitando las

posibilidades de dejar equipos o herramientas en el hoyo). Asimismo, la

técnica requiere motores "PDM" y ensamblajes de fondo "BHA" articulados.

Las tasas de penetración son bajas y en algunas oportcinidades se requiere

hacer un gran número de viajes para cambiar mechas y BHA. Los equipos

de fondo utilizados son altamente especializados, redundandc en altos

costos. En algunos casos, los ensamblajes utilizados no permiten la

incorporación de MWD's por lo que no se cuenta con control a.zimutal (el

azimuth se encuentra tipicamente dentro de los 20"). Adicionalrnente, las

secciones horizontales son de menos de 400 pies debido a las restricciones

presentes en los ensamblajes de fondo, en algunos casos muy particulares

DES/1RROLLO DE YACIMIENTOS DE BAJO ESPESOR U S A N D O T E C N I C A S D E ~ . E R F O R A C I Ó I L HORIZONTAL

se ha llegado a los 900 pies pero aún contando con serios problemas.

Finalmente, los pozos radio corto se encuentran casi limitados a

completaciones a hoyo abierto, sin flexibilidad para servicios de toma núcleo

o de registros especiales así como trabajos de rehabilitación.

Debido a que la técnica de pozos radio corto es aplicada en pozos existentes

bajo la categoria de re-entrada o "reentries", en la mayoria de los casos las

completaciones se hacen a hoyo desnudo o colocando forros ranui-ados.

3.3.4 Radio Ultra Corto

La longitud al punto de entrada (curvatura) es de 0.8 a 1 .O pies y la longitud

de la sección horizontal es de 30 a 60 pies. El ángulo de construcción de la

curva es de 90Y0.8 pies a 90Yl pie. Entre sus principales aplicaciones están

que pueden ser utilizados para sustituir pozos verticales en yacimientos que

requieren fracturamiento hidráulico. Al igual que el pozo radio cc,rto, estos

pozos pueden sustituir el trabajo de recompletación normal de un pozo

vertical, siempre y cuando no interfiera con la producción de oZro pozo y

preferiblemente, cuando no se haya drenado ese punto en específico.

3.3.5 Pozos Multilaterales

Se definen pozos multilaterales como aquellos donde se perforan más de

dos brazos horizontales, estos brazos pueden ser radio cortos, medio o

largo. Entre sus principales aplicaciones están que pueden ser utilizados en

yacimientos de crudos altamente viscosos con espesores mayores de 60

pies donde se aplique la inyección de vapor, y en yacimientos de arenas

lenticulares para interceptar las diferentes acumulaciones.

D E S A R R O L L O D E Y/1CIMIENTOS DE RAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E I 'ERFORACIÓA ' H O R I Z O N T A L

3.3.6 Pozos Inclinados

Son aquellos pozos que tienen una inclinación mayor a 60" Estos pueden

ser utilizados en yacimientos heterogéneos como también en yaciinientos de

buenos espesores de arena para incrementar su espesor neto petrolífero.

Normalmente se requieren análisis previos de geomecánica de rocas y

esfuerzos principales en el yacimiento, esto con el fin de ubicar la dirección

mas adecuada en la formación para lograr el máximo de produCividad con

mínimas cantidades de producción de arena y10 finos de formacióri.

3.3.7 Limitaciones para cada Tipo de Pozo

La experiencia obtenida por el autor en la selección, diseño y seg~limiento de

la perforación de más de 17 pozos horizontales, permite exponer con

propiedad las limitaciones más importantes observadas, que bien por

condiciones de yacimientos, geológicas ó por el tipo de completación

presentan estos pozos en la actualidad. Las mismas por tipo de pozo son:

Dl:S/\RROLLO DE YACIMIENTOS DE n A J 0 ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S DE P E R F O R A C I O N HORIZONTAL

Debe evitarse severidades al comienzo de la sección horizontal para minimizar riesgos de que se atasque la tubería de perforación al final o di? que no se pueda bajar la completación según lo diseñado. En el caso de atravesar fallas estructurales debe de tenerse un control estricto para evitar perdidas de circulación que pongan en riesgo la perforación.

LARGO

POZO RADIO MEDIO (REENTRY) 1

Debido a su alto costo por la longitud de la sección horizontal deben estar bien soportados económicamente. 1

En el caso de la reperforación horizontal se debe de tener mucho cuidado en zonas de gas superficial o en zonas de invasión de gas en las arenas suprayacentes a la arena objetivo. Debe evitarse severidades al comienzo de la sección horizontal para minimizar riesgos de que se atasque la tubería de perforación al final o di? que no se pueda bajar la completación según lo diseñado.

En el caso de atravesar fallas estructurales debe de tenerse un control estricto para evitar perdidas de circulación que pongan en riesgo la perforación.

POZO RADIO CORTO Y ULTRA CORTO

No puede existir arenas de alta saturación de agua inmediatamente antes de la arena objetivo, es decir, en la sección vertical correspondiente a la curvatura.

Se recomienda la presencia de una lutita de +/- 20 pies que sirva de sello entre la arenas de aaua v el punto de partida en vertical de la curvatura. debido a que actualmente nÓ existe un tipo de completación que pueda iiislar dichas arenas como cementación o colocación de empacaduras inflables.

Preferiblemente se recomienda su uso en arenas consolidadas, actualmente se está probando el uso de esta técnica en arenas no consolidadas en Venezuela.

En el caso de arenas de poco espesor, se recomienda que no exista contactos agua petróleo en la zona basal.

El análisis de rentabilidad debe indicar que el mismo es más econ~jmico que la perforación de dos o más pozos horizontales.

POZO M U LTI LA- TER AL

POZO INCLINADO

En el caso de utilizar esta técnica para drenar dos o más lentes separados por lutitas con cierto sello se recomienda un estricto control en cuanto a los niveles de presión de cada uno de los objetivos para minimizar el riesgo de fuerte turbulencia en la tubería de producción ó del efecto de zonas ladronas. 1 En el caso de que el objetivo sea drenar un solo lente, el núme1.0 de brazos horizontales a perforarse está altamente relacionado con la interft!rencia entre estos brazos, ya que mayor sea la interferencia provocada mímor será el incremento del índice de productividad.

Debido a su alto costo de perforación debe estar altamente justific~ido En yacimientos altamente heterogéneos debe estar sujeto a un modelo geoestádistico para validar que dicho pozo y el ángulo de inclinación seleccionado interceptará todas las arenas objetivos. En yacimientos que requieren fracturamiento hidraúlico para inducir a la producción se debe realizar un análisis detallado del efecto del grado de inclinación vs. efecto de estrangulamiento de la fractura. En el caso de atravesar lutitas entre las diferentes arenas, no puede utilizarse la técnica de Iodos aireados o underbalance, ya que estas lu'itas pueden desmoronarse durante la perforación.

D E S A R R O L L O D E YACllMIENTOS D E RAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E T . E R F O R A C I Ó A H O R I Z O N T A L

3.4 POZOS DE RE-ENTRADA HORIZONTAL O "RE-ENTRY:

En Venezuela la aplicación de re-entrada en pozos verticales se remonta a

los años 70. En aquel entonces ya existían rriuchos y.acimientos

desarrollados con pozos perforados convencionalmente, que por problemas

mecánicos de diferentes índoles requerían reperforaciones verticales

(redrilled) para reactivar el punto de drenaje. Estos casos podrían

considerarse como los pioneros en re-entradas ya que el objetivo perseguido

no difería del que se busca actualmente con las re-entradas horizontales. Sin

embargo, las condiciones actuales de nuestros yacimientos agotados y

maduros obligan a realizar estudios(12) mas exhaustivos para la busqueda de

mecanismos y tecnologías financieramente viables que permitan adicionar,

incrementar y10 reactivar reservas de hidrocarburos poco o no conlactadas.

3.4.1 Consideraciones Iniciales para la Aplicación de la Técnil~t

¿Bajo que premisas se justifica la reperforación o re-entrada horizontal,

recordando que se trata de pozos existentes?. Existen diversos aspectos a

considerar entre los que se cuentan en orden correlativo y de importancia:

1. Alta densidad de pozos en un área específica.

El gran numero de pozos localizados en un área específica lo

encontramos principalmente en campos maduros y altamente explotados

donde normalmente existen muchos yacimientos distribuidos por edades

y formaciones geológicas. La gran variedad y cantidad de horizontes

prospectivos hace necesaria la perforación de muchos pozos verticales

para el drenaje eficiente y sostenido de las reservas presentes en cada

yacimiento. Ejemplos concretos los encontramos en el Lago de

Maracaibo donde existen campos cuyo descubrimiento se rerrionta a los

años 20 y 30, trayendo consigo una densidad de pozos que además del

DlYS/\RROLLO DE YACIMIEiVTOS DE RAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S DE P E R F O R A C I ~ N H O R I Z O N T A L

cúmulo de información aportada, requieren de grandes esfuerzos en lo

que a actividad rehabilitadora concierne.

2. Horizontes prospectivos poco o no desarrollados.

En la re-exploración de campos maduros juega un papel muy mportante

el volumen de información detallada que se obtiene a partir del inmenso

número de pozos presentes. Es allí donde se ubican zonas altamente

prospectivas que en otra época fueron desechadas o puestas a un lado

debido a razones netamente económicas del momento. Así, se pueden

re-descubrir lentes de arena neta petrolífera de entre 10 y 30 pies que

núnca han sido contactados debido a que la producción de un pozo

vertical se hacía anti-económica pero que el desarrollo a través de una

sección horizontal debe ser analizada con detenimiento. La mayoría de

las veces estas reservas se consideran como existentes ya que han sido

probadas por lo menos en algún pozo del área y se encuentran

justificadas por los registros eléctricos presentes en el resto de os pozos.

3. Propiedades petrofísicas aceptables.

Evidentemente que es necesario contar con buenas porosidades,

permeabilidades, saturaciones de petróleo por encima de 0.6 y que los

contenidos de arcilla sean bajos.

4. Gradiente de presión mayor a los 0.18 Ipcdpie.

La experiencia confirma que con gradientes de presión inferiores a 0.18

Ipcdpie no se logran tasas aceptables y los sistemas de levantamiento

artificial deben comprometerse y adecuarse a los límites inferiores de

operatividad. Por supuesto, dependerá del análisis nodal particiilar ya que

la productividad de un pozo no sólo depende de una variable sino, por el

DESARROLLO DE YACIMIEiVTOS D E BAJO ESPESOR USANDO T É C I V I C A S DE P E R F O R A C I Ó ~ HORIZONTAL

contrario, de un conjunto de parámetros que en conjunto deben soportar

tecnicamente la economía del proyecto.

5. Continuidad lateral de los horizontes prospectivos.

Si entre pozos no se logra encontrar continuidad geológil:a de los

intervalos objetivos, dificilmente se logrará justificar la re -en t~da en un

pozo existente si es éste el único que cuenta con un intervalo atractivo,

por lo tanto, se debe "amarrar" de manera geológica contiindente la

entrada y la llegada del pozo horizontal.

6. Otros aspectos de importancia.

Evidentemente que son muchas las consideraciones a realizar antes de

plantear y avalar con firmeza técnico-económica la realización de un

proyecto de perforación horizontal, sin embargo, si las 5 premisas

anteriores se presentan favorablemente, es indudable que de allí en

adelante se deben cumplir una serie de requisitos que son válidos tanto

para las re-entradas como para los pozos horizontales nuevos. Más

adelante se describen con detenimiento todos estos aspectos previos a

considerar en el análisis y escogencia de un candidato.

3.4.2 Productividad del Pozo Horizontal frente a uno Vertical

Tal y como se mencionó en los párrafos anteriores, hoy en día los pozos

horizontales representan una forma particularmente atractiva para el

desarrollo de reservas. Perforar horizontalmente no es el objetivo final, lo que

se busca es el incremento de producción y las reservas. Se puede comparar

la productividad de un pozo horizontal contra un vertical usando diferentes

parámetros tales como el espaciamiento, permeabilidad y longitud de la

sección horizontal, estos permiten visualizar mas facilmente la capacidad de

los pozos horizontales para el mejoramiento de la producción y el incremento

DES/ \RROLLO D E Y, ICIMIENTOS D E BAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E I ' E R F O R A C I ~ A ' HORIZONT, \L

de reservas. Estas comparaciones estan basadas en consicieraciones

ideales que dificilmente se encuentran en los yacimientos reales pero

funcionan perfectamente para ilustrar las ventajas de la perforación

horizontal.

La comparación la comenzaremos con el espaciamiento (I=ig. 3.3a:

Relación de Productividad vs. Longitud del Pozo Horizontal), el cual está

basado en la formula de ~oshi ( '~) . Asumiendo que el espesor de arena neta

petrolífera es 50 pies, un radio de 3.5 pulgs, y que la sección horizontal es de

1600 pies, la productividad de cada pozo horizontal es casi diez veces mayor

que la de un pozo vertical para un área de drenaje vertical de 40 acres. En

otras palabras, cada pozo horizontal, en teoria, podría reemplazar en

términos de productividad a casi 10 pozos verticales para un área (de drenaje

de 40 acres, 8 pozos para 60 acres y así sucesivamente. A medida que el

área de drenaje se incrementa, el número de pozos verticales reeinplazados

por un horizontal para flujo lineal disminuye a aproximadamente 6 verticales

para 160 acres de drenaje.

A medida que es mayor la longitud de la sección horizontal, mayor es el

incremento de productividad tomando como base el comportamiento de un

pozo vertical bajo las mismas condiciones del intervalo productor. Sin

embargo, son bien conocidos los casos de incrementos leves de

productividad en arenas que, aunque presentan buenos espesores, la

relación KvIKh no es alentadora. De acuerdo a la formula desarrollada por

Joshi (Fig. 3.3b), en un pozo de 1000 pies de sección horizontal atravesando

25 pies de espesor de arena neta petrolífera, teoricamente se debe

encontrar una producción inicial alrededor de 5 veces la tasa de un pozo

vertical, teniendo como premisas que se encuentran en el mismo yacimiento

en un área de drenaje de 74 acres y asumiendo que la permeabilidad vertical

es igual a la horizontal.

DESARROLLO DE YACIIMIENTOS DE BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S DE I ' E R F O R A C I ~ A HORIZONTAL

El incremento en productividad será de 4 veces para una a.rena neta

petrolífera de 100 pies y se reducirá a 2 veces para 400 pies cle espesor

(Fig. 3 . 3 ~ ) ~ como se puede apreciar, a medida que el espesor de la arena es

menor, la productividad del pozo horizontal en relación a uno vertical en el

mismo yacimiento se hace mayor. Asimismo, se observa el beneficio de

perforar un pozo horizontal cuando Kv = Kh. Un pozo con 1000 pies de

sección horizontal producirá a una tasa de un poco mas de 4 veces la de un

pozo convencional, pero sólo 3 veces cuando Kv es 25% de Kh.

3.4.3 Aplicaciones Horizontales para Pozos Re-entries

Se han reperforado muchos pozos horizontales en diversos tipos de

yacimientos trayendo consigo beneficios sustanciales tanto en lo productivo

como en lo económico. De la experiencia adquirida en este sin número de

aplicaciones, existen algunas que han probado ser mas efectivas y

particularmente favorables para la perforación horizontal, estas pueden ser

apreciadas en el flujograma de la Fig. 3.4.

Las cuatro principales aplicaciones son resumidas a continuación:

1. Yacimientos naturalmente fracturados

Las formaciones naturalmente fracturadas que poseen una tendencia a

un patrón de fracturas bien definido son muy buenos prospectos a ser

desarrollados con pozos horizontales. Los hoyos horizorrtales son

planificados para intersectar el patrón de fracturas en ángulo recto,

permitiendo que una sola sección pueda intersectar un gran iiúmero de

fracturas. También se hace posible la intersección de la mayor cantidad

de fracturas en un área predeterminada, haciendo de los hoyos

horizontales mas eficientes que los pozos verticales convencioriales.

2. Yacimientos parcialmente agotados o de baja presión

D E S A R R O L L O D E Y / \ C I M I E N T O S D E RAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E I ' E R F O R A C I Ó R H O R I Z O N T / I L

Un yacimiento con baja presión es otro candidato potencial a la re-

entrada horizontal en sus pozos existentes. Esta aplicación !/a ha sido

estudiada y evaluada sobretodo en los yacimientos del Mioceno de los

campos del Lago de Maracaibo. Estos yacimientos son un ejemplo

palpable en optimización de producción e incremento de reservas

recuperables a través de la recompletación y re-entrada de pozos. La

ventaja es que el hoyo horizontal aporta una mayor área de contacto y un

camino mas favorable para la producción de acuerdo a la trayectoria

escogida.

3. Formaciones "apretadas"

Las formaciones de baja permeabilidad ofrecen otra alternativa para

reemplazar los pozos verticales por reentries horizontales de largas

secciones de drenaje en la zona productiva. Es indudable el incremento

en la producción ya que se aumenta el área de contacto con el

yacimiento. Una técnica a aplicar a posteriori sería el fracturamiento

hidráulico de la sección horizontal buscando mayores incrernentos de

producción.

4. Conificación de agua y10 gas

El contacto existente entre una zona petrolífera y una capa de gas o entre

la fase de petróleo y la zona de agua es, en la mayoria de los casos, un

factor crítico en la producción. En un pozo vertical, el flujo radial causa

gradientes de presión sostenidos e importantes en las veciridades del

hoyo. Estos elevados gradientes de presión inducen al agua o gas a

conificarse a través del hoyo vertical. Este fenómeno se ve reducido en

los pozos horizontales donde usualmente ocurren menores caidas de

presión en las vecindades de la sección ya que estos gradientes se

distribuyen sobre un área mucho mayor; por lo tanto, se requerirá una

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S DE B A J O E S P E S O R U S A N D O T E C N I C A S D E I ' E R F O R A C ~ Ó ~ ' H O R l Z O N T A L

tasa crítica mucho mas alta antes de que se produzca la irrupción del

agua o gas. Indudablemente que esto incrementará sustancialmente las

reservas asociadas a un pozo horizontal comparadas con las tlisponibles

para un pozo vertical bajo las mismas condiciones de yacimienlo.

Otras aplicaciones para pozos horizontales de re-entrada incluyen

operaciones de inyección de agua para mejorar las eficiencias de barrido,

recuperación térmica para crudos pesados, yacimientos estratificados con

altos buzamientos y yacimientos con secuencias de arenisca/lutitss de baja

accesabilidad.

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E RAJO E S P E S O R U S A N D O T E C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó I V H O R I Z O N T A L

4 PROCEDIMIENTOS DE SELECCIÓN DE

CANDIDATOS

Existen procedimientos básicos que pueden ser utilizados en e:;tudios de

selección de candidatos a perforación horizontal. Es evidente que si el

objetivo inicial es perforar un pozo, se pueden seguir los criterios generales

de selección y el riesgo de falla se reduce enormemente en comparación a

un proceso sin un orden previo o lógico. Sin embargo, en la mayoría de los

casos, lo que se busca es un desarrollo de un área técnicamente atractiva y

que posea un potencial de producción tal que soporte un proyecto de

perforación de pozos horizontales a gran escala (plan de explotaciiin).

En este capítulo se definen en orden claro y lógico, todos los pasos que se

recomienda ejecutar a la hora de realizar la selección de áreas, lentes,

ubicación, dirección, trayectoria, etc. de los pozos horizontales. No obstante,

no es sino el criterio y pericia del Equipo Multidisciplinario el que definirá si

un proyecto es o no técnica y financieramente posible.

Otros aspectos a ser presentados son los relacionados con la prrforación,

geonavegación, completación y seguimiento de producción de los pozos

horizontales, así como también, un modelo claro de como estructurar un

proyecto de pozos re-entries.

En la actualidad, debido a la pericia que se ha ido adquiriendo con la

perforación horizontal o de pozos de alto ángulo y del avance en las técnicas

de perforación y completación, las restricciones para la selección de

candidatos se han reducido, pero es necesario indicar lo!; criterios

Dl:S/ \RROLLO DE Y A C I M I E N T O S DE B A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó N H O R I Z O N T A L

preliminares geológicos y de yacimientos, como su posible re:;tricción ó

alternativa actual de perforación.

Así se tiene que:

1. Espesor de arena de naveqacion mayor a 10 pies, este criterio aplica

para pozos donde su longitud de entrada sea mayor a 150 mts, de manera

tal que la curvatura no sea tan forzada. La experiencia corifirma que

espesores menores a 10 pies adicionan un riesgo en lo concerniente a

posible perdida del intervalo objetivo durante la geo-navegación.

Asimismo, los cambios de facies laterales en yacimientos de edad

Mioceno, se presentan con mucha regularidad ya que el adelcazamiento

de los lentes es común en los canales sedimentarios. Otro problema que

se presenta es que se hace mas difícil el control del hoyo horizontal ya

que la ventana de navegación es mas restringida y en caso cle salida o

perdida de la arena, se corre el riesgo de fracasar en la busqueda de

intersección del eje.

2. Gradiente de presión mínimo a l tope de la arena objetivo mayor a

0.18 Lpca/pie, estadísticamente se ha demostrado que los po;!os que se

han perforado con gradiente de presión menores a este valor no han

producido, debido a que la formación objetivo está altamente expuesta a

un severo daño si el fluido de perforación y completación selecc;ionado no

es acorde a las condiciones de presión y características de la roca,

además de que se requiere de un delta de presión (presión de formación

menos presión de fondo fluyente) apropiado para levantar la columna de

fluido en el caso de los pozos radio medio o largo. Para este caso en

particular, si el gradiente está por debajo de este valor se puede utilizar la

técnica de radio corto o la perforación de bajo-balance si los otros criterios

no restringen estas técnicas. Anteriormente, el gradiente (le presión

D E S A R R O L L O D E YAClMlE iVTOS D E BAJO E S P E S O R USAiVDO TE 'CNICAS D E P E R F O R A C I Ó I J HORIZONT.4I.

mínimo era de 0.21 Lpcalpie, pero debido a la incorporac;ión de la

perforación con Iodos salinos está relación disminuyó.

3. Reservas remanentes a recuperar sean por lo menos 2 veces las

recuperadas por un pozo vertical, en este caso en particular, la

rentabilidad del pozo horizontal será justificada si el mismo logrz. drenar un

área mayor a la perforación de dos o más pozos verticales.

4. Contínuídad de la arena objetivo, en especial para pozos rad'o medio o

largo, donde se requiere que el modelo estratigráfico avale la continuidad

de la arena en la longitud total del pozo. Se ha demostrado que la

presencia de lutitas en la zona productora afecta considerablemente la

producción del pozo, debido a una reducción en la transmisibilidad. En el

caso de arenas de poca extensión se recomienda, sí los otros criterios así

lo permiten, la perforación de un pozo radio corto ó ultracorto.

5. Buen control del modelo de fluidos en la zona de interés, es decir, en

el caso de presencia de contactos agua - petróleo o gas - petróleo. Si bien

una de las grandes ventajas de los pozos horizontales es que permiten

controlar la conificación, se debe contar con un modelo de fluidos riguroso

de la zona donde se desea perforar este tipo de pozo, para evitar que

durante la navegación se penetren zonas dentro de la misrna arena

objetivo con altas saturaciones de los fluidos agua y10 gas. Cabe destacar

que existen diferentes tipos de completaciones para aislar estas zonas

dentro de la navegación, pero lo más recomendable es no penetrarlas, por

ello, se debe tener bien definido el nivel estructural los contact:os agua-

petróleo o gas-petróleo.

6. Buen control del modelo estructural, para los pozos horizontales se

requiere un modelo exigente de la definición de la estructura, cualquier

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E i V T O S D E B A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó I I H O R I Z O N T . 4 I .

cambio en ésta no definida en el estudio previo puede consi3erarse de

alto riesgo en la perdida del objetivo.

7. Buzamiento de la estructura menor a 105 debido n las dificultades que

se pueden presentar en controlar la perforación, es preferi~le que la

estructura no sea de alto buzamiento, a medida que mayor sea el

buzamiento de la formación menor será el control que se pueda ejercer

sobre el motor de fondo con respecto a la formación, éste tenderá a

levantar el ángulo pudiéndose salirse de la arena objetivo sobre todo en el

caso de arenas de poco espesor. En este caso en particular lo más

recomendable es perforar en dirección de la sedimentación, para ayudar a

la perforación. De igual manera, de no controlar el ángulo durante la

perforación puede acarrear severos inconvenientes cuando se proceda a

la completación del pozo.

8. Zona de qas superficial Ó vacimientos supravacentes al objetivo con

altas saturaciones de qas, para este caso en particular, la única

limitación es la reperforación horizontal (reentries) ya que los inismos no

pueden trabajarse, por el riesgo involucrado durante la perforación cuando

se corte la ventana para el desvío.

9. Preferiblemente con buenas propiedades de roca (po~rosidad y

permeabilidad), estos parámetros son sumamente imporlantes, en

especial la permeabilidad horizontal, la cual repercute proporcionalmente

en el índice de productividad de un pozo horizontal, según la ecuación de

productividad.

10. En el caso de yacimientos que requieren fracturamiento hidraúlico o

naturalmente fracturados es sumamente importante conocer la

dirección de los esfuerzos, para este caso en particular el pozo

horizontal actúa como una fractura pero es de suma importancia conocer

DES.4RROLL.O DE YAClMlElVTOS DE B A J O ESPESOR USANDO T É C N I C A S D E I ' E R F O R A C I ~ A ' HORIZONT/\L

la dirección de los esfuerzos, ya que la trayectoria de perforación será

definida en dirección al esfuerzo horizontal mínimo.

11. Mínima arcillosidad, es recomendable que la arena sea lo menos

arcillosa posible, de esta manera se logrará la permeabilidad de la roca no

se vea afectada por la arcillosidad.

12. Espaciamiento entre pozos, según los estudios realizados se infiere que

el área de drenaje de un pozo horizontal es de forma elíptica, por lo que el

espacio en donde se coloque este pozo debe tomar en cuenta esta forma,

para evitar interespaciamiento con otros pozos de la zona completados en

la misma arena objetivo, y así, minimizar el efecto de una reducción en la

producción de dichos pozos.

13. Facilidades de instalaciones de producción cercanas, como es lógico

suponer, la longitud y el diámetro de la línea de flujo del pczo inciden

sobre la productividad del mismo, por ello se requiere de un buen análisis

de las facilidades de producción existentes en la zona antes de proceder a

la perforación del pozo.

4.2 PROCEDIMIENTO PARA LA SELECCIÓN DE LOCALIZACIONES

CANDIDATAS A PERFORACIÓN HORIZONTAL

Tomando en cuenta los criterios preliminares de selección de canclidatos a la

perforación horizontal o de alto ángulo, se puede establecer un

procedimiento para minimizar el tiempo de selección del candidato y del

diseño de perforación. Por otra parte, la selección y perforación del

candidato óptimo a este tipo de técnica se verá reflejado en un incremento

de la producción del yacimiento y en el mejoramiento de la estrategia de

explotación con respecto a la recuperación óptima de las reservas de crudo

existentes.

DESARROLLO DE YAClMIENTOS D E BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I ~ I ! HORIZONT,.11.

Este procedimiento es un ensamblaje de las diversas experiencias obtenidas

por el autor, asumiendo el reto de buscar y perforar cada año mejores pozos

horizontales.

Este procedimiento se puede dividir en cinco etapas, la primerii etapa en

donde se distinguen las áreas del yacimiento candidatas a la perforación

horizontal de acuerdo a criterios bien definidos, la segunda etapa donde se

seleccionan los lentes de arena con mejores características de roca y

presión, con riesgo controlado del fluido a producirse, en la tercera etapa se

selecciona los espacios estratégicos donde puede ubicarse el pozo

horizontal, en la cuarta etapa se escoge la dirección de navegacicin, longitud

y el punto de entrada a la navegación, asimismo se decide el tipo de pozo a

perforarse y la quinta etapa donde se realiza el diseño de la trayectoria de

navegación. Cada una de estas etapas se explicaran en detalle a

continuación:

4.2.1 Primera Etapa: Selección de Áreas Candidatas

1. Se divide el yacimiento según los gradientes de presión al datum.

Preferiblemente usar el mapa isobárico más reciente. Se construye un

mapa, donde se identifiquen las zonas de acuerdo al gradiente de presión

obtenido.

2. Precisar las zonas del yacimiento con más oportunidades de utiicar pozos

horizontales, minimizando el riesgo de interferencia entre los pozos, en

particular con los verticales. Pueden ser zonas con muchos pozos

inactivos, con pozos que pueden encontrarse abandonados en el caso

que se requiera de su espacio físico, y10 con severos prol~lemas de

tonificación de agua y10 gas. Dibujar estas zonas en el mapa base del

yacimiento.

DES,4RROLLO DE Y/1CIMIENTOS DE B 4 J O ESPESOR USANDO T É C N I C A S DE I 'ERFOR/\CIÓA' HORIZONTAL

3. Identificar la producción de petróleo, gas y agua de cada pozo del

yacimiento. Hacer mapas de isoproducción de petróleo, gas y agua.

4. Hacer un mapa de reservas remanentes del yacimiento, tomando en

cuenta la información de reservas por parcelas obtenidas del Libro de

Reservas o hacer un mapa de isoproducción acumulada de petróleo.

5. Ubicar el mapa estructural del yacimiento y seleccionar las zonas con

menor buzamiento y preferiblemente de menos riesgo geológicc.

6. Es sumamente importante ubicar todos los pozos recientemente

perforados que hayan sido completados ó penetrado dichas zonas. Con

los registros de estos pozos se podrá inferir el drenaje a que ha estado

sometido el yacimiento como posible desplazamiento de los fluidos, en

especial, el agua y el gas. Hacer un mapa, indicando la inforniación que

de los registros de estos pozos se está infiriendo.

7. Superponer los 8 mapas anteriores, y seleccionar las zonas que cumplan

las siguientes características:

a. Gradiente de presión mayor de 0.1 8 Lpcalpies

b. Con mayor espacio para ubicar pozos horizontales

c. Con reservas considerables dependiendo del criterio del ingeniero

d. Preferiblemente con pozos que hayan sido y sean buenos productores

e. Con la información de los pozos nuevos que aún indiquen la presencia

de buenas saturaciones de petróleo.

8. Una vez ubicadas las zonas comunes, estas corresponderán a aquellas

áreas donde existen niveles de presión apropiados para una técnica de

perforación convencional, existen reservas de crudo que pueden ser

DESARROLLO DE YACIMIENTOS DE BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S DE ~ ' E R F O R A C I ~ ~ HORIZONTAL

recuperadas, exista la alternativa de minimizar el riesgo de conificación,

como también la posibilidad de incrementar la producción de la ;zona.

NOTA: Es sumamente importante que las áreas seleccionadas tengan

facilidades de producción inmediata, porque sino el proyecto corre el riesgo

de que pase a formar parte de un plan a mediano plazo. Por ello, se

recomienda trabajar con el mapa de instalaciones de superficie.

4.2.2 Segunda Etapa: Selección de los Lentes de Arena Candidatos

1. Una vez identificada(s) la(s) zona(s) que cumpla(n) esta(s) cordición(es),

revisar el modelo estratigráfico general del yacimiento, los niicleos, las

muestras de pared, y los registros de porosidad que se disponga, e

identificar cada lente de arena que muestra cada pozo que ha penetrado

el yacimiento. Para este punto en particular, se recomienda utilizar el

registro de alguno de los pozos donde estén presentes todos los lentes

para que sirva de registro tipo y se tenga una base para la correlación.

Hacer un mapa de cada una de estas zonas donde se identifique la

presencia de cada lente en cada pozo que ha penetrado el yacimiento.

Indicar en este mapa, la característica de cada lente (puede ser en valores

promedio) resistividad, porosidad, permeabilidad, arcillosidad, y otros.

2. Precisar, de ser posible, la producción, el tipo de fluido producido, como

también la producción acumulada de petróleo de cada pozo por lente en

cada una de estas áreas, tomando en cuenta la historia de producción y

los trabajos de rehabilitación realizados, como también, de existir, los

registros de producción y registros neutrón, como FDC-CNL. Hacer un

mapa por lente con esta información.

3. Precisar, de ser posible, los niveles de presión por lente de cacla pozo en

cada una de estas áreas, tomando en cuenta los intervalos abiertos

D f I S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E B A J O IrSPESOR U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I ~ N H O R I Z O N T A L

durante la medida de presión. En el caso de existir registros RFT tomados

recientemente en cualquier pozo nuevo, tomar en cuenta esta

información. Calcular el gradiente de presión al tope de cada lente de

arena. Hacer un mapa por lente con esta información.

4. Hacer un mapa de arena neta petrolífera por lente seleccionado con

apoyo del geólogo del proyecto.

5. Calcular las reservas remanentes por lente.

6. Seleccionar aquellos lentes de arena que muestren las mejores

condiciones de producción, es decir, aquellos aún no invadidos totalmente

por agua y10 gas, con las mejores reservas remanentes segúri el criterio

del ingeniero, y por supuesto con las mejores propiedades de roca

(permeabilidad y porosidad). A estos lentes prioritizarlos según el

gradiente de presión al tope, preferiblemente seleccionar aq~ellos con

gradientes de presión mayor a 0.18 Lpcalpie, debido a que en el caso de

estar por debajo de este valor lo más recomendable será utilizai- la técnica

bajo-balance para su perforación, por ello en la actualidad no deben ser

descartados.

NOTA: Sí en el área que se realiza el estudio detallado por lerite existen

pozos recientemente perforados, tomar en cuenta dicha informacikn.

4.2.3 Tercera Etapa: Definición de Espacios Estratégicos para la

Ubicación de Pozos Horizontales en el Yacimiento

1. Hacer un mapa estructural del tope del lente seleccionado cada 10 pies

con apoyo del geólogo del proyecto. Preferiblemente en escala '1 :10000.

2. Hacer un mapa estructural de la base del lente seleccionado cada 10 pies

con apoyo del geólogo del proyecto. Preferiblemente en escala '1 :10000.

D E S A R R O L L O D E YACIIMIENTOS D E BAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E F E R F O R A C I Ó A H O R I Z O N T A L

3. Hacer un mapa de facies por lente seleccionado con apoyo del geólogo

del proyecto.

4. Hacer un mapa que indique el radio de drenaje de cada uno de los pozos

que han producido del(os) lente(s) de arena(s) seleccionado(s).

5. Superponer estos tres mapas y distinguir los espacios donde exista menor

interferencia, menor riesgo estructural involucrado o de riesgo controlado y

donde preferiblemente no existan riesgos severos de cambios de facies o

fallamientos.

6. En algunos casos, se recomienda la selección de algún pozo iibicado en

estos espacios, para la toma de un registro RST, con la finalidad de avalar

el estudio de fluidos realizados, y minimizar los riesgos de protlucción de

fluidos indeseables. Cabe destacar, que la recomendación de la toma de

este registro se pudo realizar anteriormente, pero debido a sus altos

costos, es preferible disponer de un área altamente candidata a la técnica

de la perforación horizontal, de forma tal que este mismo proyecto asuma

su costo dentro de su rentabilidad.

NOTA 1: El mapa estructural debe ser realizado con sumo cuidado, cualquier

detalle que no se tome en cuenta, puede considerarse de riesgo en la

perdida del objetivo. El geólogo que realice dicho estudio debe terier sólidos

conocimientos sobre la geología regional.

NOTA 11: En algunos casos, será conveniente realizar un mapa esti-uctural de

alguna lutita guía.

NOTA III: Es recomendable, una vez ubicados estos espacios, revisar el

mapa de instalaciones de producción, ya no solo por las facilidades de

producción sino por la presencia de cables, torres u otros que puedan incidir

de alguna manera para la perforación.

DESARROLLO D E Y/\CIMIEiVTOS D E BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C ~ ~ S DE I 'ERFORACIÓA' HORIZONTAL

4.2.4 Cuarta Etapa: Definición de Dirección de Naveqación, Longitud

de Sección Horizontal, Ubicación del Punto de Entrada, Tipo y

Número de Pozos

1. Se pre-establece la dirección de navegación, dependiendo de: a) la

dirección de sedimentación, por ende, de la continuidad de la arena, en

este caso la trayectoria de estos pozos preferiblemente es paralela a

dicha dirección, b) en el caso de existir contactos agua - petróleo se

recomienda que la dirección de navegación sea paralela a la estructura, ó

c) en la dirección de los esfuerzos horizontales mínimos en el caso de

yacimientos que requieran fracturamiento hidraúlico.

2 . Se calculan las reservas remanentes de cada uno de esto:; espacios

seleccionados con anterioridad, por lente.

3. Se procede a hacer un análisis de sensibilidad de la producción del pozo

vs. longitud de la sección horizontal. Es recomendable, una ve;? estimada

la longitud de la sección horizontal con la cual se obtendrá una producción

que hará rentable el proyecto, calcular las reservas que este pozo drenará

tomando en cuenta su área de drenaje, la cual se ha asumido que es de

forma elíptica4, y considerando previamente la dirección pre-establecida.

De esta forma se definirá si se requiere extender más la longitud del pozo

o sí se requieren dos o más pozos para drenar las reservas de todo el

espacio seleccionado.

NOTA: En el caso de lentes de arenas con espesores mayores a 70 pies es

importante que se realice la sensibilidad de producción en función del factor

de excentricidad.

4. En el caso de requerirse dos o más pozos para drenar las reservas de

todo el espacio seleccionado, es necesario que la definición de la

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E B A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E F ' E R F O R A C I ~ A ' H O R I Z O N T A L -

trayectoria de los pozos también contemple el riesgo mínimo de

interferencia entre los mismos.

5. Tomando en cuenta que según diversos estudios realizado:;, la zona

inicial del pozo horizontal es la que aporta la mayor producció.i del pozo

en sus primeros meses de actividad, es recomendable que el punto de

entrada de la sección horizontal se ubique en donde exista la mejor

calidad del lente objetivo, y preferiblemente esté menos drenado. Cabe

destacar, que también es factible ubicar el punto de entrada gemelo a un

pozo que ha penetrado el yacimiento o inactivo de dicha zona, de ser así,

este pozo servirá como hoyo piloto, ahorrando el costo de su perforación.

6. Controlar si en el área donde se están ubicando estos pozos existe riesgo

de gas superficial, señalar los pozos con esta evidencia y la prolundidad.

7. Controlar si en el área donde se están ubicando estos pozos existe riesgo

de gas y de agua en los yacimientos suprayacentes.

8. Dependiendo de la continuidad de la arena, del número de lentes

candidatos, del espesor, de sus características geológicas y de producción

- presión, del riesgo a cambios estructurales, del riesgo de gas superficial,

como el riesgo de gas y de agua en los yacimientos suprayacentes,

seleccionar el tipo de pozo(s) según las limitaciones y la:; ventajas

establecidas anteriormente.

NOTA: En el caso de seleccionar un pozo inclinado en un yacimiento

heterogéneo es recomendable que el estudio este acompañado por un

análisis geoestádistico.

4.2.5 Quinta Etapa: Diseño de la Trayectoria de Navegación

Una vez seleccionada la dirección de navegación del pozo, el punto de

entrada, la longitud total y el tipo de pozo a perforarse se procede a realizar

el diseño de navegación, para ello, se efectua el siguiente procedirniento:

1. Se calcula cada 25 mts el tope del lente de arena. objetivo,

preferiblemente a partir del punto de entrada. Para ello se utilii!a el mapa

estructural realizado en lo que se definió como 3era. Etapa.

2. Se calcula cada 25 mts la base del lente de arens. objetivo,

preferiblemente a partir del punto de entrada. Para ello se utilii!a el mapa

estructural realizado en lo que se definió como 3era. Etapa.

3. Se define a cuantos pies de espesor del tope o de la base de la arena

será ubicado el eje de navegación. La ubicación de este eje puede

depender de la posible presencia de intercalaciones lutíticas o de

contactos agua-petróleo o gas-petróleo.

4. Se calcula cada 25 mts el eje de navegación, sumando el espesor definido

anteriormente con respecto al tope o a la base.

5. Se realiza un gráfico de Profundidad vs. longitud. En éste se podrá

observar si existe alguna discrepancia que ponga en riesgo la riavegación

del pozo.

6. Se calcula el ángulo de navegación del pozo.

DESARROLLO D E YACIMIENTOS D E BAJO ESPESOR USAlVDO T É C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó I ~ HORIZONT.41.

4.3 ASPECTOS IMPORTANTES SOBRE LA PERFORACIÓN,

GEONAVEGACI~N, COMPLETACI~N Y PRODUCCI~N

4.3.1 Perforación del Pozo Horizontal

Es sumamente importante llevar un control estricto del desarrollo de la

perforación en la zona curva, en especial desde el primer KOP que se

diseñe. Llevar este control involucra tomar las decisiones a tiempo en

cuanto al desarrollo de la perforación, en especial en arenas de poco

espesor, como también en los casos de presencia de cont~ictos agua

petróleo en la base de la arena.

La experiencia ha indicado que para lentes de arena menores a 20 pies,

es recomendable que el ángulo en el punto de entrada de la sección de

navegación esté por encima de los 83" así se evitará el riesgo de perder

la arena en los primeros pies de la sección horizontal.

Es recomendable utilizar los registros gamma - ray y resistividíad durante

la geo-navegación del pozo. La utilización de ambos puede ayudar a

inferir las saturaciones de petróleo presentes y la calidad de la arena, por

ende, permitirán seleccionar una mejor completación para el pozo.

Igualmente es importante contar con los registros de pozos vecinos y

solicitar el registro en avance del pozo horizontal (verticalizado) a fin de

realizar las correlaciones necesarias.

Evitar cambios severos de ángulo durante la geo-navegacihn, así se

minimizan los riesgos de que la tubería se pegue durante la peiforación o

que no se pueda completar el pozo. En la actualidad se c~en ta con

equipos direccionales de nueva tecnología que permiten p13rforar en

rotación al 100°/~, evitando el "slide" que tantos problemas acarrea, tanto

DESARROLLO D E YACIMIENTOS BE BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó ~ \ ~ HORIZONT,,IL

en reducción de tasa de penetración como la formación de "es:alones en

el hoyo.

El geologo de campo debe monitorear además de los registros, los ripios

de formación, analizar las muestras, corte de gas, fluoresc~ncia y los

parámetros de perforación (RPM, PSM, Torque, GPM, etc). Asimismo, es

importante que controle los problemas operacionales que de algún modo

puedan afectar la productividad del pozo como lo son las posibles

perdidas de circulación, influjos o arremetidas, variaciones críticas en la

reología del lodo, las concentraciones de los productos químiccs, agentes

poenteantes, contenido de sólidos en el fluido, perdida de filtrado, etc.

Se debe enfatizar la responsabilidad e importancia del geólogo t? ingeniero

de yacimientos custodios de la operación ya que sus decisiones permitiran

hacer mas rentable el proyecto y aligerar los procesos en tiempo real,

recordando que tales decisiones deben ser prestas, claras, coherentes,

continuas y sin demora para evitar tiempos perdidos en el taladro.

4.3.2 Geonaveqación

La geonavegación es la navegación en tiempo real de pozos hor zontales y

de alto ángulo, mediante la evaluación de formaciones durante la

perforación. Sirve para guiar los pozos a sus destinos geológicos óptimos, en

vez de dirigirlos a ubicaciones geométricamente predeterminadas, que

posiblemente no sean las óptimas. La perforación direc~ional ha

evolucionado hasta el punto, que el objetivo geométrico se pueds alcanzar

con un alto grado de precisión. Desafortunadamente, los mapas geológicos

basados en los datos de sísmica de superficie y de pozos vecinos, no son

tan precisos como uno quisiera.

Las incertidumbres con respecto a la profundidad y la posición lateral de la

zona de interés se combinan con la imposibilidad de predecir even.:os sutiles,

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E B A J O E S P E S O R U S A N I I O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I ~ P I H O R I Z O N T . 1 L .

como cambios mínimos en el buzamiento de la formación, acuñamientos y

fallas de desplazamiento pequeño.

El geólogo que se encuentra en el pozo o el coordinador de georiavegación

deben contar con un plan de tareas inicial, basado en todos los datos

disponibles. Deben estar preparados para reconocer cuando la geología se

modifica hasta tal punto que sea necesario modificar el plan inicial para

alcanzar y mantenerse en la zona de interés. Existen diversas compañías

que ofrecen paquetes de computación especializados que permiten

interactuar, operando desde una estación de trabajo. Estos prog.*amas han

sido desarrollados para dar apoyo a las operaciones de pozos hc1rizontales,

duarnte las fases de planificación previa de las actividades, y de rvaluación

de formaciones.

Se utiliza la información geológica, incluyendo datos de secciones

transversales y posiciones de niveles guías en el espacio, durante las tareas

de planificación previa de las actividades, como apoyo en la construcción de

un modelo petrofísico del prospecto. En la Fig. 4.1 se puede observar la

metodología utilizada para el seguimiento geológico durante la perforación.

4.3.3 Completación del Pozo Horizontal

Una vez seleccionado el tipo de pozo a perforarse, es sumamente

importante, en el caso de pozos radio largo o medio, aislar las zonas de

agua y10 gas suprayacentes si existen, por ello, el ingeniero, el geólogo ó

el petrofísico debe indicar con precisión cuales son dichas zonas para que

queden aisladas completamente de la arena objetivo.

En el caso de yacimientos con severos problemas de arenarniento, es

recomendable realizar un análisis granulométrico para decidir el tipo de

completación, bien rejillas pre-empacadas o liner ranurado. Se debe tomar

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E B A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C ~ ~ ? ~ H O R I Z O N T A L -

en cuenta que estos pozos son altamente sensibles a los cambios de

reductor, que involucra un cambio en la presión de fondo fluyente, y por

ende, cualquier cambio en ésta puede ocasionar una producción severa

de arena, sino se han tomado las precauciones necesarias.

Si el crudo que produce el yacimiento es altamente viscoso, y en dicho

yacimiento se ha evaluado la inyección alternada de vapor, se puede

completar el pozo térmicamente.

En el caso de que se requiera completar el pozo como slim-hole es

sumamente importante hacer un análisis de sensibilidad de la producción

con este tipo de completación, hasta ahora la experiencia parece indicar

que este tipo de hoyos restringen altamente la producción.

Una vez perforado el pozo, es recomendable que el ingeniero y el geólogo

indiquen las zonas que según registro no muestran buena calidad de roca

o saturación de petróleo para que las mismas sean completadas con

tubería lisa, disminuyendo el costo de la completación. Al igucll c. como se

mencionó en el último punto de los aspectos a considerar durante la

perforación, las clecisiones tomadas por el geólogo e ingeniero de

yacimientos son vitales para la rentabilidad del proyecto. No si? puede ni

debe esperar por resultados de sus análisis ya que el tiempo corre en el

taladro.

4.3.4 Producción

Tomando en cuenta las características del fluido y de la presión del

yacimiento es importante hacer un análisis para evaluar el riétodo de

producción más recomendable para producir dichos pozos.

El aspecto más importante en cuanto a la forma de producir estos pozos

es precisamente el que tiene que ver con los cambios de reductor, como

DESARROLLO D E Y/\CIMIEiVTOS D E BAJO ESPESOR U S A N D O T E C N I C A S DE I 'ERFORACIÓA' HORIZONTAL

se mencionó anteriormente estos pozos son altamente sensibles a los

cambios de reductores, y dependiendo de las características d r la roca y

del movimiento de los fluidos del yacimiento, el realizar un cambio brusco

en los reductores puede ocasionar un severo problema de areriamiento o

conificación prematura.

En el capítulo 5 se describen otros aspectos de importancia desde el

punto de vista de seguimiento del comportamiento de producción,

asimismo se presentan los resultados de los pozos realizados utilizando la

metodología descrita.

4.4 PROYECTO DE POZOS DE RE-ENTRADA HORIZONTAL EN EL

LAGO DE MARACAIBO

En abril de 1995 se inició un proyecto especial a fin de mejorar la producción

en algunos yacimientos de crudo pesado del Mioceno, especificaniente en el

campo Lagunillas. La técnica propuesta e implementada fue la de

perforación horizontal a través de la re-entrada en pozos existente:;.

Las arenas de edad Mioceno Medio de la Formación Lagunillas estan

compuestas de tres miembros principales que fueron sub-divididos en

muchas zonas prospectivas principalmente en los miembros intermedio e

inferior (Laguna y Lagunillas Inferior). Los espesores de cada zona varían

entre 25 y 60 pies, encontrandose a una profundidad vertical entre los 3400

a 4400 pies. Los yacimientos en esta área tienen una porosidad entre 28 y

34 %, permeabilidades en un rango de 600 a 3000 mD y una saturación de

agua irreducible de 10 a 25 %. Cada miembro está compuesto de areniscas

con intercalaciones de arcillas y limolita. Las areniscas varían de grano fino a

grueso, son no consolidadas y de mal escogimiento. La gravedad del crudo

varía entre los 12 y los 18" API y las viscosidades se encuentran entre 18 y

50 cps. En promedio, estos yacimientos se encuentran agotados en un 50 %

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E B A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó I " HORIZONTAL. -

de su presión. En algunos de ellos se realiza inyección de agua por flancos

con fines de mantenimiento de presión.

4.4.1 Selección del Candidato

Evidentemente que los yacimientos y los pozos deben ser revisados y

verificar que cumplen con los criterios generales de selecciC8n para la

aplicación. Adicionalmente a los criterios nombrados, el pozo candidato y el

yacimiento donde se aplicará la técnica específica debe poseer las

siguientes características:

1. Pozo con producción acumulada de 200 a 400 mil barriles en el

yacimiento prospectivo o produciendo de una zona diferents a la del

objetivo, con baja tasa de producción de petróleo o cerrado por ser anti-

económico.

2. Pozo localizado en un área de baja densidad de pozos con alto volumen

de reservas remanentes recuperables.

3. Pozo con buena condicion mecánica para ser "re-entry".

4. Gradiente de presión de fondo de al menos 0.26 Ipclpie.

5. La posición del pozo es la adecuada y óptima para drenar las reservas

tanto buzamiento arriba como abajo.

6. No existen pozos inyectores activos localizados en las proximidades del

candidato.

7. El pozo está localizado en una posición óptima para drenar csl intervalo

objetivo con una trayectoria simple y de acuerdo a una curvatura

adecuada a los requerimientos.

DESARROLLO DE YACIMIENTOS DE BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S DE I 'ERFORACIÓA' HORIZONTAL

Luego de verificar que procede la factibilidad técnica, todos los candidatos a

desarrollo horizontal son clasificados de acuerdo a la potencialidad del

yacimiento y dentro de éste, la prospectividad del pozo. Para conienzar con

los estudios, se debe seleccionar el yacimiento particular y comenzar

realizando los mapas isópacos y estructural del área específica de interés.

Adicionalmente se deben preparar los mapas del contacto agiia-petróleo

actual y presiones de yacimiento. En yacimientos agotados, es esencial para

el éxito del proyecto, obtener lecturas de presión de yacimierto lo mas

precisas posibles.

Se debe realizar un estudio intensivo de las características de producción de

los pozos del área. Se construye un mapa base con todos los valores de

producción acumulada de los pozos y se analizan en conjunto con los mapas

isópacos de arena neta petrolífera, de tal manera de estudiar el régimen de

agotamiento de la zona candidata. En esta fase del estudio se pueden

eliminar muchas áreas si se determina que la densidad de pozos presente es

suficiente para drenar en forma económica las reservas asoc adas a la

acumulación en la zona específica.

Finalmente, se define un área de drenaje para el pozo objetivo y :se estiman

las reservas recuperables asociadas a él. Se evalúan los costos de

perforación, completación y riesgo geológico y se realiza un :inálisis de

factibilidad económica de acuerdo a la productividad esperada y a los

indicadores financieros del momento. Se seleccionan los mejores zandidatos

de acuerdo a una matriz de criterio técnico-económico y postericr a ello se

elabora un programa de períoración/completación diseñado para anticipar

cualquier problema tanto geológico como operacional.

DESARROLLO DE YrtCIMIENTOS DE BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S DE I ' E R F O R A C I Ó ~ ~ ~ HORIZONT,\L

4.4.2 Diseño del Pozo Re-entrv

La perforación horizontal de un pozo en la formación Lagunillas de edad

Mioceno requiere de la construcción de la sección curva a través de lutitas

suaves y areniscas no consolidadas muchas de las cuales son acuiferas.

Uno de los mejores métodos para realizar una re-entrada horizontal en un

pozo existente considera los siguientes aspectos (Fig. 4.2):

1. Cortar y recuperar el revestidor de producción existente por debajo del

revestidor de superficie.

2. Bombear y colocar un tapón de cemento balanceado que permita hacer

la primera desviación.

3. Desviar el pozo por debajo de la zapata del revestidor de superficie a fin

de salir y alejarse del hoyo original.

4. Perforar verticalmente hasta el punto de comienzo de construcción de la

sección tangencia1 y continuar con la sección curva hasta ei punto de

entrada de la arena objetivo utilizando un sistema de lodo de

KCUPolímero inhibido.

5. Bajar un revestidor intermedio de 7" con la mejor centralizacióri posible a

fin de alcanzar un sello y aislamiento conveniente de las arenas de agua

a través de la cementación.

6. Perforar el hoyo horizontal usando un sistema de lodo salino :saturado y

libre de sólidos.

7. Mejorar la limpieza del hoyo durante la perforación con la realización de

viajes cortos y la circulación de píldoras de alta viscosidad en puntos

claves del hoyo.

DESARROLLO DE YACIMIENTOS DE BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S DE P E R F O R A C I Ó P I HORIZONTAL -

Las ventajas del procedimiento descrito radican en:

Aislamiento efectivo de las secciones lutíticas así como de las posibles

arenas de agua. Esto redunda en una mejor utilización de los sistemas de

lodo adecuados para cada sección con sus problemas específicos.

Eliminación de los problemas de perdidas de circulación en a zona de

producción a través del uso de sistemas salinos altamente saturados.

Prevención de pérdida del hoyo horizontal si se pierde la circulación

gracias al uso de lodo salino saturado.

La utilización de sistemas salinos y KCUPolímero permiten o~tener una

hidráulica óptima y una limpieza del hoyo de cada sección.

El revestidor de 7" asentado a la entrada de la arena objetivo provee un

aislamiento mas confiable de la zona productora y las zonas superiores.

El uso de Iodos salinos saturados libre de sólidos minimiza el daño a la

zona productora y mejora la limpieza en las operaciones de cornpletación.

El asentamiento del revestidor de 7" en la sección tangencia1 permite la

colocación del equipo de levantamiento artificial por gas mucho mas bajo

en el pozo, cercano a la zona productora. Esto mejora la eficiencia de

levantamiento y reduce el riesgo de contra-presiones en contra de la zona

productora.

Se implementó un procedimiento alternativo en aquellos casos donde se

encontró cementado el revestidor de producción de 7" existente en el pozo,

ya fuese hasta la zapata del revestidor superficial o hasta la superficie.

El proceso entonces es modificado ya que se realiza una ventana en el

revestidor de 7" a fin de salir del pozo original, luego se perfora la sección

D E S A R R O L L O DE YACIMIEiVTOS D E B A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E I 'ERFORACIOA ' HORIZONT/ \L

tangencia1 y horizontal en un mismo hoyo de 6-118" para, finalmente, bajar un

forro o liner ranurado que se ubica en la zona de interés. La zona productiva

se aisla del resto de los intervalos superiores a través del uso de una

empadura inflable que se coloca en el tope los tubos ranurados y al final de

los tubos lisos del liner. Debido a que esta empacadura se asienta a hoyo

abierto, se realizó el diseño de la sarta de completación de tal rrianera que

coincidiese la profundidad de asentamiento con alguna lutita, esto con el

propósito de mejorar el sello que se obtendría una vez cementado el liner.

Este método no funcionó como se esperaba por las siguientes razones:

1. Se debía utilizar el mismo sistema de lodo tanto en la sección c:urva como

en el hoyo horizontal, trayendo como consecuencias daños a la

formación productora y en muchos casos pegamientos de tubería durante

la perforación.

2. Se presentaron problemas con la longitud del hoyo de 6-118'' expuesto,

sobretodo al momento de bajar el liner de 4-112".

3. Debido a que el sistema de lodo se intentaba adaptar .a la zona

productiva, ocurrieron algunos problemas de limpieza del hoyo

ocasionando perdidas de circulación, tubería pegada y en algunas

oportunidades desviaciones del hoyo no intencionales por el al':o galonaje

utilizado en estas formaciones tan poco consolidadas.

4. En algunos casos se presentaron pobres aislamientos a través de la

empacadura inflable lo que trajo consigo producción de agua de

intervalos suprayacentes.

5. Si las condiciones del hoyo abierto de 6-118" no eran óptimas, se podían

presentar problemas de atascamiento de la empacadura inflable a

profundidades no deseadas.

D E S A R R O L L O DE Y I ~ C I M I E N T O S D E B A J O E S P E S O R U S A N D O T E C N I C A S D E I ' E R F O R A C I ~ ~ ~ ' HORIZONT,\L

4.4.3 Prácticas de Perforación

De la revisión de todos los pozos re-entrylhorizontal realizados, se encuentra

que uno de los problemas mas comunes durante la perforación radica en

una inadecuada e insuficiente limpieza del hoyo. En la mayoría dc? los casos

se interpretaba de forma incorrecta este hecho, aparent'mdo una

inestabilidad del hoyo que era causada precisamente por una impropia

limpieza del hoyo.

En pozos de alto ángulo (> 45"), los ripios perforados tienden a ciepositarse

y formar capas en la parte baja del hoyo. Estas capas de ripios '10 pueden

ser removidas sólo con circulación, aunque la literatura sugiere que el ajuste

de la reologia del lodo junto con circulaciones en flujo turbulento pueden

ayudar a la remoción. De cualquier forma, la experiencia adquirida en los

pozos realizados sugiere la realización de viajes cortos periótjicos para

remover e incorporar los ripios depositados a la corriente del lodo circulante.

Las capas de ripios ejercen basicamente dos efectos negativos de

importancia: a) Reducen el espacio anular disponible para 131 flujo al

incrementar la densidad equivalente del lodo circulando y causando perdidas

de circulación y pegamientos diferenciales en las zonas porosas, y b) Estas

acumulaciones de ripios tienden a formar puentes a causa de la acción de

pala que ejerce la mecha al realizar los viajes de tubería. En formaciones

suaves como el Mioceno del Lago de Maracaibo, estos puentes pueden

causar desviaciones o "sidetracks" no intencionales una vez que sc? intenta la

limpieza y remoción de tales acumulaciones de ripios.

Conociendo los problemas descritos y en un esfuerzo de ctvitarlos o

reducirlos al máximo, se han ideado algunas prácticas de perforación:

DESARROLLO DE YACIMIENTOS DE RAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S DE P E R F O R I \ C I Ó ~ HORIZONTAL

1. La experiencia ha permitido implementar el método de "Tapones de

Cemento Balanceados" a fin de mejorar la eficacia de la tlesviación,

conocidos los problemas presentados con los tapones retenedores.

2. Incrementar la frecuencia de los viajes cortos en zonas claves del hoyo y

usar píldoras de alta viscosidad para remover al máximo las camadas de

ripios acumuladas durante la períoración.

3. Usar la herramienta "Bull Nose" que no es mas que una especie de

mecha redondeada, de carburo de tungsteno que permite calibrar el hoyo

una vez finalizado, previniendo desviaciones o "Sidetcacks" no

intencionales.

4. Utilización de sistemas de lodo diseñados para atacar prol~lemas en

secciones específicas del hoyo: a) Sistema de KCUPolímero altamente

inhibido para perforar las lutitas de edad Mioceno, b) Lodo salino

saturado para perforar la sección horizontal del hoyo, diseñado para

reducir el daño a la formación. Los cristales de sal taponan los poros de

formación y previenen perdidas de circulación. El sistema l'unciona a

bajas presiones de formación (hasta +/- 800 Ipc) y no se han observado

perdidas de circulación con densidades de la salmuera cle 10 Ipg.

Adicionalmente, este agente poenteante se remueve facilmen te con una

píldora de hipoclorito de sodio y en algunos casos hasta con agua con

bajo contenido de cloruros.

5. Uso de centralizadores de cuerpo rígido "FBPD" (de tipo de

desplazamiento positivo) para proveer una mejor centralización o

"standoff" y conseguir una distribución propia del cemento en el anular del

revestidor de 7".

6. El uso de centralizadores FBPD en los forros de producción tanto en las

secciones lisa como ranurada han permitido igualmente el mejoramiento

D E S A R R O L L O D E YACIiMIENTOS DE BAJO E S P E S O R U S A N D O TÉ 'CNICAS D E P E R F O R A C I O ~ H O R I Z O N T A L

de la centralización, previniendo de esta forma el taponamiento de las

ranuras, sobretodo las inferiores que pudiesen estar en contazto con los

ripios y granos de formación del hoyo horizontal.

7. Mayor efectividad en el uso de las mechas de pedo-ación. La

determinación de sacar una mecha está basada básicamede en las

tasas de penetración "ROP" y torque experimentados y no pcr horas de

rotación. Esto ha permitido optimizar los procesos de viajes dfs tubería y

número de mechas por pozo. Un pozo promedio de 5000 pies de

profundidad "medida" (MD) es perforado con dos mechas, una de 8-112" y

otra de 6-118".

4.4.4 Prácticas de Completación

Todas las completaciones fueron realizadas con rejillas pre-empacadas o

forros ranurados a hoyo abierto. Cualquiera fuese el sistema, se diseñó la

completación para asentar la empacadura dentro del revestidor dc? 7 , arriba

del punto de entrada (ver Fig. 4.2). Los pozos contaron con tuberías de

producción de 2-718" o 3-1/2", con dos o tres válvulas de gas lift de acuerdo a

la profundidad y a los análisis nodales.

La práctica inicial de completación más comun estaba en desplazar el lodo

salino de la zona de producción usando un químico lavador seguido de agua

con KCI filtrada. Esto se llevaba a cabo luego de correr el liner de

producción, circulando a través de la tubería interna presente en el diseño. El

propósito principal de este procedimiento radicaba en la limpieza y remoción

de los sólidos del lodo salino en la cara de la formación, sin eribargo, el

proceso resultó inefectivo debido a que el químico lavador y el agua con KCI

no contactaban las zonas con restricciones en el anular, dirigiendcse el flujo

por las áreas de menos oposición, es decir, moviendose a través de las

ranuras dentro de los forros. Así, se encontraba en el mejor de los casos un

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S DE RAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E I 'ERFORACIÓA' H O R I Z O h r T ~ l L

anular parcialmente Iímpio. Para mejorar el proceso y obtener mejores

resultados en la limpieza del anular y en la posterior productividatl del pozo,

se implementó un procedimiento de cuatro pasos que tomaban eri cuenta el

uso del mismo lodo salino saturado utilizado para perforar la sección

horizontal.

1. Bombeo y circulación de una píldora viscosa de lodo salino seguida por

agua de baja salinidad en un volumen suficiente para desplazar el hoyo.

La finalidad de este paso es disolver las particulas de sal que taponan los

poros de la formación.

2. Colocación de una píldora de agua de baja salinidad con hipoclorito de

sodio. Dejarla en remojo por lo menos 6 horas. El remojo con agua de

baja salinidad permite la solución de algún cristal de sal remanente que

tapone los poros de la formación mientras que el hipoclorito de sodio

destruye la adherencia de los polímeros del lodo y elimina vl revoque

adherido a las paredes del pozo.

3. Asentar empacadura en el tope del forro o colgador.

4. Antes de correr la tubería de producción, circular el hoyo por encima del

liner con gasoil. Cuando se trae el pozo a producción, la solución de

hipoclorito de sodio que permanece en el revoque del lodo es producida

en la corriente durante las primeras horas. Este proceso de limpieza es

sencillo, efectivo y no tan costoso.

4.4.5 Consideraciones Finales en la Selección de Pozos Candidatos a

Re-entrada Horizontal

Una de las ventajas principales de un pozo re-entry frente a uno nuevo

son las reducciones de costos.

DESARROLLO DE YAClMIEiVTOS DE BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S DE I ~ E R F O R A C ~ Ó A ' HORIZONTAL

Si la condición mecánica del pozo no es favorable y10 la ubicación no es

la posición mas adecuada para drenar el yacimiento, se debe considerar,

sin lugar a dudas, la perforación de un pozo horizontal nuevo que reduzca

o minimize estos riesgos.

La presión de fondo es uno de los factores mas importarites en la

selección del pozo/yacimiento candidato a la aplicación de la técnica.

En el diseño de un re-entry, es mas favorable el corte y rixobro del

revestidor de producción existente (siempre y cuando la completación y

las condiciones del pozo lo permitan) que la apertura de una ventana que

obliga a realizar las secciones curva y horizontal bajo un mismo diámetro

de hoyo.

La limpieza del hoyo durante la perforación es uno de los factores

primordiales que deben cuidarse durante la realización de un programa

de perforación de un pozo re-entry.

De los casos de pozos re-entries realizados (a ser presentados en la

sección posterior), sólo dos lograron liberarse luego de presentar

pegamiento de tuberías durante la actividad de perforación. En ambos

casos se logró luego de bombear y colocar alrededor de las barras de

perforación una solución de hipoclorito de sodio. En otros casos, el

bombeo y exposición a químicos no logró el objetivo buscado de liberar la

sarta de perforación.

Se han logrado éxitos tanto técnicos como económicos a través de la

utilización de la técnica en pozos cerrados o marginalmente productivos.

En estos se han alcanzado incrementos de productividad y rescxvas.

DESARROLLO DE YACliMIEhfTOS DE RAJO ESPESOR USANDO T É C N I C A S DE I 'ERFORACIÓA' HORIZONTAL

5 DESARROLLO DE YACIMIENTOS DE BAJO

ESPESOR

Una vez definido el procedimiento adecuado para la seleccidn de los

candidatos a perforación horizontal, no resta mas que aplicar la técnica en

un área específica a fin de evaluarlo y comenzar un ciclo que permita

mejorarlo.

En este capítulo se presenta el estudio de factibilidad técnico-l3conómica

realizado al área de Laguna Norte, para la implantación de un proyecto de

desarrollo de yacimiento aplicando la perforación horizontal como principal

herramienta de trabajo. Se realizan los modelos geológico y de yacimientos,

se adapta la metodología de selección a la zona en particular y se presentan

los resultados mostrando la validación del modelo de producción, el

incremento de reservas y la evaluación económica del proyecto.

5.1 ANTECEDENTES

En noviembre de 1995, se llevo a cabo un estudio sobre las "Alternativas de

Explotación de los Yacimientos asociados a la estación de flujo ~ ~ - 8 3 " ( ~ ) , con

la finalidad de justificar técnicamente la custodia y conversión de la estación

(de segregación mediano a pesado). El aspecto más importante que se

destacó en este trabajo fue la imposibilidad de desarrollar el área de Laguna

Norte por falta de instalaciones en el área de producción.

Se denominó como área Laguna Norte (Fig. 5.1) a la zona conformada por

los yacimientos Laguna-38, Laguna-1 35 (actualmente Lagunr.-44) y el

noroeste del miembro Laguna del yacimiento Lginf-07. La caractei-ística más

resaltante de este miembro es el desarrollo de tres (3) cuerpos de arenas de

muy buenas resistividades denominados lentes 1, 2 y 3 respectivamente,

DESARROLLO DE Yi\ClMIENTOS DE B 4 J O ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S D E I ' E R F O R A C I ~ ~ ' HORIZOhrT~\L

cuyos espesores varían entre 15 pies y 30 pies (en la Fig. 5.2 se pueden

apreciar 2 registros mostrando los intervalos objetivo de los pozos

horizontales en el área de Laguna Norte).

Tomando en cuenta la aplicabilidad de la técnica de perforación horizontal en

las arenas del miembro Laguna del área Laguna Norte, asumiendo la

potencialidad de producción y buscando otras facilidades de instalación

mientras se definía el manejo de la estación de flujo, se realizó un estudio

geológico y de yacimientos de las parcelas A-207, A-208 y A-199. De allí,

surgieron como candidatos a la re-entrada horizontal los pozos LL1507 y

LL2282 (Fig. 5.2), los cuales serían conectados al múltiple de producción

LH-21.

En Febrero de 1996 se comienza con la reperforación del pozo -L1507 en

dirección hacia el pozo LL1758, con objetivo el Lente 1 (oficialmente

perteneciente hasta ese momento al yacimiento Lginf-07). El programa

contemplaba perforar 1000 pies de sección horizontal pero como

consecuencia a problemas durante la navegación, la longitud total del pozo

fue de 500 pies. El pozo inicialmente se completó con bomba (le cavidad

progresiva BCP a fin de incrementar el potencial del pozo, pero debido a

problemas eléctricos de la bomba y a que el pozo fluyó naturalmente, se

tomó la decisión de sacar la bomba ya que la misma estaba actuando como

un reductor. Luego de este trabajo el pozo arrancó en flujo natural con tasas

entre 900 a 1000 BPPD de un crudo de 1594PI.

El siguiente pozo vertical reperforado horizontalmente fue el LL2282, con

objetivo el Lente 2 (oficialmente completado en el miembro Laguna del

yacimiento Lginf-07). La sección horizontal final de este pozo fus de 1200

pies, arrancó con tasas iniciales en el orden de los 400 BPPD, pero luego de

un aumento en el reductor de 112" a 314", el pozo comenzó a proliucir entre

1400 y 1600 BPPD en flujo natural.

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E BAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E I > E R F O R A C I ~ A ~ HORIZONT,IL

En vista de estos excelentes resultados en el área, se decidió extender el

proyecto a la perforación de la localización LL-F-1OR11, en el Lente 2 del

miembro Laguna. La importancia de esta localización es que permitiría

desarrollar las reservas probables del prospecto Laguna-135 (actualmente

Laguna-44). El pozo arrancó con tasas en el orden de los 600 BPF'D, y luego

de un incremento en el reductor de 112" a 5/8", comenzó a producir entre 900

a 1000 BPPD, de un crudo de 15 "PI.

Debido a estas altas tasas de producción, el múltiple LH-21 donde estaban

conectados estos pozos sobrepasó su capacidad de manejo de crudo,

obligando a conectar los pozos a la estación LL-83, pero d e i d o a los

problemas ocasionados por la mezcla en viscosidad y gravedad dl3 todos los

pozos, se decidió convertir la estación a dual a fin de manejar las dos

segregaciones (mediano y pesado). De esta manera, se dispuso de una

instalación apropiada para desarrollar la zona de Laguna Norte. En la Fig.

5.3 se puede observar el mapa de instalaciones del área, incliryendo las

conexiones de los pozos a la EF-LL-83.

Contando ya con esta facilidad, se planificó, en principio, la perforación de 10

localizaciones horizontales y cinco recompletaciones de pozos verticales,

todos con objetivo las arenas del miembro Laguna de los yacimientos

mencionados anteriormente.

Por otra parte, tomando en cuenta la experticia obtenida con la ~~erforación

horizontal en arenas de poco espesor, y en la búsqueda de nuevas áreas de

desarrollo a través de la técnica de la Re-exploración, se recompletó el pozo

LL3373 hacia el prospecto-160, el cual resultó con tasas alrededor de 500

BPPD y permitiendo la extensión del yacimiento Laguna-05 (ubica'do hacia el

Sur del yacimiento Lginf-07) hacia el Este. En este bloque, luego de una

revisión geológica y de yacimientos detallada, se seleccionó una localización

que generó el pozo LL3475 que arrancó con una tasa de 1160 BPPD con

reductor de 1/2". Por otra parte, tomando en cuenta que las car:icterísticas

de roca y de fluido de este yacimiento son muy buenas para aplicar la

técnica de la perforación horizontal, se realizó una revisión geoljgica y de

yacimiento hacia el oeste de Laguna-05, surgiendo en el estudio preliminar

tres localizaciones candidatas a la perforación horizontal en un á5-ea que se

denominó Laguna Sur (Fig. 5.4).

De esta forma, concluye la revisión realizada a todo el miembro Laguna no

explotado o escasamente desarrollado por razones predominantemente de

rentabilidad para pozos verticales, donde la perforación horizoital surgió

como la técnica más favorable para desarrollar económicamente zonas de

espesores menores a 25 pies.

Cabe destacar que en este trabajo también se incluyen los resultados

obtenidos con la perforación horizontal de los pozos LL3435 y LL1483. El

primero se perforó a principios del año 1996 con objetivo el Lsnte 3 del

miembro Laguna, su importancia es que es el primer pozo horizontal slim-

hole del occidente del país y arrancó con una tasa de 700 BPPD promedio,

sin problemas de gas y agua. El pozo LL1483 fue completado en el

yacimiento Lginf-36 en una arena de +/- 25 pies, este pozo también fue

desarrollado bajo la técnica de slim-hole.

5.2 MODELO DE YACIMIENTOS

5.2.1 Antecedentes de Producción

Se decidió comenzar el estudio para la selección de candiclatos a la

perforación horizontal tomando en cuenta las historias de producc:ión de los

pozos LL190 y LL1246, los cuales fueron perforados en 1935 y 1945,

respectivamente, como pozos exploratorios de las arenas B-><:. El pozo

LL190 se probó en los tres lentes del miembro Laguna, y produjo 300 BPPD

DESARROLLO DE YACIMIENTOS D E BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S DE I ' E R F O R , ~ C I Ó P HORIZONT/ IL

en flujo natural, pero tomando en cuenta que tender una Iínea de flujo de

4570 metros resultaba antieconómico para la fecha, se decidió abandonarlo.

En el caso del pozo LL1246, se cortó núcleo desde Bachaquerc) hasta las

arenas del miembro B-2-X observándose una excelente descripción a nivel

del miembro Laguna, por lo que se probó por 24 hrs. a hoyc desnudo,

arrancando con una tasa promedio de 240 BPPD, pero nuevamente la

longitud de la línea de flujo requerida descartó la rentabilidad del pozo, por lo

que se decidió su abandono.

Los otros pozos que se estudiaron fueron el LL1760 que se recompletó en

abril de 1980, en la arena prospectiva del miembro Lagunillas iriferior, con

una producción de +/-lo0 BPPD, posteriormente, en marzo de 1986, con la

finalidad de incrementar su producción se procedió a cañonear el 1-ente 2 del

miembro Laguna, con lo que el pozo alcanzó tasas de producciór entre 200

a 300 BPPD. A raíz de estos buenos resultados, se recomple,tó el pozo

LL1816, en junio de 1986, abriendo a producción las arenas del miembro

Laguna que corresponden a los Lentes 2 y 3 de este estudio, y de igual

manera, el pozo respondió con tasas similares al anterior. Luego, en agosto

de ese mismo año, se recompletó el pozo LL1704, cañoneando el Lente 1

del miembro Laguna, en este caso, el pozo arrancó con una ~~roducción

inicial de +/- 100 BPPD.

5.2.2 Características de la Roca y del Fluido

Debido al gran número de pozos que han atravesado el miembro Laguna

hacia los yacimientos infradyacentes, se dispone de un conjunto de registros

FDC-CNL y de muestras de núcleo.

De la evaluación realizada a los registros FDC-CNL, se tierie que la

porosidad promedio de las arenas del miembro Laguna está en el orden del

32 '/O; la descripción ofrecida por los reportes de núcleos, indican que son

DESARROLLO D E YACIMIENTOS D E B A J O ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S DE P E R F O R A C I Ó E I HORIZOiVT,\l.

areniscas blancas, en parte cuarzo cristalino, de grano fino a grano medio,

subangular a redondeada de moderada selección, matriz silicia, nclusiones

carbonaceas, de buena fluorescencia y corte rápido, características que

hacen inferir la buena permeabilidad de la acumulación.

Con respecto al fluido, no se dispone de análisis PVT para caracterizarlo,

pero considerando el comportamiento de producción de los pozos LL1760,

LL1816 y LL1704, se puede inferir que se trata de un crudo pesado de 15"

API, donde no se han observado problemas de producción de agua o de gas

severos, lo que hace suponer que el mecanismo principal de producción es

el de gas en solución.

La evaluación petrofísica se realizó utilizando el método Simandu (arenas

arcillosas no consolidadas). Los valores petrofísicos utilizados fueron los

siguientes:

Constante de Archie (A = 1 .O).

Saturación de Agua Connata (Swi = 15%).

Factor de Cementación (m = 1.4).

Exponente de Saturación (n = 1.7).

Resistividad del Agua de Formación (Rw = 0.5). Utilizado en base a la

salinidad del agua de formación a 150°F.

El valor de porosidad utilizado en la mayoria de los casos fu3 de 32%,

que es el valor promedio en la zona donde se habían realizado

evaluaciones anteriores, tomando como base registros FDC corridos en

algunos pozos.

Los valores de corte del yacimiento (cutoff) se listan a continuacióii:

B E S . I R R O L L O D E YACI,&íIENTO.S DI: B A J O ICSPESOR U S A N 1 ) O T ¿ C N I C ' ~ ~ S D E P E R F O R ~ C I ~ . ' ! IfORI%O.VT.\I. -

Valor de Volumen de Arcilla (Vsh = 45%).

Saturación de agua (Sw = 50%).

Porosidad (+ = 10%).

Resistividad Verdadera de la Formación (Rt = 12 ohm).

Espesor de Arena (h = 4 pies).

5.2.3 Evaluación de Presión

En el año 1988 se midió presión a los pozos LL1816 y LL1760, es decir,

después de estar produciendo del Lente 2 del miembro Laguna por un

periodo de 2 años. Los niveles de presión fueron de 1533 Lpca y 1385 Lpca,

respectivamente, ambas pruebas a la profundidad de referencia de 3700

pies. Luego en mayo de 1990 se midió nuevamente presión a estos pozos

junto con el LL1704; las presiones estuvieron en el orden de '530 Lpca,

1368 Lpca y 1393 Lpca, respectivamente. Posteriormente, en septiembre de

1992 se tomó nuevamente presión en el pozo LL1704, y la misma fue de

1393 Lpca.

Tomando en cuenta que todos estos pozos están completados oficialmente

en el miembro Laguna del yacimiento Lginf-07, los altos valores de presión

indican que la zona donde están completados no está afectada por el

drenaje de los otros pozos completados en el mismo miembro de dicho

yacimiento en otras áreas, por lo que se infiere no existe comunica.ción.

Por otra parte, se dispone de la información obtenida de registros RFT

corridos en los pozos LL3345 y LL3250 en 1994, estos penetraron las arenas

del miembro Laguna (Lente 1) del yacimiento Laguna-38. Los niveles de

D E S A R R O L L O D E Y I I C I M I E N T O S D E R A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E I 'ERFOR/\CIÓA' H O R I Z O N T A L

presión en ambos casos fue de 1650 Lpca para la arena objetivo. listas altas

presiones indican las condiciones originales para dicha a.cumulaciCln.

5.3 MODELO GEOLÓGICO

5.3.1 Estratigrafía v Sedimentación

Los intervalos objetivo en el esfuerzo de perforación horizontal,

corresponden a la Formación Lagunillas de edad Mioceno y

específicamente, los Miembros Laguna y Lagunillas Inferior.

Durante el Eoceno Superior, la región noroccidental de Venezuela,

representa una plataforma levantada donde los sedimentos dspositados

previamente y levantados por efectos tectónicos, son sometidos a intensa

erosión que aplana la topografía. Comienza entonces, un lento proceso de

hundimiento con inclinación hacia el norte-noreste, dando inicio la

depositación de los sedimentos miocénicos, en un evento transgresivo que

ocasionalmente está representado por el Miembro Santa Bárbara de la

Formación La Rosa. El climax de este hundimiento, lo representan los

sedimentos arcillosos fosilíferos de la misma Formación La Rosa.

Comienza una nueva oscilación, la cuenca sufre de nuevo un lento

levantamiento, siempre más pronunciado hacia el norte, al~~ínzándose

niveles de sedimentación deltaico-costera con proliferación de sedimentos

arenosos que corresponden a la zona superior de la misma Formación La

Rosa, dentro de ese ciclo regresivo, los depósitos van tomando carácter

progresivamente más continentales producto de eventos fluvio-tleltáicos a

fluviales que hoy constituyen los intervalos inferiores de la Formación

Lagunillas, esto es, el Miembro Lagunillas inferior y el Miembro Laguna.

Los ciclos de sedimentación descritos, conforman en el subsuelo del lago de

Maracaibo para el Mioceno, conjuntos estratigráficamente definidcs donde la

D E S A R R O L L O D E YACIMIEIVTOS DE R A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E I ) E R F O R A C I Ó A ' H O R I Z O N T / l L

identificación de los cuerpos individuales mediante correlación de registros

de pozos, constituye la clave para el control de las peiforaciones

horizontales.

La morfología de los depósitos, corresponde fundamentalmente, a canales

abandonados, barras de meandro y barras de desembocadura.

En las áreas de mayor pendiente, esto es, hacia el sur de la línea de costa,

los canales mantienen en buena medida su individualidad y cuando son

identificados, es de esperarse que la continuidad de los sedimen.:os sea en

dirección nor-noreste a sur-suroeste. A medida que se acercan al delta, con

la disminución de la pendiente, van adquiriendo cierta sinuosidad hasta

obtener trayectorias meándricas, aumentando lateralmente el área de

construcción de cauce y consiguiente depositación. En las zonas de mayor

influencia deltáica, se distribuyen como conjuntos abigarrados dcnde sobre

los sedimentos previamente depositados, nuevos canales corren

erosionándolos parcialmente generando zonas de interconexión.

Desde el inicio de la historia de explotación petrolera de la cuenca del Lago

de Maracaibo, los principales prospectos de desarrollo en el Micceno, han

estado en esos complejos depósitos interconectados que conforman cuerpos

muy amplios y espesos, los pozos verticales han resultado econ6micos por

lograr contactar columnas de sedimentos de muchos pies.

Los intervalos individuales y de pocos pies de espesor, han constituido

objetivos secundarios, fundamentalmente para las recompletaciones como

última oportunidad para un productor. En muchos casos, los resi~ltados de

estas recompletaciones, son desconcertantes, a veces por rio aportar

producción adicional significativa y otras por obtenerse in~rementos

sustanciales, como ejemplo se tiene el pozo vertical LL3373 en la parcela A-

297 reparado en Septiembre de 1996, allí se aisló la sección anteriormente

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E B A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E I J E R F O R A C I Ó ~ ? ' H O R I Z O N T / I L

productora y se cañoneó 15' de arena en el miembro Laguna, aportando 650

BPPD con presiones de 1600 Ipca. La explicación está en que el petróleo

proviene de un cuerpo individual antes no contactado y sin dar oportunidad

en el trabajo de que se generen zonas ladronas por diferencias de presiones

con otros intervalos. Dicho sea de paso, en este mismo trabajo, se destacan

las implicaciones que este hecho tuvo para el desarrollo del esfuerzo en

perforación horizontal en el área.

Disponiendo de la tecnología de perforación horizontal, se ha abierto un

nuevo esquema de análisis para la toma de decisiones, donde el estudio en

su fase de Geología, caracteriza motfológicamente y muy al detalle, los

depósitos individuales, tratando de establecer las variaciones de direcciones

de continuidad, partiendo de las correlaciones y orientado:; por las

tendencias conocidas de la geología semirregional. De allí que los

principales objetivos de perforación han estado en los sedirrientos del

Miembro Laguna de la Formación Lagunillas.

5.3.2 Geología Estructural

En el área de Lagunillas, los estratos del Mioceno presentan actualmente un

muy bajo nivel de deformación, conformando una estructura homoclinal que

buza entre 3 y 5 grados hacia el sur y con rumbo noroeste-sureste. No hay

fallas mayores, pero sí se identifican, al realizar detalladamente las

correlaciones, la presencia de fallas normales con saltos entre 20 y 50 pies,

que en el caso de la petforación horizontal, constituyen riesgos de alto nivel

por el hecho de que los objetivos de navegación están dentro de ese rango,

por otra parte, se estima que constituyen factores de entrampamiento local.

El patrón más comúnmente identificado sigue rumbo norte-noreste a sur-

suroeste.

DESARROLLO DE Y.4CIMIENTOS DI< BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S DE P E R F O R A C I O ~ I HORIZONT.4L

5.4 PROCEDIMIENTO PARA LA SELECCIÓN DE LAS

LOCALIZACIONES

Una vez obtenido los resultados de la perforación de los pozos reentradas

LL1507, LL2282 y horizontal LL3443, se establecieron una serie de criterios

que se formalizaron como procedimiento de trabajo para selec:cionar las

localizaciones y establecer prioridad de perforación. Este procedimiento se

puede resumir de la manera siguiente:

1. Actualización de los mapas oficiales de estos yacimientos, ya que la

mayoría de los pozos perforados en 1993 y 1994 hacia yiacimientos

infrayacentes no estaban representados en dichos mapas.

2. Una vez obtenida la información de todos los pozos que penetraron el

miembro Laguna se procedió a realizar mapas de continuidad de las

arenas por Lente (1, 2 y 3). Cabe destacar, en este caso que el registro

del pozo LL1507 se seleccionó como registro tipo del área, por poseer los

tres lentes objetivos.

3. Realización los mapas de arena neta petrolífera por lente.

4. Cálculo de las reservas totales recuperables por lente.

5. Se realizó un mapa de tendencia de presión, tomando en cuenta los

datos obtenidos de los RFT, de las pruebas de presión rea.lizadas a

algunos pozos y otros casos considerando condiciones originales. Una

vez obtenido los niveles de presión se procedió al cálculo del gradiente

de presión al tope de las arenas objetivos, tomando en cuenta que los

mismos estuvieran por encima de 0.20 Lpclpie.

6. En un mapa base, el cual tuvo que ensamblarse ya que los yacimientos

estudiados se encontraban en mapas oficiales distintos, se volocó el

DESARROLLO DE Y,ZCIMIENTOS DE RAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S DE I ' E R F O R A C I ~ A ' HORIZONTAL

estado productivo del momento de todos los pozos completados en los

yacimientos infrayacentes y la estación de flujo o múltiple a la que se

encontraban conectados, esto se realizó con la finalidad (le evaluar

posibles recompletaciones, y evitar en un futuro cercano el

interespaciamiento y10 ineficiencia de drenaje de los yacimientcs.

7. Revisión de los posibles problemas de gas superficial que pudieran

existir, para definir el tipo de fundación que debería ser hincada.

8. Una vez ejecutado el paso anterior, la selección preliminar se Irasó en: a)

la escogencia de las zonas con mejores espesores de arena por lente, b)

en las reservas recuperables estimadas para cada lente, c) zoiias donde

se observaban mejores niveles de presión.

9. Una vez definido el orden de prioridad de estas zonas, se procedió a la

selección de la localización, tomando en cuenta los siguientes factores: a)

la continuidad de la arena entre los pozos, y el tipo de ambiente

sedimentario, lo que permite en conjunto definir la dirección de

sedimentación, b) los mínimos riesgos estructurales, en cuanto a la

presencia de fallas se refiere, y c) la ubicación de instalaciones que

puedan involucrar riesgos durante la perforación como cables

submarinos, eléctricos y otros.

10.Ya definida la localización, se procede al estudio geológico en (letalle, en

donde además de evaluar la mejor trayectoria de navegación del pozo,

se define la longitud óptima de la sección horizontal. En este caso en

particular, la longitud del pozo dependerá de las reservas, de la

producción estimada y de la posibilidad futura de drenar dicha.; reservas

con uno o dos pozos, dependiendo de sus áreas de drenaje, miiiimizando

el riesgo de interespaciamiento entre ambos. Otro aspecto importante es

definir el punto de entrada a la arena objetivo, en este caso en oarticular,

DESARROLLO DE YiICIMIENTO.7 D E BAJO ESPESOR U S A N D O T É C N I C A S D E I ' E R F O R A C ~ O A ' HORIZOhlT~ \L

la localización en superficie se ubicó a 150 ó 200 mtrs de alguno de los

pozos controles, de forma tal que el diseño contempla la eritrada a la

arena objetivo a +/- 30 mtrs de dicho pozo control, de esta forma se

minimizaría los costos ya que se evitaría la necesidad de hacer un hoyo

piloto; esto es posible debido al gran número de pozos que han

penetrado el miembro Laguna. En la Fig. 5.5 se puede observar la

trayectoria de un pozo tipo.

11 .Una vez definida la localización y realizado su estudio geolcigico y de

yacimientos, se procede al diseño de la completación, la cual cm esencia

se basa en aislar arenas suprayacentes de agua y tratar que el punto de

inyección de gas de levantamiento quede ubicado lo más cerca posible

de la arena objetivo.

12. Siguiendo este procedimiento, se seleccionaron el resto de las

localizaciones que fueron perforadas durante el año 1996. Cabe destacar

que para el yacimiento Laguna-05 se siguió un procedimiento similar para

definir la localización LL-L-41R4 (LL3475) y las que se peiforaron a

continuación en los años 1997 y 1998.

13. Finalmente se prepara un Informe denominado "Estudio Previo", donde

se recopila y sintetiza toda la información manejada y los pasos' seguidos

en la selección (Anexo 1).

5.5 RESULTADOS

5.5.1 Validación del Modelo de Producción de los Pozos Horizontales

Para el pronóstico del comportamiento de producción de los pozos se utilizó

el estudio(14) realizado por Planh S., Startzman R., y Wattenbarger R. El

objetivo del mismo es predecir el comportamiento de producción de un pozo

horizontal en un yacimiento donde el mecanismo principal de producción es

DESARROLLO D E YACIMlElVTOS D E B A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó I J HORIZONT.4L

el de gas en solución, siendo esta una de sus principales premisas. Otra de

importancia, es que supone que el área de drenaje es un rectángulo, donde

internamente se superpone una elipse.

Inicialmente, el pronostico del comportamiento de producción de todos los

pozos se realizó utilizando este modelo. Cabe destacar que la tas.3 inicial de

producción, en todos los casos, fue soportada tomando en cuenta el modelo

de productividad inicial por ~oshi( '~) , de esta forma, se podía dispoier con un

alto grado de certidumbre de una tasa estimada confiable a los inicios de

producción del pozo.

Posteriormente, se validó el modelo utilizando la historia de prodiicción real

de todos los pozos. Considerando que inicialmente los pozos perforados

mostraban tasas de producción por debajo de las estimadas y luego con un

aumento en el reductor la producción incrementaba, lo que por supuesto se

vió reflejado en la producción acumulada del pozo. Para lograr colejar estos

efectos en ambos parámetros se supuso que existían dos etapas de

producción; en la primera el pozo drena un área triangular y luego, su área

incrementa de forma elíptica, esto por efecto de las variaciones de presión al

minimizar la restricción de flujo. Partiendo de esta suposición se logró cotejar

con bastante precisión el comportamiento de producción (Qo y Np) de todos

los pozos que disponían de una buena información de producción (Ver

Anexo 2), excepto para el pozo LL3443, que aunque se logra el cotejo de las

curvas de producción acumulada estimada y real, se debió suporier que el

pozo estabilizó su producción entre 580 a 650 BPPD. Cabe destacar, que

esta misma suposición se tuvo que hacer para que se logrará :simular la

prueba de presión y de multitasas realizada al pozo posteriormente (Anexo

3), lo que hizo pensar en la posibilidad de que las medidas realizadas

estaban siendo afectadas por alguna causa.

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S DE BAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E I ' E R F O R I I C ~ Ó ~ ~ ~ H O R I Z O N T A L

Como parte de los análisis realizados a los pozos, se tomaron muestras PVT

y se hicieron estudios del agua de formación o "Finger Prints" a los pozos

LL3443, LL3453 y LL3457 (Anexo 4).

En el Anexo 5 se presenta un resumen de los actividades de perforación,

completación y producción de los pozos horizontales analizaclos y que

conformaron este proyecto. Como ejemplo, se muestra el comport~imiento de

producción estimado vs. real del pozo LL3455. Este pozo fue comoletado en

el Lente 1 del yacimiento Laguna-38.

O 15 30 45 60 75 90 105 120 135 150 165 180 195 210 225 240 255 270 285 300 315 330 345 360

TIEMPO (DIAS)

300000 -

úi 2 250000 . 6 4 cl "j 200000 3

l l A l 5 150W - ,

2-

z o 1ooooo

a o a a 50000

o

--

O 15 30 45 60 75 90 105 120 135 150 165 180 195 210 225 240 255 270 285 300 315 330 345 360

TIEMPO (DIAS)

.~

A

b~~

a . ) A ~ . , . ,

@ a

A - pi/M A PRor) AcuM Riq: ESTIMADA 1

.

4a

. , . . ! 1 . 1 ! ! 1 ! , . '

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E BAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E I > E R F O R A C I Ó P ~ H O R I Z O N T A L

5.5.2 Incremento de Reservas

La perforación de las localizaciones LL-L-09R4, LL-ZL-310 y LL-L-1OR6, que

corresponden a los pozos LL3453, LL3456 y LL3460 respectivamente,

adicionaron reservas al yacimiento Laguna-38. Por otra parte, la perforación

de la localización LL-F-1 OR11, es decir, el pozo LL3443 permitió transferir las

reservas probables del prospecto Laguna-135 a reservas probadas del yac.

Laguna-44. De igual manera, la perforación de la localización 1-L-L-41 R4

(LL3475) y la recompletación del pozo vertical LL3373 permitió incrementar

las reservas del yacimiento Laguna-05. En resumen, se tiene que:

Y A C I M I E N T O RES.REC.1995 R E S . R E C . 1996

( M M B ls) ( M M B l s )

I T O T A L E S 1 42.7 1 51 .4 1 8 . 7 1

D E S A R R O L L O DE YACIMIENTOS D E BAJO E S P E S O R U S A N D O T E C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó P I HORIZONT, iL

5.5.3 Evaluación Económica del Proyecto

Los logros obtenidos por la perforación horizontal en lo que se refiere a

producción y rentabilidad se pueden resumir en la siguiente tabla:

Donde:

DlAS COMP.: Días necesarios para perforar y completar el pozo

PROD. PROM.: Producción de Petróleo Promedio por Día (BPPD)

VPN: Valor Presente neto

TIR: Tasa Interna de Retorno

El: Eficiencia de la Inversión

TP: Tiempo de Pago

(*) Pozos Reentries

En el Anexo 6 se muestra una Evaluación Económica de un Pozo Iiorizontal

Tipo.

A continuación se muestra otra manera de presentar los resultados:

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E B A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S DE P E R F O R A C I Ó N H O R I Z O N T A L

ANALISIS ESTADISTICO DEL TIEMPO DE COMPLETACION l

ANALISIS ESTADISTICO DE LA EFIC. DE INVERSION

ANALISIS ESTADISTICO DEL COSTO

Cosio =< JSO MYBs E - l

ANALISIS ESTADISTICO DEL TIEMPO DE PAGO

En resumen, se encontró que el 87% de los pozos perforados durante el año

1996 (sin considerar el LL3475) arrojaron una eficiencia de inversión mayor a

D E S A R R O L L O DE Y A C I M I E N T O S D E B 4 J O E S P E S O R U S A N D O T E C I V I C ~ I S D E P E R F O R A C I O N HORIZONTr lL

1.5, de estos el 62 correspondieron a una eficiencia mayor de 2.0. De

igual manera, el tiempo de pago del 87 Oh de los pozos fue meno. a los 3.3

años. Otro aspecto de interés fue que el 27% de los pozos se completaron

en un periodo entre 15 a 20 días, y 46% correspondió a pozos que fueron

completados en un plazo menor a los 15 días. Finalmente, se destaca que el

87% de los pozos se realizaron con un costo menor a los 550 MMBs.

D E S A R R O L L O DE YACI i I f IENTOS D E RAJO L'.SPESOR U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I O N HORIZOIVTAI . -

6 CONCLUSIONES

GENERALES

1. El estudio ha permitido sentar las bases técnicas de Ingeniería de

Yacimientos relacionadas a la busqueda, análisis, identificación y

desarrollo de pozos horizontales.

2. Dada la metodología para la selección de candidatos a psrforación

horizontal, se reduce considerablemente el esfuerzo y el tiempo de

realización del estudio. El procedimiento es sencillo, prácticc~ y, si es

seguido correctamente, disminuye la incertidumbre asociada al riesgo

geológico y productivo de la localización a perforar.

3. Con la metodología planteada, es mas sencillo adicionar pasos de

importancia en el proceso, de acuerdo a necesidades y carac:terísticas

específicas de las áreas de estudio y los riesgos involucrados para la

selección.

4. Se pueden realizar balances de riesgos operacionales y financilsros a fin

de evaluar los proyectos a post-morten. De tal evaluación se debe

enriquecer el procedimiento y mejorar su adecuación al área de estudio.

5. Se crea un ciclo en la selección de candidatos que, al avanzar la

perforación de cada uno de ellos, alimenta una base de datos que

permite conocer mejor el yacimiento o área de estudio e incrernentar la

factibilidad de éxito de las siguientes localizaciones.

6. El proceso planteado permite definir en un mediano plazo las Estratégias

de Explotación para el yacimiento o área de estudio.

D t S A R R O L L O D E YACIMIENTOS D E BAJO 1:SPESOR U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó I V HORIZONT.4L -

CONCLUSIONES ESPEC~FICAS EN EL ÁREA DE ESTUDB

1. En total se perforaron, 17 pozos horizontales, 3 de ellos reentries, y se

obtuvo un ganancial de 10905 BPPD vs. 10346 BPPD esperados, para

diciembre de 1996.

2. Se tiene que el 87% de los pozos perforados durante este año (sin

considerar el LL3475) mostraron una eficiencia de inversión mciyor a 1.5,

de estos el 62 % corresponde a una eficiencia mayor de 2.0. De igual

manera, el tiempo de pago del 87 % de los pozos es menor a 3.3 años.

Otro aspecto de interés es que el 27 % de los pozos fueron cornpletados

en un periodo entre 15 a 20 días, y 46 % corresponde a pozos que fueron

completados en un plazo menor a los 15 días. Finalmente, se destaca

que el 87% de los pozos se realizaron con un costo menor i3 los 550

MMBs.

3. Es la primera vez en la División de Occidente que se desarrollan dos

yacimientos (Laguna-38 y Laguna-44) utilizando únicamente la t5cnica de

la perforación horizontal, y se procede al desarrollo de zonas no

explotadas de otro yacimiento (Laguna-05) con características similares

utilizando esta técnica.

4. Tomando en cuenta que el espesor promedio de las arenas objetivo para

la navegación de estos pozos estaba alrededor de los 20 pies, se

considera que hubo un 98% de éxito en cuanto a la geo-navegación de la

sección horizontal.

5. Además de la excelente respuesta de producción de estos pozos se logró

el incremento de las reservas en el orden de 8.7 MMBls.

6. Se perforó el primer pozo horizontal de hoyo reducido "~lirnhole'~

(LL3435) de la División de Occidente, y para finales de noviembre de

D E S A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S DE BAJO E S P E S O R USAlVDO T É C N I C A S D E P E R F O R A C I O N HORIZONTAI . -

1996 se perforó el primer pozo "slimhole" con mayor longitud iorizontal,

en este caso, se refiere al pozo LL3474 con una sección de 1600 pies.

7. Se utilizó por primera vez la rejilla de fibra de vidrio pre-empacada en el

proceso de completación del pozo LL3435.

D K S A R R O L L O DE Y A C I M I E N T O S DE BAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E F E R F O R A C ~ Ó I ! HORIZONTAI. -

7 RECOMENDACIONES

GENERALES

1. La primera y mas importante recomendación es la realización de un

análisis prévio de adaptabilidad de los procedimientos al yacimiento o

área de estudio específica. Se debe adecuar la metodología a las

características propias e intrínsecas de cada región.

2. Dentro del mismo proceso de adaptabilidad, se deben revisar las bases

teóricas del comportamiento de producción de acuerdo a los mcicanismos

de agotamiento propios de cada yacimiento.

3. Se recomienda realizar un estudio de sensibilidad del comportamiento

productivo de acuerdo a los espesores de arena de navegación. Esto

permitirá la creación de un espectro de factibilidad relacionado al tipo de

yacimiento, su geología, sus características petrofísicas, tipo de crudo,

profundidad, etc., y de que forma se relacionan estos parámeti-os con el

espesor y la productividad de los pozos horizontales.

4. Se propone la utilización de la metodología en algún yaciniiento de

diferentes características a fin de validar la aplicabilidad y aralizar los

procesos de adaptación.

Dl:S,\RROLLO D E Y A C I M I E N T O S D E BAJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S B E P E R F O R A C I Ó N HORIZOhr711L

RECOMENDACIONES ESPEC~FICAS EN EL ÁREA DE ESTiUDIO

Con la finalidad de continuar el desarrollo acelerado de los yacimientos

Laguna-38, Laguna-44 y el miembro Laguna del yacimiento Lginf-O7 hacia el

norte, como también Laguna-05, se recomendaron los siguientes e:;tudios:

1. Definición de la continuidad del Lente "4" que está presente en un

conjunto de pozos ubicados hacia la zona llamada "Laguna Norte".

2. Realización del estudio geológico detallado hacia la zona donde están

ubicados los pozos LL2720, LL1703 y LL1477 (localización tentativa: LL-

K-12E), con la finalidad de perforar un pozo multilateral con objetivo los

Lentes 1 y 3. La dirección recomendada de los brazos fue la siguiente:

para el Lente 1 hacia el pozo LL1477, y para el Lente 3 hacia el pozo

LL1703. Ganancial esperado: 1000 BPPD.

3. Realización del estudio geológico detallado hacia la zona doride están

ubicados los pozos LL1190, LL1818 y LL2204 (localización tentativa: LL-

M-13W), con la finalidad de perforar un pozo multilateral con objetivo los

Lentes 1 y 3. La dirección recomendada de los brazos fue la siguiente:

para el Lente 1 hacia el pozo LL2204, y para el Lente 3 hacia el pozo


4. Proceder con el estudio geológico y de fluidos para seleccionar como

candidato a re-entrada el pozo LL1760, con objetivo el Lerte 2, en

dirección hacia el pozo LL1822. En este caso en particular, IE. longitud

para el punto de entrada recomendable es de 200 mtrs, de esta manera

se aleja del área de drenaje del pozo como vertical, y la longi.tud de la

sección horizontal debe ser +/- 1000 pies para evitar interespac:iamiento

con los otros pozos. Ganancial esperado: 650 BPPD.

Dl:S/ \RROLLO DE Y A C I M I E N T O S DE L3,IJO E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó A H O R I Z O N T A L -

5. Estudio geológico y de fluidos para la localización LL-ZJI-313, candidata a

la perforación horizontal con objetivo el Lente 3 en dirección hacia el pozo


6. Considerando los resultados obtenidos de la prueba de presióii del pozo

LL3461, se recomendó perforar la localización LL-G-12C1 (a +/- 200 mtrs

del pozo LL1501) con objetivo el Lente 3 en dirección hacia el pozo

LL3461, con longitud de la sección horizontal de 700 pies para evitar

interespaciamiento. Ganancial esperado: 600 BPPD.

7. Evaluar la posibilidad, a nivel geológico, de perforar la localización LL-EF-

31 1 en dirección hacia el pozo LL1277, con objetivo el Lente 2. Ganancial

esperado: 650 BPPD.

8. Realizar el estudio geológico y de fluidos para seleccionar a los pozos

LL1704, LL1702 y LL3318 (conectados a la estación de flujo LL,-83) como

candidatos a la técnica de re-entrada horizontal radio corto (longitud de la

sección horizontal máxima de 500 pies).

9. Evaluar la posibilidad de recompletar los pozos: LL1190, LL1472,

LL1853 y LL3350 como candidatos a la técnica de radio corto y objetivo

el yacimiento Laguna-38. Cabe destacar que todos estos po;?os están

conectados a la estación de flujo LL-65. De igual manera, evaluar con

este mismo fin el pozo LL1683, el cual se encuentra completi3do en el

yacimiento B-2-X.82, cerrado "UR" desde abril de 1991. Ganancial

esperado: 530 BPPD por pozo.

10. Evaluación de factibilidad de perforación para la localización LL-0-10 con

objetivo el Lente 1. Cabe destacar que esta localización se observa

bastante atractiva para la técnica de perforación horizontal a nivel del

D E F A R R O L L O D E Y A C I M I E N T O S D E 8 A J O E S P E S O R U S A N D O T É C N I C A S D E P E R F O R A C I Ó N H O R I Z O N T A L

yacimiento Laguna-38 en dirección hacia los pozos LL2886 !I LL2896.

Ganancial esperado: 650 BPPD.

11. Estudios geológicos para la perforación de las localizaciones LL-S-38R1 y

LL-S-38R8 con objetivo el miembro Laguna del yacimiento Laguna-05. La

sección horizontal para ambas localizaciones es de 1200 pies. Ganancial

esperado: 650 BPPD por localización.

12.Dependiendo de los resultados obtenidos con la perforación de las

localizaciones LL-S-38R1 y LL-S-38R8, avanzar los estuclios para

perforar la localización LL-S-39R1 a 320 mtrs. del pozo LL1533, con una

longitud horizontal de 1000 pies. Ganancial esperado: 650 BPPC).

13. Definición de la continuidad de la arena entre los pozos LL3325, LL1543

y LL1931, y dependiendo de esto y de los resultados de las localizaciones

LL-S-38R1 y LL-S-38R8, perforar localización gemela al pozo LL1543 en

dirección hacia el pozo LL3325. Ganancial esperado: 650 BPPD.

14. Evaluación de factibilidad de utilizar el pozo LL2787 para la aplicación de

la técnica de perforación horizontal radio corto con objetivo el miembro

Laguna del yacimiento Laguna-05. Este pozo es inyector de agua en el

yacimiento infrayacente LL-07. Otros candidatos para dicha tknica en

este yacimiento son, en orden de prioridad, el LL2574, LL1469 y LL2667.

Ganancial esperado: 530 BPPD por pozo.

15. Esperar los resultados del estudio geológico en progreso del yacimiento

Laguna-05, esto con el fin de evaluar la factibilidad de seleccimar una

localización entre los pozos LL2833, LL2838 y LL2837 para la p~rforación

horizontal, respetando el interespaciamiento con el pozo LL3475.

16.De acuerdo a los resultados de productividad arrojados por los pozos

realizados y una vez aplicadas las recomendaciones aquí generadas, se

D l ~ S / I R R O L L O D E YAC1:MIENTOS DE L(I\JO E S P E S O R US4rVDO T É C N I C A S D E P E R F O R / ~ C I Ó A H O R I Z O N T A L

sugiere alimentar el estudio y realizar una evaluación económica a fin de

concretar y avalar la rentabilidad de un proyecto de esta categoria.

DESARROLLO DE YACIMIENTOS DE BAJO ESPESOR...

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