REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA PROGRAMA DE …tesis.luz.edu.ve/tde_arquivos/99/TDE-2016-04-13T11:10:41Z-6695/... · promedio de 5500´ y esta conformado por cuatro unidades de

REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA

DIVISIÓN DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO

EVALUACIÓN DEL PROCESO DE INYECCIÓN DE AGUA EN EL YACIMIENTO

BACH-18

Trabajo de Grado presentado ante la

Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de

MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO

Autor: Liseth Andreina Romero Echeverría

Tutor: Américo Perozo

Maracaibo, Julio 2012

Romero Echeverria, Liseth Andreina. Evaluación del proceso de inyección de agua

en el yacimiento BACH-18. (2012) Trabajo de Grado.Universidad del Zulia. Facultad

de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 353p. Tutor: Américo

Perozo.

RESUMEN

El yacimiento BACH 18 considerado como uno de los principales yacimientos del mioceno sureste, esta localizado en el Lago de Maracaibo, hacia el área Sur del Campo de Bachaquero, sobre el bloque levantado de la prolongación del anticlinal de pueblo viejo, se encuentra a una profundidad promedio de 5500´ y esta conformado por cuatro unidades de flujo (U4,U5,U6yU7). Produce crudo pesado (17,8°API) por mecanismos primarios de gas en solución y empuje de agua desde el año 1955, iniciándose en 1964 la inyección de agua por flancos pero este proyecto no ha sido eficiente quedando reservas en sitio. El campo tiene 157 pozos, siendo su presión original de 2700lpc y la actual en una rango de 700 a 2200lpc. El yacimiento presenta un comportamiento de producción estable, indicativo que existen aun reservas remanentes para explotar, por lo que se propone la revisión, actualización e integración mediante una evaluación técnico-económica, para una mejor caracterización del yacimiento, sincerar las reservas y redefinir estrategias de explotación alineadas al proyecto de inversión a fin de establecer una estrategia de explotación optima, que minimicen el riesgo y optimicen la rentabilidad. A partir del análisis convencional y simulación numérica de yacimientos se detectó que debido a las condiciones actuales de presión y energía se hace necesario el rediseño del proyecto de inyección de agua. Como primer caso se plantó el rediseño de la inyección de agua; entre los resultados obtenidos, se tiene que la inyección de agua se realizara mediante 10 pozos inyectores con objetivo de inyección las unidades U7, U6 y tope de U5 (con tasas de inyección de 7000 a 15000 BAPD). Adicionalmente, se presentan los casos de reapertura de pozos productores inactivos para poder extraer el petróleo barrido por el rediseño del esquema de inyección de agua, y la perforación de pozos interespaciados soportada por la reingeniería de inyección propuesta, obteniéndose la mayor recuperación para este último caso por lo que sería el mejor esquema de explotación, drenando 42,3% del petróleo original en sitio el cual representa un ganancial por recuperar de 144,9 MMBN con respecto al petróleo acumulado actual.

Palabras Clave: Bachaquero18, Yacimiento, Simulación

E-mail del autor: [email protected], [email protected]

mailto:[email protected]

Romero Echeverría, Liseth Andreina. Evaluation of the proposed water injection in the reservoir BACH-18. (2012) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 331p. Tutor: Américo Perozo.

ABSTRACT

The Bachaquero-18 reservoir, considered one of the main Miocene southeast reservoir, is in the southeast of Lake Maracaibo, to the area south of Bachaquero Field on the hanging wall of the extension of the anticline of the old town, is located at a depth average of 5500' and is comprised of four flow units (U4, U5, U6 and U7).It produces heavy oil (17.8 API) for primary mechanisms of gas in water solution and push since 1955, starting in 1964 for water injection by flanks this project has not been efficient reserves remaining in situ. The field has 157 wells, with an original pressure of 2700 psi and the current in a range of 700 to 2200 psi.The reservoir has a stable production behavior, indicating that there are remaining reserves still to drainage, so it is proposed to review, update and integration through a technical-economic evaluation for better reservoir characterization, reserves and redefine sincerar strategies exploitation aligned with the investment project to establish an optimal operating strategy that minimize risk and optimize profitability from conventional analysis and numerical simulation of reservoir was found that due to current conditions of pressure and energy is necessary to redesign the proposed water injection.As a first case stood the redesign of the injection of water between the results obtained, it must be water injection wells will be via 10 injection nozzles with objective units U7, U6 and U5 cap (with injection rates BAPD 7000-15000). Additionally, we present the case for reopening of inactive production wells to extract oil by sweeping redesign of the water injection scheme, and the drilling of wells interspersed reengineering supported by the proposed injection, obtaining the highest recovery for the latter case it would be the best scheme of exploitation, draining 42.3% of original oil in place which represents a recovery of 144.9 Dower by MMstb with respect to oil accumulated current and an increase in secondary recovery factor of 7.1 % with respect to the officer and the base case. Key Words: Bachaquero18, Reservoir, stimulation Author’s e-mail: [email protected] , [email protected]



DEDICATORIA

Hoy día logro alcanzar una de mis más queridas metas, y aún cuando hubo

algunos tropiezos nunca falto ese alguien con la palabra correcta, resultando de

ella el estimulo suficiente para retomar el camino, por tal motivo dedico este

trabajo con mucho cariño a:

A Dios padre por las bendiciones que me ha dado, por ser siempre la luz que

ilumina cada paso que doy acompañándome en momentos tanto felices como

difíciles, sencillamente sin su guía nada seria posible.

A mis padres, por ser los seres más hermosos que me ha dado dios, por sus

enseñanzas, su amistad y sobre todo su amor.

A mis hermanos por ser mis compañeros de vida.

A mi esposo por ser esa persona especial que me llena mi vida de amor, alegría y

siempre me da su apoyo condicional.

A mi segunda Familia, Dávila Rujano por apoyarme, por estar conmigo durante

todo este tiempo, por permitirme ser un miembro mas de la familia, muchas

gracias y recuerden que siempre pueden contar conmigo. LOS QUIERO MUCHO.

Liseth Andreina Romero Echeverría

AGRADECIMIENTO

A Dios todo poderoso, que me ha permitido mantener la fe todo el momento, con sus milagros de vida y amor, por dame luz cuando más le necesite y no fallarme nunca, me ha dado todo y mil razones para vivir. A mis padres, los seres más maravilloso que me ha regalado Dios, su sabiduría permitió ser lo que soy y su amor fue mi mayor pilar para seguir adelante. A la Universidad del Zulia LUZ y al Postgrado de Ingeniería de LUZ, por brindarme la oportunidad de una buena educación y compartir en ella momentos muy valiosos. A mi familia, por ustedes estoy aquí, gracias por sus esfuerzos, apoyo y compañía en todos los retos, los quiero muchos. Al profesor Américo Perozo, y la Sr Mavis Millan, por su gran ayuda y paciencia para orientarne en todo A la empresa PDVSA.S.A. por brindarnos toda la información posible y el apoyo para la realización de este proyecto. . A mis amigos que me apoyaron en toda la carrera en especial a Marianny Curiel y Ayeli Valera

Muchas gracias dios los bendiga hoy y siempre

Liseth Andreina Romero Echeverría

TABLA DE CONTENIDO Página

RESUMEN……………………………………………………………………..…………. 3

ABSTRACT……………………………………………………………………….. …….. 4

DEDICATORIAS…………………………………………………………………………. 5

AGRADECIMIENTOS………………………………………………….……………….. 6

TABLA DE CONTENIDO……………………...………………………………………... 7

ÍNDICE DE TABLAS …………………………………………….……………………… 14

ÍNDICE DE FIGURAS y GRAFICOS …...…………………………………....……….. 16

INTRODUCCIÓN 20

CAPITULO

I PLANTEAMIENTO Y FORMULACIÓN DEL PROBLEMA………...……..... 21

1.1. Planteamiento del Problema…………………….……………..….……... 21

1.2. Formulación del problema……………………………………….……….. 22

1.3. Justificación y delimitación de la investigación……………...…….…… 22

1.3.1. Justificación…….………………………………………..……….……… 22

1.3.2. Delimitación de la investigación…………….…….………………….... 24

1.4. Objetivo de la Investigación………………………………………………. 30

1.4.1. Objetivo general de la investigación…………………………...……… 30

1.4.2. Objetivos específicos de la investigación………………………….…. 30

1.5. Antecedentes de la investigación……………….……………………….. 32

II MARCO TEORICO……………………………………………………………... 33

2.1. Ingeniería de Yacimientos……………………………..…………..……. 33

2.2. Programa de Descripción de las Condiciones del Yacimiento….... 37

2.2.1. Entrampamiento de Hidrocarburos…………………………….… 37

2.2.1.1. La fuente………..…………….……………………..…….. 37

2.2.1.2. La trampa……………………...………….…………..…... 38

2.2.1.3. El sello………..……………………………….……...…… 40

2.3. Proceso de Gerencia de Yacimientos………………..…….………..…. 43

2.4. Geología de yacimientos petrolíferos………………..……….……..….. 43

2.4.1. Estudio Geológico………..…….……………..…………….…...… 44

2.4.1.1. Secciones Geológicas……….………..…..…………..…. 45

2.4.1.1.1. Secciones estratigráficas……....…….………. 45

2.4.1.1.2. Secciones estructurales…..……..…………… 45

2.5. Método sísmico……………………………………..……………..……..... 45

2.6. Petrofísica………………………………………………………….………. 46

2.7. Propiedades físicas del sistema roca-fluido………………..…………... 47

2.7.1. Porosidad…………..……………………………………………….. 47

2.7.2. Permeabilidad…………….……………..…………….…………… 49

2.7.3. Saturación de fluidos………..…………………..………………… 50

2.7.3.1. Saturación de Agua Irreducible (Swirr) ………..…….… 51

2.7.3.2. Saturación de Hidrocarburo Irreducible (Shirr)……….. 51

2.7.4. Presión Capilar………..……………………..………….…………. 52

2.7.4.1. Mojabilidad………..….……….………..…………………. 53

2.7.5. Arcillosidad (Vsh) …………………………..………….……..……. 54

2.8. Propiedades eléctricas de la roca…………..…………………………… 55

2.8.1. Resistividad del agua…..………………………..……………….... 55

2.8.2. Clasificación de las aguas de formación………..………………. 55

2.8.2.1. Aguas meteóricas……..………………….………………. 55

2.8.2.2. Aguas connotas………..….…..……..…………………… 56

2.8.2.3. Aguas juveniles…………………………………..………. 56

2.8.3. Clasificación según Sulin (1946) ………..……………………….. 57

2.8.4. Método diagrama de Stiff (1951) ………………….…………..…. 59

2.8.5. Resistividad verdadera de la formación…………..…………..…. 59

2.8.6. Factor de formación (FF) ………..…….………………..………… 59

2.8.7. Índice de Resistividad (IR) ………..……………………...………. 59

2.9. Análisis físico-químico del agua producida…...………………………… 60

2.10. Parámetros petrofísico obtenibles……………………………………... 61

2.10.1. Exponente de cementación (m) ………..…………..…..…..… 61

2.10.2. Factor de Tortuosidad (a) ………..……..…………….……….. 62

2.10.3. Exponente de saturación (n) ………..…..……………..…….... 62

2.10.4. Capacidad de intercambio catiónico (Qv) ………..…..…….... 62

2.10.5. Densidad de la matriz (ρma) ………..….……………..………. 63

2.10.6. Parámetros de corte (CUT-OFF) ……………………………. 63

2.10.7. Arena neta total (ANT) y arena neta petrolífera (ANP) ….… 63

2.11. Mapas de isopropiedades……………………………..……………...… 64

2.12. Mapa de espesor estratigráfico verdadero (Isópaco)………………... 64

2.12.1. Mapa Isópaco de Arena Neta Total (ANT)............................. 65

2.12.2. Mapa Isópaco de Arena Neta Petrolífera (ANP)……..…..….. 65

2.12.3. Mapa de Porosidad…….……………………………………...... 65

2.12.4. Mapa de Permeabilidad……………………………….……..... 65

2.12.5. Mapa de Saturación de Agua……..……………………..……. 66

2.13. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS……….…………….……………. 66

2.13.1. Análisis PVT……………………..……...……………………….. 67

2.13.1.1. Medición de las propiedades PVT en el laboratorio. 68

2.13.1.1.1. Pruebas de liberación Instantánea……. 69

2.13.1.1.2. Pruebas de liberación diferencial……… 69

2.13.1.1.3. Pruebas de separadores………..……… 70

2.13.1.2. Parámetros PVT……………………………………... 71

2.13.1.2.1. Factor volumétrico del petróleo “ßo”….. 71

2.13.1.2.2. Relación gas-petróleo en solución .….. 71

2.13.1.2.3. Factor volumétrico del gas “Bg”….....… 72 2.13.1.2.4. Volatilidad (Rv) ………….…..…………. 72 2.13.1.2.5. Factor volumétrico total………………… 72

2.13.1.2.6. Presión de Burbujeo( Pb) ……….…..… 72 2.13.1.2.7. Compresibilidad del Petróleo (Co).…… 72 2.13.1.2.8. Viscosidad del Petróleo (o) ……..…... 73

2.13.1.2.9. Compresibilidad del Gas(Cg) ……….… 73

2.14. Yacimiento……………………………………..……………………….… 73

2.14.1. Clasificación de los yacimientos…………….……………..… 74

2.14.1.1. Rocas que lo forman………..………………..……. 74

2.14.1.1.1. Yacimientos Convencionales….…….. 74

2.14.1.1.2. Yacimientos Fracturados…..…………. 74

2.14.1.2. Estado Inicial de los Fluidos………….……..…..…. 75

2.14.1.2.1. Yacimientos de gas……….…………… 75

2.14.1.2.2. Yacimientos de líquidos………..…….. 76

2.15. Presiones……………………………..………………..….……………… 77

2.15.1. Objetivos de las Pruebas de Pozos……………….…….……. 78

2.15.2. Beneficios de las Pruebas de Pozos..................................... 78

2.15.3. Tipos de Pruebas de Pozos……….……………………….….. 79

2.15.3.1. Prueba de Restauración de Presión “Buildup”…… 79

2.15.3.1.1. Región de tiempo inicial….…..………… 79

2.15.3.1.2. Región de tiempo medio….……………. 80

2.15.3.1.3. Región de tiempo final…………………. 80

2.15.3.2. Prueba de flujo (“Drawdown”)……………………… 81

2.15.3.3. Prueba de formación por medio de tubería……….. 82

2.15.3.4. Prueba de disipación de presión (“Falloff”)…….….. 82

2.15.3.5. Prueba de interferencia…………..…………………. 82

2.15.3.6. Prueba multi-tasa……………………………..……… 83

2.15.3.7. Pruebas multi-pozos…….…………………………… 83

2.16. Comportamiento de producción…………………….………………….. 83

2.16.1. Mecanismos de producción….………….……………..……… 84

2.16.1.1. Empuje hidráulico…….…..…………………………. 84

2.16.1.2. Empuje por gas en solución………..…..………….. 85

2.16.1.3. Empuje por capa gas……………………….....……. 85

2.16.1.4. Empuje por expansión liquida……..………………. 86

2.16.1.5. Empuje por gravedad….……………………..…….. 86

2.16.1.6. Empuje combinado……….……..…………………. 86

2.17. Declinación……………………………..……………………………..….. 87

2.18. Reservas…………….………………………..…………………………... 88

2.1.8.1. Reservas probadas………………………..…..……………….. 88

2.1.8.2. Reservas probables…………………..………..………………. 88

2.1.8.3. Reservas posibles………………..…………..………………… 89

2.1.8.4. Reservas secundarias…….…..…………………..…………… 89

2.19. Petróleo Original en Sitio (POES) Volumétrico………………………. 89

2.19.1. Petróleo Original en Sitio por Balance de Materiales……….. 89

2.20. Factor de Recobro, Reservas Recuperables y Remanentes……….. 90

2.20.1. Factor de Recobro………..……..…………..……..…………… 90

2.20.2. Reservas Recuperables………..….……………..…….……… 90

2.20.3. Reservas Remanentes…………………………..….….……… 90

2.21. Modelo Dinámico……………….……………………………………..… 90

2.22. Simulador………………………………………………...………….……. 92

2.22.1. Tipos de Simuladores………………………………..……..…... 93

2.22.1.1. Petróleo Negro………………………………...…….. 94

2.22.1.2. Simulador Composicional……………….…….…… 94

2.22.1.3. Térmico……….………….…………………………… 94

2.22.2. Etapas de un Simulador…………….……..…………..………. 94

2.22.2.1. Inicialización…………………………………………. 94

2.22.2.2. Mallado y Paso de Tiempo………..……………….... 95

2.22.2.3. Representación de los Pozos……………………..… 96

2.22.3. Cotejo Histórico……..………………………………..…………. 97

2.23. Predicciones……………………..……………………………………….. 98

2.24. Evaluación económica…..…………………….…………………...……. 99

2.25. Inyección de agua…………….………………………………….. 100

2.25.1. Características de los yacimientos sometidos a inyección ... 101

2.25.1.1. Yacimientos de crudos livianos……………………. 101

2.25.2. Funciones de la inyección de agua…………………………… 102

2.25.3. Tipos de inyección………….…………………………………… 103

2.25.3.1. Inyección en arreglo o dispersa……….……………. 103

2.25.3.2. Inyección periférica o externa………..……………... 104

2.25.4. Factores que controlan la recuperación por inyección…….. 104

2.25.4.1. Geometría del yacimiento…………..……………… 104

2.25.4.2. Litología………………………………………………. 105

2.25.4.3. Profundidad del yacimiento……………..…………. 106

2.25.4.4. Permeabilidad……………………..………………… 106

2.25.4.5. Continuidad de las propiedades de la roca………. 107

2.25.5. Factores que afectan la eficiencia de un proyecto .......……. 107

2.25.6. Metodología para el control y seguimiento de proyectos .…. 108

2.25.7. Tasa de inyección y buzamiento de la formación……..…..… 110

2.25.8. Problemas asociados a la inyección de agua…….……..….. 111

2.25.8.1. Inyección preferencial………………………………. 111

2.25.8.2. Entrampamiento local de petróleo………………… 111

2.25.8.3. Corrosión…………………………………………….. 112

2.25.8.4. Taponamiento………………………………………. 112

2.25.8.5. Presencia de arenas poco permeables..…………. 113

2.25.8.6. Razón de movilidad adversas…..…………………. 113

2.25.8.7. Levantamiento artificial…………………………….. 113

2.25.8.8. Inyección de agua inadecuada……………………. 114

2.25.8.9. Arenamiento………………………………………… 114

2.25.9. Propiedades para lograr una buena recuperación………… 114

2.25.9.1. Antes de entrar a la formación…………………..…. 114

2.25.9.2. Después de entrar a la formación………..………… 115

2.25.9.3. Razón de movilidad…………………….……………. 115

2.25.9.4. Eficiencia de desplazamiento………………………. 115

2.25.9.4.1. Eficiencia de Barrido (Ev) ……………... 116

2.25.9.4.2. La Eficiencia areal (Ea) ……………….. 116

2.25.9.4.3. Eficiencia de conformación vertical (Ei) 118

2.25.9.4.4. Eficiencia de desplazamiento volumétrico 118

2.26. Factor de recobro (r)…………….………………………………….…… 118

2.27. Intrusión de agua………………….………………………………….….. 119

2.28. Ruptura…….……………………………………….……………………... 119

2.29. Pruebas de inyectividad…………………………….……………….….. 119

2.30. Gráficos de control…….……………………………………………….… 120

2.30.1. Gráficos de Chan…………………..………….…………….….. 120

2.30.2. Gráficos de hall (Hall Plot) …..……………………….…….….. 123

III MARCO METODOLOGICO…………………………………………………… 125

3.1. Tipo de investigación……………………………………………………… 125

3.2. Diseño de Investigación…………………………………………………... 126

3.3. Fuentes primarias y secundarias………………………………………… 127

3.3.1. Centinela………………………………….………………………… 127

3.3.1.1. Estructura general…………….…..……………………… 129

3.3.1.2. Pozo………………………………..………………….…… 129

3.3.2. OFM (Oil Field Manager) …………………………………….…… 129

3.3.3. Carpetas de pozos……………………………………………….… 131

3.3.4. DIMS 32……………………….…………………….………………. 131

3.3.5. SISUB………………………………………………………….……. 131

3.4. Metodología a utilizar………………………………………………….….. 132

IV MODELO ESTÁTICO……………………………………………...….............. 138

4.1. Evaluación del modelo geológico del yacimiento……………..………. 138

4.1.1. Ubicación geográfica……………………………………………… 138

4.1.2. Modelo Estratigrafía y Sedimentológica………………….……… 139

4.1.2.1. Secciones estratigráficas……..…….…..……………….. 142

4.1.2.1. 1. Sección BACHSE_E02 O-E………………… 142

4.1.3. Modelo estructural……………………………….……………………… 143

4.1.3.1. Secciones estructurales…….………...…………………..…… 144

4.1.3.1.1. Sección BACHSE_N01 NO-SE………………....… 144

4.1.3.1.2. Sección BACHSE_N02 N-S……………………….. 145

4.1.3.1.3. Sección BACHSE_E01 O-E……………………….. 146

4.2. Geofísica……………….…………………………………………… 147

4.3. Validación de la profundidad de referencia (datum) del yacimiento… 152

4.3.1. Método de Morgan……………………………………………….… 152

4.3.2. Método Volumétrico…………………………….………………….. 152

4.4. Contactos agua- petróleo original……………………………………….. 153

4.5. Evaluación del modelo petrofísico…………………………….……….… 156

4.6. Propiedades de la roca…………..……………………………….………. 156

4.6.1. Parámetros petrofísicos utilizados………….……………………. 157

4.6.1.1. Ecuación de permeabilidad………………….………….. 158

4.6.1.2. Volumen de arcilla y porosidad……………….....……… 159

4.6.2. Validación del modelo petrofísico…………………………….….. 160

4.6.3. Sumarios petrofísicos………………………………………….…... 163

4.6.4. Curvas de Permeabilidad Relativa…………………………….…. 163

4.6.5. Sistema agua petróleo…………………………………….…….…. 163

4.6.5.1. Correlaciones de Corey………….……………………… 168

4.6.6. Sistema gas petróleo…….……………………………………..….. 173

4.6.6.1. Correlaciones de Corey……..………………………….. 175

4.6.7. Presión capilar……….…………………………………………….. 178

4.6.7.1. Función J-Leverett………………….……………….…… 180

4.6.8. Compresibilidad…………………………….……………………… 185

4.7. Mapas de isopropiedades….…………………………………………….. 190

4.8. Construcción del modelo geoestadístico…….…………………………. 194

4.8.1. Escalamiento de registros a la malla fina………………….……. 195

4.8.2. Distribución de facies ……………………….………………….…. 198

4.8.3. Distribución de las propiedades petrofísicas ………………….... 202

4.8.4. Construcción de múltiples modelos……………………………… 205

4.8.5. Calculo del petróleo original en sitio (POES) …………….…….. 207

V MODELO DINAMICO…………………………………………………….…..… 210

5.1. Validación de las propiedades de los fluidos………………………..…. 210

5.2. Verificación de los análisis P.V.T dentro del área en estudio……….. 211

5.2.1. Prueba de expansión a composición constante……..………… 213

5.2.2. Validación de la Prueba: Linealidad de la Función Y…………. 213

5.2.3. Prueba de Liberación Diferencial…………..……………….…… 216

5.2.4. Validación de la Prueba: Balance de Materiales……..………… 217

5.2.5. Validación de la prueba: Prueba de Desigualdad…....…..….… 218

5.2.6. Prueba de Separadores…..…………………………………….…. 220

5.2.7. Validación de la prueba: Prueba de Densidad………….……… 220

5.2.7.1. Prueba de Viscosidad……………………..…………….. 221

5.3. PVT Combinado……..…………………..……………………………….. 223

5.4. PVT representativo……….………………..……………………………... 225

5.5. Validación de presión de burbuja a partir de la data de producción.. 228

5.6. Análisis de fisicoquímicos para el agua de formación e inyección… 229

5.6.1. Patrón del agua de formación ……..…….……………...……… 230

5.6.2. Patrón del agua de Inyección ……..….…...………………….… 238

5.7. Balance de materiales………………………..……………….………….. 241

5.7.1. Método analítico……….……..………..…………………………… 241

5.7.2. Método Gráfico…………....………..………………………….…... 242

5.8. POES, GOES, factor de recobro y reservas…………….……………… 244

5.8.1. Cálculo de POES Y GOES……….………………………….……. 244

5.8.2. Cálculo del factor de recobro y reservas de petróleo…….……. 246

5.8.2.1. Factor de recobro mediante el análisis de declinación 246

5.8.2.2. Cálculo del factor de recobro y reservas de gas……… 249

5.9. Comportamiento de producción del yacimiento BACH-18……………. 250

5.10. Comportamiento de inyección del yacimiento BACH-18…………….. 252

5.11. Avance del frente de agua………..……………………..……………… 256

5.12. Comportamiento de presión…….…………………….………………… 257

5.13. Construcción del modelo dinámico…..……….………….…………….. 264

5.13.1. Definición de los pozos dentro del modelo de simulación..... 266

5.13.2. Propiedades de los fluidos…………………..……………….. 267

5.13.3. Propiedades de la roca-fluido………….…………….….……. 268

5.13.4. Condiciones iniciales….………………………………..……… 268 5.13.5. Definición de los casos de simulación……….………...…….. 269 5.13.6. Inicialización y equilibrio………………………………...…….. 269 5.13.7. Cotejo histórico……………………………………..….….……. 274

5.13.7.1. Cotejo de presiones campo, región y pozo……… 275

5.13.7.2. Cotejo de tasas campo, grupo y pozo……….…… 281

5.13.7.3. Cotejo de saturaciones (por unidad vertical)…….. 285

5.13.7.4. Cotejo de pozos clave……….……………………… 288

5.13.8. Predicciones……………………………………………………. 293

5.13.8.1. Caso 1. Caso base…………..………………………. 294 5.13.8.2. Caso 2. Reingeniería de inyección de agua……… 297 5.13.8.3. Caso 3. Visualización de candidatos a reparación 303

5.13.8.4. Caso 4. Perforación de pozos interéspaciados 307 5.13.8.5. Caso 5. Inyección de agua optimizada 311

VI ANÁLISIS DE RESULTADOS………………………………………………… 321

6.1. Comparación entre casos de predicción………………….……………. 321

6.2. Caso 6. Perforación de pozos interéspaciados………………………. 326

6.2.1. Caso 6_10 inyectores con cañoneando todas las unidades (U5, U6 y U7) con tasa total para el yacimiento de 100 MB………………..

331

6.3. Evaluación económica…………………………………… 332

6.3.1. Premisas consideradas para la evaluación económica

(estimados de costos referidos al año 2010)……………………….………..

333

6.4. Aspectos económicos caso 1.Base……………………….…………….. 339

6.5. Aspectos económicos caso 6 …………………………..……….……… 344

6.6. Definición del plan de explotación………….……………………..……. 348

CONCLUSIONES………………………………………………....……………. 352

RECOMENDACIONES………………………………………..………..……… 354

REFERENCIAS BIBLIOGRAFÍA……………………...………………………. 355

INDICE DE TABLA

Tabla Página

1 Pozos Categoría 1. Yacimiento BACH 18………………………………..….. 24 2 Pozos Categoría 2. Yacimiento BACH 18……………………………….…... 26 3 Pozos Categoría 3. Yacimiento BACH 18…………………………….……... 27 4 Pozos Categoría 5. Yacimiento BACH 18……………………………….…... 28 5 Pozos Categoría 8. Yacimiento BACH 18……………………………….…... 28 6 Pozos Categoría 9. Yacimiento BACH 18…………………………….……... 28 7 Relación entre factor de cementación y grado de consolidación de roca.. 61 8 Resultado del cálculo de la profundidad de referencia…………..…………. 153 9 Pozos con CAPO……………………………………………….………………. 154

10 Análisis de XRD en Núcleos del Pozo BA-2503_1………….……………… 160 11 Parámetros de Corte ó CutOff…………………….………………………….. 162 12 Sumario Petrofísico. Yacimiento BACH 18…………….……………….…… 163 13 Información General de las Muestras Tomadas ………………………… 164 14 Facies correspondiente a las muestras Tomadas en el Núcleo del Pozo

BA2503 ………………………………………………………………………….

168 15 Resultados de la correlación de Corey para el sistema agua-petróleo…… 172 16 Curvas Agua Petróleo…………..……………………………………………… 172 17 Resultados de la correlación de Corey para el sistema gas-petróleo…….. 177 18 Resultados de la curva de permeabilidad relativa promedio para el

sistema gas-petróleo para todo el yacimiento…………………………….…

177 19 Resultados de las Pruebas de Presión Capilar Tomadas en el

Laboratorio……………………………………………………………….....……

179 20 Compresibilidad del petróleo…………………………………………….……. 186 21 Compresibilidad del gas………………………………………………….……. 187 22 Compresibilidad del agua………………………………………………….….. 190 23 Lista de los pozos excluidos……………………………………………….….. 198 24 Datos del variograma de Facies de la unidad U7………………………….. 200 25 Distribución de facies para todas las unidades del yacimiento BACH-18.. 201 26 Datos de entrada del variograma para la unida U7…………………….…... 207 27 Resumen de las Realizaciones Construidas………………………….…….. 209 28 Resultados de POES para las diferentes porosidades……………….……. 217 29 Información disponible en los Análisis PVT realizados a los pozos del

Yacimiento Bach-18…………………………………………………………….

212 30 Información disponible en los Análisis PVT realizados a los pozos del

Yacimiento Bach-18……………………………………………………..……..

212 31 Resultados de la prueba de expansión a composición constante…….…... 213 32 Resultados de la Validación de la Función Y del pozo BA372……….….. 215 33 Resultados de la Validación de la Función Y del pozo BA376…………... 215 34 Resultados de la Validación de la Función Ydel pozo BA387…………..… 215 35 Resultados de la prueba de liberación diferencial del pozo BA372…….... 216 36 Resultados de la prueba de liberación diferencial del pozo BA376.……... 216 37 Resultados de la prueba de liberación diferencial del pozo BA387.……... 217

38 Balance de Materiales realizado a la prueba de liberación diferencial del pozo BA372……………………………………………………………………..

217

39 Balance de Materiales realizado a la prueba de liberación diferencial del pozo BA376…………………………………………………………….……….

218

40 Balance de Materiales realizado a la prueba de liberación diferencial del pozo BA387……………………………………………………………………...

218

41 Resultados de la Prueba de Desigualdad del pozo BA372…………….….. 219 42 Resultados de la Prueba de Desigualdad del pozo BA376………………... 219 43 Resultados de la Prueba de Desigualdad del pozo BA387………………... 219 44 Datos de la prueba de separadores del pozo BA372………………….…… 220 45 Datos de la prueba de separadores del pozo BA376……………….……… 220 46 Datos de la prueba de separadores del pozo BA387………………….…… 220 47 Resultados de la prueba de viscosidad de petróleo………………………... 221 48 Valores de viscosidad del gas. ……………….……………….…………..….. 221 49 Resultados de la corrección del Rs . ……………….……………………..…. 223 50 Resultados de la corrección del Bo . …………………………………….….. 223 51 Resumen de los resultados obtenidos en la validación de los PVT’s…….. 225 52 Comparación de los valores de Pb y Rs obtenidos a partir de la data de

producción con los correspondientes al análisis PVT………………………

229 53 Data de Fisicoquímicos recolectada y validada………………….……….…. 230 54 Características del acuífero……………….……………….………..………… 243 55 Comparación Datos Oficiales vs Calculado……………….………….……... 246 56 Datos de Inyección por Pozo para el Yacimiento BACH 18…………….…. 253 57 Parámetros de calidad mínimos establecidos……………………………..… 255 58 Condiciones iniciales para el yacimiento BACH-18…………………….…... 269 59 Volúmenes de Fluidos de la Inicialización del Modelo en Imex……….…... 271 60 Controles de Producción por BHP para el Caso Base……………………... 295 61 Controles de Producción por BHP para el Caso Reparación de Pozos.….

305 62 Detalle de Pozos para el Caso Reparación de Pozos por Arena……….... 306 63 Coordenadas de Pozos Interespaciados………………………………….…. 308 64 Modelo Sintético del Polímero……………………………………………..….. 319 65 Resumen de los Resultados Casos de Predicción……………………….… 320 66 Comparación Reservas vs Casos de Predicción………………………….... 322 67 Información general de equipos de superficie E.F BA-17……………….…. 324 68 Información general de equipos de superficie E.F BA-19……………….…. 325 69 Información general de equipos de superficie E.F BA-28……………….…. 325 70 Cupos adicionales por desconexión pozos Cat-3 y 5………………………. 325 71 PIA´Sexistentes………………………………………………………………… 326 72 MIA´S existentes para convertir en PIA………………….……………….….. 326

73 Coordenadas de Pozos Interespaciados caso 6 ………………..…………. 328 74 Resultados obtenidos de las sensibilidades realizadas………………….… 330 75 Costos de activos………………………………………………………….…… 335 76 Precio del crudo según Seeplus LEEPIC…………………………….……… 336

77 Costo de perforación de pozo vertical……………………………………….. 336 78 Costo de reparación de pozo vertical……………………………………….. 337 79 Consumo de productos químicos para un año de inyección de una PIA… 338

80 Indicadores Económicos Caso Base…………………………….…………... 340 81 Reporte Sumario Indicadores Económicos Determinísticos del Caso

Base………………………………………………………………………..……..

340 82 Resultados de la evaluación económica de los casos estudiados……….. 343 83 Reporte Sumario Indicadores Económicos Determinísticos del Caso

seleccionado. ……………………………………………………………………

345 84 Reporte Flujo de Caja del caso seleccionado……………………………….. 346 85 Indicadores económicos probabilísticos……………………………………… 348 86 Visualización del plan por actividad…………………………………………... 348 87 Secuencia de taladro recomendada para el escenario selección….……… 349 88 Tasas de inyección y unidades geológicas a inyectar…………………..….. 350 89 Tabulación de los perfiles de producción e inyección…………………..….. 351

INDICE DE FIGURA

Figura Página

1 Ubicación Geográfica del Yacimiento BACH-18……………………… 30 2 Tipos de Trampas Estructurales………………………………………... 41 3 Trampas Estratigráficas…………………………………….……………. 42 4 Corte Sísmico…………………………………………………………….. 46 5 Representación Porosidad…………………………………………….… 48 6 Representación Permeabilidad. Flujo de almacenamiento….…….. 50 7 Representación Permeabilidad………………………………………… 51 8 Esquematización de la presión capilar…………………………………. 52 9 Representación de la distribución de arcilla………………………….. 54

10 Proceso de liberación Instantánea……………………………………… 69 11 Proceso de liberación Diferencial……………………………………… 70 12 Diagrama de Fase…………………………………………...…………… 75 13 Empuje Hidráulico………………………………………………..……… 84 14 Empuje por Capa de Gas…………………………………..…………… 85 15 Empuje Combinado…………………………………………………….… 86 16 Mecanismos de Producción Primarios………………………………… 87 17 Etapas de un simulador…………………………………………………. 93 18 Proceso de Inyección de agua………………………………………….. 101 19 Conificación………………………………………………………….……. 122 20 Comunicación mecánica……………………………………………….. 122 21 Canalización……………………………………………………….……… 123 22 Barrido Normal…………………………………………………………… 123 23 Comportamiento gráfico de la inyección………………………………. 124 24 Mapa Base del Yacimiento BACH-18………………………………… 132 25 Ubicación del Yacimiento BACH-18. …………………………………. 138 26 Columna Estratigráfica del Campo Bachaquero Lago………………. 139 27 Comparación de la Correlación Anterior y la Correlación del Estudio 140 28 Columna Estratigráfica Local/Registro Tipo – Área Sureste-Mioceno 141 29 Dirección de la Sección Estratigráfica BACHSE_E02 O-E…………. 142 30 Sección Estratigráfica BACHSE_E02 O-E Local/Registro

Tipo – Área………………………………………………………………...

143 31 Mapa Estructural, Tope Bachaquero (U7)…………………………….. 144 32 Sección Estructural BACHSE_N01 NO-SE………………………….. 145 33 Sección Estructural BACHSE_N02 N-S………………………………. 145 34 Sección Estructural BACHSE_E01 O-E………………………………. 146 35 Mapa Estructural en Tiempo…………………………………………….. 147 36 Fallas del Yacimiento BACH 18………………………………………… 148 37 Sección Sísmica BACHSE_N03......................................................... 149 38 Sección Sísmica BACHSE_N04......................................................... 149 39 Sección Sísmica 3D BACHSE_EO1…………………………………… 150 40 Sección Sísmica 3D BACHSE_EO4…………………………………… 151 41 Mapa de Ubicación de los Pozos Analizados para CAPO…………… 155

42 Crossplot de RD vs GR. Pozo BA2628 Unidad 7…………………….. 157 43 Imagen Petrofísica Pozo BA343………………………………………... 161 44 Imagen Petrofísica Pozo BA2503………………………………………. 163 45 Curvas de Permeabilidad Relativa de Todas las Muestras del

Núcleo del Pozo BA2503 para el Sistema Agua – Petróleo………….

165 46 Curvas de Permeabilidad Relativa del Sistema Agua - Petróleo de

las Muestras Correspondientes a la Unidad U7……………………….







167 50 Curvas de Permeabilidad Relativa del Sistema Gas - Petróleo de las

Muestras Correspondientes a la Unidad U7……………………….


Muestras Correspondientes a la Unidad U6……………………….


Muestras Correspondientes a la unidad U5………………………..


Muestras Correspondientes a la unidad U4……………………….

175 54 Presión Capilar versus Saturación de Agua por Subunidad………… 182

55 Curvas de Permeabilidad Relativa Generadas por Subunidad……… 183 56 Curvas de Permeabilidad Relativa para el Sistema Agua-Petróleo… 184 57 Curvas de Permeabilidad Relativa para el Sistema Gas-Petróleo….. 184 58 Mapa de Arena Neta……………………………………………………... 191 59 Mapa de Arena Neta Petrolífera………………………………………… 192 60 Mapa de Porosidad Efectiva 192 61 Mapa de Saturación de Agua…………………………………………… 193 62 Mapa de Permeabilidad…………………………………………………. 194 63 Histograma de porosidad/permeabilidad………………………………. 196 64 Celdas escalada para la facies y la porosidad del pozo BA1034 Well

Section del registro original……………………………………….

197 65 Celdas escalada para la facies y la porosidad de los pozos BA344 y

BA344_A. Well Section del registro original…………………………...

197 66 Histograma……………………………………………………………….. 198 67 Curva de proporción vertical para la Unidad 7 y para la facies de

llanura de inundación……………………………………………………

199 68 Variograma utilizando el método exponencial………………………… 200 69 Variograma de la Unidad 7 para la facies de canal. …………………. 201 70 Modelo de facies para la Unidad 5……………………………………... 202 71 Diferencia entre la data no transformada y la data transformada por

Normal Store………………………………………………………………

203 72 Variograma de porosidad para la Unidad 7 y la facies de canal……. 204

73 Ventana de Petrel para el modelado petrofísico de la porosidad…… 204 74 Modelo de Porosidad /permeabilidad para la Unidad 5……………… 205 75 Histograma de las veinte realizaciones de facies…………………….. 206

76 Mapa de contactos agua petróleo para las unidades U7, U6, U5, U4 208 77 Well Section del registro original de Vsh, Porosidad, RD y NTG

calculado………………………………………………………………….

208 78 Ubicación de los pozos con Muestras PVT para el yacimiento

BACH-18…………………………………………………………………...

211 79 Comportamiento de la Función Y del BA372 214 80 Comportamiento de la de la Función Y del BA376…………………… 214 81 Comportamiento de la de la Función Y del BA387…………………… 214

82

Comportamiento de Presión vs Viscosidad de petróleo / Presión vs. Viscosidad del gas del pozo BA372…………………………………….

222

83 Comportamiento de Presión vs Viscosidad de petróleo / Presión vs. Viscosidad del gas del pozo BA376…………………………………….

222

84 Comportamiento Presión vs Viscosidad de petróleo / Presión vs. Viscosidad del gas del pozo BA387…………………………………….

222

85 Comportamiento de la RGP para los tres PVT validados……………. 226

86 Comportamiento de Pb y Bo para los tres PVT validados…………… 226 87 Variación de la gravedad API con profundidad para los tres PVT

validados…………………………………………………………………...

227 88 Variación de Bo con profundidad para los tres PVT validados……… 227 89 Presión vs Producción Acumulada del yacimiento Bachaquero 18

para la estimación de la presión de burbuja……………………………

228 90 RGP vs Producción Acumulada del yacimiento Bachaquero 18 para

la estimación de Rs………………………………………………………

229 91 Diagrama de stiff de la muestra tomada al pozo BA357…………..… 231 92 Diagrama de stiff de la muestra tomada al pozo BA376………….…. 232 93 Diagrama de stiff de la muestra tomada al pozo BA1090…………… 233 94 Diagrama de stiff de la muestra tomada al pozo BA1289…………… 234 95 Diagrama de stiff de la muestra tomada al pozo BA1362…………… 235 96 Patrón del agua de Formación. BACH-18 U7/U6/U5………………… 236 97 Patrón del agua de Formación. BACH-18 U4…………………………. 237 98 Patrón del agua de Formación. BACH-18 U7/U6/U5/U4…………….. 237 99 Diagrama de stiff de la muestra tomada al pozo BA1327…………… 239

100 Diagrama de stiff de la muestra tomada al pozo BA1882…………… 239 101 Diagrama de stiff de la muestra tomada a la entrada/salida de la

PIA1340…………………………………………………………………….

240 102 Patrón del agua Inyección. Bachaquero-18…………………………… 241 103 Método de Analítico. Antes/Después del inicio de la inyección de

agua………………………………………………………………………..

242 104 Cotejos atraves de la técnica de HAVLENA y ODEB, F/Et versus

We/Et (F-We)/Et versus F (Campbell), F-We versus Et………………

242 105 Mecanismos de producción. Yacimiento BACH 18…………………… 243 106 Comparación mecanismos de producción curvas teóricas - datos

reales del yacimiento……………………………………………………..

244 107 Comportamiento de Producción. Yacimiento BACH-18. Periodos

seleccionada para el análisis de declinación ……………………… 247

108 Historia y predicción del comportamiento BACH-18. Antes de la Inyección………………………………………………………………..

248

109 Historia y predicción del comportamiento BACH-18. Después de la Inyección……………………………………………………………..

248

110 Cálculo del Factor de Recobro de Gas……………………………... 250 111 Comportamiento de producción del yacimiento BACH-18 252 112 Histórico de inyección por pozo yacimiento BACH-18…………..…… 253 113 Ubicación de la planta de inyección de agua BA1340 y de las MIA´S

BA-784 y BA-464…………………………………………………

254 114 Comportamiento de Inyección del Yacimiento BACH-18…………. 255 115 Ubicación del frente de agua a nivel de las unidades U7,U6, U5 y

U4…………………………………………………………………………...

257 116 Comportamiento de Presión a partir de Valores Medidos.

Yacimiento BACH-18…………..………………………………………

258 117 Regiones de presión Yacimiento BACH-18…………………………… 259 118 Comportamiento de Presión en la Subunidad U7/U6………………… 260 119 Análisis de Comunicación Vertical Mediante RFT……………………. 261 120 Mapa de Arena Neta Petrolífera del yacimiento BACH 18…..………. 262 121 Comportamiento de Presión vs Np del yacimiento BACH-18……. 263 122 Historia de presión Volumétrica para el yacimiento BACH-18…… 263 123 Malla de Simulación Importada en Builder…………………………….. 266 124 Mapa de los Contactos Agua- Petróleo por Regiones……………….. 270 125 Inicialización del Modelo en Imex………………………………………. 271 126 Mapa Estructural de la Malla de Simulación al Tope de U4…………. 272 127 Mapa Estructural de la Malla de Simulación al Tope de U5…………. 272 128 Mapa Estructural de la Malla de Simulación al Tope de U6…………. 273 129 Mapa Estructural de la Malla de Simulación al Tope de U7 ………… 273 130 Cotejo Histórico de Presión - Modelado del Acuífero………………… 275 131 Cotejo Histórico de Presión – Multiplicador de Transmisibilidad …… 276 132 Cotejo Histórico de Presión – Detalle Estado Mecánico Pozos

Inyectores………….………….………….………….………….…………

277 133 Cotejo Histórico de Presión Ensayo Inicial………….…………………. 278 134 Cotejo Histórico Inicial de Presión Campo BACH-18………………… 279 135 Cotejo Histórico de Presión Campo BACH-18………….…………….. 279 136 Cotejo Histórico de Presión por Unidad Campo BACH-18…………... 280 137 Cotejo Histórico de Tasas. Pseudo Curvas de Permeabilidad

Relativas………….………….………….………….………….…………..

282 138 Cotejo Histórico de Tasa de Líquido – Período 1950-1980…………. 283 139 Cotejo Histórico de Tasa de Líquido – Período 1980-20……………. 283 140 Cotejo Histórico de Tasa de Gas por Grupo………….……………….. 284 141 Histórico de Tasa Inyección de Agua………….………….………….… 285 142 Cotejo Saturación - Mapa de Saturación para la Unidad U7………… 286 143 Cotejo Saturación - Mapa de Saturación para la Unidad U6 ……….. 287 144 Cotejo Saturación - Mapa de Saturación para la Unidad U5………… 287 145 Cotejo Saturación - Mapa de Saturación para la Unidad U4………… 288 146 Cotejo de Presión por Pozo…………….…………….……………….… 289 147 Medidas de presión MDT Históricas y Simuladas……………………. 290 148 Cotejo de Tasa de Petróleo por Pozo………………………………….. 291 149 Cotejo de Tasa de Líquido por Pozo…………………………………… 291

150 Cotejo Histórico de Tasas de Inyección de Agua por Pozos Inyectores………………………………………………………………….

292

151 Pronóstico de Producción Caso Base…………………………………. 296 152 Distribución de Presión en el Modelo de Simulación, Caso Base…. 297 153 Caso Reingeniería Inyección de Agua. Ubicación de los pozos

inyectores BA-1327 y BA1882…………………………………………..

299 154 Pronóstico de Producción Caso Reingeniería Inyección de Agua.

Caso2A……………………………………………………………………..

300 155 Caso Reingeniería de Inyección de Agua. Ubicación Geográfica de

los 7 Pozos Inyectores de agua…………………………………………

302 156 Pronóstico de Producción Caso Reingeniería Inyección de Agua.

Caso2B……………………………………………………………………

303 157 Estado Actual Completación de Pozos………………………………… 304

158 Pronóstico de Producción Caso Reparación de Pozos por Arena….. 307 159 Ubicación Geográfica de los Pozos Interespaciados ………………... 308 160 Pronóstico de Producción Caso Perforación de Pozos

Interespaciados……………………………………………………………

310

161 Petróleo Remanente por Unidad para el Caso Perforación de Pozos Interespaciados……………………………………………………………

311

162 Vista Esquemática de Flujo de Polímeros (fuente Manual CMG Versión 2008, Appendix E. Polymer Option) ………………………….

312

163

Efecto de la Resistencia de la Solución del Polímero en el Medio Poroso (fuente Manual CMG Versión 2008, Appendix E. Polymer Option)……………………………………………………………….…….

317 164 Pronóstico de Producción Caso5 Inyeccion de Agua Optimizada por

Polímeros…………………………………………………………….........

320 165 Pronóstico de producción comparación de casos de predicción….… 321 166 Mapa de distribución final de pozos en los casos de predicción……. 322 167 Mapa de distribución final de pozos inyectores en el caso 4……….. 323 168 Mapa de distribución final de las localizaciones interespaciado de

150mts en el casos 4……………………………………………………..

324 169 Mapa de distribución final de las localizaciones interespaciado de

150mts en el casos 6……………………………………………………..

327 170 Sensibilidad de tasas de inyección de agua ………………………….. 329 171 Petróleo acumulado vs tasas de inyección de agua y pozos inyector

perforado ………………………………………………………..

329 172 Pronostico de producción para el caso 6………………………………. 331 173 Perfiles de Fluidos Producidos Acumulados. Caso 6_10Iny………… 332 174 Perfil de Desembolsos Capex/Opex. Caso Base………………….….. 340 175 Diagrama Tornado Caso Base (Análisis de Sensibilidad del VPN)… 341 176 Diagrama Araña Caso Base (Análisis de Sensibilidad del VPN)…… 341 177 Resultados de Evaluación Estocástica Caso Base…………………… 341 178 Resultados Análisis Probabilístico Montecarlo Caso Base…………. 341 179 Perfil de desembolsos……………………………………………………. 345 180 Gráfico Flujo de Caja del caso seleccionado…………………………. 346

mk:@MSITStore:C:/Archivos%20de%20programa/CMG/BR/2009.10/Win32/EXE/mx200910en.chm::/WordDocuments/appendixe.htm

mk:@MSITStore:C:/Archivos%20de%20programa/CMG/BR/2009.10/Win32/EXE/mx200910en.chm::/WordDocuments/polymeroption.htm

mk:@MSITStore:C:/Archivos%20de%20programa/CMG/BR/2009.10/Win32/EXE/mx200910en.chm::/WordDocuments/appendixe.htm



181 Diagrama de Araña............................................................................. 347 182 Diagrama de tornado.......................................................................... 347 183

Evaluación Estocásticas y de riesgo: Monte Carlo……………………

347

CAPITULO I

PLANTEAMIENTO Y FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

1.1. Planteamiento del problema

Una vez que se inicia la explotación de un yacimiento es necesario estudiar la

implantación de un proyecto de recuperación adicional de petróleo, a fin mantener

el nivel energético e incrementar el factor de recobro adicional, después de ser

implantado el esfuerzo de ingeniería se concentra en el control, seguimiento y

mejoramiento del mismo. La evaluación de un proyecto de recuperación adicional

involucra muchos aspectos, tales como: características geológicas del yacimiento,

propiedades de los fluidos, comportamiento de inyección, producción y presiones,

eficiencias, etc; A fin de encaminar este esfuerzo se requiere de una práctica

operacional adecuada, que permita obtener el máximo de información sobre el

proceso e evaluaciones y/o revisiones del comportamiento del proyecto.

El yacimiento BACH 18, inicia su producción en 1954. Este se ubica en el Área

Sureste de la segregación Sur Mediano Sur (SMS), perteneciente a Petróleos de

Venezuela, S.A. (PDVSA), es el principal reservorio de petróleo pesado del

mioceno sureste. El mecanismo de producción predominante de este yacimiento

es el empuje hidráulico, aunado a ello se asocia un empuje por gas en solución y

luego se implementa en Mayo de 1964 la inyección de agua por flanco, donde el

efecto combinado de estos tres mecanismos han reflejado un valor en el factor de

recobro de 36,34%. En el área de estudio se evidencia que el proyecto de

inyección no ha sido eficiente a nivel de las unidades superiores del yacimiento,

observándose dos tendencia del comportamiento de presión a partir de la

implementación del proyecto de inyección de agua, con dispersión en los valores

de presión medidos, oscilando actualmente entre 600 y 2100 y una fuerte

declinación de producción, la cual se infiere que este asociado a la ubicación de

los pozos inyectores. Debido a la complejidad del área y por lo antes expuesto, se

hace indispensable realizar un diagnóstico de la situación actual del yacimiento

por unidades de flujo; en función de los diferentes procesos y programas de

seguimiento de yacimientos sometidos a proyectos de recuperación secundaria y

la simulación del modelo dinámico para definir las estrategias de explotación

alineadas al proyecto de inversión a fin de establecer una estrategia de

explotación optima.

Por otra parte el análisis económico permitirá un análisis exhaustivo con el fin de

establecer el plan de ejecución del proyecto alineados con las estrategias de

negocios de la Corporación y de esta manera lograr la estimación final de las

inversiones con un mínimo error.

1.2. Formulación del problema

¿El análisis técnico-económico del proyecto de inyección de agua a través de una

metodología convencional integrada a un modelo de simulación permitirá trazar

una estrategia de explotación óptima en el yacimiento BACH-18?

1.3. Justificación y delimitación de la investigación

1.3.1. Justificación de la investigación

El objetivo principal de la industria petrolera es maximizar el recobro de fluidos en

los yacimientos de hidrocarburos al menor costo posible, optimizando por

supuesto todos los procesos que involucran la extracción, transporte, tratamiento y

comercialización de tan preciado recurso; siendo la recuperación mejorada de

hidrocarburos una de las principales vías para aumentar el factor de recobro en los

yacimientos, es por ello que un monitoreo del proyecto de inyección eficiente,

debe adoptar técnicas y métodos que permitan optimizar la capacidad de

producción de los pozos asociados al Yacimiento BACH-18, la cual es una

necesidad creciente; que requiere ser resuelta mediante el diagnóstico de la

situación actual y la identificación de soluciones agrupadas en un portafolio de

propuestas, dentro de un marco rentable y operacionalmente factible. A tal efecto

el estudio permitirá:

Esta evaluación permitirá a la Unidad de Explotación Bachaquero Lago

determinar los parámetros que afectan la eficiencia del proceso de inyección

de agua en el yacimiento BACH-18 de tal manera que se puedan establecer

medidas correctivas mediante la aplicación de acciones técnicas y mecanismos

que permitan optimizar el efecto de dicho proceso, obteniendo el máximo

rendimiento del yacimiento.

A su vez se analizó la posición estructural de los pozos inyectores activos, la

posibilidad de convertir pozos productores inactivos en inyectores y la

perforación de nuevos pozos tanto inyectores como productores, permitiendo

un seguimiento más detallado del frente de invasión logrando así un barrido

óptimo del petróleo.

El monitoreo del proyecto de inyección, lo que se traducirá en un considerable

beneficio económico, teniendo como base que hoy día la inyección de agua

continua siendo el método de recuperación secundaria más utilizado.

La evaluación de proyectos de inversión permitirá seleccionar la estrategia de

explotación óptima que tome en cuenta los diferentes escenarios,

requerimientos y limitaciones técnico-económicas al momento de seleccionar la

estrategia de desarrollo. Y de esta manera lograr minimizar los costos totales,

mejorar su rentabilidad y reducir los riesgos del negocio, permitiendo cerrar la

brecha entre lo planeado y lo real en los Proyectos de Inversión.

Optimar del proyecto de inyección de agua.

1.3.2. Delimitación de la investigación

Espacial: El estudio propuesto se realizó en las instalaciones del Edif. El Menito,

porque el campo al que pertenece el yacimiento en estudio, es manejado por la

Segregación Bachaquero del Distrito Lagunilla en conjunto con el equipo de

Recuperación Secundaria de la División Occidente de Petróleos de Venezuela,

S.A; El mismo abarca el análisis de pozos pertenecientes al Yacimiento BACH-18.

Temporal: El tiempo estimado para realizar el estudio es de seis meses.

Población: Esta representado por 157 pozos perteneciente al yacimiento Bach-

18, a continuación desde la tabla 1 a la tabla 6 se muestra el detalle de los pozos.

Muestra: El estudio se realizara al Yacimiento Bach-18, el cual esta localizado en

el Lago de Maracaibo, hacia el área Sur del Campo de Bachaquero, sobre el

bloque levantado de la prolongación del anticlinal de pueblo viejo, tal como se

puede observar en la figura 1.

Tabla 1. Pozos Categoría 1. Yacimiento BACH 18

CATEGORIA 1: POZOS ACTIVOS

POZO EDO SUBEDO Qo

(BPPD) RGP

(PCN/BN) %AyS NP

(MMBLS) FECHA CIERRE

BA 345A GL OG 159 1142 4,3 1,132 -

BA 357 GL OG 48 1072 37,5 4,670 -

BA 371 GL OG 84 296 15,9 5,837 -

BA 376 GL OG 57 530 19,9 6,913 -

BA 381A GL GL 50 1099 96 0,664 -

BA 624 GL OG 100 702 25,8 5,830 -

POZO EDO SUBEDO Qo

(BPPD) RGP

(PCN/BN) %AyS NP


BA 626 PT BT 29 2689 90 5,437 -

BA 644 GL OG 168 537 20 6,358 -

A 693 GL OG 55 2424 81,9 5,777 -

BA 695 GL LG 123 609 17,5 3,618 -

BA 730 GL OG 39 980 2,5 2,064 -

BA 731 GL OG 52 1628 69,9 2,744 -

BA 733 GL OG 52 1818 3,7 2,982 -

BA 750 GL OG 39 1047 11,3 5,910 -

BA 751 GL OG 117 2214 3,9 3,333 -

BA 752 GL OG 56 758 11,4 3,457 -

BA 754 GL OG 107 263 17,1 5,053 -

BA 759 GL OG 32 1961 19,9 2,853 -

BA 815 GL GL 169 174 40,2 5,153 -

BA1063 GL OG 106 142 20,3 3,400 -

BA1065 GL OG 189 168 3,8 2,473 -

BA1073 GL OG 70 793 32,1 6,279 -

BA1076A GL EE 159 895 3,1 0,513 -

BA1090 GL IQ 144 35 52,3 2,923 -

BA1147 GL OG 537 180 54,5 3,489 -

BA1285 GL LG 46 1364 15,5 1,693 -

BA1287 GL OG 71 912 33,1 0,309 -

BA1289 GL OG 59 616 60,2 1,690 -

BA1291 GL OG 50 1695 74,1 0,191 -

BA1293 GL OG 61 1137 6,6 1,282 -

BA1294A GL OG 191 185 59 0,707 -

BA1296 GL OG 66 203 20,4 1,422 -

BA1298 GL GL 102 123 12,1 2,187 -

BA1307 GL CV 174 375 8,9 2,036 -

BA1323 GL LF 64 630 35,5 1,595 -

BA1357 GL OG 44 2232 30,2 0,760 -

BA1361 GL OG 124 124 47,5 3,257 -

BA1362 GL OG 324 435 60 1,360 -

BA1392 GL IQ 158 44 5,4 1,825 -

BA1393 GL LF 306 1153 28,1 2,991 -

BA1394 PC BE 332 445 26,1 4,853 -

BA1395 GL OG 45 16973 94 1,684 -

BA1398 GL GL 98 246 59 1,348 -

BA1491 GL OG 128 94 5,9 1,177 -

BA1494 GL LF 87 1814 0,856 -

BA1515 GL OG 65 422 10,6 0,337 -

Continuación de Tabla 1. Pozos Categoría 1. Yacimiento BACH 18

CATEGORIA 1: POZOS ACTIVOS

POZO EDO SUBEDO Qo

(BPPD) RGP

(PCN/BN) %AyS NP


BA1516 GL OG 100 2056 6,5 0,392 -

BA1631 GL OG 36 692 60,1 1,046 -

BA1632 GL LF 50 1284 57,7 0,622 -

BA1728 GL GL 145 232 8,2 0,617 -

BA1748 GL OG 71 150 55,2 0,389 -

BA1750 GL LG 76 1240 57,3 1,091 -

BA1781A GL OG 64 626 5,8 0,601 -

BA1798 GL GP 1 1795 47 0,409 -

BA1800 GL OG 51 1296 18,2 0,468 -

BA1801 GL IQ 240 731 4,8 0,967 -

BA1826 GL GL 53 987 90,3 0,560 -

BA1828 GL GL 260 189 0,835 -

BA1852 GL OG 89 409 21,2 0,999 -

BA2107 GL OG 38 13918 34,2 0,339 -

BA2216 GL OG 103 24 56 0,447 -

BA2223 GL OG 122 56 3,7 0,445 -

BA2225 GL OG 82 1305 7,6 0,529 -

BA2226 GL OG 156 71 78,2 0,695 -

BA 2491 GL CV 65 847 52,2 0,453 -

BA 2493 GL CV 141 985 39,9 0,487

BA 2533 GL GL 187 264 5,9 0,247

BA 2536 GL IQ 101 370 34,2 0,455

BA 2593 GL GL 76 219 26,3 0,123 -

BA 2599 GL GL 459 101 23,3 0,192 -

BA 2628 NF NF 1131 142 8 0,320 -

BA 2629 GL OG 56 37 92,1 0,176 -


CATEGORIA 2: POZOS INACTIVOS PARA PRODUCCIÓN INMEDIATA

POZO EDO SUBEDO Qo

(BPPD) RGP

(PCN/BN) %AyS

NP (MMBLS)

FECHA CIERRE

BA1511 AM LF 66 445 20,7 0,435 Dic-07


CATEGORIA 3: POZOS INACTIVOS NO DISPONIBLE PARA PRODUCCIÓN INMEDIATA

POZO EDO SUBEDO Qo

(BPPD) RGP

(PCN/BN) %AyS

NP (MMBLS)

FECHA CIERRE

BA285 AS NP 16 2133 58,8 4,589 Feb-03

BA343A AS NP 2 2161 98 0,027 Jun-95

BA353 AS NP 15 2670 22,6 11,501 Ago-97

BA354 AS NP 37 877 21,2 9,001 Feb-97

BA365 AS NP 1 1333 69,5 6,389 Feb-06

BA372 AS CA 33 2481 13,2 4,138 Ago-97

BA378 AS NP 4 3748 0 3,428 Mar-01

BA385 CH EV 37 702 22 2,760 Dic-90

BA545 AS NP 8 63949 70 3,756 Jun-95

BA690A AS CA 4 919 2,4 0,097 Mar-99

BA728 AR CC 17 1058 2 3,673 Dic-95

BA 753 AS NO 233 210 19,8 3,436 Ago-07

BA756 AS NP 3 390 29,3 3,978 Feb-99

BA757 HW HW 14 2685 1,5 2,977 Ago-97

BA1074 AR AN 15 2743 41,4 3,877 Nov-04

BA1075A AS NP 13 1315 35 0,201 Feb-02

BA1155 AR AN 40 1337 50,4 4,457 Jun-02

BA1265 AS NP 10 2139 40 0,252 Jun-92

BA1295 HW HW 26 2477 46,1 0,891 Jul-97

BA1297 AS NP 9 1582 56,8 1,124 Jul-97

BA1322 HW HW 1 1212 97,9 0,786 Ago-97

BA1324 AS NP 8 1877 66,8 1,007 Dic-02

BA1325 AR CC 13 2598 60 1,853 May-95

BA1355 AR CC 30 66 0,1 0,418 Jun-95

BA1356 HW HW 149 2083 4 0,216 Jul-91

BA1360A AR AN 39 585 0 0,301 May-04

BA1396 AS NP 29 2354 0,4 0,228 Ago-94

BA1397 AR AN 239 86 0 0,750 Ago-91

BA1493 AR AN 17 53 73 0,423 Ene-90

BA1513 AS NP 5 3067 32,3 0,506 Ene-98

BA1514 AR AN 16 878 90,3 0,537 Feb-92

BA1729 HW HW 4 2535 98,1 0,259 Dic-00

BA1740 AS NP 5 2644 69,9 0,146 Nov-91

BA1792 HW HW 65 18 59,6 0,225 Ago-91

BA1795 AS NP 7 1039 60,1 0,195 Sep-91

BA1827 AR CC 5 500 13,8 0,336 Ago-95

BA1865 CH EV 14 38 24,1 0,130 May-90

BA1867 CH EV 19 936 26 0,112 Dic-90

BA1968 AR AN 28 579 83,7 0,089 Nov-06

BA1973 AS NP 17 316 41,5 0,295 Mar-05

BA2205 AS NP 18 2927 0,1 0,094 Mar-05

BA2509 AR AN 28 3192 0,6 0,018 Mar-04


CATEGORIA 5: NO ECONÓMICOS ACTUALMENTE

POZO EDO SUBEDO Qo

(BPPD) RGP

(PCN/BN) %AyS

NP (MMBLS)

FECHA CIERRE

BA749 EA AA 228 253 12 2,802 Ene-82

BA562_3 EA AA 25 649 36,3 1,807 Ago-76

BA344A EA AA 90 357 4,5 0,276 May-98

BA387 EA AA 555 71 8 7,174 Oct-76

BA692 EA AA 108 813 0 5,449 Ago-88

BA1067 EA AA 10 1309 90,7 5,378 May-92

BA373_2 EA AA 210 496 26 5,334 Sep-91


CATEGORIA 8: POZOS INYECTORES

POZO EDO SUBEDO Qiny

(BPPD) RGP

(PCN/BN) %AyS

ACUWINY (MMBLS)

FECHA CIERRE

BA464-1 CW CW 2432 - - 90,3 Ago-71

BA784 CW CW 5898 - - 166,8 Nov-85

BA1222-1 CW CW 11800 - - 88,8 Mar-82

BA1327-9 IW IW 6000 - - 23,3 Dic-07

BA1340 CW CW 11926 - - 17,5 Dic-77

BA1481 CW CW 13330 - - 31,1 Nov-83

BA1621 CW CW 7100 - - 19 Mar-86

BA1784 CW CW 3756 - - 24,2 May-94

BA1823 CW CW 756 - - 21,5 Mar-99

BA1866 CW CW 3466 - - 44,8 Ago-05

BA1882 IW IW 7000 - - 45,8 Dic-07

BA1889 CW CW 14120 - - 32,4 Jul-97


CATEGORIA 9: POZOS ABANDONADOS

POZO EDO SUBEDO Qo

(BPPD) RGP

(PCN/BN) %AyS

NP (MMBLS)

FECHA CIERRE

BA343-1 AY RC 87 1074 10 9,812 Ene-92

BA344-2 AY RC 491 623 3 5,844 Abr-93

BA345-1 AY RC 73 125 4,2 11,495 Abr-90

BA377 AY RC 20 481 0 2,713 Jul-81

BA381-1 AY RC 39 2303 4,9 6,052 Jun-88

BA403 AY RC 132 848 0 6,544 Ago-95

BA499 AY RC 8 1750 47,9 2,583 Mar-90

Continuación Tabla 6. Pozos Categoría 9. Yacimiento BACH 18

CATEGORIA 9: POZOS ABANDONADOS

POZO EDO SUBEDO Qo

(BPPD) RGP

(PCN/BN) %AyS

NP (MMBLS)

FECHA CIERRE

BA690 AY RC 11 2370 54 1,925 Abr-91

BA694 AY RC 17 89464 65 3,551 Oct-89

BA1075 AY RC 2 7042 70 2,838 May-90

BA1076 AY RC 3 44098 78,6 1,953 Oct-91

BA1084 AY RC 39 1375 32 3,567 Nov-89

BA1291 AY RC 23 15957 0 1,450 Oct-94

BA1294 AY RC 256 624 2,9 1,896 Abr-93

BA1327 AY RC 24 995 95,3 0,772 Jul-89

BA1360 AY RC 6 434 0 1,454 Ago-89

BA1622 SS NW - - - - Jun-80

BA1729 AY RC 2143 97,8 0,254 Sep-01

BA1781 AY RC 19 80822 10,3 0,145 Jun-92

BA1784 AY RC 16 7500 0 - Nov-82

BA1867 AY RC 19 936 26 0,112 Dic-90

EOC-SUROESTE

MIOC-SUROESTE

MIOC-NOROESTE

(INTERCAMPO)

MIOC-NORESTE

(BACH-02)

MIOC-SURESTE

EOC-SURESTE

EMPRESA MIXTA

PETROSINOVEN

Falla de Pueblo Viejo

Area de la Playa

Franja del Km

UBICACIÓN GEOGRÁFICA

BACH-18

N

Figura 1. Ubicación Geográfica del Yacimiento BACH-18

1.4. Objetivo de la Investigación

1.4.1. Objetivo general de la investigación

“Evaluar el proceso de inyección de agua en el yacimiento BACH-18 mediante el

análisis técnico-económico.”

1.4.2. Objetivos específicos de la investigación

Construir el modelo estático y dinámico del yacimiento BACH-18.

Definir posibles puntos de inyección en el yacimiento BACH 18 que ejercerán

influencia sobre los pozos productores buscando incrementar los niveles

energéticos en el área a nivel de las unidades U7/U6/U5 y a su vez mejorar el

recobro a través de un mejor barrido areal.

Estimar los volúmenes requeridos de inyección de agua para el yacimiento

BACH-18, las producciones de petróleo y los volúmenes de agua.

Realizar la evaluación económica de cada escenario utilizando la simulación

del modelo dinámico del yacimiento Bach-18.

Determinar la factibilidad técnico-económica de cada escenario del proyecto de

inyección del yacimiento BACH-18.

Definir el escenario óptimo.

Establecer las estrategias de ejecución del proyecto seleccionado.

1.5. Antecedentes de la investigación

Los siguientes trabajos de Investigación brindaron un aporte desde el punto de

vista metodológico para la evaluación del proyecto de inyección de agua de

BACH-18:

EXTENSIÓN DEL YACIMIENTO BACH 18 Y REVISIÓN DE RESERVAS DEL

MIOCENO SURESTE, FORMACIÓN LAGUNILLAS, MIEMBRO

BACHAQUERO.U.E. BACHAQUERO LAGO

El presente informe resume los resultados de la caracterización estática y de

ingeniería convencional de los yacimientos correspondientes al Miembro

Bachaquero, Formación Lagunillas, Mioceno Sureste del Campo Bachaquero

Lago. El área de estudio está limitada hacia el Oeste por la presencia de un

elemento propio de la configuración tectónica regional, representado por la falla de

Pueblo Viejo, discontinuidad de tipo inverso que la separa de los yacimientos del

Miembro Bachaquero ubicados hacia el Suroeste. Los límites en otras direcciones

están definidos por contactos de agua/petróleo originales, que bordean la periferia

de los yacimientos de mayor extensión tomando en cuenta las estructuras

plegadas donde se ubican los reservorios en estudio. En el ámbito estratigráfico,

los yacimientos en estudio, se ubican en el Miembro Bachaquero, a lo largo de las

unidades 4, 5, 6 y 7, de acuerdo a la última subdivisión aplicada producto de los

estudios de estratigrafía secuencial realizados en el área, recientemente.

FRONT END LOADING PROVIDES FOUNDATION FOR SMARTER PROJECT

EXECUTION

El objetivo de esta investigación fue presentar un flujo de trabajo que permita

evaluar diferentes estrategias de desarrollo de un campo petrolero, y seleccionar

la estrategia de explotación óptima desde el punto de vista técnico y económico.

La principal idea de esta investigación fue desarrollar una metodología que

permita que los recursos de capital se desplieguen de manera eficiente y eficaz,

resultando en el éxito del proyecto en términos de menores costos, mayor

eficiencia y maximizar rentabilidad.

METODOLOGÍA INTEGRAL DE PRODUCTIVIDAD DEL YACIMIENTO BACH-18

Se realizó un análisis integral del sistema Área de Drenaje-Pozo-Superficie, con el

fin de maximizar la producción y reducir los costos del Yacimiento BACH-18 del

Área Sureste del Campo Bachaquero mediante la aplicación de la metodología

integral de productividad y la incorporación de nuevas tecnologías.

ANALISÍS DE LA INYECCIÓN DE AGUA EN LOS YACIMIENTOS BACHAQUERO

12 Y BACHAQUERO 18

El objeto de dicho trabajo fue el estudio de la inyección de agua en los yacimientos

BACH-12 y BACH-18, del campo Bachaquero, para analizar y comparar los

resultados obtenidos de la predicción con el comportamiento real. Se concluyó que

el comportamiento de los pozos inyectores en lo que respecta a tasas de inyección

no ha afectado mayormente el comportamiento del yacimiento, ya que cuando un

pozo de estos se paraba por cualquier causa, era reparado inmediatamente y

puesto de nuevo en servicio. Esto al menos en el Yacimiento BACH-18.

PROPIEDADES BÁSICAS DE LA ROCA POZO: BA-343

Este trabajo tuvo como finalidad el seccionamiento longitudinal, datos de registros

rayos gamma spectral corrido, fotografías y estudio de los núcleos perteneciente

al pozo BA343”.

COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN YACIMIENTO BACH-18.

La finalidad que persiguió el estudio fue corroborar el comportamiento de

presiones con el levantamiento de presiones realizado en 1982, ya que en un

estudio realizado por F. Rodríguez se establece que los pozos abiertos a

producción en las arenas 1 y 2 presentan presiones menores en comparación con

los pozos abiertos en todas las arenas o en las arenas 3,4,5 y 6. Al finalizar este

estudio se concluyó que los pozos abiertos en las arenas superiores 1 y 2, si

presentan presiones menores en comparación con los pozos abiertos en todas las

arenas o en las arenas inferiores 3, 4, 5, 6, debido presumiblemente, a que no

existe inyección de agua en estas arenas, también se concluyo que es necesario

realizar un mantenimiento de presión en los lentes superiores 1 y 2 mediante la

inyección de agua, pero de no producir los pozos abiertos solo en estas arenas

con una relación gas- petróleo limite de hasta 4000 PCN/ BN, se dejará petróleo

entrampado detrás del frente de inyección.

OPTIMIZACIÓN DE LA INYECCIÓN DE AGUA YACIMIENTO BACH-18.

El presente estudio tuvo por objeto evaluar los efectos de inyección para mejorar

el proceso de recuperación suplementaria.

Resultados del Estudio:

Los balances de materiales indicaron que la inyección de agua en el flanco ha

reducido la caída de presión que habría tenido lugar por agotamiento natural.

Los pozos inyectores no estaban abiertos en todos los horizontes.

Se formó una capa secundaria de gas en los horizontes superiores.

Si se mejora la eficiencia de barrido en las capas superiores se podría alcanzar

un factor de recobro de 41% en comparación con el estimado de 38,3% en

base al nuevo POES resultante de la revisión geológica.

ESTUDIO GEOLÓGICO DETALLADO DE LOS YACIMIENTOS BACH-12 Y

BACH-18, LAGUNA-04, LAGUNA-12, ST. BÁRBARA-14 y ST. BÁRBARA-21 DEL

CAMPO BACHAQUERO, AREA SURESTE.

El objetivo de este estudio fue detallar la correlación de los diferentes lentes que

conforman los miembros Bachaquero y Laguna de la Formación Lagunillas, y

Santa Bárbara de la Formación la Rosa, para definir su geometría y ambiente

sedimentario en los cuales se representaron. A través de este estudio se concluyó

que los Yacimientos BACH-18, Laguna-04, St. Bárbara-14 son de tipo estructural

fallado en forma de triángulo con una nariz estructural de rumbo aproximadamente

N-S y buzamiento Sur- Sureste, favoreciendo la inyección de agua. Por medio de

las correlaciones de los pozos pertenecientes a los yacimientos BACH-18,

Laguna-04 y St. Bárbara-14, se realizó una división por lente los cuales van de

menor a mayor profundidad: BASUP-1, BASUP-2, BASUP-3, BSAUP-4, BASUP-5,

BASUP-6 (Yacimiento BACH-18), Laguna-04 (yacimiento Laguna-04), STBARB-01

y STBARB-02 (yacimiento St. Barbara-14). Predominando un ambiente

sedimentario como es el fluvio-deltaico, cortado a su vez por canales distributarios

y barras de meandro en la sedimentación de las arenas del Yacimiento BACH-18,

observándose en el mismo que los lentes con mayor complejidad en cuanto a

variaciones de las arenas son BASUP-4 y BASUP-5, presentando estas gran

intercalaciones de lutitas y determinándose que los contactos agua-petróleo son

distintos en cada lente y en el Laguna-04 se determino que el ambiente

sedimentario que predomino fue el próximo costero.

CAPITULO II

MARCO TEORICO

2.1. Ingeniería de Yacimientos

Es aquella ciencia y aquel arte que permite el control y el pronóstico del

comportamiento de un yacimiento durante su vida productiva. Es ciencia porque

tiene una amplia base científica, pero es “mas arte” porque en la práctica, la

mayoría de datos, fenómenos y “síntomas” del yacimiento pueden ser

interpretados lógicamente en varias formas.

Para diagnosticar un yacimiento se cuenta con:

1.- Algunos datos físicos

2.- Estadísticas de producción (poco dignas de confianza).

3.- Muestras que representan una infinitesimal parte del yacimiento.

4.- Técnicas estadísticas para obtener promedios

5.- Ecuaciones matemáticas establecidas con suposiciones remotas para

presentar el yacimiento.

El hecho de tener datos insuficientes y de baja calidad y además, conocimientos

deficientes del yacimiento, no significa que no se pueda hacer un buen trabajo .

2.2. Programa de Descripción de las Condiciones del Yacimiento

Una definición y evaluación temprana de un yacimiento son requisitos básicos

para una ingeniería efectiva mediante un programa coordinado de evaluación

(supervisores, geólogos, ingenieros). Al ingeniero debe permitírsele obtener los

datos necesarios para evaluar el yacimiento y debe participar en las decisiones de

operación con respecto al mismo. El trabajo del ingeniero debe ser “obtener”, lo

mismo que “interpretar” los pasos necesarios para evaluar el yacimiento. Es su

responsabilidad.

2.2.1. Entrampamiento de Hidrocarburos

Para que ocurra un campo de gas o de petróleo, deben estar presentes cuatro

factores: la fuente; la trampa; el sello; Una roca porosa-permeable es decir el

yacimiento

2.2.1.1. La fuente

La fuente productora de hidrocarburos se considera generalmente que es la

materia orgánica depositada simultáneamente con las partículas de roca, que

generalmente son lutitas. La materia es transformada en hidrocarburos por varios

factores (bacterias, presión, temperatura) que luego son expulsados a medida que

continúa la depositación y la compactación. El hidrocarburo, más liviano que el

agua emigra hacia arriba a través de la roca hasta llegar a la superficie o ser

atrapado. El petróleo se considera de origen orgánico. Los organismos vivos

cuando mueren se acumulan en los fondos de las aguas marinas, salobres y

dulces. Esa materia orgánica queda incorporada a los sedimentos y se transforma

bajo condiciones normales en fracciones solubles e insolubles (kerógeno). Los

sedimentos que llegan a transformarse en roca madre requieren de ambientes de

baja energía, poco oxigenados y de alto contenido de materia orgánica. Se

entiende por degradación la evolución química de sustancias orgánicas que,

partiendo de estructuras biológicas complejas, llegan a transformarse en

moléculas elementales. A medida que los sedimentos son enterrados, éstos

empiezan a sufrir los procesos de transformación orgánica; ésta comprende la

diagénesis, la catagénesis y la metagénesis, que dependen de la temperatura y

del tiempo, los que a su vez están controlados por procesos geotérmicos, la tasa

de enterramiento y la edad de la roca. Los procesos de diagénesis ocurren desde

la superficie hasta 1500 metros aproximadamente (transformación a bajas

temperaturas), comienzan con gas biogénico y se producen a temperatura de 60º

a 90ºC, donde se establecen las condiciones fundamentales para el inicio de la

generación de hidrocarburos. A medida que progresa el enterramiento y aumenta

la temperatura, se empiezan a generar hidrocarburos por efecto de catagénesis

(formación de kerógeno en moléculas pequeñas). Esta fase o zona se llama “zona

madura para petróleo” (2.000-3.000 metros de profundidad y temperatura de 60º-

150ºC). La zona de gran enterramiento (metagénesis), donde se producen

hidrocarburos livianos y eventualmente metano por craqueo intenso, se denomina

“zona de gas” (3.000-4.500 metros de profundidad y temperaturas mayores de

150ºC).

Se denomina migración al proceso de expulsión, mediante el cual los

hidrocarburos (petróleo y gas) generados a partir del kerógeno, dejan la roca

madre. Esto se considera migración primaria. Hasta la fecha se han propuesto

varios mecanismos: expulsión de hidrocarburos en solución acuosa, en solución

miscelar y globular. La migración secundaria comprende la etapa desde la

expulsión de los hidrocarburos hasta su entrampamiento o escape hacia la

superficie. Los caminos de migración los constituyen las fallas y los sedimentos

porosos y permeables, a través de los cuales pueden subir los hidrocarburos

desde el lugar donde son generados (cocina) hacia las partes más superficiales de

la cuenca, pudiendo quedar entrampado en lugares intermedios.

2.2.1.2. La trampa

Es cualquier condición física que detiene la emigración ascendente del

hidrocarburo. Si la configuración geológica del subsuelo es tal que los

hidrocarburos quedan acumulados y retenidos en una porción de una roca porosa,

se habla de una trampa. Las rocas receptoras en general se presentan en

sedimentos principalmente clásticos de granos gruesos, con buen encogimiento,

depositados en ambientes de alta energía y muy oxigenados. Los carbonatos

también pueden ser yacimientos y la acumulación se favorece por fracturamiento o

disolución. Básicamente existen dos tipos de trampas, a saber:

a. Estructurales. La roca del yacimiento tiene por tapa una roca impermeable y la

geometría de su configuración permite que la acumulación de hidrocarburos

ocurra en la parte estructural más alta. Generalmente después de la

sedimentación de los estratos en una cuenca sedimentaria, éstos son deformados

por fuerzas subterráneas (compresionales, gravitacionales, instrusionales o por

levantamientos rejuvenecidos), cambios de buzamiento (formación de terrazas,

depresiones estructurales y anticlinales inclinados), fallamiento y combinación de

plegamientos y fallamientos, formándose configuraciones geológicas capaces de

acumular y retener fluidos. Las deformaciones más importantes para la

acumulación y retención de hidrocarburos son los pliegues y las fallas. En cuanto

a los pliegues solo los del tipo anticlinal son capaces de entrampar los

hidrocarburos durante su migración ascendente gracias a su forma convexa. Las

fallas son igualmente efectivas para el entrampamiento, porque en virtud del

desplazamiento de las capas, ofrecen una barrera abrupta a la migración de los

hidrocarburos. En una cuenca sedimentaria es difícil encontrar los dos casos

aislados, siempre se presentan pliegues y fallas combinadas, lo que favorecen

más aún el entrampamiento. Otro tipo de trampa estructural es la intrusión de un

cuerpo ígneo o de sal. La intrusión interrumpe la continuidad de los estratos

permeables y también ofrece condiciones de entrampamiento para los

hidrocarburos durante la migración. La intrusión como trampa ofrece particular

interés cuando es afectada por el fracturamiento de la roca, porque las fracturas

suelen almacenar grandes volúmenes de petróleo, además de su alta

permeabilidad.

b. Estratigráficas. El cambio en las propiedades capilares de la roca es tal que el

petróleo no puede desplazar el agua contenida en los poros y esto resulta en el

entrampamiento del petróleo. Una trampa estratigráfica resulta de la pérdida de

permeabilidad y porosidad en la misma roca que es el yacimiento. La pérdida de

permeabilidad generalmente está asociada con cambio en el tipo de roca. En esta

forma las trampas estratigráficas son aquellas en donde el factor principal que

determina el entrampamiento es la variación del tipo de roca o el cambio litológico

que ocurre a lo largo de un estrato o de una formación. También este tipo de

trampa a menudo es el resultado de un proceso de concentración y de repetidas

erosiones de sedimentos depositados previamente o de cambios posteriores a la

depositación. La presencia de una trampa estratigráfica esta relacionada con el

ambiente en el cual se depositaron los estratos y con el sitio que ocupan en la

cuenca. Según el proceso de evolución se subdividen en:

Trampas estratigráficas locales: arenas que rellenan los canales fluviales; las

arenas de medanos que sedimentan a lo largo de una costa; barrera litorales; o los

arrecifes calcáreos compuestos de algas y corales.

Trampas estratigráficas regionales: la repetición de estos cuerpos rocosos en

forma repetida o cíclica sobre extensas regiones de la cuenca dá origen a

intervalos porosos o “paquetes”, cuya extensión es determinada por el ambiente

sedimentario.

Tanto las trampas estratigráficas locales como regionales, se conocen también

con el nombre de trampas primarias por su connotación genética, ya que su

porosidad es adquirida en el momento de su generación. Las trampas secundarias

son las que ocurren como consecuencia de modificaciones posteriores a la

formación de la roca. Tales son el caso del truncamiento de los estratos contra

discordancias; generación de poros en la roca como consecuencia de disolución

de algunos de sus minerales; o la transformación de un carbonato en dolomita

cristalina.

c. Combinada. Muchos yacimientos de petróleo y/o gas se consideran

constituidos por combinación de trampas. Ello significa que tanto el aspecto

estructural como los cambios estratigráficos en el estrato que forma el yacimiento,

influenciaron el entrampamiento de los hidrocarburos. Pero siempre se requiere

una estructura para que exista la acumulación petrolífera, ya que el contenido

original del yacimiento se acumula porque el petróleo emigra o flota buzamiento

arriba.

2.2.1.3.- El sello

Para que exista cualquier tipo de trampa efectiva se requiere un sello o roca

impermeable que la recubra. La roca impermeable puede estar cubriendo la parte

superior del yacimiento como en el caso de un anticlinal o el yacimiento puede ser

entrecortado como en el caso de un domo salino o de un homoclinal fallado. En

las figuras (2 y 3) se representa esquemáticamente lo antes descrito.

Figura 2. Tipos de Trampas Estructurales

Figura 3. Trampas Estratigráficas

2.3. Proceso de gerencia de yacimientos

“No se puede aplicar ingeniería a un yacimiento hasta que no se haya obtenido un

conocimiento adecuado del yacimiento mismo, a fin de identificar sus partes, y por

lo tanto, describirlo”.

La Función Fundamental del proceso de gerencia de yacimiento es la de definir y

evaluar al yacimiento. Definir es determinar área total, espesor, inclinación, límites

y condiciones de depositación geológica; mientras que Evaluar es determinar las

propiedades físicas de las rocas y de los fluidos que contiene y su variación a

través del yacimiento, localización de heterogeneidades, barreras, fracturas, etc.,

que puedan afectar el flujo.

Solo cuando se hayan determinado adecuadamente los límites y propiedades del

yacimiento se tendrá suficiente conocimiento del mismo para obtener con buen

grado de certidumbre su comportamiento futuro.

Técnicas modernas de ingeniería proveen al ingeniero con numerosas

herramientas y procedimientos para probar y estudiar al yacimiento. Estas

técnicas, usadas en conjunto con datos geológicos y de producción, pueden

proporcionar un entendimiento muy valioso de las condiciones y comportamiento

del yacimiento.

2.4. Geología de yacimientos petrolíferos

El proceso de caracterización de yacimientos requiere de la acción de una de las

disciplinas que dentro del esquema sinergético desempeña uno de los papeles

más importantes: la Geologia. Dentro de está amplia ciencia se pueden precisar

como disciplinas conexas hacia la más precisa descripción de un yacimiento: el

conocimiento de facies, la definición de la textura de la roca y la geometria del

yacimiento mediante mapas estructurales e isopacos.

Utilizando disciplinas paralelas como lo son los procesos geofisicos y petrofisicos

aunado a la aplicación de técnicas de ingenieria de yacimientos se puede

controlar el comportamiento del yacimiento y tener mejores referencias para

conocer el verdadero potencial del mismo. Si a esto le sumamos el uso de la

geoestadistica, la informatica y el procedimiento de datos podemos llegar a una

descripcion de yacimientos que nos represente una verdadera optimización

durante el proceso de producción.

2.4.1. Estudio Geológico

En la gerencia de yacimientos, el estudio geológico (ambiente de depositación,

continuidad, litología y límites de la roca) debe preceder al estudio de ingeniería.

Sin embargo, técnicas normales de geología, raras veces suministran suficientes

datos para definir el yacimiento.

El proceso de caracterización de yacimientos requiere de la acción de una de las

disciplinas que dentro del esquema sinergético desempeña uno de los papeles

más importantes: la Geología. Dentro de está amplia ciencia se pueden precisar

como disciplinas conexas hacia la más precisa descripción de un yacimiento: el

conocimiento de facies, la definición de la textura de la roca y la geometría del

yacimiento mediante mapas estructurales e isopacos.

Utilizando disciplinas paralelas como lo son los procesos geofísicos y petrofísicos

aunados a la aplicación de técnicas de ingeniería de yacimientos se puede

controlar el comportamiento del yacimiento y tener mejores referencias para

conocer el verdadero potencial del mismo. Si a esto le sumamos el uso de la

geoestadistica, la informática y el procedimiento de datos podemos llegar a una

descripción de yacimientos que nos represente una verdadera optimización

durante el proceso de producción.

2.4.1.1. Secciones Geológicas

Una forma de presentar información geológica útil, es mediante el uso de

secciones transversales, estas pueden ser estratigráficas o estructurales de

acuerdo al tipo de información que se requiera.

2.4.1.1.1 Secciones estratigráficas

El objetivo de hacer secciones estratigráficas, es determinar las relaciones

laterales y verticales entre las unidades geológicas atravesadas por diferentes

pozos. Una información importante obtenida de un buen mallado de secciones

estratigráficas, es la de relaciones verticales entre las unidades para predecir

movilidad de los fluidos.

2.4.1.1.2 Secciones estructurales

Muestra la variación en alturas o profundidades que presentan los horizontes

geológicos a lo largo de un plano vertical. La estructura es un aspecto geológico

de gran consistencia a lo largo de la secuencia estratigráfica, es decir, en general

se conserva un alto grado de paralelismo entre los planos estratigráficos.

2.5. Método sísmico

Es el más empleado para determinar anomalías en una zona. Para ello, se

provoca una tanda de explosiones a lo largo de la línea de prospección, originando

una serie de ondas sísmicas que penetran el subsuelo, reflejándose en las

diversas capas sedimentarias siendo luego recogidas en superficie por aparatos

especiales, tal como se puede observar en la figura 4.

En función de la velocidad de penetración de las ondas sísmicas (que depende de

la litología) y del tiempo empleado hasta volver a superficie, se puede interpretar la

profundidad a la que se hallan las distintas formaciones y su estructura.

Realizando varias ondas sísmicas se puede obtener multitud de datos de la

estructura que se está investigando, que al representarlos gráficamente permiten

obtener el mapa estructural detallado.

Figura 4. Corte Sísmico

Es importante resaltar que la prospección geofísica precisa un estudio geológico

detallado, sin el cual los datos numéricos deducidos por los métodos geofísicos,

no pueden ser debidamente interpretados, pues ellos, en si mismos, no tienen un

significado concreto. Una vez que toda la información es interpretada se generan

mapas donde se pueden dibujar estructuras geológicas, espesores de

formaciones, mostrar los ángulos de una falla y donde se interceptan formaciones.

2.6. Petrofísica

“Petrofísica es la ciencia que se dedica a la descripción y medida directa y/o

analógica de las propiedades físicas de las rocas, incluyendo los efectos que

puedan producirlos fluidos contenidos en ellas o en sus alrededores” (H. León,

1982).

La variedad de instrumentos disponibles para hacer perfiles o registros de pozos

permite que puedan hacerse en hoyos desnudos o en pozos entubados

totalmente, gracias a que no sólo se dispone de los registros eléctricos sino

también del tipo nuclear. En resumen, la Petrofísica ofrece la posibilidad de

estudios y verificación de una cantidad de datos fundamentales para las

operaciones. Ejemplos:

Control de profundidad del pozo.

Verificación de velocidades de reflexión de los estratos.

Determinación del tope y base (espesor) de un estrato.

Medición del potencial espontáneo y resistividad de las rocas y fluidos.

Deducción de valores de porosidad, saturación y permeabilidad de las rocas.

Deducción de la presencia de fluidos en las rocas: gas, petróleo, agua.

Perfil de la circularidad del hoyo (diámetro).

Registros de temperatura.

Registros de efectividad de la cementación de revestidores (temperatura).

Registros de buzamiento.

Registros de presiones.

Toma de muestras de formación (roca).

Toma de muestras de fondo (fluidos).

Registros de densidad (roca).

Detección de fallas.

Detección de discordancias.

Detección de fracturas.

Correlaciones pozo a pozo, local y regional (litología).

Control de dirección y profundidad desviada y vertical del pozo (perforación

direccional u horizontal).

2.7. Propiedades físicas del sistema roca-fluido.

2.7.1. Porosidad

Se refiere a la medida del espacio intersticial (espacio existente entre grano y

grano), y se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de

la roca En términos relacionados con yacimientos, la porosidad no es más que la

propiedad intensiva que describe la capacidad de almacenamiento de una roca.

(PDVSA-CIED, 2000). En términos físicos relacionados con yacimiento, la

porosidad no es más que la capacidad de almacenamiento del mismo., y está

definido por:

……………………………………………………………….(Ecuación 2.1.)

Donde:

φ=Porosidad Absoluta

Vb = Volumen Bruto

Vm =Volumen Matriz

Entendiéndose por volumen poroso, al volumen total menos el volumen de los

granos o sólidos contenidos en dicha roca. La porosidad puede expresarse

indistintamente en fracción o porcentaje.

00

b

mb 100*V

VVφ

lpcpies

piescpbarriles

darcyPA

LqK

2

Figura 5. Representación Porosidad Fuente: Presentación Petrofísica Prf. Américo Perozo

2.7.2. Permeabilidad

La permeabilidad de una roca se define como la capacidad de la roca para permitir

que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados. Si los

poros de la roca no están interconectados no existe permeabilidad; por

consiguiente, es de esperar que exista una relación entre la permeabilidad de un

medio y la porosidad efectiva, aunque no necesariamente con la porosidad

absoluta. Es la medida de la facilidad con que los fluidos se desplazan en un

medio poroso. En términos de física de yacimiento, no es más que la capacidad de

flujo del medio.

La unidad de medida corresponde al Darcy, la cual se define como la

permeabilidad que permitirá un fluido de una viscosidad de un centipoise para fluir

a una tasa de un centímetro cúbico por segundo a través de un área seccional de

1 centímetro cuadrado cuando el gradiente de presión es una atmósfera por

centímetro, la cual esta expresad por medio de la siguiente ecuación:

…………………………………….…………………….(Ecuación 2.2.)

VVpp

VVtt

Donde:

K= Permeabilidad, Darcy.

q= Tasa de flujo, barriles.

L= Longitud, pies.

A= Área perpendicular al flujo, pies2

ΔP = Gradiente de presión en la dirección del flujo, lpc.

Figura 6. Representación Permeabilidad. Flujo de amacenamiento Fuente: Presentación Petrofísica Prf. Américo Perozo.

2.7.3. Saturación de fluidos

“La saturación de fluidos de una roca es la relación entre el volumen de fluidos

contenidos en su espacio poroso y su volumen poroso total”. (Bigelow´s E. 1998).

Almacenamiento

Flujo

1Vt

Vg

Vt

Vw

Vt

Vo

La fracción del espacio poroso ocupado por el agua se denomina “Saturación de

Agua” (Sw), la fracción restante, contentiva de petróleo o gas, se denomina

“Saturación de Hidrocarburos” (Sh), como uno es el complemento del otro,

entonces Sh = (1 – Sw). Matemáticamente dichas saturaciones serán:

……...…………………………………………………………..(Ecuación 2.3.)

Donde:

Vo = Volumen de petróleo

Vw = Volumen de agua

Vg = Volumen de gas

Vt= Volumen total

También para estimar la cantidad de hidrocarburos presentes en un yacimiento es

necesario determinar la fracción del volumen poroso que no pueden ser removidos

del espacio poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes.

2.7.3.1. Saturación de Agua Irreducible (Swirr)

Representa la fracción de la saturación de agua connata, que está adherida al

grano y la cual no se mueve. Se obtiene a partir de pruebas de laboratorio

(Presiones Capilares, Permeabilidades Relativas Agua-Petróleo). Su valor varía

entre 5% en formaciones de granos muy gruesos hasta 40% en formaciones de

granos muy finos.

2.7.3.2. Saturación de Hidrocarburo Irreducible (Shirr)

Es la fracción del hidrocarburo que no puede ser desplazada por métodos

convencionales de producción. Se obtiene a partir de pruebas de laboratorio

(Permeabilidades Relativas).

Figura 7. Representación Permeabilidad Fuente: Presentación Petrofísica Prf. Américo Perozo.

2.7.4. Presión Capilar

La presión capilar puede ser definida como la presión requerida para conducir un

fluido a través de un poro con el propósito de desplazar al fluido que originalmente

ocupaba dicho poro (Barboza J, 1988). Para un tubo capilar como se esquematiza

en la figura 3.1, la presión capilar (Pc) es definida en términos de la tensión

fluidos y el tubo θc, y el radio del tubo rt. El ángulo de contacto es medido a través

del fluido más denso. Esta relación se expresa en la siguiente ecuación:

GGRRAANNOOSS DDEE AARREENNAA MMAATTEERRIIAALL

CCEEMMEENNTTAANNTTEE

PPEETTRROOLLEEOO

AAGGUUAA

GGAASS

……...……………………………………………………………..(Ecuación 2.4.)

Donde:

Pc = Presión capilar, lpc.

σ = Tensión Interfacial, dinas/cm2

θ = Angulo de contacto, grados.

Figura 8. Esquematización de la presión capilar.

Fuente: (Barboza, 1988).

Normalmente estas medidas se obtienen en Laboratorio mediante análisis

especiales. (Plato Poroso, Centrifuga, Inyección de Mercurio).

2.7.4.1. Mojabilidad

t

c

rPc

cos2

σwo

Petróleo

Agua

h

A

B

θ

ρ

Es la afinidad química (interacción) que existe entre la roca y el fluído. Es la

preferencia de un fluido, de unirse o adherirse a la superficie sólida en presencia

de otro fluido inmiscible. De aquí se desprende:

a. Fase mojante

Es el fluido que moja preferencialmente la superficie de la roca sólida,

encontrándose ubicado en los poros más pequeños de la roca, frecuentemente

tiene baja movilidad y además, las fuerzas atractivas limitan la reducción en la

saturación a un valor irreducible.

b. Fase no mojante

Es el fluido que no moja preferencialmente la superficie de la roca sólida, más bien

debido a las fuerzas de repulsión entre las rocas y los fluidos hacen que esta fase

ocupe los poros más grandes, haciéndolo frecuentemente el fluido más móvil,

especialmente por una mayor saturación. Cabe destacar que el gas en

yacimientos de hidrocarburos nunca es una fase mojante.

Se dice si el ángulo de contacto entre la fase mojante y la superficie sólida es

menor a 90º, entonces la roca esta mojada preferencialmente por agua (Proceso

de Imbibición). Por el contrario, si el ángulo de contacto es mayor de 90º la roca se

encuentra mojada por petróleo (Proceso de Drenaje).

2.7.5. Arcillosidad (Vsh)

Es la fracción volumétrica de arcilla (minerales presentes en la roca cuyo tamaño

es menor a 4 micras y su estructura es plana) presente en un medio poroso en

relación al volumen total del mismo.

Si Vsh es menor a 0.05 , se considera arena limpia

Si Vsh es mayor a 0.05 y menor a Vsh limite, se considera arena arcillosa.

Si Vsh es mayor a Vsh limite, se considera extremadamente arcillosa, no

atractiva comercialmente.

Tipo de Distribución de Arcilla

A. Arena Limpia B. Arcilla Laminada C. Arcilla Estructural D. Arcilla Dispersa

Figura 9. Representación de la distribución de arcilla Fuente: Presentación Petrofísica Prf. Américo Perozo.

2.8. Propiedades eléctricas de la roca.

2.8.1 Resistividad del agua

Es la medida de la resistencia que ofrece el agua de formación (agua en forma

libre o emulsionada, debido a que el volumen poroso de las rocas se encuentra

ocupado por fracciones de la misma que quedaron entrampadas durante el

proceso geológico de depositación de los sedimentos) al paso de la corriente

eléctrica, con la cual se mueven los diferentes iones componentes.

El agua de formación es capaz de conducir electricidad, debido a que contiene

sales ionizadas en solución. En ella pueden existir casi cualquier tipo de sal

susceptible de ionizarse, los más comunes son los iones monovalentes de Na+,

K+, Cl-, HCO3- y los polivalentes de Ca++, Mg++, CO3= y SO4=. Además de

estos elementos pueden encontrarse otros como: bromo, bario, hierro, estroncio,

ácidos orgánicos y otros.

2.8.2. Clasificación de las aguas de formación

Las aguas de formación se pueden clasificar Genéticamente, basados en que la

influencia de los factores externos sobre ellas hacen que sea inestable en el

tiempo. Basado en su historia, las aguas del subsuelo se pueden clasificar en tres

(3) clases:

2.8.2.1. Aguas meteóricas

Geológicamente, las aguas meteóricas son aquellas que en la actualidad forman

parte del ciclo hidrológico o formaron parte de él en el pasado. Aquí se incluye el

agua de los océanos, el agua evaporada en la atmósfera, agua de lluvia y de

nieve, aguas superficiales y aguas de subsuelo en movimiento. Las aguas

subterráneas, bajo ciertas circunstancias geológicas circulan a través de estratos

permeables a grandes profundidades (3000 metros o más).

Otros autores redefinen las aguas subterráneas de origen meteórico como “aguas

de lluvias, nieve, cursos de agua y otros cuerpos de aguas superficiales que han

percolado en las rocas y han desplazado sus aguas intersticiales que pueden

haber sido connatas, meteóricas o de cualquier otro origen. La mayoría de las

aguas meteóricas de las cuencas sedimentarias son no-marinas y son recargadas

generalmente a altas elevaciones en los márgenes de las cuencas. El tiempo del

último contacto con la atmósfera puede ser especificado al definir el agua

meteórica como Reciente, del Pleistoceno o del Terciario. Químicamente las

aguas meteóricas se caracterizan por presentar bajas concentraciones de sólidos

disueltos por lo general menor de 10.000 mgrs/lts; normalmente estas aguas

contienen cantidades considerables del ión bicarbonato.

2.8.2.2. Aguas connotas

Son definidas como aguas que fueron depositadas junto con los sedimentos en la

cuenca, las cuales han estado fuera del contacto con la atmósfera desde su

sedimentación. Son altamente saladas, conteniendo entre 20000–250000 mg/l de

sólidos totales disueltos. Presentan altas concentraciones de cloruro y muy bajas

concentraciones en los iones de bicarbonato y sulfato. Estas aguas no circulan,

pero se mueven a través de los sedimentos como parte del proceso de

compactación y migración. Estas son generalmente de origen marino y de edad

similar a las rocas asociadas, pero pueden ser más viejas que éstas cuando están

presentes en acuíferos.

2.8.2.3. Aguas juveniles

Son aquellas aguas que ascienden desde el manto de la tierra y nunca han

formado parte del ciclo hidrológico.

Existen varios métodos prácticos para determinar la clasificación de aguas de

formación según su origen, Método Sulin y para la caracterización de la misma se

emplearon los diagramas de Stiff. Estos métodos se encuentran publicados en los

trabajos de Soto y Puche (1981), como en el trabajo publicado por Escandon

(1990).

2.8.3. Clasificación según Sulin (1946)

Basados en el método químico, en el cual se divide el agua de formación en

meteórica y connata, de acuerdo con su composición química y de acuerdo a la

relación Na/Cl, expresada en miliequivalentes por litros (meq/l). Si el valor es

mayor a uno, el agua es meteórica, donde el sodio predomina sobre el cloro y el

exceso de sodio puede ser combinado con sulfato o bicarbonato. Las aguas

connatas tienen una relación Na/Cl menor a uno, corroborando la presencia del

cloruro como anión predominante y combinando su exceso con calcio o magnesio;

dando una idea de las especies iónicas que predominan en la solución.

2.8.4. Método diagrama de Stiff (1951)

Es un método gráfico basado en las relaciones de concentración propuestas por

Sulin. Relaciona la composición química del agua de formación, con una figura

característica que permite visualmente identificar el comportamiento y tendencia

de las aguas para distintos niveles estratigráficos, para ello, se establece un eje

horizontal en el cual se representa la escala de concentración fijándose el cero; a

la derecha del mismo se representan los aniones (Cl, HCO3, SO4, CO3), y a la

izquierda los cationes (Na, Ca, Mg, Fe). Esta escala debe ser cuidadosamente

escogida dependiendo de las concentraciones que quieran ser representadas.

Para completar el diagrama de Stiff, los valores de concentración de cada especie

se unen con líneas rectas para conformar una huella característica.

El conocimiento de las propiedades del agua connata, intersticial o de formación

es importante en ingeniería de yacimientos. El control del agua producida en los

pozos de un yacimiento sometido a inyección de agua es fundamental, ya que un

cambio en la composición de las aguas producidas podría significar la

contaminación del agua del yacimiento con el agua inyectada.

En este método gráfico, se trazan líneas horizontales que se extienden de derecha

a izquierda desde una línea vertical localizada en el centro del gráfico. Los iones

positivos (cationes) se grafican a la izquierda de la línea vertical, mientras que los

iones negativos / radicales ó aniones se grafican a la derecha.

Las posiciones características se designan por sodio, calcio, magnesio, hierro,

cloruros, bicarbonatos, sulfatos, y iones carbonatos y/o radicales. En caso de que

exista diferencia entre los iones positivos y negativos, la diferencia es

representada como sodio.

El agua contenida en una zona productora tiende a tener características similares,

que la puede diferenciar de otra zona productora, aún de zonas adyacentes a

ésta. Al graficarse, se observará un patrón distinto, lo cual se utiliza como una

referencia fija a ser comparada con otra (s) zona (s). El patrón puede cambiar

también al contaminarse con otra fuente de agua proveniente del agua inyectada,

FF=Ro/Rw

usualmente del lago, en el caso de proyectos de inyección de agua en el Lago de

Maracaibo, o de otra zona o formación adyacente.

La concentración de sólidos presentes en las salmueras se reporta de varias

maneras:

Parte por millón (ppm): Partes por millón se refiere a gramos de sólidos por

millón de gramos de sal.

Porcentaje de sólidos (% sólidos): Se obtiene dividiendo partes por millón

por 10000.

Miligramos por litro (mg/lt): Se refiere a miligramos de sólido por litro de sal.

2.8.5. Resistividad verdadera de la formación

Para determinar valores petrofísicos aceptables para un reservorio, un valor

confiable de resistividad de la zona no invadida de la formación es requerido. En

una zona limpia, que este libre de arcilla y se encuentre 100% saturada de con

agua de la formación, la lectura de resistividad de investigación profunda en la

formación es definida como Ro. Si petróleo y/o gas ocupan algo del espacio

poroso, este valor de resistividad es llamado Rt. Virtualmente todos los

especialistas en evaluación de formaciones se refieren a la resistividad de la zona

inalterada como Rt y raramente se refieren al término Ro.

2.8.6. Factor de formación (FF)

“Es una propiedad de la roca y depende principalmente de la porosidad y de la

geometría de poros, es decir es una función de la porosidad. Se puede definir

como la relación entre la resistividad de una roca 100 % saturada de un fluido

entre la resistividad del agua.” (Bigelow´s E. 1998).

IR=Rt/Ro

………………………………….…..……...………………………………………………….(Ecuación 2.5.)

Donde:

F = Factor de formación, adim.

Ro = Resistividad de una roca 100 % saturada de un fluido, ohmm.

Rw = Resistividad del agua de formación, ohmm.

2.8.7. Índice de Resistividad (IR)

Se define como Índice de Resistividad a la relación entre la resistividad de la

formación, Rt y su resistividad cuando está saturada con agua de formación, Ro.

(Bigelow´s E. 1998).

………………………………………..…...…………………………………………….……………..(Ecuació

n 2.6.)

Donde:

IR = Índice de resistividad, adim

Rt = Resistividad de verdadera de la Formación, ohmm.

Ro = Resistividad de una roca 100 % saturada de un fluido, ohmm.

2.9. Análisis físico-químico del agua producida

El agua de producción de un pozo puede tener diversos orígenes, sobre todo si

estamos en presencia de un yacimiento sometido a inyección de agua; la

caracterización y/o determinación del origen del agua producida es un factor

determinante al momento de monitorear y evaluar la eficiencia que ha tenido un

proceso de inyección. Existen distintos métodos para determinar si el agua

obtenida en superficie pertenece a mi yacimiento, a yacimientos vecinos o es

producto de la irrupción del frente de agua de inyección en los pozos productores,

entre otros y uno de los mas efectivos es la caracterización físico-química de la

composición del agua que se produce.

Idealmente, la calidad del agua debería ser adecuada para asegurar que las

gargantas porales de la formación no se taponen y que la inyectividad sea

mantenida en todo el proceso. Sin embargo, las consideraciones de costo a

menudo obligan a los operadores a no usar agua de alta calidad. En realidad,

cualquier análisis de costo/beneficio pasaría los gastos de obtener y preservar

agua de buena calidad contra la perdida de ganancia incurrida por la disminución

del recobro de petróleo y por los aumentos de los costos de las operaciones por

reparación de pozos.

2.10. Parámetros petrofísicos obtenibles

2.10.1. Exponente de cementación (m)

Archie (1950), encontró que la tortuosidad del sistema poroso es proporcional al

El factor m es un parámetro que permite que la tortuosidad del sistema poral sea

correlacionado a una cantidad medible, porosidad.

En resumen, el factor de cementación, m, varía con la porosidad, distribución de

los granos y su tamaño, la intercomunicación de los poros y la litología (tabla 7).

Este factor es muy importante obtenerlo con la mayor precisión posible, debido a

su relación directa con la saturación de agua. En areniscas con porosidades

intergranulares normalmente este valor oscila entre 1,8 y 2,0 (Bigelow’s, 1998).

Este parámetro es aproximadamente constante para un tipo particular de roca,

grado de consolidación de la roca y depende de la geometría poral.

Tabla. 7. Relación entre el factor de cementación y el grado de consolidación de la roca.

Fuente:(Bigelow´s, 1998).

Tipo de Roca Factor de Cementación m

No Consolidada 1.3

Ligeramente Consolidada 1.4-1.5

Escasamente Consolidada 1.6-1.7

Moderadamente Consolidada 1.8-1.9

Altamente Consolidada 2-2.22

2.10.2. Factor de Tortuosidad (a)

Archie definió el término a como un volumen unitario de roca reservorio que

matemáticamente se explica debido a que el factor de formación debe ser la

unidad cuando la porosidad es 100%. El factor de tortuosidad es un parámetro

intrínseco de la roca, que representa la dificultad de un impulso eléctrico al

moverse por el espacio poroso de la roca. La cantidad de tortuosidad depende de

la forma o geometría, tanto del poro como de la garganta poral y nos da un

indicativo de la heterogeneidad del yacimiento.

2.10.3. Exponente de saturación (n)

El exponente de saturación es un parámetro difícil de determinar con precisión,

aún con medidas realizadas en laboratorio, ya que depende de muchos factores

como el tipo de roca, tipo de fluidos, presión capilar, humectabilidad de la roca y

de la dirección en que fue establecida (drenaje o inhibición) y del tipo de porosidad

(íntergranular, cavernosa o ambas). (Bigelow´s E. 1998).

El parámetro n, varía levemente según la roca-yacimiento que se trate. El factor

fundamental en el control de su magnitud es la humectabilidad de la roca, en las

rocas mojadas completamente por petróleo n puede alcanzar valores mayores de

2 (3,4 o aún mayores, pudiendo en algunos alcanzar valores superiores de 10). En

general, la mayoría de las rocas son mojadas por agua y n toma valores alrededor

de 2 (Bigelow’s, 1998).

2.10.4. Capacidad de intercambio catiónico (Qv)

En la superficie de las arcillas se produce un intercambio de iones que puede

alterar la porosidad y reducir la permeabilidad y la resistividad de la formación,

dando origen a valores erróneos de la saturación de agua calculada. La capacidad

de intercambio catiónico es la medida de íones libres intercambiables debido a la

presencia de arcilla en el espacio poroso, varía con el tipo y cantidad de arcillas

presentes. Se expresa en miliequivalentes por 100 gr. de roca seca. Su uso en las

ecuaciones de Waxman-Smith permite calcular la saturación de agua en

formaciones arcillosas.

2.10.5. Densidad de la matriz (ρma)

La densidad del grano de una roca esta definida como el peso de la roca,

excluyendo el peso de los fluidos contenidos en el espacio poroso, dividido entre

el volumen de la parte sólida de la roca, excluyendo el espacio poroso.

2.10.6. Parámetros de corte (CUT-OFF)

Los parámetros de corte o cut-off son aquellos que sirven para la determinación

de Arena Neta Total (ANT) y Arena Neta Petrolífera (ANP).

2.10.7. Arena neta total (ANT) y arena neta petrolífera (ANP)

El contaje de arena neta petrolífera es determinante en la caracterización del

yacimiento. Generalmente, este contaje se realiza estableciendo las

características mínimas necesarias que debe poseer una arena para ser

considerada como productora de crudo.

Los parámetros que se establecen normalmente son: arcillosidad máxima (Vsh),

porosidad mínima (), saturación de agua máxima en el intervalo (Sw), resistividad

mínima y permeabilidad mínima (k). Si alguno de estos parámetros no se cumple

para cualquier punto en estudio, se descarta como productor de hidrocarburo.

2.11. Mapas de isopropiedades

El mapa es uno de los productos finales de la interpretación geológica,

prácticamente todas las fases del desarrollo de los recursos mineros o de

hidrocarburos, requieren para su diseño y el control de esta herramienta de

trabajo. En el caso del petróleo puede decirse que la mayor parte de las

propiedades que la definen morfológicamente los yacimientos, son susceptibles

mediante uno o más mapas, refiriéndose a área, espesor, volumen, forma de la

superficie, límites y orientación. Propiedades internas de la roca como; porosidad,

permeabilidad, estado, conducta, tendencia de los fluidos presentes, contactos

entre ellos migración, y continuidad. Propiedades del ambiente tales como

presiones y temperatura y muchas otras características pueden ser representadas

cartográficamente.

De tal manera que los mapas geológicos son un instrumento delicado que deben

presentar la información de manera clara, nítida, confiable y deben ser elaborados

siguiendo patrones de aceptación universal.

2.12. Mapa de espesor estratigráfico verdadero (Isópaco)

Los mapas de espesores permiten visualizar la continuidad lateral de las unidades

estratigráficas a través de la percepción de valores anómalos en las tendencias

generales debido a posibles fallamientos, altos buzamientos, truncaciones y por

erosión total. Es la representación cartografica de las variaciones en el espesor

de cuerpos o unidades en el subsuelo. Los mapas de espesores pueden ser

divididos en dos clases según su aplicación:

Los mapas isópacos: que reflejan el espesor estratigráfico verdadero de la

unidad o secuencia.

Los mapas isocores: que muestran el espesor de una unidad proyectada

desde el tope hasta su base.

2.12.1. Mapa Isópaco de Arena Neta Total (ANT)

El mapa de ANT es la representación gráfica de los valores de espesor derivados

de los parámetros de corte del volumen de arcilla (Vsh).

2.12.2. Mapa Isópaco de Arena Neta Petrolífera (ANP)

El mapa de ANP constituye la representación cartográfica de los espesores

contables de arena neta saturada con hidrocarburo, y nos muestra en forma

general la geometría de los cuerpos de arena de mejor calidad reflejando así las

zonas más prospectivas.

2.12.3. Mapa de Porosidad

El mapa de porosidad constituye la representación cartográfica del porcentaje del

espacio total que puede ser ocupados por líquidos y gases. En otras palabras

representa el área del yacimiento con mayor o menor relación entre el volumen

poroso y el volumen total del yacimiento.

2.12.4. Mapa de Permeabilidad

Es la representación gráfica de los valores que representan la conductividad de la

roca a los fluidos o la facultad que la roca posee para permitir que los fluidos se

muevan a través de la red de poros interconectados. El área con mayor

permeabilidad será la más prospectiva desde el punto de vista de explotación y

producción.

2.12.5. Mapa de Saturación de Agua

El mapa de saturación de agua constituye la representación gráfica del agua que

se encuentra saturando una roca, por lo tanto este mapa representará de manera

clara la relación entre el volumen de fluido en los poros con el volumen total de los

poros.

2.13. Propiedades de los fluidos

Para que los hidrocarburos permanezcan contenidos en el yacimiento, las capas o

estratos suprayacentes y subyacentes que lo cobijan deben ser impermeables.

De igual manera, los lados tienen que impedir la fuga de los líquidos.

Ciertas condiciones fundamentales deben estar presentes para que exista un

yacimiento, como son: la porosidad de la roca, que indica el porcentaje de

capacidad de almacenamiento del volumen total de la roca; el volumen total del

yacimiento que se estima tomando en consideración su espesor promedio y

extensión; la presencia de hidrocarburos en sitio, dada por el porcentaje de

saturación, o sea el porcentaje del volumen que forman los poros y que está

ocupado por los hidrocarburos. Estos factores básicos sirven para estimar el

aspecto volumétrico del yacimiento. Para complementar la apreciación volumétrica

en sitio, es muy importante determinar y aplicar el factor de extracción, que

representa el porcentaje estimado de petróleo que podrá producirse durante la

etapa primaria de producción del yacimiento. Tanto este factor como, por ende, la

etapa primaria de producción, están íntimamente ligados al aspecto económico del

desarrollo inicial y la vida productiva subsiguiente del yacimiento.

Desafortunadamente, es imposible extraer todo el petróleo en sitio del yacimiento.

Sin embargo, no se escatiman esfuerzos por estudiar, investigar y aplicar métodos

que conduzcan al mayor porcentaje acumulado de extracción durante la primera y

segunda etapas de vida productiva del yacimiento y, quizás, si fuese posible,

hasta una tercera y cuarta etapas.

Otro factor muy importante que complementa los antes señalados es la

permeabilidad de la roca, que representa la facilidad con que los fluidos se

desplazan a través del medio poroso, no obstante que no existe una determinada

Relación de proporcionalidad entre porosidad y permeabilidad.

2.13.1. Análisis PVT

A condiciones de yacimiento, la presión y la temperatura son muy diferentes de las

condiciones de presión y temperatura existentes en la superficie. Los fluidos van

del yacimiento a las tuberías de producción, Lugo a separadores y finalmente la

los tanques de almacenamiento con cambios de presión y temperatura a todo lo

largo de este proceso continuo.

Se ha observado que para muestras iguales de hidrocarburos a condiciones de

yacimiento, al ser llevadas a condiciones de superficie en forma diferente a la

distribución de los componentes totales de la mezcla entre las fases gaseosas y

líquido varia. En otras palabras, las condiciones de separación afectan la

composición y volumen de los gases y líquidos a obtenerse en una mezcla de

hidrocarburos que tengan una composición total fija.

Tres parámetros básicos: Presión, Volumen y Temperatura (PVT) son los que

gobiernan fundamentalmente el comportamiento de producción de un yacimiento

(gas condensado, volátil o petróleo negro). El análisis PVT consiste en simular en

el laboratorio el agotamiento de presión (depleción) de un yacimiento

volumétrico e isotérmico midiendo exactamente los volúmenes de gas y líquido

separados en cada decremento de presión. Durante las pruebas se mantiene el

volumen y la temperatura constantes. Es fundamental que las pruebas sean

representativas del fluido original del yacimiento.

Es necesario estudiar las propiedades físicas de los hidrocarburos existentes, y

en particular su variación con presión y temperatura. El conocimiento de las

propiedades físicas permite al ingeniero evaluar el rendimiento en términos de

volúmenes normales de gas y liquido a condiciones de tanque, que pueden

obtenerse a partir de la producción en la superficie. Los datos obtenidos son

necesarios en la estimación del comportamiento del yacimiento. Además, la

información obtenida a partir de los análisis son esenciales en cálculos de Balance

de Materiales y Simulación de Yacimientos, con lo cual se puede optimizar la

estrategia de explotación de los yacimientos.

El nivel de calidad de agua aceptable puede variar. Las formaciones de poco

espesor requieren mejor agua. Las aguas de calidad más pobre podrían algunas

veces ser inyectadas en zonas con presiones sobre las fracturas, pero la inyección

a través de la fractura pudiese reducir la eficiencia de barrido. Realizar un

diagnóstico de las diferentes fuentes y calidad del agua de inyección permite

mejorar la inyectividad de los pozos y esto se hace precisamente por medio de los

análisis Físico - Químicos de las aguas producidas de los pozos ya que si existe

una diferencia significativa en la salinidad entre el agua inyectada y producida, el

contenido de cloruro y magnesio pudiera ser monitoreado para detectar la ruptura.

2.13.1.1. Medición de las propiedades PVT en el laboratorio

Para realizar medición de las propiedades PVT se necesita cumplir con una serie

de requisitos tales como:

Las pruebas de laboratorio de los fluidos de un yacimiento petrolífero, para

determinar propiedades y su variación con presión.

La muestra debe ser representativa del fluido original en el yacimiento.

Deben simular el proceso de liberación gas - petróleo desde el yacimiento

hasta los separadores.

No existe una simple ecuación de estado (EDE) que permita describir las

propiedades PVT de un petróleo. En su lugar, varios así llamados

parámetros PVT deben medirse en el laboratorio a partir de muestras de

crudo.

2.13.1.1.1. Pruebas de liberación Instantánea (CCE)

Se hacen varias combinaciones de separador con muestras de fluidos para

hacer la coincidencia con los datos derivados del análisis del laboratorio a las

condiciones del separador de campo. La presión en la celda es inicialmente

subida a un valor muy por encima de Pb. La presión es subsecuentemente

reducida en etapas, y en cada decremento se registra el volumen total del

contenido de la celda (Vt). Tan pronto como se alcance Pb, se libera gas del

petróleo y la compresibilidad total del sistema aumenta significativamente. De

ahí en adelante, pequeños cambios en la presión resultará en grandes cambios

en el volumen total de fluidos contenidos en la celda. Puesto que la celda es

usualmente opaca (ciega) los volúmenes separados de petróleo y gas, debajo

de Pb, no pueden medirse en el experimento, y por lo tanto sólo se registran

volúmenes totales de fluidos.

Figura 10. Proceso de liberación Instantánea Fuente: Charla Esc. Petroleo Ing. Eleazar Barboza

PETRÓLEO

p1 p2 p =p3 b p4 p5 p6

V1

V5

V6

V4

V2 V3

PETRÓLEOPETRÓLEO

PETRÓLEO

PETRÓLEO

PETRÓLEO

> > >>

GAS GASGAS

2.13.1.1.2. Pruebas de liberación diferencial (CVD)

El proceso diferencial “corrido” por la mayoría de las Compañías de Servicio

consiste en una serie de “liberaciones instantáneas” donde la fase gaseosa es

removida después de la expansión de equilibrio. El experimento se realiza

usualmente en diez a doce etapas. La última etapa es de 100 a 200 Lpc,

liberada a cero Lpc a temperatura de yacimiento. En cada etapa de presión, se

mide el volumen de gas, y se determina su gravedad específica. La liberación

diferencial se corre con la misma muestra que se utiliza en la prueba CCE, con

los mismos puntos de presión

¡Error!¡Error!

Figura 11. Proceso de liberación Diferencial Fuente: Charla Esc. Petroleo Ing. Eleazar Barboza

2.13.1.1.3 Pruebas de separadores

Dentro de un solo separador la liberación del gas del petróleo puede

considerarse como expansión “flash”. Si se usan dos o más separadores el

gas es físicamente removido del petróleo dejando el primer separador, y el

petróleo es nuevamente dirigido (“flashed”) al segundo separador. Dicho

PETRÓLEO

p1 p2 p2 p2 p3 p3

Vt1

Vt3

Vo3Vo2

Vo2

Vt2

PETRÓLEO

PETRÓLEO

PETRÓLEO

PETRÓLEO

> >

GASGAS

GAS

aislamiento físico de los fluidos después de cada etapa de separación

corresponde a una liberación diferencial. La única manera de tomar en cuenta

los efectos de separación de superficie es realizar una serie de pruebas de

separador en muestras de crudo como parte del análisis básico PVT, y

combinar los resultados de estas pruebas con datos de la liberación

diferencial. Las muestras de petróleo se colocan en la celda PV, a temperatura

de yacimiento y a Pb. La celda es conectada a un sistema de separadores

modelo sencillo o múltiple, con cada separador a una presión y temperatura

fija. El petróleo al punto de burbujeo es luego pasado a través del sistema de

separador a condiciones de tanque. Se miden los volúmenes resultantes de

gas y petróleo. La presión óptima de separación corresponde al valor mayor

de factor de merma y menor RGP. (cbf: 0.7993; Rsif: 510). El factor de merma,

cbf, es el volumen de petróleo recogido a condiciones de tanque, relativo a la

unidad de volumen de petróleo al punto de burbujeo (BN/BYb).

2.13.1.2. Parámetros de Presión, Volumen y Temperatura (PVT)

2.13.1.2.1. Factor Volumétrico Del Petróleo “ßo”

El factor volumétrico el petróleo, es el volumen que ocupa a condiciones de

yacimiento un barril normal de petróleo más su gas en solución – (By (Petróleo

+gas en solución)/Bn petróleo). También puede definirse como el cambio en

volumen que experimenta la fase líquida al pasar de las condiciones de

yacimiento a las condiciones de superficie como consecuencia de la

expansión líquida y/o liberación del gas en solución.

2.13.1.2.2. Relación Gas-Petróleo En Solución (Rs)

La relación gas en solución-petróleo o solubilidad del gas en el Petróleo, se

designa por el símbolo (Rs), y se define como el número de Pies cúbicos

normales (PCN) de gas que pueden disolverse en un barril normal (BN) de

petróleo cuando ambos son llevados a las condiciones de presión y

temperatura prevalecientes en el yacimiento.

2.13.1.2.3. Factor volumétrico del Gas Bg

El factor volumétrico del gas, designado por el símbolo Bg, se define como el

volumen en barriles (ó pies cúbicos) que en pié cúbico normal de gas ocupará

como gas libre en el yacimiento a las condiciones de presión y temperatura

prevalecientes-(BYgas libre/PCNgas).

2.13.1.2.4. Volatilidad (Rv)

Es la razón del volumen de petróleo en tanque al gas en superficie contenidos

en la fase vapor del yacimiento. Los volúmenes son medidos a condiciones

estándar. STB/MMscf.

2.13.1.2.5. Factor volumétrico total

Es el volumen total del sistema dividido entre el volumen del petroleo a

condiciones de tanque.

2.13.1.2.6. Presión de Burbujeo( Pb)

La presión de burbujeo o presión del punto de burbuja como también se le

llama, se define como la presión a la cual se forma la primera burbuja de gas

al pasar de un estado líquido al estado de dos fases, donde la fase líquida

está en equilibrio con una cantidad infinitesimal de gas libre.

2.13.1.2.7. Compresibilidad del Petróleo (Co)

La comprensibilidad isotérmica de un fluido, se define como el cambio

fraccional en volumen cuando la presión es cambiada a temperatura

constante.

2.13.1.2.8. Viscosidad del Petróleo (o)

Es la medida de la fricción interna o resistencia que ofrecen sus moléculas a

fluir (moverse). En el caso del petróleo deben distinguirse dos tipos de

viscosidad: Viscosidad de un petróleo sin gas en solución, y la viscosidad de

un petróleo a determinada P y T llevando consigo la cantidad de gas, Rs, que

puede disolverse a esas condiciones.

2.13.1.2.9. Compresibilidad del Gas(Cg)

Se define como el cambio fraccional en volumen cuando la presión cambia a

temperatura constante.

2.14. Yacimiento

Es el ente o unidad física limitada subterránea conectada hidráulicamente,

capaz de contener fluidos. El cual presenta las siguientes características

fundamentales:

Ser subterráneo

Ser poroso, es decir, poseer un volumen vacío dentro de su unidad física.

Ser permeable, es decir, que ese espacio vacío este conectado entre

sí, para que pueda existir movimiento de los fluidos contenidos en él.

Por su condición física el yacimiento posee propiedades que le son propias y

específicas:

Porosidad

Permeabilidad

Resistividad

Saturación de fluidos, etc.

El conocimiento de ellas permite su evaluación.

Posee energía que permite la movilización de los fluidos contenidos.

Contiene fluidos los cuales son hidrocarburos (gas y/o petróleo) y agua.

Estos fluidos contenidos, también tienen sus características y propiedades

físicas propias que permiten diferenciarlos los unos de los otros, estudiarlos,

etc.

2.14.1 . Clasificación de los yacimientos

Los yacimientos pueden clasificarse según:

2.14.1.1. La Rocas que lo forman

2.14.1.1.1. Yacimientos Convencionales o Areniscas

Están constituidos por partículas, en su mayoría de cuarzo y que se pueden

presentar en forma cementada, en cuyo caso se les llama rocas

consolidadas, de lo contrario se les llama rocas no consolidadas. El tamaño

y forma de las partículas pueden mantenerse bastante uniforme o variar

grandemente en el yacimiento, lo cual va a afectar al recobro de

hidrocarburos.

2.14.1.1.2. Yacimientos Fracturados o Carbonáceos

Contienen considerable calcita (calizas, dolomitas) formándose una roca

impermeable, la cual posteriormente por disolución y otros factores forman

cavidades, canales y fracturas, en las cuales pueden entramparse los

hidrocarburos.

2.14.1.2. Estado Inicial de los Fluidos

Bajo condiciones iniciales del yacimiento los fluidos se encuentran como

una sola fase o como dos fases. Según el estado de los fluidos los

yacimientos se denominan

Figura 75. Diagrama de Fase Fuente: Practica de yacimientos Ing. José Rivera.

2.14.1.2.1. Yacimientos de gas

En los yacimientos de gas, el metano es predominante, tienen

relativamente un diagrama de fase pequeño, con temperatura crítica no

mucho más alta que la Tc del metano. El punto crítico se encuentra debajo

del lado izquierdo de la pendiente de la envolvente. No ocurre

condensación como producto de la caída de presión que se presenta

durante la producción en el yacimiento, ni en superficie, y la fase

permanece en forma gaseosa tanto a condiciones de yacimiento (presión y

temperatura), como en la superficie2.

PR

ES

IÓN

DE

L Y

AC

IMIE

NT

O L

pca

TEMPERATURA DEL YACIMIENTO °F

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

5000 50 100 150 200 250

PUNTO DE

BURBUJEO

VOLUMEN DEL L

IQUID

O

PUNTOCRÍTICO

PUNTODE ROCIO

PU

NT

O D

EC

OIN

CID

EN

CIA

TE

RM

ICO

= 2

50°F

CA

MIN

O S

EG

UID

O P

OR

EL

FLU

IDO

DE

L Y

AC

IMIE

NT

O

Te=

127

°F

CA

MIN

O S

EG

UID

O P

OR

EL

FLU

IDO

PR

OD

UC

IDO

C

300 350

50%

40%

20%

10%

5%

0%A2 B3

A1

B2

B

D

2.14.1.2.2. Yacimientos de líquidos

Los yacimientos de líquidos conteniendo mucho menos cantidad de metano

que los yacimientos gasíferos, normalmente los componentes más livianos

son de poca significancía. Los yacimientos de líquidos, también contienen

una amplia variedad de componentes intermedios y con moléculas de muy

largas estructuras. Sus diagramas de fase son extremadamente grandes y

cubren un gran rango de temperatura, análogamente a las mezclas 6 de la

figura 10. No obstante, en la forma natural que se encuentra el petróleo

líquido, el punto crítico normalmente no se presenta a la derecha del tope

de la envolvente de la fase. Solamente aquellos yacimientos líquidos los

cuales son deficientes en componentes intermedios o que tienen

considerables cantidades de nitrógeno disueltos tendrán el punto crítico a la

derecha del tope de la envolvente de la fase. Existen 5 tipos de fluidos de

yacimientos, ellos son usualmente llamados: Gas Seco, Gas Húmedo, Gas

retrogrado, Petróleo volátil y Petróleo negro. Los cinco tipos de yacimientos

han sido definidos debido a que cada uno tiene diferentes enfoques por el

ingeniero de yacimiento e ingeniero de producción.

El ingeniero de petróleo debe determinar el tipo de fluido al inicio de la

producción del yacimiento. El tipo de fluido es un factor decisivo en muchas

de las decisiones que deben de ser tomadas en referencia al yacimiento. El

método de muestreo, el tipo y tamaño del equipo de superficie, el

procedimiento de cálculo para determinar el petróleo en sitio, las técnicas

de predicción, las reservas de petróleo y gas, el plan de producción

(depleción) y la selección del método de Recuperación mejorada, todos

dependen del tipo de fluido del yacimiento2.

En el laboratorio se distinguen dos formas de separación que son

esencialmente diferentes: La liberación o separación instantánea (flash) y la

liberación o separación diferencial.

2.15. Presiones

La idea original de analizar los datos de presión versus tiempo de un pozo

produciendo cerrado para obtener información de los estratos productores

apareció primero en la hidrología. Los hidrologistas estaban interesados

principalmente en el comportamiento del flujo de agua subterráneo a través

de grandes acuíferos. Poco después, Theis publicó un trabajo pionero en el

flujo de fluidos a través del medio poroso, Muscat estudió el problema más

enfocado hacia los yacimientos de hidrocarburos; el comportamiento

eventual de la presión estática de un pozo cerrado de un yacimiento.

Cuando se comparó a la presión inicial del yacimiento, la presión estática

estimada podía ser usada para calcular el petróleo producido al tiempo de

la prueba.

La determinación de la presión inicial y el área de drenaje del yacimiento

proporcionan la información necesaria para determinar el petróleo original

en sitio (P.O.E.S.). Desde Muscat, cantidades de trabajos de investigación

se han publicado en el análisis de pruebas de presión de pozos. Muchas

pruebas fueron creadas para determinar parámetros específicos del

yacimiento(k, d).

Esta “explosión” en la literatura fue debida básicamente a la facilidad con la

cual el comportamiento de la presión puede ser medida y la valiosa

información de los parámetros calculados de esas pruebas. Entre otros, los

datos más útiles, que se pueden estimar de las pruebas de presión son:

Cuan eficiente ha sido completado un pozo.

El tratamiento deseado.

El grado de conectividad de un pozo a otro.

2.15.1. Objetivos de las Pruebas de Pozos

Los operadores que llevan a cabo las pruebas en un pozo lo hacen para

determinar ciertos parámetros del yacimiento y características del pozo,

para predecir el comportamiento futuro del pozo o del sistema pozo-

yacimiento. Estas pruebas son más beneficiosas cuando se realizan en la

etapa de exploración. Descubrir nuevas reservas o prevenir la completación

de pozos secos son de los principales objetivos de una prueba. Algunas

veces la prueba se lleva a cabo para saber si hay suficiente hidrocarburo

que justifique los costos de desarrollos de nuevos campos. Aunque las

pruebas de pozos puedan ocasionar gasto de tiempo, bien vale el esfuerzo

por la información que de las mismas se obtienen.

2.15.2. Beneficios de las Pruebas de Pozos

Adicionalmente a la determinación de parámetros del yacimiento, las

pruebas de pozos permiten:

Decidir sobre la necesidad de realizar tratamientos de estimulación y

una vez hechos, verificar su efectividad.

Localizar zonas productoras.

Detectar estructuras como fallas sellantes o no sellantes,

discontinuidades de roca y/o fluidos.

Determinar la existencia de comunicación de pozos a través de sus

zonas productoras.

Determinar reservas en yacimientos naturalmente fracturados.

2.15.3. Tipos de Pruebas de Pozos

2.15.3.1. Prueba de Restauración de Presión (“Buildup”)

El modelo teórico idealizando un yacimiento, en el cual se basan las

ecuaciones utilizadas para realizar los cálculos durante un proceso de

restauración de presión, asume lo siguiente:

Fluido de compresibilidad pequeña y constante.

Permeabilidad constante e isotrópica.

Viscosidad independiente de la presión.

Porosidad constante, medio poroso homogéneo.

Una curva resultado de una prueba de restauración de presión puede

dividirse en tres regiones de acuerdo al tiempo transcurrido y la distancia

recorrida por la onda de presión durante la prueba, estas regiones son: La

primera, región de tiempo inicial (ETR: “Early Time Región”), la segunda,

región de tiempo medio (MTR: “Middle Time Región”) y la tercera región,

denominada región de tiempo final (LTR: “Late Time Región”).

2.15.3.1.1. Región de tiempo inicial

La presión transeúnte causada por el cierre del pozo durante la

restauración de presión se mueve a través de esta región, cuya

permeabilidad puede estar alterada debido al posible daño existente en la

zona, esta es la razón por la cual no se debe esperar una línea recta en la

gráfica de Horner [Pws Vs Log ((tp+Δt) / Δ t)] durante los tiempos iniciales

de la prueba. Además del efecto que pueda causar el daño de la formación

en la región de tiempo inicial (ETR), otro factor de gran importancia que

puede influir en el comportamiento de la curva, es el efecto de

almacenamiento o flujo posterior. El efecto de flujo posterior puede

prevenirse cuando el cierre del pozo se realiza en el fondo del mismo, esto

es posible cuando se lleva a cabo una prueba de formación por medio de

tubería (DST:"Drillstem Test") o cuando se coloca una válvula de cierre en

fondo (“Down hole shut-in tool”) durante una prueba de medición de presión

en el fondo del hoyo (BHP).

2.15.3.1.2. Región de tiempo medio

Cuando el radio de investigación se ha movido mas allá de la influencia de

la zona alterada en las cercanías del pozo y cuando el flujo posterior ha

dejado de afectar la data de presión, usualmente se observa una línea recta

ideal, cuya pendiente está relacionada directamente con la permeabilidad

de la formación. Esta línea recta usualmente continúa hasta que el radio de

investigación alcanza uno o más límites del yacimiento. Un análisis

sistemático de una prueba de restauración de presión puede hacerse

utilizando el método Horner, el cual se aplica en pruebas de restauración de

presión, construyendo una gráfica de Pws Vs Log ((tp+ Δ t) / Δ t), este

método requiere que se reconozca la región de tiempo medio, la cual debe

ser localizada de una forma acertada para evitar confusiones entre regiones

y así obtener resultados confiables, debido a que el cálculo de la

permeabilidad, daño y presión de la formación dependen de la recta de

Horner.

2.15.3.1.3. Región de tiempo final

Cuando se alcanza un tiempo suficiente, el radio de investigación alcanzará

los límites de drenaje del pozo, indicando el final de la región de tiempo

medio e indicando el comienzo de la región de tiempo final. En esta región

el comportamiento de la presión está influenciado por la configuración del

límite, por la interferencia de pozos cercanos, por heterogeneidades del

yacimiento y por contactos entre fluidos. Si el yacimiento es infinito, esta

región no se logrará identificar debido a que la recta de Horner no cambiará

su pendiente.

2.15.3.2. Prueba de flujo (“Drawdown”)

La presión durante el período de flujo es conducida por la producción del

pozo, comenzando idealmente con una presión uniforme en el yacimiento.

La tasa de producción y la presión son registradas como función del tiempo.

Los objetivos de una prueba de flujo incluyen estimaciones de

permeabilidad, factor de daño y en ocasiones, el volumen del yacimiento.

La prueba de evaluación de presiones durante el período de flujo es

particularmente aplicada en pozos nuevos y en aquellos que han sido

cerrados un tiempo suficientemente largo que permite que la presión

estática del yacimiento se estabilice.

Una prueba de presión durante el período de flujo consiste en la medición

de presiones en el fondo del pozo, hecha durante un determinado período

de tiempo a una tasa de producción constante. Usualmente el pozo es

cerrado antes de una prueba de flujo durante un tiempo suficientemente

largo como para que el yacimiento alcance la presión estática. La prueba de

flujo (Drawdown) puede durar desde unas pocas horas hasta varios días si

es necesario, dependiendo de los objetivos de la prueba. Una prueba de

flujo debe ser recomendada en oposición a una prueba de restauración de

presión en una situación en la que se pueda arrancar el período de flujo

(Drawdown) con una presión uniforme en el yacimiento, debido a esta razón

los pozos nuevos son excelentes candidatos.

2.15.3.3. Prueba de formación por medio de tubería (DST:“Drillstem Test”)

Esencialmente un DST es una completación temporal del pozo, realizada

con la finalidad de obtener muestras del fluido de la formación, establecer la

prospectividad de cada intervalo y decidir la futura completación del pozo.

Las medidas y los análisis de la presión del DST proporcionan al ingeniero

una manera práctica y económica para estimar parámetros fundamentales

previos a la completación del pozo. De hecho, la estimación más acertada

de la presión inicial del yacimiento es obtenida a través del DST en los

pozos exploratorios, y utilizando algunas técnicas del análisis de presión

transeúnte se puede obtener la capacidad de flujo, el efecto de daño,

permeabilidad de la formación y de acuerdo al tiempo que dure la prueba se

puede realizar un estudio acerca de la geometría del yacimiento.

2.15.3.4. Prueba de disipación de presión (“Falloff”)

Una prueba de disipación mide la declinación de presión subsecuente al

cierre de una inyección. Es conceptualmente idéntica a la prueba de

restauración de presión.

2.15.3.5. Prueba de interferencia

En una prueba de interferencia, un pozo produce y la presión es observada

en otro pozo. Una prueba de interferencia monitorea los cambios de presión

en el reservorio a una distancia desde el pozo productor original. Este tipo

de pruebas es la más comúnmente usada para determinar si dos pozos se

están comunicando a través de sus zonas productoras y puede ser útil para

caracterizar las propiedades del yacimiento a una escala mayor que las

pruebas de pozos sencillas. Los cambios de la presión a una cierta

distancia del pozo productor son mucho más pequeños que en el mismo

pozo productor, por lo tanto, las pruebas de interferencia requieren

Sensores de alta sensibilidad y pueden tomar un largo tiempo en llevarse a

cabo.

2.15.3.6. Prueba multi-tasa

La prueba de multi-tasa más sencilla es una prueba de restauración, donde

el segundo período tiene una tasa cero. Otras pruebas multi-tasa son más

fáciles de conducir siempre que la tasa y la presión sean exactamente

medidos para todos los períodos. Las pruebas multi-tasa incluyen pruebas

de pulso, isocronales, isocronales mejoradas. Este tipo de prueba aporta

información similar a la que pudiese obtenerse de una prueba de flujo o

abatimiento.

2.15.3.7. Pruebas multi-pozos

Para obtener información que pueda caracterizar al yacimiento en varias

direcciones, se debe conducir una prueba multi-pozos. En tales pruebas, la

tasa de flujo de un pozo productor se hace variar mientras la presión se

monitorea en uno o más pozos de observación. El análisis de los datos de

presión nos proporciona información que no se podría obtener de un solo

pozo. Por ejemplo, permeabilidad en una dirección, naturaleza o dirección

de una fractura hidráulica. La prueba más conocida de multi-pozos es la

prueba de interferencia, en la cual sólo un pozo observador es empleado. A

causa de la distancia (decenas o centenas de pies) entre el productor y el

observador, se espera monitorear pequeños cambios en la presión del

observador.

2.16. Comportamiento de producción

El proceso de entender el comportamiento de un yacimiento requiere

identificación de los mecanismos que impulsan los fluidos hacia los pozos del

yacimiento. La existencia de estos mecanismos se debe al proceso de

formación de la roca, de acumulación de los hidrocarburos y a las

condiciones de presión y temperatura del yacimiento.

Normalmente existe más de un mecanismo responsable de la producción de

los fluidos del yacimiento, pero solo uno será dominante en el intervalo de

tiempo. Durante la vida productiva del yacimiento y varios mecanismos

pueden alcanzar la condición dominante.

2.16.1. Mecanismos de producción

2.16.1.1. Empuje hidráulico

El cual se produce cuando la disminución de la presión del yacimiento

origina la expansión de un acuífero adyacente al mismo, el acuífero puede

ser activo o parcial, según sea el remplazo volumétrico de fluido del acuífero

al yacimiento; y lateral o de fondo, según la posición del acuífero en la

estructura del yacimiento.

Figura 13. Empuje Hidráulico

Fuente: Ingeniaría en Yacimientos Ing. Ronny Mariñez

2.16.1.2. Empuje por Gas en Solución

Es el mecanismo de producción mas corriente y generalmente contribuye a la

producción de la gran mayoría de los yacimientos. Cuando los fluidos del

yacimiento se encuentran en una sola fase o en dos fases uniformemente

distribuidas, a medida de que se reproduce dicho yacimiento ocurre una

disminución de presión lo cual origina una expansión de los fluidos liberando

los hidrocarburos livianos disuelto en el petróleo (gas) y ocupando el lugar de

los fluidos producidos.

2.16.1.3. Empuje por Capa Gas

Ocurre en yacimiento saturados, cuyos fluidos (petróleo y gas) no están

uniformemente distribuidos y la presión es menor que la burbujeo. Bajo estas

condiciones existirá una capa de gas encima de la zona de petróleo, la cual se

expandirá desplazando el petróleo hacia los pozos productores.

Figura 14. Empuje por Capa de Gas Fuente: Ingeniaría en Yacimientos Ing. Ronny Mariñez

2.16.1.4. Empuje por expansión liquida

Ocurre en yacimientos subsaturados, en los cuales el gas en solución no sale

hasta que la presión del yacimiento decline por debajo de la presión de

burbujeo. Mientras ocurre esta reducción, y si no existe en el yacimiento otro

mecanismo de impulsión, la producción será debido a la expansión del

petróleo liquido.

2.16.1.5. Empuje por gravedad

Ocurre en yacimientos de altos buzamiento y favorece la segregación por

gravedad del petróleo y gas, esta segregación es un flujo contracorriente

donde el gas migra hacia la parte alta de la estructura separándose del liquido

por diferencia de densidad. Con el tiempo y dependiendo del volumen del

yacimiento es posible que se forme una capa de gas secundaria en el tope de

la estructura, ayudando al drenaje total del yacimiento.

2.16.1.6. Empuje combinado

Ocurre cuando en el yacimiento actúan dos o mas mecanismo de expulsión

simultanea. La identificación del mecanismo de producción es de vital

importancia para realizar cualquier estudio de yacimiento.

Figura 15. Empuje Combinado Fuente: Ingeniería en Yacimientos Ing. Ronny Mariñez

A continuación se muestra el comportamiento presión producción de los

yacimientos sometidos a los principales mecanismo de empuje.

Figura 16. Mecanismos de Producción Primarios

Fuente: Ingeniería en Yacimientos Ing. Ronny Mariñez

2.17. Declinación

Los pozos petroleros durante su vida productiva, se inician con una tasa de

producción el cual obedecen principalmente a la energía original del yacimiento,

luego de un periodo largo de producción esta energía se ve mermada por el

vaciamiento del yacimiento a expensas de una perdida de presión. Estas

pérdidas o declinación de la tasa de producción, según estudios estadísticos

conjuntamente con experiencias de campo han determinado que siguen un

comportamiento que obedecen a unas curvas tipo Exponencial, Hiperbólico o

Armónico como es establecido en la técnica convencional de análisis

presentado por J: J Arps1-2. Sin embargo en la industria las más usadas y

populares son la curva de declinación exponencial y la hiperbólica.

Entre los métodos dinámicos de cálculos en Ingeniería de Yacimientos mas

usados se tiene los métodos analíticos y gráficos de las curvas de declinación

de producción. Estos métodos proveen al analista, de los estimados de

reservas de hidrocarburos más confiables, dado que se aplica sólo cuando se

tiene suficiente historia de producción. Los estimados están basados en la

extrapolación del comportamiento de la curva de producción. Por lo general, se

selecciona la producción acumulada y el tiempo como las variables

independientes y se utiliza el eje de las abscisas para graficarlas, mientras la

tasa de producción se utiliza en la ordenada. Para los propósitos de

extrapolación la tasa de producción debe ser una función de la variable

independiente y debe variar de una manera uniforme y definible.

2.18. Reservas

Las reservas son definidas como el volumen de hidrocarburos presentes

originalmente en el yacimiento, y pueden ser recuperadas de forma natural o

aplicando diversos métodos de recuperación secundarios. Existen diversos

criterios que pueden usarse para clasificar las reservas, desde el punto de vista

de su recuperación el más relevante será el grado de incertidumbre.

2.18.1. Reservas probadas

Son aquellas que pueden extraerse comercialmente y han sido actualmente

evaluadas por medio de pozos, equipos y métodos técnicos disponibles que

asegura un régimen continuo de producción.

2.18.2. Reservas probables

Son aquellas que han sido probadas directamente por medio de pruebas

prolongados de producción comercial, pero que por encontrarse dentro de los

límites geológicos superiores e inferiores conocidos y los límites geográficos de

un yacimiento son susceptibles de ser probadas abriendo pozos adicionales y

haciendo pruebas de producción.

2.18.3. Reservas posibles

Son aquellas de posibles existencias pero que por falta de información no

puede dársele una clasificación categórica.

2.18.4. Reservas secundarias

Son reservas adicionales a las primarias, que pueden ser producidas

comercialmente como resultado de la vigorización artificial de la energía natural

original del yacimiento; a veces la vigorización puede inducir cambios en las

características físicas de los fluidos en los yacimientos.

2.19. Petróleo Original en Sitio (POES) Volumétrico

Es el volumen total estimado de petróleo contenido originalmente en un

yacimiento.

2.19.1. Petróleo Original en Sitio (POES) por Balance de Materiales

La ecuación de balance material aplica la “ley de conservación de la masa” y

sus objetivos son los siguientes:

Evaluar la cantidad de fluido presente en el yacimiento a cualquier

tiempo durante el agotamiento.

Estimar la cantidad de hidrocarburos inicialmente en el yacimiento

(POES, AOES, GOES).

Predecir el comportamiento futuro de los fluidos y la recuperación total

del mismo.

2.20. Factor de Recobro, Reservas Recuperables y Remanentes

2.20.1. Factor de Recobro

Es la relación que existe entre el volumen de reservas originalmente

recuperables y el volumen original en sitio, POES o GOES.

2.20.2. Reservas Recuperables

Es el volumen de petróleo, gas o condensado, estimado a condiciones

originales de yacimiento, que se pueden extraer comercialmente del yacimiento.

El producto del factor de recobro por el POES constituye las reservas

recuperables del yacimiento debido a que estima cuanto puede sacar del

POES.

2.20.3. Reservas Remanentes

Es, para el momento en que se efectúa la estimación, el volumen recuperable

que ha sido extraído del yacimiento y resultan de restar el volumen extraído

(producción acumulada) del volumen estimado originalmente en sitio.

2.21. Modelo Dinámico

El modelo dinámico del yacimiento permitirá simular el flujo de fluidos y la caída

de presión a lo largo del yacimiento. Una vez completada la fase de

construcción del modelo estático, se procede a la elaboración del modelo

dinámico, el cual está constituido por: la integración de datos sísmicos, registros

de pozos, y los resultados de las pruebas transientes de presión y producción.

La evaluación de diferentes escenarios de explotación se realiza mediante un

simulador de yacimientos para definir un plan óptimo de operación del

yacimiento.

Los simuladores de yacimientos juegan un papel importante en la formulación

de los planes iniciales de desarrollo, ajuste histórico y optimización de la

producción futura por medio de la planificación, y diseño de proyectos de

recuperación de petróleo.

En la creación del modelo dinámico se siguen los siguientes pasos:

1. Revisión del objetivo y alcance del proyecto.

2. Selección del simulador.

3. Incorporación de información y datos validados.

4. Construcción del modelo.

5. Inicialización y cotejo histórico.

6. Predicción.

7. Actualización del modelo.

En la primera etapa se define el problema que se quiere resolver, la

complejidad geológica y de fluidos, el grado de heterogeneidad y los recursos

disponibles. Se deben considerar las características especiales del proyecto y

los parámetros críticos, como por ejemplo, yacimientos fracturados, fluidos

inestables, y tiempo de respuesta del simulador.

Por medio del análisis de yacimientos es posible integrar los datos de la roca,

de producción y de presiones permitiendo un pronóstico del comportamiento del

yacimiento. Basados en esta información se procede a seleccionar el modelo a

ser utilizado (analítico, numérico). Los simuladores numéricos de yacimientos

son los más complejos, entre los cuales están el de petróleo negro,

composicional, térmico y químico.

Una vez construido el modelo del yacimiento, se procede a evaluar los

diferentes escenarios. El primer caso a predecir es el esquema actual o caso

base. Con la finalidad de mejorar el esquema de explotación, se debe realizar

un estudio de sensibilidades al caso base, variando condiciones de producción,

perforando pozos adicionales, y evaluando la factibilidad de implementar otros

procesos de recuperación con la finalidad de aumentar el recobro.

El modelo siempre se puede mejorar, al actualizarlo con nueva información, lo que

representa la última etapa del proceso de simulación. Se debe mantener un

seguimiento de la respuesta del modelo y verificar si el yacimiento se esta

comportando según las predicciones derivadas del mismo. En caso de que los

resultados no concuerden con los datos reales, es necesario determinar las

razones de la desviación y corregir el modelo.

2.22. Simulador

Un simulador de yacimientos está conformado, de tal forma que realice dos

cálculos principales:

• Cálculos de Inicialización: se refiere a las condiciones iniciales del yacimiento.

• Cálculos a medida que avanza el tiempo: este permite saber cómo es el

comportamiento del yacimiento en distintos momentos de su historia, pasado y

futuro.

El simulador está dividido en 3 etapas principales:

• Inicialización: su principal objetivo es el cálculo del POES.

• Cotejo Histórico: su principal resultado es una descripción acertada y confiable

del yacimiento.

• Predicciones: permite obtener los mejores escenarios de explotación.

En la figura 2.16 se muestran las diferentes etapas de un simulador y cómo están

estructuradas.

Figura 17. Etapas de un simulador

Hay que destacar que no todos los simuladores siguen este esquema, ya que

algunos no necesitan de la etapa del cotejo histórico, todo depende del tipo de

simulador que sé este trabajando.

2.22.1. Tipos de Simuladores

Existen diferentes tipos de simuladores especializados en áreas específicas, los

más comunes son:

• Petróleo Negro

• Composicional

• Térmico

2.22.1.1. Petróleo Negro

En este tipo de simulación se definen dos tipos de componentes de hidrocarburos:

Petróleo y Gas; es decir, la fase gaseosa estará compuesta por un solo

componente, en este caso el gas y en la fase liquida de hidrocarburo se tendrá

como componente al petróleo y al gas disuelto en él. En este simulador, las

propiedades de estos componentes solo varían con la presión, debido a que se

asume que el proceso es isotérmico.

2.22.1.2. Simulador Composicional

Se utilizan cuando los hidrocarburos cambian sus propiedades con la variación de

la temperatura y la presión; aplica para petróleos muy livianos, volátiles y

condensados.

2.22.1.3. Térmico

Los métodos de recuperación térmica son utilizados para petróleos muy pesados

donde la temperatura puede variar. Estos tipos de simuladores permiten estudiar

los procesos de inyección de vapor, inyección de fluido calientes o gas.

2.22.2 Etapas de un Simulador

2.22.2.1. Inicialización

La inicialización es la etapa que permite describir el estado inicial del sistema; en

esta etapa se estima la cantidad de petróleo original en sitio (POES) en el

yacimiento, se validan las propiedades de la roca, de los fluidos y se describen las

condiciones de equilibrio.

Luego de esta etapa se definen el tipo de malla a utilizar, la representación de los

pozos en el modelo, las que se describirán a continuación:

2.22.2.2. Mallado y Paso de Tiempo

El volumen conceptual del yacimiento es llamado mallado, compuesto por un

número finito de celdas; y el intervalo de tiempo es llamado paso de tiempo.

La precisión con la que un yacimiento y las propiedades de los fluidos pueden ser

descritos en un modelo depende del número de celdas usadas al definir el

mallado.

El número de celdas va a estar limitado, principalmente, por el costo del tiempo

computacional usado para realizar los cálculos, preparar los datos e interpretar los

resultados. Por lo que, el tamaño y la complejidad del yacimiento deben

considerarse cuidadosamente. El modelo debe tener suficientes celdas para

simular adecuadamente el yacimiento, pero también debe ser tan pequeño y

simple como sea posible.

El simulador calcula los cambios en el yacimiento por cada incremento de tiempo,

por lo que los pasos de tiempo deben ser lo suficientemente pequeños para que

los cambios entre cada paso de tiempo sean lo menos abruptos posibles. Pasos

de tiempo muy largos reducen la calidad de las respuestas, mientras que pasos

de tiempo muy pequeños aumentan el tiempo del simulador.

Existen diferentes tipos de mallado de acuerdo con los requerimientos del

yacimiento, entre los cuales se tienen:

- Radiales o cilíndricas: generalmente usadas para estudios alrededor del pozo.

Los radios pueden ser establecidos por el operador del simulador. Si es necesario

también se pueden simular solo en porciones de circunferencias.

- Rectangulares o cartesianas: poseen celdas en forma de paralelepípedos. Son

sencillas y se usan en casos no tan complejos o estudios conceptuales.

Actualmente las más usadas son las cartesianas “deformadas” donde se conserva

el modelo cartesiano pero los lados de las celdas pueden variar de tamaños.

- Corner point geometry”: La celda de este mallado posee caras trapezoidales, así

como las del modelo cartesiano, se puede declarar celdas con porosidad cero

para establecer los bordes del yacimiento con precisión.

- Voronoi: son mallas no convencionales donde se puede definir los bordes del

yacimiento sin necesidad de desactivar o anular celdas, y de definir el tamaño de

estas, bien sean pequeñas y grandes según lo desee el operador del simulador sin

el uso del refinamiento local de malla.

2.22.2.3. Representación de los Pozos

Los pozos son fundamentales para la extracción de los hidrocarburos, por lo que

ellos deben de estar muy bien representados en el mallado para poder tener una

buena predicción de la producción del yacimiento. Para ello, al simulador hay que

introducirle una serie de datos como:

Identificación: nombre, ubicación, dirección, tipo de pozo (inyector o productor).

Completación: las celdas en las que el pozo fue completado.

Restricciones de producción: la tasa máxima a condiciones de superficie y

yacimiento.

Restricciones de inyección: la tasa máxima a condiciones de superficie y

yacimiento. Las tasas pueden ser absolutas o una fracción de la producción.

Restricción de Presión: La presión de fondo (BHP) a determinada profundidad, la

presión en la tubería (THP).

Controles: Relación Gas Petróleo (RGP) máximo. Tasas mínimas económicas.

Las acciones a tomar cuando se violan estas restricciones.

Flujo vertical: si hay que modelar el flujo desde el fondo del pozo hasta la

superficie deben generarse las tablas hidráulicas (VFP- Vertical Flow

Perfomance).

Historia: datos históricos de producción y presión para el cotejo.

Condiciones de predicción: los pozos deben tener los datos para las predicciones,

como son las tasas máximas de producción o inyección y presiones de fondo, e

incluso se pueden definir programas de perforación.

2.22.3. Cotejo Histórico

El objetivo del estudio de un modelo numérico, es la predicción del desarrollo de

un yacimiento con el mayor detalle y precisión que sea posible usando técnicas

como extrapolación. los yacimientos son tan complejos que no existe una cantidad

práctica de datos de descripción capaz de proveer los detalles necesarios para

realizar una predicción futura completamente precisa y confiable. la validez de los

datos del yacimiento puede ser evaluada, sin embargo, calculando el desarrollo

pasado del yacimiento y comparándolo con el desarrollo actual. el proceso de

cotejo histórico revelará debilidades en los datos del yacimiento que pueden ser

fortalecidas mediante la alteración del modelo del yacimiento hasta que pueda

predecir el comportamiento pasado. usado de esta manera la simulación del

yacimiento puede ser una herramienta muy poderosa para la descripción de un

yacimiento.

En general, los parámetros que se cotejan son la presión en el pozo, estática o

fluyente, la relación agua / petróleo, la relación gas / petróleo, la relación gas /

agua, las tasas de flujo de petróleo, agua o gas, el contacto de los fluidos, los

tiempo de llegada de gas y agua, las saturaciones de los fluidos y producción de

trazadores químicos probados.

Por lo general, la tasa de petróleo producido se impone como una restricción en el

cotejo. Si no se toma la tasa de petróleo como restricción, se debe controlar por la

presión de fondo.

Para lograr el cotejo existen ciertos parámetros que se pueden variar, por lo

general son aquellos que poseen mayor incertidumbre en su medición, como lo

son:

- Propiedades de la roca: porosidad, permeabilidad, espesores,

compresibilidad y saturación inicial.

- Propiedades de los fluidos: datos del PVT y composiciones.

- Datos de los pozos como las completaciones, o alguna tasa, o las fechas de

cierre.

El cotejo histórico puede consumir mucho tiempo, dinero y ser frustrante,

inicialmente porque el comportamiento de los yacimientos es muy complejo,

respondiendo a numerosas iteraciones que, como un todo, puede ser difícil de

entender.

Aunque el objetivo primordial del cotejo histórico es mejorar el modelo de

simulación, los resultados del trabajo pueden contribuir a uno o más objetivos

secundarios. Por ejemplo, el cotejo histórico puede contribuir a entender el estado

actual del yacimiento, incluyendo la distribución de los fluidos, los movimientos de

los mismos y, quizás, la verificación o identificación de los mecanismos de

explotación.

2.23. Predicciones

La predicción es la parte más interesante de la simulación. Le da al ingeniero la

oportunidad de visualizar el comportamiento de un pozo o del yacimiento bajo

diferentes estrategias de explotación.

Para realizar la etapa de predicción se siguen una serie de pasos, los cuales se

indican a continuación:

- Formulación del caso base, generalmente se usa como caso base el

plan de explotación ya existente.

- Definición de los posibles escenarios futuros.

- La generación de los diferentes escenarios.

- Comparar los resultados.

- Realizar el análisis económico de cada caso.

- Decidir el caso óptimo.

Los escenarios posibles de las predicciones suelen definirse al comienzo del

modelado, pero a medida que se van evaluando los resultados de las

simulaciones estos pueden ser modificados para obtener un mejor recobro.

2.24. Evaluación económica

El proyecto es un conjunto de antecedentes que permite predecir o estimar las

ventajas y desventajas económicas. El objetivo básico de un proyecto es la

evaluación económica, que permite calificarlo como rentable o no rentable. Los

criterios básicos para que se de un proyecto se explican a continuación:

Interés: es lo que se paga por el uso del dinero que se toma en préstamo.

Ingresos: definidos por el volumen de producción y por los precios de venta de

los bienes y servicios que se produzcan.

Costo de capital: es la tasa de rendimiento que debe obtener la empresa sobre

sus inversiones para que su valor en el mercado permanezca inalterado,

teniendo en cuenta que este costo es también la tasa de descuento de las

utilidades empresariales futuras. Es por ello, que el administrador de las

finanzas empresariales debe proveerse de las herramientas necesarias para

tomar las decisiones sobre las inversiones a realizar y por ende las que más le

convengan a la organización.

Valor presente neto (VPN): se refiere al valor en el presente de una cantidad

de dinero futura o pagos dada a una tasa de interés. Esto se refiere a la

equivalencia de valor de un flujo futuro en la actualidad, ya que existe la

devaluación de dinero, el valor en la actualidad de un dinero no es en número

lo mismo en el futuro, por tal motivo se calcula en los proyectos el valor

presente neto para así poder saber la rentabilidad del mismo.

Tasa interna de retorno (TIR): aquella tasa que hace el valor presente de los

ingresos igual al valor presente de los egresos, al descontarlos al periodo cero.

Equivale a decir que es la tasa que hace el valor presente neto igual a cero.

Período de recuperación (PR): Es el tiempo que se debe emplear para poder

recuperar la inversión sin tomar en cuenta los intereses. La inversión se podrá

recuperar en el año en el cual los ingresos acumulados superan a la inversión

hecha inicialmente.

2.25. Inyección de agua

La inyección de agua es el proceso por el cual el petróleo es desplazado hacia

los pozos de producción por el empuje del agua. Bajo condiciones favorables,

la inyección de agua es un método efectivo para recuperar petróleo residual de

un yacimiento. Los factores que son favorables para una alta recuperación por

agua incluyen: baja viscosidad del petróleo, permeabilidad uniforme y

continuidad del yacimiento.

2.25.1. Características de los yacimientos sometidos a inyección de agua con

mecanismo de producción por empuje de gas en solución o empuje natural por

agua.

2.25.1.1. Yacimientos de crudos livianos

Figura 18. Proceso de Inyección de agua.

Fuente: García y Pacheco (2000)

Pozo Inyector Pozo Productor

La inyección de agua es favorable para los yacimientos de crudos livianos,

debido a que por la movilidad muy alta de petróleo (poco viscoso) el agua

realiza un desplazamiento eficiente sin dejar altas saturaciones de petróleo

detrás del frente de agua, al contrario de lo que sucede con el crudo pesado.

Como mecanismo suplementario al recobro primario, es una ayuda para

mantener la presión por encima del punto de burbujeo o bien por encima de la

presión a la cual, la saturación de gas excede el valor crítico donde este

comienza a ser movible. Si un proyecto de inyección de agua se comienza

cuando la presión es inferior a la del punto de burbujeo, se requerirá una tasa

de inyección de agua inicial bastante alta y la mayor parte de ella es necesaria

para desplazar el gas liberado. En cambio, si el proyecto es llevado a cabo

cuando la presión se encuentra en o por encima del punto de burbujeo, la

cantidad de agua requerida para la inyección es menor que en el caso

anterior.

El agua es generalmente más eficiente que el gas como fluido desplazante

debido a que su viscosidad es alrededor de 50 veces mayor que la del gas, lo

que da al agua menor movilidad tendiendo a ejercer un desplazamiento tipo

pistón. Por otra parte se ha determinado que generalmente las rocas tienden a

ser humectadas por agua, lo cual beneficia el barrido del petróleo

incrementando su recobro.

2.25.2. Funciones de la inyección de agua

Mantener o aumentar la presión del yacimiento, para no permitir que el gas se

libere en el yacimiento y así evitar la disminución en la permeabilidad efectiva

al petróleo, pues el gas ocupa canales preferenciales con respecto a éste.

Al mantener la presión del yacimiento, la energía del yacimiento se abastece

continuamente, evitando que se reduzca la producción de petróleo debido a la

disminución de presión en el yacimiento.

Los fluidos inyectados empujan los fluidos del yacimiento hacia los pozos

productores, llevando tanto petróleo como se atraparía en la producción por

empuje con gas en solución. Se detiene la inyección cuando el fluido

inyectado invade todos los pozos de producción (ruptura). En los casos donde

la energía por la capa de gas o por la zona acuífera sea suficiente, no hay

necesidad de inyectar fluidos. Cuando hay una disminución relativa y rápida

de la presión del yacimiento, es obvio que estos métodos de energía no son

suficientes. En tal caso, puede obtenerse mucho beneficio de la inyección de

fluidos; sin embargo, las condiciones del yacimiento, tamaño, forma y

permeabilidad deben ser adecuados.

2.25.3. Tipos de inyección

De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la

inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes: Inyección

en arreglos o dispersa e Inyección periférica o externa.

2.25.3.1. Inyección en arreglo o dispersa

Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade

esta zona y desplaza los fluidos (petróleo-gas) del volumen invadido hacia los

pozos productores. Este tipo de inyección también se conoce como inyección

de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de

un número apreciable de pozos inyectores que forma un arreglo geométrico

con los pozos productores. El cual presenta las siguientes características

La selección del arreglo depende de la estructura límites del yacimiento, de la

continuidad de las arenas, de la permeabilidad, de la porosidad y el número de

posición de los pozos existentes.

Se emplea particularmente, en yacimientos con pocos pozos y una gran

extensión areal.

A fin de obtener un buen barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen

entre los pozos productores, para lo cual se convierte en los pozos

productores existente en inyectores, o se perforan pozos inyectores ínter

espaciados. En ambos casos, el propósito es obtener una distribución

uniforme de los pozos, similar a la fase primaria de recobro.

2.25.3.2. Inyección periférica o externa

La inyección periférica o externa consiste en inyectar el agua fuera de la zona

de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección

tradicional y en este caso, el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto

agua-petróleo.

Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la

misma estructura favorece la inyección de agua.

Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de

petróleo.

2.25.4. Factores que controlan la recuperación por inyección de agua

2.25.4.1. Geometría del yacimiento

La estructura y estratigrafía controla la localización de los pozos y en gran

medida determinan los métodos por los cuales el yacimiento puede ser

producido a través de prácticas de inyección de agua.

La estructura es el principal factor que gobierna la segregación gravitacional.

Así, en presencia de altas permeabilidades, la recuperación por segregación

gravitacional, particularmente en yacimientos de petróleo puede reducir la

saturación de petróleo a un valor al cual no resulta económica la aplicación de

la inyección de agua.

Si existe una estructura apropiada y la saturación de petróleo justifica un

proceso de inyección de agua, la adaptación de una invasión periférica puede

producir mejores eficiencias de barrido àreal que una inyección en un patrón

de línea directa. La existencia de zonas con altos relieves sugiere la

posibilidad de un programa de inyección de gas. La forma del campo y la

presencia o no de una capa de gas también influenciará en ésta decisión.

La mayoría de las operaciones de inyección de agua han sido llevadas a cabo

en campos que exhiben un moderado relieve estructural donde la acumulación

de petróleo se encuentra en trampas estratigráficas. Como estos yacimientos

por regla general, han sido producidos con empuje por gas en solución y no

han recibido beneficios de un empuje natural de agua o de otro tipo de energía

de desplazamiento, usualmente poseen altas saturaciones de petróleo

después de una producción primaria, haciéndose atractivos para operaciones

de recuperación secundaria. Así, la localización de los pozos productores y de

inyección debe adaptarse a las propiedades y condiciones que se conocen de

la arena.

A menudo es importante realizar un análisis de la geometría del yacimiento y

de su comportamiento pasado, para definir la presencia y la fuerza de un

empuje de agua y así decidir sobre la necesidad de inyección suplementaria,

pues ésta puede ser innecesaria si existe un fuerte empuje natural de agua.

Tal decisión depende también de la existencia de problemas estructurales

tales como fallas o presencia de lutitas, o de cualquier otro tipo de barrera de

permeabilidad. Por otra parte, un yacimiento altamente fallado hace poco

atractivo un programa de inyección.

2.25.4.2. Litología

La litología tiene una profunda influencia en la eficiencia de la inyección de

agua o de un gas en un yacimiento en particular. De hecho, la porosidad,

permeabilidad, y el contenido de arcilla son factores litológicos que afectan al

proceso de inyección. En algunos sistemas complejos, una pequeña porción

de la porosidad total, como por ejemplo las porosidades creadas por fracturas,

tendrán suficiente permeabilidad para facilitar las operaciones de inyección de

agua. En éstos casos, solamente se ejercerá una pequeña influencia sobre la

porosidad de la matriz, la cual puede ser cristalina, granular o vugular. La

evaluación de estos efectos requiere de estudios de laboratorio y de un

estudio detallado del yacimiento, y también puede hacerse mediante pruebas

piloto experimentales.

2.25.4.3. Profundidad del yacimiento

Este es otro factor que debe considerarse ya que:

Si es demasiado grande para permitir reperforar económicamente y si

los pozos viejos deben ser utilizados como inyectores y productores, no

se pueden esperar altos recobros.

En los yacimientos profundos, las saturaciones de petróleo residual

después de las operaciones primarias son más bajas que en

yacimientos someros, debido a que estuvo disponible un gran volumen

de gas en solución para expulsar el petróleo.

Grandes profundidades permiten utilizar mayores presiones y un

espaciamiento más amplio, si el yacimiento posee un grado de

uniformidad lateral.

2.25.4.4. Permeabilidad

La magnitud de la permeabilidad de un yacimiento controla, en un alto grado,

la tasa de inyección de agua que se puede mantener en un pozo de inyección

para una determinada presión en la cara de la arena. Por lo tanto, en la

determinación de la factibilidad de la inyección de agua es necesario conocer:

La máxima presión de inyección aconsejable, tomando en cuenta la

profundidad del yacimiento.

La relación entre tasa y espaciamiento a partir de datos de presión –

permeabilidad.

2.25.4.5. Continuidad de las propiedades de la roca

Como el flujo de fluidos en el yacimiento es esencialmente en la dirección de los

planos de estratificación, la continuidad es de interés primordial. Si el cuerpo del

yacimiento está dividido en estratos separados por lutitas o rocas densas, el

estudio de una sección transversal de un horizonte productor podría indicar si

los estratos individuales tienen tendencia a reducirse en espesor en distancias

laterales relativamente cortas, o si está presente una arena uniforme. También

a partir de núcleos se puede tener evidencias de estratificaciones cruzadas y de

fracturamiento. Todas estas situaciones deben ser consideradas en la

determinación del espaciamiento de los pozos, en los patrones de invasión y en

la estimación del volumen del yacimiento que estará afectado durante el

programa de inyección.

2.25.5. Factores que afectan la eficiencia de un proyecto de recuperación

secundaria

Avance referencial del agua inyectada: En ciertas arenas con mejores

propiedades petrofísicas el petróleo puede tender a entramparse contribuyendo

así al barrido irregular que presentan los frentes de agua al desplazarse a

través del yacimiento. Para mejorar el recobro ante estas condiciones presentes

lo recomendable es promover la perforación de localizaciones interespaciadas.

Presencia de fallas: La presencia de fallas en un yacimiento sometido a

inyección de agua es un problema, pues éstas ofrecen cambios de

permeabilidad al avance del frente de agua lo que disminuye la eficiencia de

estos procesos en las áreas de menor permeabilidad. La presencia de fallas

produce el entrampamiento del influjo de agua y no permite el barrido uniforme

del yacimiento.

Tipos de completaciones presentes en el área: Tanto en pozos inyectores como

en pozos productores, la presencia de completaciones múltiples implica la

existencia de numerosas empacaduras y por consiguiente una mayor

posibilidad de fallas mecánicas, problemas de levantamiento, comunicación

entre arenas, etc. La presencia de completaciones sencillas selectivas permite

llevar un control más efectivo sobre el comportamiento de producción/ presión

en las diferentes subunidades que conforman el área.

Distancia del pozo al área del proyecto de inyección: Este es otro de los

factores influyentes en el logro de la máxima efectividad del proyecto de

inyección en el yacimiento. Se ha demostrado que los pozos que se encuentran

ubicados en las zonas de mayor calidad de arena y alrededor del área de los

inyectores son los que primero dejan de notar los efectos favorables de la

inyección de agua, como son: aumento de la producción y estabilización de la

presión.

2.25.6. Metodología para el control y seguimiento de proyectos de inyección de

agua

Verificar la eficiencia de proyectos de inyección de agua a través de la

recopilación de información.

Definir y estudiar el comportamiento de los fluidos, presión, producción e

inyección de yacimientos sometidos a invasión con agua.

Predecir el comportamiento de los indicadores yacimiento-pozo presentes en el

monitoreo de un yacimiento sometido a invasión con agua.

Definir y estudiar el comportamiento de los gráficos de control del yacimiento

sometido a invasión con agua tales como gráficos de RAP vs. Petróleo

acumulado, gráficos de factor de recobro de fluidos, etc.

Establecer una metodología para el control y seguimiento del comportamiento

de yacimientos sometidos a proyectos de inyección de agua.

Es de vital importancia definir las orientaciones preferenciales de las diferentes

fallas existentes para así determinar el modelo estructural del área, construir

secciones estratigráficas en todas las direcciones, tanto de los pozos

productores como de los inyectores para así establecer la interacción y

comunicación entre ellos y definir la continuidad areal del yacimiento; recopilar

toda la información que caracteriza el marco sedimentológico del mismo; así

como es fundamental la integración de estos marcos estructural, estratigráfico y

sedimentológico con los modelos geológico y petrofísico, lo que permite definir

con alto grado de certidumbre el modelo estático del yacimiento siendo esto

trascendental para la evaluación del proceso. Basándose en la interpretación

geológica de los miembros que conforman del yacimiento, estudiar el

movimiento de los fluidos desplazantes y desplazados no solo por yacimiento,

región o compartimiento sino también por unidad de flujo con la finalidad de

hacer mas detallado el seguimiento del proyecto. Para el seguimiento de un

proyecto de inyección de agua es muy importante la revisión de las historias de

los pozos y sus últimos diagramas de completación, ya que así se sabrá con

certeza cuales son las unidades de flujo donde se esta inyectando y cuales

están siendo producidas. es indispensable contar con un modelo dinámico

completo y definido con un alto grado de certidumbre, que incluya: una

detallada caracterización de los fluidos, basada en análisis pvt validados a

través de los cuales se puntualicen las propiedades de los fluidos, también debe

incluir a través de los gráficos de stiff y mckinnel, el análisis de las muestras de

agua tanto para generar patrones representativos del agua de formación e

inyección como para definir la procedencia del agua producida, y establecer si

ésta es de formación, de inyección o mezcla. Evaluación sistemática del

comportamiento de producción primario y secundario del yacimiento e individual

por pozo (primera línea, segunda línea, etc.), a través de las curvas de

declinación de producción, registros plt’s y gráficos de producción así como

realizar un estudio detallado del comportamiento de presión para el yacimiento

e individual por pozo a través de un programa completo de análisis de pruebas

de presión (build up, fall off, estáticas, mdt’s, etc.) antes y durante la inyección,

ya que a través de ellos es posible identificar la continuidad vertical, así como la

comunicación lateral de las unidades de flujo entre pozos. La eficiencia

volumétrica de reemplazo es un parámetro que no es determinante para definir

la eficiencia del proceso de inyección. Sin embargo, un estudio de los gráficos

de control sumado a los múltiples resultados obtenidos a lo largo del desarrollo

de la metodología permitirá concluir si el proyecto de inyección ha sido eficiente.

2.25.7. Tasa de inyección y buzamiento de la formación

El efecto de buzamiento de la formación y de la tasa de inyección está

relacionado entre sí. En general, cuando la fase desplazante es más pesada

que el petróleo, se puede observar que cuando el desplazamiento es

buzamiento arriba, se obtiene una mejor eficiencia inyectando a bajas tasas,

debido a que así, las fuerzas de gravedad tienen mayor dominio de la situación.

Cuando el desplazamiento es buzamiento abajo, se obtiene una mejor

eficiencia inyectando a altas tasas, ya que así, la fase desplazante tiene menos

oportunidad de canalizarse a través del petróleo. Lo contrario es válido cuando

la fase desplazante es más liviana que el petróleo.

Para una tasa de inyección constante, la eficiencia de desplazamiento aumenta

si la inyección es buzamiento arriba y el ángulo de buzamiento aumenta; y

disminuye si la inyección es buzamiento abajo y el ángulo de buzamiento

aumenta. Cabe destacar que se debe ser lo más cuidadoso posible con

respecto a la presión de inyección, para obtener un mejor barrido del crudo.

Sabemos que los fluidos se mueven de una zona de mayor presión a otra zona

de menor presión, por lo tanto la presión de inyección tiene que ser mayor que

la presión de la formación para que exista tal desplazamiento; a su vez hay que

considerar que la roca yacimiento puede soportar limites de presión no mayor a

la de fractura, por lo que la presión de inyección se encuentra en dos rangos:

mayor a la de la formación y menor a la de fractura. Por último hay que tomar

una recomendación (que no es obligatoria) para soportar el concepto de tiempo

óptimo de inyección de agua, y es el siguiente: Se debe iniciar la inyección de

agua cuando la presión del yacimiento este cerca de la presión de burbuja (200-

300 lpc por encima) ya que el crudo se encuentra en la máxima subsaturación

de gas, por lo que su movilidad aumenta y por consiguiente el desplazamiento

por agua se hace más eficiente.

2.25.8. Problemas asociados a la inyección de agua

2.25.8.1. Inyección preferencial

En los yacimientos heterogéneos, el agua entra preferencialmente en las

arenas más permeables, avanzando más rápidamente que en las otras. En

estas arenas aumenta la producción de petróleo en los productores, pero

también desarrolla una presión más alta por efecto de la sobre inyección; lo cual

suprime o disminuye el influjo de las arenas menos permeables, presentándose

en algunos casos flujo cruzado entre ellas, drenaje diferencial, entre otros.

Como medidas correctivas se impone separar mediante empacaduras las

diferentes arenas tanto en productores como inyectores; seguidamente se

deberán controlar las tasas de inyección o suspender ésta temporal,

definitivamente en las arenas que admiten el agua preferencialmente. De no

tomarse las medidas mencionadas se corre el riesgo de crear una distribución

irregular de la inyección (canalización).

2.25.8.2. Entrampamiento local de petróleo

Este fenómeno puede presentarse por avance irregular del frente de inyección

de agua, cambios laterales / transversales de permeabilidad y presencia de

fallas sellantes. Para mejorar el recobro final bajo estas condiciones,

usualmente se propone la perforación de pozos con espaciamientos menores

(localizaciones interespaciadas). La justificación más adecuada en algunos

casos para una reducción en el espaciamiento se logra aplicando simulación

numérica, lo cual permite la predicción del comportamiento del yacimiento bajo

diferentes esquemas alternativos determinando su incidencia en el recobro final.

De esta forma se pueden descartar los esquemas que representen una

aceleración de la producción a expensas de pérdida de reservas recuperables,

sin embargo, se debe mencionar que cuando por diferentes razones la

Eficiencia Volumétrica de Reemplazo (E.V.R) se mantenga por debajo de

valores mínimos razonables, la perforación de este tipo de localizaciones se

deberá programar solamente cuando se disponga de suficiente capacidad de

inyección. En estos casos la presión del yacimiento probablemente estará por

debajo de lo predicho, lo que implica que el recobro final no podrá alcanzarse

con las tasas actuales y mucho menos aumentando el drenaje con pozos

interespaciados. Si ineludiblemente se requieren estos pozos para drenar

petróleo entrampado se hace necesario cerrar producción a objeto de balancear

los fluidos producidos / inyectados y de esa forma lograr el recobro propuesto.

Asimismo, se ha iniciado la perforación de localizaciones con carácter

investigativo donde se obtiene nueva información de núcleos, registros,

muestras de canales y otros para la optimización de los proyectos existentes y/o

la implementación de proyectos de recuperación terciaria.

2.25.8.3. Corrosión

La solución que se ha buscado para eliminar la corrosividad del agua es a

través del análisis químico para tratar de disminuir el contenido de oxígeno en el

agua de 0.06%. Para lograr esto, el agua es tratada con sulfato de sodio

(Na2so3), el cual se reduce el contenido de oxígeno en el agua a un punto tal

que no cause corrosión. El hecho de mantener el agua con muy poco oxígeno,

o sea, en condiciones anaeróbicas crea un problema en contraposición, que es

que la bacteria reductora de sulfato, en ausencia de oxígeno, fabrican ácido

sulfhídrico (H2S), el cual es un agente corrosivo muy peligroso. Debido a esto

se ha escogido trabajar con la presencia de ácido sulfhídrico y la eliminación

total del oxígeno, ya que éste último es el agente más corrosivo.

2.25.8.4. Taponamiento

Un problema diferente que se puede presentar en un proyecto de inyección de

agua es el taponamiento de los pozos inyectores, o sea, una pérdida de la

inyectividad del fluido debido a diferentes factores. Estos factores pueden

deberse a la corrosión. El agente corrosivo hace que las paredes de las

tuberías produzcan óxido de hierro que se deposita dentro de los granos de la

formación, creando una especie de puente que origina una baja en la

inyectividad. Todo esto puede entrar en combinación con una cantidad de

sólidos que se encuentran disueltos o en suspensión en el agua de inyección,

ésta puede reaccionar con el material de la formación y puede dar lugar a una

pérdida de la inyectividad. Es muy frecuente controlar la inyectividad de los

pozos inyectores utilizando fracturamiento hidráulico.

2.25.8.5. Presencia de arenas poco permeables

En otro aspecto, quizás opuesto al avance prematuro de agua, está el problema

de la presencia de arenas poco permeables, lo cual hace difícil el flujo de fluidos

por la alta tortuosidad de la roca.

2.25.8.6. Razón de movilidad adversas

Otro problema que se puede presentar en los yacimientos sometidos a

inyección de agua, es la presencia de una razón de movilidad adversa, en otras

palabras, el petróleo viscoso cerca del límite del yacimiento, el cual se hace

menos viscoso buzamiento arriba; en estas condiciones el agua avanza

rápidamente hacia los pozos de primera línea dejando gran cantidad de

petróleo atrás, debido a la ineficiencia del desplazamiento. En este caso, en

yacimientos donde se llevan a cabo proyectos de inyección de agua, puede

controlarse el problema utilizando una inyección de agua con aditivos se conoce

con el nombre de inyección de polímeros.

2.25.8.7. Levantamiento artificial

El levantamiento artificial en pozos productores es otro factor que puede crear

problemas. Cuando se está inyectando agua en el yacimiento, los porcentajes

de agua en los pozos se incrementan y estas condiciones generan problemas

en el levantamiento artificial.

2.25.8.8. Inyección de agua inadecuada

Cuando se inyecta agua dulce en una formación que contiene cierta cantidad de

arcilla, ésta se expande causando un posible taponamiento de los poros y

como consecuencia la pérdida de inyectividad.

2.25.8.9. Arenamiento

El problema de arenamiento en pozos también se presenta en algunos

proyectos de inyección de fluidos. Este problema se genera en aquellos pozos

donde existen arenas poco consolidadas o arenas completadas que estén muy

cerca de una superficie de erosión.

2.25.9. Propiedades que se deben tener para lograr una buena recuperación

2.25.9.1. Antes de entrar a la formación

El agua debe estar libre de cualquier material en suspensión como arena, barro,

arcilla y material inorgánico microscópico. La estabilidad química, es el segundo

requisito de las aguas usadas para la inyección. Es casi imposible obtener un

suministro de agua perfectamente estable. Los gases disueltos, como oxígeno,

dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno causan inestabilidad. El oxígeno, es

uno de los principales causantes de la corrosión especialmente en aguas

saladas y ácidas; se debe extraer si está en solución con el agua.

2.25.9.2. Después de entrar a la formación

El agua es inyectada a la formación, no debe reaccionar con los fluidos

contenidos en la misma, ya que pueden ocasionar precipitados que interfieren

con el avance del agua. La adición de agentes reductores de tensión interfacial

ha tenido un efecto beneficioso en los procesos de inyección, aumentando el

recobro de petróleo. Existen otras propiedades deseables en las aguas para la

inundación, entre ellas las altas temperaturas, pero hay que tener en cuenta

que el grado de perforación de las aguas para inyectar está determinado en

gran escala por factores económicos.

2.25.9.3. Razón de movilidad

Se define como la razón entre la movilidad de la fase desplazante (agua o gas)

y la movilidad de la fase desplazada (petróleo) y puede relacionarse con la

conductancia en términos de la permeabilidad efectiva y la viscosidad de los

fluidos desplazante y desplazado.

2.25.9.4. Eficiencia de desplazamiento

Dada la cantidad de factores que afectan adversamente el desplazamiento

entre fluidos inmiscibles no es posible lograr un desplazamiento 100% efectivo;

no es posible desplazar por completo el petróleo existente en el yacimiento al

momento de iniciar un proceso de desplazamiento, por este motivo se debe

definir un parámetro que caracterice la eficiencia de un proceso de

desplazamiento.

Se define como la fracción existente al momento de iniciarse el desplazamiento

en la zona contactada por la fase desplazante que es recuperado,

matemáticamente se expresa como:

2.25.9.4.1. Eficiencia de Barrido (Ev)

Se define como el producto de la Eficiencia areal de barrido por la Eficiencia

vertical de barrido. Ésta se ve influenciada por la variación de la permeabilidad,

propiedades y distribución de los fluidos, saturación de los fluidos y fracturas en

el sistema. Contrariamente la variación de permeabilidad da como resultado

una baja eficiencia de barrido, una rápida irrupción de agua. Existen varios

factores que afectan la eficiencia de barrido dentro de un proceso de inyección

de agua:

Heterogeneidad del Yacimiento: variaciones areales y verticales en porosidad,

permeabilidad, y propiedades de los fluidos.

Discontinuidad de la formación (Fallas)

Fracturas verticales y horizontales.

Profundidad de la Formación.

Tipo de patrones de flujo.

Flujo cruzado.

Radio de movilidad del petróleo y el agua.

Ahora, si se estudian los aspectos que determinan la extensión de la zona del

yacimiento contactada por el fluido desplazante, tenemos que hablar de

eficiencia de área barrida. Debido principalmente, a la distribución de los pozos

de inyección y producción de un yacimiento sometido a un proceso de

desplazamiento, solo una parte del área del yacimiento entra en contacto con el

fluido inyectado.

2.25.9.4.2. La Eficiencia areal (Ea)

Debido, principalmente, a la distribución de los pozos inyección y producción

en un yacimiento sometido a un proceso desplazamiento solo una parte del

área del yacimiento entra en contacto con el fluido inyectado. Se define como la

fracción del área horizontal del yacimiento donde ha ocurrido el proceso de

recuperación secundaria:

La eficiencia areal de barrido se relaciona con los factores que se dan en la

naturaleza y por lo tanto no pueden ser controlados, entre otros: Las

propiedades de las rocas (porosidad, permeabilidades relativas, las presiones

capilares, etc.), las cuales tienen una influencia directa sobre el volumen de

roca invadida por el fluido inyectado, así como también sobre la dirección y

velocidad del movimiento de los mismos. Existen otros factores que se pueden

modificar, los cuales están relacionados con la localización de los pozos

inyectores y productores y con las densidades y viscosidades de los fluidos.

Existen varios factores que afectan la eficiencia areal de un proceso de

desplazamiento, como por ejemplo:

Geometría de los pozos de inyección y producción.

Razón de movilidad.

Volumen de fluidos inyectados.

Flujo cruzado.

Buzamiento de la formación.

Como consecuencia de la falta de uniformidad de las permeabilidades en

dimensión vertical, todo fluido inyectado se moverá en un frente irregular. En

las partes más permeables del yacimiento, el agua inyectada se moverá más

rápidamente, y en las partes menos permeables, su movimiento será más lento.

Una medida de uniformidad de la invasión de agua es la eficiencia de

desplazamiento vertical: se define como el área de sección transversal con la

que hace contacto el fluido inyectado, dividida entre el área de la sección

transversal incluida todas las capas que quedan detrás del frente del fluido

inyectado. La eficiencia de desplazamiento vertical es una medida del efecto

bidimensional de la heterogeneidad del yacimiento.

2.25.9.4.3. Eficiencia de conformación vertical (Ei)

Debido principalmente, a la heterogeneidad del yacimiento, solo una fracción

del área vertical de un yacimiento (o arreglo) entra en contacto con el fluido

desplazante. Esta fracción referida al área vertical total, se denomina eficiencia

vertical, eficiencia de conformación o intrusión fraccional. En general se

considera como una medida de la heterogeneidad del yacimiento.

Entre los factores que afectan la eficiencia vertical se tienen los siguientes:

Heterogeneidad en sentido vertical (estratificación).

Razón de Movilidad.

Volumen de fluido inyectado.

Fuerzas gravitatorias.

Fuerzas capilares.

Flujo entre capas paralelas.

2.25.9.4.4. Eficiencia de desplazamiento volumétrico (Edv)

La cual se define como la fracción del volumen total del yacimiento que es

invadido o entra en contacto con el fluido desplazante, es decir, el cociente

entre el volumen invadido y el volumen total del yacimiento. Esta eficiencia se

calcula a partir de la cobertura con la cual ocurre la invasión vertical, debida

fundamentalmente a la estratificación; a la cobertura areal, debido básicamente

al arreglo y espaciamiento de los pozos.

2.26. Factor de recobro (r)

Se define así la fracción de petróleo existente en el yacimiento que se puede

producir mediante la aplicación de un proceso de recuperación secundaria.

2.27. Intrusión de agua

Es el agua que entra en la zona de petróleo de un yacimiento, proveniente de

formaciones que rodean el yacimiento, denominadas acuífero.

2.28. Ruptura

Es un término usado en procesos de desplazamiento y se define como el

momento en el cual el fluido desplazante (agua, gas, etc.) llega o aparece en el

pozo productor.

2.29. Pruebas de inyectividad

Las Pruebas de inyectividad, permiten dar a conocer las condiciones de

operación, diseño del proceso de inyección de aguas efluentes, evaluar el

comportamiento de inyección de los patrones requeridos, adicional a esto se

recopila datos para el cálculo de los nuevos objetivos de inyección y presión de

acotamiento respectivamente. A partir de la ejecución de dichas pruebas se

emiten recomendaciones que mejoran el proceso de inyección de agua en

yacimiento.

Las pruebas de inyectividad tienen como objetivo identificar las fallas de los

sistemas, requerimientos de reparación y/o reemplazo, conocer la capacidad de

inyección, recopilar datos para el cálculo de los objetivos de inyección y presión

de acotamiento, así como las acciones correctivas para mantener su capacidad

operativa en un nivel óptimo, reduciendo los costos operacionales y de

mantenimiento.

Las pruebas de inyectividad es una herramienta de gran utilidad para conocer

el estado del pozo inyector. Estas pruebas permiten evaluar el objetivo

requerido de inyección para cada pozo que se encuentre inyectando en el

yacimiento. Por otra parte son de gran importancia ya que permiten detectar

cualquier problema que presente el pozo mecánico. El procedimiento es

bastante sencillo, consiste en tomar la lectura roja leída en el disco a una

determinada presión y el cual aplicando el factor de conversión determinado

para cada número de cámara, nos resultará una tasa de flujo.

2.30. Gráficos de control

Existen técnicas para determinar la procedencia excesiva de producción de

agua y gas en los pozos productores.

2.30.1. Gráficos de Chan

Basado en sistemáticos estudios de simulación numérica, se ha observado

que al graficar en papel doble logarítmico Relación Agua Petróleo (RAP) contra

tiempo se aprecian diferentes tendencias para diferentes mecanismos. Es

posible además, diferenciar si se presenta ruptura a través de un estrato de alta

permeabilidad o canalización en el hoyo del pozo.

En general, los problemas se clasificaron en tres categorías:

Conificación de agua

Canalización multicapa

Problemas cercanos al pozo

Para generar los gráficos se requieren las historias de producción para un

periodo, RAP y sus derivadas, y producción acumulada. Estos gráficos

muestran el comportamiento de producción pasado y presente. La metodología

puede proporcionar un diagnostico para seleccionar el tipo apropiado de

tratamiento que se debe hacer el pozo.

Los problemas asociados con la producción de agua y su control presente es un

desafió a los ingenieros de yacimiento. La clave central esta en la definición de

la fuente del agua y de los intervalos ofensores, por lo tanto se deben

determinar dos clases de producción de agua: mala y buena. La producción de

agua es considerada buena cuando barre un banco de petróleo y arrastra

importante producción de petróleo delante de ella.

El agua mala inhibe la producción de petróleo de un intervalo debido a la

conificación de un acuífero o canalización de agua. Definir la fuente de agua

producida es fundamental para definir el problema.

La presencia de agua en la producción de un intervalo conduce a preguntar

acerca de la posición actual del contacto agua petróleo. En muchos casos, esta

incertidumbre origina abandono prematuro de reservas de petróleo que se han

supuesto invadidas por agua. El flujo cercano al pozo es una de las causas más

importantes de confusión debido a varios factores: pobre cementación primaria,

cavernas formadas por la producción de arena, canales en la formación, fisuras

naturales, fracturas hidráulicas, flujo reducido de petróleo causado por daño de

formación y frecuente estimulación en la cercanía del pozo.

El graficar la derivada de Relación Agua Petróleo (RAP`) contra tiempo sin

embargo el grafico de estas variable esta limitado por las incertidumbres o el

ruido propio de las medidas de campo, y frecuentemente no existe una solución

única.

Si se observa que la curva de la derivada (RAP`) disminuye con el tiempo,

entonces estaríamos hablando de un caso de conificación, tal como se muestra

en la figura 19.

Figura 19. Conificación Fuente: Tópicos de recuperación secundaria mediante inyección de agua

Un aumento abrupto de ambas curvas RAP y RAP`, indica la existencia de flujo

proveniente de las cercanías del pozo, tal como problemas de comunicación

mecánica, presentando el comportamiento que se observa en la figura 2

Figura 20. Comunicación mecánica Fuente: Tópicos de recuperación secundaria mediante inyección de agua

En la figura 21 se muestra un comportamiento de canalización ó adedamiento.

Figura 21. Canalización

Fuente: Tópicos de recuperación secundaria mediante inyección de agua

Y por último en la figura 2.2 se representa un barrido normal del yacimiento por

efecto del agua (corte de agua > 60%).

Figura 22. Barrido Normal

Fuente: Tópicos de recuperación secundaria mediante inyección de agua

0 ,001

0 ,01

0 ,1

1

10

10 100 1000 10000

T iem p o (d ías )

RA

P -

RA

P'

RAP

RAP’

2.30.2. Gráficos de hall (Hall Plot)

El método de Hall puede ser muy útil para monitorear el comportamiento de un

pozo inyector. Utiliza datos que normalmente se registran, con los cuales se

identifican cambios en la capacidad de inyección de un pozo en la medida que

progresa el proceso de inyección. Los datos requeridos para usar este método

son: Inyección de agua acumulada en función del tiempo, presión de inyección

en la superficie contra el tiempo.

A

B

C

D

LLENE a

b

A: Inyección Normal., Inyec. estable

B: Daño Negativo/Inyección sobre la

presión de fractura.

C: Canalización de agua/Fuera de la zona

de inyección.

D: Daño positivo/Pobre calidad del agua.

Pre

sió

n A

cu

mu

lad

a (

LP

C*D

ÍA)

Inyección de agua Acumulada (Bls)

Figura 23. Comportamiento gráfico de la inyección.