efecto de la inyecciÓn de agua sobre la producciÓn en...
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
EFECTO DE LA INYECCIÓN DE AGUA SOBRE LA PRODUCCIÓN EN LOS YACIMIENTOS C-4 / C-5 LAG3047, BLOQUE X DEL LAGO DE MARACAIBO
Trabajo de Grado presentado ante la
Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de:
MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Autor: Ing. Reinaldo Alberto Guerrero Márquez Tutor: Ing. MSc. Américo Perozo
Maracaibo, Junio de 2013
Guerrero Márquez, Reinaldo Alberto. Efecto de la Inyección de Agua sobre la Producción en los Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047, Bloque X del Lago de Maracaibo. (2013). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 129 p. Tutor: Prof. Américo Perozo.
RESUMEN Los yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 se encuentran sometidos a un proyecto de recuperación secundaria desde hace aproximadamente seis años, implantado con la finalidad de contrarrestar la declinación e incrementar el recobro de las reservas existentes, ya que se trata de yacimientos volumétricos con un mecanismo de producción de empuje por gas en solución, además; el fuerte drenaje al que han sido sometidos ha contribuido a la pérdida rápida de la energía. Existen otros factores desfavorables como el aumento progresivo del corte de agua en los pozos productores, la heterogeneidad de las arenas y la presencia de varios tipos de arcilla. En cuanto a la inyección de agua es importante recalcar que se han presentado problemas operacionales que han afectado la eficiencia del proyecto. Hasta el momento la inyección no ha dado los resultados esperados, en este sentido; surge la necesidad de realizar un análisis sobre el comportamiento de producción/inyección/presión para evaluar el proceso y su efecto sobre la producción de los yacimientos, para ello se integró la información geológica y petrofísica disponible, se recopiló y analizó la información sobre registros de presión, volúmenes de inyección, análisis físico-químicos y trabajos realizados en los pozos, luego se analizó el comportamiento histórico de producción/inyección/presión, se calculó la razón de movilidad y la eficiencia volumétrica de reemplazo (EVR). En el estudio de yacimientos se realizó un análisis sobre los mecanismos de producción presentes, declinación y las propiedades inherentes a la roca entre ellas la movilidad de los fluidos. Finalmente se generaron una serie de conclusiones y recomendaciones que permitirán tomar decisiones para mejorar el recobro de las reservas. Palabras Clave: Inyección de Agua, Producción, Declinación, Razón de Movilidad, Pozos Inyectores. Correo electrónico: [email protected]
Guerrero Márquez, Reinaldo Alberto. Effect of Water Injection on the Oil Production of the C-4 / C-5 LAG3047 reservoirs, Block X of the Maracaibo Lake. (2013). Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 129 p. Tutor: Prof. Américo Perozo.
ABSTRACT The C-4 / C-5 LAG3047 reservoirs are under to a secondary recovery project for about six years, implemented in order to counteract declination and increase the recovery of the existing reserves, due to they are volumetric reservoirs with a solution gas drive, in addition, the intense drainage they have suffered has contributed to the rapid loss of energy. There are others unfavorable factors such as the gradual increase of water cut in production wells, the heterogeneity of the sands and the presence of various types of clay. It is important to highlight that the water injection has been affected by operational problems that have decreased the efficiency of the project. So far the water Injection has not accomplished the expected results, therefore, it is necessary to analysis the behavior of pressure/ production /injection to evaluate the injection process and its effect on the reservoir production, for it the available geological and petrophysical information was integrated, the information about pressure, water injection volumes, water analysis and workovers was collected and analyzed, then the historical performance of pressure/ production/injection was studied and later the mobility ratio and the replacing volumetric efficiency (RVE) was calculated. During the reservoir studies was performed an analysis about the drive mechanisms, the reservoir declination and inherent rock properties including mobility of fluids. Finally, were generated conclusions and recommendations that will allow to take decisions to improve the recovery of the reserves.
Keywords: Water Injection, Production, Declination, Mobility Ratio, Injector Wells. E-mail: [email protected]
DEDICATORIA
En primer lugar quiero dedicar el logro de esta meta a Dios nuestro Padre, por ser el
coprotagonista de hechos como éste que llenan mi vida de satisfacción y me impulsan a ser
cada día mejor. Eres la fortaleza que llena mi espíritu para ser perseverante. Gracias por tu
inmensa bondad, por bendecirme y protegerme.
Con gran amor y orgullo a un padre ejemplar que siempre le enseñó a su familia que la clave
del éxito con honor está en mantener la proyección del triunfo con fuerte espíritu de superación
basados en el trabajo: “ANGEL GERARDO”. Estoy convencido de que donde estás también
disfrutas de la alegría de verme formado como un profesional, siempre confiabas en mí y tenías
la firme convicción de que lograría todas mis metas.
A mi MAMÁ EMMA MARÍA con todo mi amor y mi corazón, siempre llena de la humildad,
sencillez y nobleza que la caracterizan, gracias por haberme concedido la grandiosa dicha de
venir a este mundo, por brindarme siempre su amor incondicional y su apoyo. ¡Mis logros
también son tuyos!
A los seres que me han brindado su apoyo desmesurado y han significado para mí un gran
modelo a seguir: MIS HERMANOS. Gladys, Ana Flor, Moisés y José Félix. Que el Señor les
bendiga por tanta bondad y apoyo para con éste, su hermano menor.
¡Para ustedes con bastante orgullo!. LOS QUIERO MUCHO.
A mis sobrinos: Eduardo José, Amín, Christian, Farid, Liz Grisey y Crisel, espero que esto les
sirva de ejemplo en sus vidas para el logro de sus objetivos. Al resto de mi familia, amigos y
personas cercanas que de alguna manera hayan contribuido a la consolidación de este logro.
A mis compañeros de trabajo en general, gracias por su confianza y apoyo en todo momento.
“Cuando vayan mal las cosas como a veces suelen ir, cuando ofrezca tu camino sólo cuestas que subir
y precises sonreír aún teniendo que llorar; cuando ya el dolor te agobie y no puedas más sufrir,
¿Descansar acaso debes?... PERO NUNCA DESISTIR. MÁS DEBEMOS INSISTIR.”
GUERRERO MÁRQUEZ REINALDO A .
AGRADECIMIENTO
A Dios Todopoderoso, por ser el guía de todos mis pasos e iluminar siempre mi camino sin
dejarme sucumbir ante el gran compromiso de la vida. Gracias por llenarme de tus bendiciones
y por colocarme en el sitial de los que disfrutan del éxito producto del esfuerzo.
A mis padres, hermanos, sobrinos, amigas, amigos y demás familiares que en todo momento
han depositado su confianza en mí, dándome el respaldo necesario para hacer de esto una
realidad. Han demostrado estar orgullosos de mí y eso me llena de gran satisfacción.
De mi parte, la mayor de las gratitudes a la ilustre Alma Mater UNIVERSIDAD DEL ZULIA, de
manera muy especial a la División de Postgrado de Ingeniería. Un espacio que ha servido de
escenario para el logro de otra de mis metas.
A mi apreciada Empresa Mixta PDVSA Petrolera Bielovenezolana, en especial al Departamento
de Desarrollo de Yacimientos donde hago vida laboral, altamente agradecido por la
experiencia adquirida y por haberme facilitado las herramientas para el desarrollo de ésta
investigación.
A mi tutor el Ing. MSc. Américo Perozo, por su amplio conocimiento, ayuda desinteresada y su
dedicación para formar buenos profesionales. También al equipo de trabajo de
Bielovenezolana, amigos, compañeros y colegas: Nelson Pérez, Christ Márquez, Elaine
Gutiérrez, Jorge Barboza, Daniel Finol, Maria Serrano y a todos aquellos que en algún
momento de una forma u otra dieron su aporte para alcanzar los objetivos planteados.
A mis amigos, compañeros de camino: Jonathan Ruiz, Luis Ojeda y Yohon Ojeda. Gracias por
dejar demostrado que de verdad se puede contar con ustedes. Les deseo mucho éxito en sus
proyectos de vida y en el desarrollo de sus labores.
A la Señora Elvia, quien siempre me ha brindado su gran apoyo y hospitalidad, que Dios le
pague por todo y la colme de bendiciones...
Por último quiero agradecer a todas aquellas personas y amigos que de manera indirecta
contribuyeron para el logro de este objetivo.
GUERRERO MÁRQUEZ REINALDO A .
ÍNDICE GENERAL
Página
APROBACIÓN .............................................................................................................................. 3
RESUMEN .................................................................................................................................... 4
ABSTRACT ................................................................................................................................... 5
DEDICATORIA .............................................................................................................................. 6
AGRADECIMIENTO ..................................................................................................................... 7
ÍNDICE GENERAL ........................................................................................................................ 8
ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................................. 15
ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................................... 17
INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................ 18
CAPÍTULOS
I. EL PROBLEMA ........................................................................................................................ 16
1.1. Planteamiento y Formulación del Problema ..................................................................... 16
1.2. Justificación y Delimitación de la Investigación ................................................................ 17
1.3.1. Objetivo General de la Investigación ....................................................................... 18
1.3.2. Objetivos específicos de la investigación ................................................................ 18
1.4. Metodología a Utilizar ....................................................................................................... 19
1.5. Viabilidad de la investigación ........................................................................................... 21
II. REVISIÓN DE LA LITERATURA ............................................................................................ 22
2.1. Antecedentes de la Investigación ..................................................................................... 22
2.2. Reseña Histórica de los Yacimientos C-4 y C-5 LAG3047 .............................................. 23
2.3. Ubicación Geográfica y Estructura de los Yacimientos .................................................... 24
2.4. Modelo Estructural de los Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 ............................................. 25
2.5. Modelo Estratigráfico de los Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 ......................................... 27
2.6. Modelo Sedimentológico de los Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 ................................... 28
2.7. Modelo Petrofísico de los Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 ............................................. 32
2.7.1. Modelo Petrofísico del Yacimiento C-4 LAG3047 ................................................... 32
2.7.2. Modelo Petrofísico del Yacimiento C-5 LAG3047 ................................................... 35
2.8. Propiedades de los Fluidos, Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 ......................................... 38
III. ESTUDIO DE LOS YACIMIENTOS ....................................................................................... 40
3.1. Historia de Producción – Inyección del Yacimiento C-4 LAG3047 .................................. 40
3.1.2. Pozos Inyectores del Yacimiento C-4 LAG3047 .................................................... 42
3.1.2.1. Pozo LAG3064 IW ....................................................................................... 42
3.1.2.2. Pozo LAG3068 IW ....................................................................................... 43
3.2. Historia de Producción – Inyección del Yacimiento C-5 CLD0037 .................................. 44
3.2.1. Pozos Inyectores del Yacimiento C-5 LAG3047 .................................................... 46
3.2.1.1. Pozo Inyector LAG3063 IW ......................................................................... 46
3.2.1.2. Pozo Inyector LAG3067 IW ......................................................................... 47
3.3. Planta de Inyección de Agua y Problemática Operacional ............................................... 48
3.4. Comportamiento de Presión de los Yacimientos .............................................................. 49
3.4.1. Comportamiento de Presión del Yacimiento C-4 LAG3047 .................................... 49
3.4.2. Comportamiento de Presión del Yacimiento C-5 LAG3047 .................................... 52
3.5. Mecanismos de Producción presentes en los Yacimientos ............................................. 54
3.5.1. Mecanismos de Producción del Yacimiento C-4 LAG3047 ..................................... 54
3.6. Declinación de los Yacimientos ........................................................................................ 55
3.6.1. Declinación del Yacimiento C-4 LAG3047 .............................................................. 55
3.6.2. Declinación del Yacimiento C-5 LAG3047 .............................................................. 56
3.7. POES y Reservas ............................................................................................................. 57
3.7.1. POES y Reservas del Yacimiento C-4 LAG3047 .................................................... 57
3.7.2. POES y Reservas del Yacimiento C-5 LAG3047 .................................................... 59
3.8. Eficiencia Volumétrica de Reemplazo (EVR) ................................................................... 60
3.9. Comparación de los Patrones de Agua de Yacimiento y Agua de Inyección. .................. 63
3.9.1. Comparación de los patrones de agua, Yacimiento C-4 LAG3047 ......................... 65
3.9.2. Comparación de los patrones de agua, Yacimiento C-5 LAG3047 ......................... 67
3.10. Razón de Movilidad ........................................................................................................ 69
IV. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS ....................................................................................... 77
4. Análisis de los Resultados .................................................................................................. 77
4.1. Complejidad estratigráfica de los Yacimientos y presencia de arcillas ........................... 77
4.2. Disminución rápida de la presión en ambos yacimientos ................................................ 78
4.3. Declinación de los Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 ....................................................... 79
4.3.1. Declinación del Yacimiento C-4 LAG3047 .............................................................. 79
4.3.2. Declinación del Yacimiento C-5 LAG3047 .............................................................. 81
4.4. Problemática de los Pozos Inyectores ............................................................................. 82
4.5. Mala calidad del Agua de Inyección ................................................................................ 87
4.6. Bajas Eficiencias Volumétricas de Reemplazo (EVR) ..................................................... 88
4.7. Comparación entre los Patrones de Agua de Inyección y Producción ............................ 91
4.7.1. Aspectos Resaltantes, Yacimiento C-4 LAG3047 .................................................. 93
4.7.2. Aspectos Resaltantes, Yacimiento C-5 LAG3047 .................................................. 93
4.8. Problemática de los Pozos Productores .......................................................................... 94
4.9. Prospectividad de los Pozos Inyectores .......................................................................... 95
4.9.1. Prospectividad del Pozo Inyector LAG3063 IW ...................................................... 96
4.9.2. Prospectividad del Pozo Inyector LAG3067 IW ...................................................... 97
4.10. Inviabilidad del Proyecto de Inyección de Agua ............................................................ 98
4.10.1. Objetivos iniciales de la Inyección de Agua en los Yacimientos C-4 y C-5……...98
4.10.2. Factores Desfavorables a la Inyección de Agua en estos Yacimientos ............... 98
CONCLUSIONES ..................................................................................................................... 102
RECOMENDACIONES ............................................................................................................. 104
GLOSARIO ............................................................................................................................... 105
NOMENCLATURAS Y ABREVIATURAS ................................................................................. 108
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .......................................................................................... 110
ANEXOS………………………………………………………………………………………………..111
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura Página 1. Ubicación Geográfica del Área En Estudio ............................................................................. 25
2. Modelo Estructural de los Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 ................................................... 26
3. Ángulos de Inclinación y Dirección de Buzamiento de los Yacimientos ................................. 26
4. Columna estratigráfica Local y Registro Tipo LAG 3047 ........................................................ 27
5. Características de los Flujos Hiperpícnicos. ........................................................................... 29
6. Comportamiento del Inyector I1_C4 hacia el Oeste ................................................................ 30
7. Comportamiento del Inyector I1_C4 hacia el Oeste y Este ..................................................... 30
8. Comportamiento del Inyector I1_C5 en ambas direcciones .................................................... 31
9. Correlación Núcleo-Perfil del pozo LAG3053, Arena C-4 ...................................................... 34
10. Correlación Núcleo-Perfil del pozo LAG3052, Arena C-5 .................................................... 37
11. Comportamiento de Producción – Inyección, Yacimiento C-4 LAG3047 .............................. 41
12. Diagrama Mecánico del Pozo LAG3064 IW .......................................................................... 42
13. Diagrama Mecánico del Pozo LAG3068 IW .......................................................................... 43
14. Comportamiento de Producción – Inyección, Yacimiento C-5 LAG3047 .............................. 46
15. Diagrama Mecánico del Pozo LAG3063 IW .......................................................................... 47
16. Diagrama Mecánico del Pozo LAG3063 IW .......................................................................... 48
17. Comportamiento de Presión Vs. Tiempo; Yacimiento C-4 LAG3047 .................................... 51
18. Comportamiento de Presión Vs. Np; Yacimiento C-4 LAG3047 ........................................... 51
19. Comportamiento de Presión Vs. Tiempo; Yacimiento C-5 LAG3047 .................................... 53
20. Comportamiento de Presión Vs. Np; Yacimiento C-5 LAG3047 ........................................... 53
21. Mecanismos de Producción, Yacimiento C-4 LAG3047 ....................................................... 54
22. Mecanismos de Producción, Yacimiento C-5 LAG3047 ....................................................... 55
23. Declinación del Yacimiento C-4 LAG3047 ............................................................................ 56
24. Declinación del Yacimiento C-5 LAG3047 ............................................................................ 57
25. POES y Reservas, Yacimiento C-4 LAG3047 ....................................................................... 58
26. POES y Reservas, Yacimiento C-5 LAG3047 ....................................................................... 60
27. Diagrama de Stiff, LAG3062 Vs. LAG3055 ........................................................................... 65
28. Diagrama de Stiff, LAG3062 Vs. AGUA PIA 6-9 ................................................................... 66
29. Diagrama de Stiff, LAG3052 Vs. LAG3057 ........................................................................... 67
30. Diagrama de Stiff, LAG3049 Vs. AGUA PIA 6-9 ................................................................... 68
31. Permeabilidades Relativas según data de Núcleo, Yacimiento C-4 LAG3047 ..................... 71
32. Permeabilidades Relativas según data de Núcleo, Yacimiento C-5 LAG3047 ..................... 72
33. Saturación de Agua Actual (COREY), Yacimiento C-4 LAG3047 ......................................... 74
34. Saturación de Agua Actual (COREY), Yacimiento C-5 LAG3047 ......................................... 74
35. Declinación del Yacimiento C-4 LAG3047. Periodo 1. .......................................................... 80
36. Declinación del Yacimiento C-4 LAG3047. Periodo 2. .......................................................... 80
37. Declinación del Yacimiento C-5 LAG3047. Periodo 1. .......................................................... 81
38. Declinación del Yacimiento C-5 LAG3047. Periodo 2. .......................................................... 82
39. Hall Plot. Pozo LAG3064 IW. ................................................................................................ 83
40. Hall Plot. Pozo LAG3068 IW. ................................................................................................ 84
41. Hall Plot. Pozo LAG3063 IW. ................................................................................................ 85
42. Hall Plot. Pozo LAG3067 IW. ................................................................................................ 85
43. Gráfico Tasa de Inyección Vs. Tiempo, Yacimiento C-4 LAG3047 ....................................... 86
44. Gráfico Tasa de Inyección Vs. Tiempo, Yacimiento C-5 LAG3047 ....................................... 87
45. EVR Anual y Acumulada, Yacimiento C-4 LAG3047 ............................................................ 89
46. Fluidos Producidos - Inyectados, Yacimiento C-4 LAG3047 ................................................ 89
47. EVR Anual y Acumulada, Yacimiento C-5 LAG3047 ............................................................ 90
48. Fluidos Producidos - Inyectados, Yacimiento C-5 LAG3047 ................................................ 90
49. Diagrama de Stiff, Patrón Yacimiento C-4 LAG347 .............................................................. 91
50. Diagrama de Stiff, Patrón Yacimiento C-5 LAG347 .............................................................. 92
51. Diagrama de Stiff, Patrón Agua de Inyección ....................................................................... 92
52. Prospectividad del Pozo LAG3063 IW .................................................................................. 96
53. Prospectividad del Pozo LAG3067 IW .................................................................................. 97
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla Página
1. Propiedades petrofísicas promedio por subunidad, Yacimiento C-4 LAG3047 ...................... 34
2. Propiedades petrofísicas promedio por pozo / subunidad, Yacimiento C-4 LAG3047 ........... 35
3. Propiedades petrofísicas promedio por subunidad, Yacimiento C-5 LAG3047 ...................... 37
4. Propiedades petrofísicas promedio por pozo / subunidad, Yacimiento C-5 LAG3047 ........... 38
5. Propiedades de los Fluidos, Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 ................................................ 39
6. POES y Reservas del Yacimiento C-4 LAG3047 .................................................................... 58
7. POES y Reservas del Yacimiento C-5 LAG3047 .................................................................... 59
8. EVR Anual y Acumulada, Yacimiento C-4 LAG3047 .............................................................. 62
9. EVR Anual y Acumulada, Yacimiento C-5 LAG3047 .............................................................. 63
10. Razón de Movilidad Actual, Yacimiento C-4 LAG3047 ......................................................... 75
11. Razón de Movilidad Actual, Yacimiento C-5 LAG3047 ......................................................... 76
12. Sumario Petrofísico del Pozo LAG3063 IW .......................................................................... 96
13. Sumario Petrofísico del Pozo LAG3067 IW .......................................................................... 97
INTRODUCCIÓN
Los yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 pertenecientes a la Formación Misoa (Eoceno), fueron
descubiertos en el año 2001 a través de la perforación del pozo exploratorio LAG3047X en el
Bloque X. Este se encuentra geográficamente ubicado en un área límite entre tres (3) Unidades
de Producción en el Lago de Maracaibo: Bloque VIII de Centrolago, Bloque XII de Lagomar y
Bloque X de Lagomedio (actualmente Empresa Mixta Petrolera Bielovenezolana);
encontrándose hacia el Bloque X la mayor extensión de área para ambos yacimientos.
En el año 2002 se realiza un estudio conceptual de los yacimientos en base a los resultados
arrojados por el pozo LAG3047X, donde se caracterizaron los horizontes C-4 y C-5 y se
evaluaron los volúmenes de petróleo y gas existentes. Posteriormente en Abril de 2005
considerando la data obtenida de todos los pozos perforados en el área, se culmina el Estudio
titulado "Estudio integrado de los yacimientos C-4, C-5 del LAG3047, campo Centro Lago,
Bloques X y XII del Lago de Maracaibo", el modelo estructural varió significativamente, cuyos
cambios principales fueron referidos a los topes de las arenas, destacándose además que
sobre los resultados de dicho estudio surge la necesidad de implantar un proyecto de
recuperación secundaria mediante inyección de agua a fin de compensar la rápida declinación
de los niveles de presión del yacimiento.
En marzo del año 2006 fue completado el primer pozo inyector (LAG3063 IW) en el yacimiento
C-5 LAG3047, posteriormente se completaron el LAG3067 IW, LAG3064 IW y el LAG3068 IW
siendo los dos últimos inyectores en el yacimiento C-4 LAG3047. Actualmente se tienen cuatro
(4) pozos productores activos en el yacimiento C-4 LAG3047 los cuales suman una tasa
promedio de 740 BNPD y cinco (5) a nivel del yacimiento C-5 LAG3047 el cual produce a una
tasa promedio de 700 BNPD.
En los últimos cinco años la presión de estos yacimientos ha caído de manera brusca y por
consiguiente los niveles de producción de petróleo han disminuido notablemente aunado al
hecho de que el corte de agua ha incrementado, por lo tanto; se hace necesario realizar un
análisis detallado del proceso de inyección de agua para determinar su efecto sobre la
producción de estos yacimientos y buscar alternativas que permitan mejorar la productividad y
el recobro de los mismos.
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1.1. Planteamiento y Formulación del Problema La inyección de agua para incrementar la recuperación de petróleo es una técnica difundida
que ya ha sido implementada en innumerables escenarios de las más diversas cuencas
productivas en todo el mundo. En nuestro país, no sólo se trata de una práctica frecuente, sino
que ya existen muchos yacimientos que han alcanzado una situación que se identifica como de
“secundarias avanzadas” o “secundarias maduras”. Estos términos hacen referencia a
escenarios donde generalmente se ha alcanzado algún límite, ya sea por la baja capacidad de
producción de los pozos o por pérdida de rentabilidad. La Cuenca del Lago de Maracaibo es
bastante madura y ha sido sometida a un fuerte drenaje, lo que ha tenido gran influencia sobre
la declinación de la producción, razón por la cual en las últimas décadas ha sido necesario
implementar proyectos de inyección de agua y gas directamente a los yacimientos para tratar
de mantener los niveles de energía e incrementar el factor de recobro de petróleo.
Los yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 actualmente forman parte de uno de estos proyectos.
Fueron descubiertos en al año 2001 con la perforación del pozo exploratorio LAG3047, el cual
mostró prospectividad a nivel de las arenas C-1, C-4 y C-5. La presión inicial del yacimiento C-4
LAG3047 fue medida en el pozo descubridor en Julio del 2001 a través de un registro MDT,
arrojando un valor inicial promedio de 4093 Lpc, así mismo para el yacimiento C-5 LAG3047 se
obtuvieron 4446 Lpc., se tomaron muestras para análisis PVT. En vista de los resultados
obtenidos comienza el desarrollo del área de manera acelerada, se tomaron dos núcleos, uno
en el pozo LAG3053 a nivel de C-4 y otro en el pozo LAG3052 a nivel de C-5.
Ambos yacimientos se encuentran sometidos al proyecto de recuperación secundaria desde
hace cuatro años, el cual fue implantado con la finalidad de contrarrestar la declinación de la
presión e incrementar el recobro de las reservas existentes, ya que en el área no se cuenta con
un mecanismo de producción que contribuya al mantenimiento de los niveles de energía, no se
ha determinado ningún efecto de acuífero y el mecanismo de producción predominante hasta la
actualidad es empuje por gas en solución, corroborado por el aumento progresivo de la RGP.
Por otra parte; el fuerte drenaje al que han sido sometidos estos yacimientos ha acelerado la
declinación. Entre otros aspectos desfavorables se tienen el aumento progresivo del corte de
17
agua, la heterogeneidad de las arenas que los conforman y la presencia de arcillas
principalmente montmorillonita, caolinita e illita.
Existen otros factores de índole operacional que también limitan la eficiencia del proyecto de
recuperación secundaria, entre ellos: problemas mecánicos en la planta de inyección de agua,
poca disponibilidad de inyectores, baja inyectividad en algunos de los pozos por presentar baja
calidad de roca y daño en la cara de la formación.
Hasta el momento la inyección de agua no ha dado los resultados esperados, en este sentido;
se requiere realizar un análisis del comportamiento de presión/producción/inyección para
evaluar el proceso y su efecto sobre la producción de los yacimientos.
En vista de lo anteriormente expuesto surge la siguiente interrogante: ¿será posible determinar
el impacto que la inyección de agua ha tenido sobre la producción de los yacimientos C-4/C-5
LAG3047 y encontrar soluciones a la problemática de productividad que actualmente
presentan?
1.2. Justificación y Delimitación de la Investigación
Los yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 constituyen dos de las acumulaciones de petróleo liviano
más jóvenes del Bloque X, los cuales en su mejor momento para el año 2007 aportaban el 60%
de la producción total del bloque. Luego ambos yacimientos comienzan a experimentar una
fuerte declinación a pesar de que había sido implantado el proyecto de inyección de agua, el
cual requiere de evaluaciones y/o revisiones referidas a estudios de mayor alcance basados en
el seguimiento permanente del proyecto y su progreso.
Hasta el momento no se ha realizado un estudio con la finalidad de evaluar la inyección de
agua a nivel de los yacimientos C-4/C-5 LAG 3047 a pesar de los problemas existentes. En
general, este tipo de estudios tiene como objetivos, evaluar las eficiencias de barrido y de
desplazamiento, obtenidas en el proyecto hasta el momento, y establecer las acciones
necesarias para lograr su optimización, por lo que es necesario determinar el grado de
agotamiento del yacimiento, realizar un análisis del comportamiento de presión/producción
/inyección y determinar la probable distribución de fluidos en el yacimiento y para estimar el
comportamiento futuro del proyecto, sujeto a diferentes políticas y/o esquemas de
inyección/producción.
18
Debido a la importancia que tienen estos yacimientos por su capacidad de aporte, poco tiempo
de producción y calidad del crudo (liviano), se hace necesario estudiar las causas de la
problemática existente, analizar el proceso de inyección y su efecto sobre la producción,
además de establecer medidas para llevar un control del proyecto de recuperación secundaria
y hacer un seguimiento continuo con el propósito de aplicar las medidas correctivas que sean
necesarias para así obtener el máximo beneficio posible del mismo.
Delimitación de la investigación:
Espacial: Se enfocó en los yacimientos C-4/C-5 LAG3047 de la Formación Misoa de Edad
Eoceno, campo Bloque X de la cuenca del Lago de Maracaibo. El proyecto fue desarrollado en
la sede de la Empresa Mixta PDVSA Petrolera Bielovenezolana, ubicada en la Ciudad de
Maracaibo del Estado Zulia.
Temporal: La elaboración del proyecto comprendió un lapso de ocho (8) meses.
Población y Muestra: Para el desarrollo de la investigación se trabajó con una población de
diecisiete (17) pozos en total entre los yacimientos C-4 y C-5 LAG3047, de los cuales trece (13)
son productores y cuatro (4) son inyectores de agua.
1.3. Objetivos de la Investigación
1.3.1. Objetivo General de la Investigación Analizar el proceso de inyección de agua y su efecto sobre la producción de los yacimientos C-
4 / C-5 LAG3047, pertenecientes al Bloque X del lago de Maracaibo.
1.3.2. Objetivos específicos de la investigación Analizar la declinación por yacimiento mediante el uso de los gráficos tasa real de petróleo
Vs. tiempo, utilizando la herramienta OFM.
Determinar la Eficiencia Volumétrica de Reemplazo (EVR) y la razón de movilidad en los
yacimientos sometidos a inyección de agua.
Definir un patrón de agua para cada yacimiento y compararlo con el patrón de agua de
inyección, partiendo de análisis físico – químicos.
19
Identificar los problemas existentes en los pozos inyectores de agua y productores en el
área sometida a inyección.
Comparar distintos periodos de inyección - producción desde el inicio del proyecto hasta la
actualidad.
Analizar la factibilidad de implantar tecnologías que permitan mejorar la productividad en
estos yacimientos.
1.4. Metodología a utilizar
La investigación según Tamayo (2003) es un proceso que, mediante la aplicación del método
científico, procura obtener información relevante y fidedigna, para entender, verificar, corregir o
aplicar el conocimiento.
Tipo de Investigación:
Aplicada: ya que depende de la recopilación de datos e información para su análisis,
descubrimientos y avances de la investigación básica y se enriquece con ellos, pero se
caracteriza por su interés en la aplicación, utilización y consecuencias prácticas de los
conocimientos.
Explicativa: Según Fidias, A. (2006) “la investigación explicativa se encarga de buscar el
por qué de los hechos mediante el establecimiento de relaciones causa-efecto”. En el caso
de la presente investigación se buscará identificar, analizar e interpretar las causas y
resultados del problema planteado, lo cual proporcionará un conocimiento más explícito del
fenómeno estudiado.
Diseño de la Investigación:
Tamayo (2003), dice que el diseño de la investigación es la estructura a seguir en una
investigación ejerciendo el control de la misma a fin de encontrar resultados confiables y su
relación con las interrogantes surgidas de la hipótesis.
Según Fidias, A. (2006) la Investigación de Campo “consiste en la recolección de datos
directamente de la realidad donde ocurren los hechos, sin manipular o controlar variable
alguna”.
20
Basado en lo anterior se puede concluir que la presente investigación es de campo ya que
depende de la recolección de datos e información provenientes de fuentes confiables y seguras
de la industria petrolera nacional, específicamente de la Empresa Mixta PDVSA Petrolera
Bielovenezolana.
Técnicas de Recolección de Datos:
La recolección de datos se refiere al uso de una gran diversidad de técnicas y herramientas
que pueden ser utilizadas por el analista para desarrollar los sistemas de información. Todos
estos instrumentos fueron aplicados en un momento en particular, con la finalidad de buscar
información que fuera útil a una investigación en común. En este caso las fuentes principales
de información fueron la base de datos corporativa, las aplicaciones de uso común, estudios e
informes técnicos realizados y los archivos de información en físico.
Finalmente, para el desarrollo del presente proyecto de investigación fue necesario cumplir con
una serie de pasos y procedimientos con la finalidad de alcanzar los objetivos planteados; las
fases que comprendió se describen a continuación:
Fase I: Recopilación y validación de la data disponible.
Comprendió la recopilación de información referente a historias de producción, informes
previos, geología, petrofísica, análisis convencionales y especiales de núcleos, registros,
mapas, data de presión, producción, volúmenes de inyección y trabajos efectuados en pozos
productores e inyectores, entre otros.
FASE II: Análisis del comportamiento de Presión/Producción/Inyección.
Se refiere a la fase donde se llevó a cabo el estudio del comportamiento histórico de
presión/producción/ inyección, Generación de gráficos, estudio de los pozos inyectores,
problemática operacional, cálculo de la Eficiencia Volumétrica de Reemplazo (EVR) en base a
los volúmenes de inyección y volúmenes de producción.
FASE III: Análisis de Yacimientos.
Esta fase comprendió el análisis de declinación de cada uno de los yacimientos involucrados,
cálculo de la razón de movilidad, identificación de los patrones de agua de inyección y
21
producción, determinación del efecto que ha surtido la inyección de agua sobre la producción
de los yacimientos y factibilidad de aplicar tecnologías para buscar mejoras en la productividad.
FASE IV: Generación de conclusiones y recomendaciones.
1.5. Viabilidad de la investigación
Para lograr la ejecución del presente estudio se contó con la información necesaria y suficiente
ya que se dispone de información geológica actualizada, mapas, evaluaciones petrofísicas por
pozo, registros eléctricos, análisis de núcleos (uno por cada yacimiento), análisis PVT, data de
presiones (MDT, RST, RCI, estáticas build up) por pozo, historia de producción e inyección de
fluídos. Además se dispone de licencias para el uso de las siguientes herramientas de análisis
e integración: Macrostation, Discovery Geographics, OFM, Centinela, AICO, Sisub, carpetas de
pozo, Wellflo y asesoria de especialistas en las distintas áreas tanto a nivel Académico
(Asesorías metodológicas y por disciplina dentro de la División de Postgrado) como de Campo
(Especialistas y técnicos con experiencia en el campo de la industria, elaboración de estudios
integrados de yacimientos y gerencia de proyectos).
CAPÍTULO II
REVISIÓN DE LA LITERATURA
2.1. Antecedentes de la Investigación
Durante la revisión de publicaciones anteriores a este trabajo se pueden mencionar algunos
antecedentes que fundamentan el desarrollo de la presente investigación como un nuevo paso
sobre los resultados de los trabajos anteriores.
Inicialmente, en 2004, S. Struve y G. Venegas, 2004 desarrollan su tesis titulada:
“Caracterización Petrofísica de las arenas C-4, C-5 y C-6 (Eoceno) del Área LAG3047”.
Trabajo especial de Grado que consistió en caracterizar petrofisicamente los yacimientos del
Área LAG3047 nuevos para aquel entonces. El desarrollo del mismo permitió estimar, entre
otros valores el Índice de Heterogeneidad del Yacimiento, Indice de Calidad de Roca, Modelos
de Arcillosidad en base a modelos como el Lineal, Clavier, Modelo de Steiber y Modelo de
Larionov. Los resultados se utilizaron como data importante para construir gráficos como
elemento básico y necesario para alcanzar el objetivo general trazado. Se obtuvieron los
Modelos de arcillosidad, porosidad, permeabilidad y saturación característicos del área
mediante una combinación de las ecuaciones, con en este trabajo se logró la Caracterización
Petrofísica a través de la correlación núcleo – perfil de los pozos LAG3052 y LAG3053 de los
yacimientos C-4, C-5 y C-6 del Bloque X.
Luego, en 2005, L. Laporte, O. Pereira y D. Flores presentaron un trabajo titulado “Estudio
Integrado de los yacimientos C-4 y C-5 del Área LAG3047, Bloques VIII, X y XII del Lago
de Maracaibo”. La finalidad de este estudio fue presentar al Ministerio de Energía y Petróleo el
Estudio Integrado de los yacimientos C-3 LAG3047, C-4 LAG3047 y su respectivo cambio de
reservas. Los mencionados yacimientos fueron descubiertos por el pozo LAG3047 en agosto
2001 y oficializados en el año 2002. El informe de sometimiento presenta a detalle el estudio
realizado en el área, siendo el principal resultado, la nueva interpretación del modelo estático,
lo cual origina cambios de topes en las arenas del área, por lo que tuvo como finalidad someter
los cambios de nombre y de reservas de los yacimientos C-3 LAG3047 y C-4 LAG3047, los
cuales fueron cambiados a C-4 LAG-3047 y C-5 LAG3047, respectivamente. Además se hace
mención a la factibilidad de implantar un proyecto de recuperación secundaria mediante
23
inyección de agua para contribuir de esta manera a una recuperación más eficiente de las
reservas.
Finalmente, meses después, en el mismo año 2005, L. Laporte presenta el “Proyecto de
Inyección de Agua Yacimientos C-4/C-5 LAG3047, Bloques VIII, X y XII del Lago de
Maracaibo”. Proyecto elaborado en base a los resultados del estudio integrado de yacimientos
realizado por la empresa Schlumberger, cuyos cambios principales fueron referidos a los topes
de las arenas del área, donde los yacimientos C-3 LAG3047 y C-4 LAG3047 pasan a ser en el
nuevo estudio C-4 LAG3047 y C-5 LAG3047 respectivamente, a su vez este estudio soporta la
implantación del actual proyecto de recuperación secundaria. El estudio generó un modelo de
simulación que representa el sistema roca-fluidos que compone los yacimientos C-4/C-5
LAG3047, lo cual permitió delinear un plan de explotación técnico-económico viable basado en
la inyección de agua.
2.2. Reseña Histórica de los Yacimientos C-4 y C-5 LAG3047
Las arenas C-3 y C-4 de edad Eoceno fueron descubiertas en el 2001 a través de la
perforación del prospecto Bloque X NE-A (pozo LAG-3047X). Este objetivo se obtuvo, mediante
una evaluación técnica integrada, incluyendo el uso de sísmica 3D; en área ubicada en límite
de tres Unidades de Explotación: Campo Centro Lago - U.E. Centrolago, Bloque X - U.E.
Lagomedio y Bloque XII - U.E. Lagomar. Ubicándose en el Bloque X la mayor extensión de
área del prospecto.
En el año 2002 se finaliza un estudio conceptual de yacimiento en base a los resultados del
pozo LAG-3047X con la finalidad de caracterizar los horizontes C-3 y C-4 y evaluar los
volúmenes de petróleo y gas existentes. Las reservas de los yacimientos C-3 y C-4 fueron
sometidas en aquel entonces ante el Ministerio de Energía y Petróleo.
Desde el año 2001 se han llevado a cabo actividades de perforación para el desarrollo de
reservas primarias de petróleo y gas asociado existentes en estos yacimientos.
En marzo 2005 se obtienen resultados del Estudio Integrado (FASES II y III) realizado por la
empresa Schlumberger. Dicho estudio presenta cambios estructurales significativos, a partir de
los cuales los yacimientos sometidos oficialmente en el año 2002 como C-3 LAG-3047 y C-4
LAG-3047, son interpretados actualmente como los yacimientos C-4 LAG-3047 y C-5 LAG-
3047 respectivamente. Basados en dicho estudio se somete nuevamente un informe con la
24
revisión de reservas y cambios referidos principalmente a los topes estructurales de los
mencionados yacimientos, estudio en el cual generó un modelo de simulación que representa
en forma satisfactoria al sistema roca-fluidos que compone los yacimientos C-4 y C-5
LAG3047, lo cual permitió delinear un plan de explotación técnico-económico viable para el
momento basado en la inyección de agua. Los resultados de los escenarios de predicción
analizados muestran un plan de explotación recomendado por el estudio de simulación.
En el año 2005 fue aprobado el proyecto de inyección de agua para ambos yacimientos, en
este sentido se adecua la infraestructura que permitió el manejo, transporte e inyección de
agua del lago, desde la planta PIA-6-9 hacia los nuevos pozos inyectores a ser perforados en
el Bloque X (Área LAG3047), con el propósito de cumplir con los requerimientos de
recuperación secundaria en los yacimientos C-4/C-5 LAG-3047. Finalmente, se recomienda
implantar el plan de explotación sugerido por el modelo estático y dinámico, calibrado para
ambos yacimientos.
2.3. Ubicación Geográfica y Estructura de los Yacimientos
Los yacimientos C-4 y C-5 LAG3047 de edad Eoceno de la Formación Misoa fueron
descubiertos en el año 2001 con la perforación del pozo exploratorio LAG3047 en el Bloque X.
Estos se encuentran geográficamente ubicados en un área limite entre tres Unidades de
Explotación en el centro del Lago de Maracaibo: Bloque VIII de Centrolago, Bloque XII de
Lagomar y Bloque X de Lagomedio (actualmente EM Petrolera Bielovenezolana);
encontrándose en el Bloque X la mayor extensión de área de los yacimientos.
Las características más relevantes encontradas son las siguientes:
Estructura Monoclinal con buzamiento promedio de 10° Suroeste.
Yacimientos predominantemente Estratigráficos.
Correspondencia aceptable entre los topes geológicos y la interpretación sísmica.
Establecimiento de limites de los yacimientos entre los Bloques Centrolago, X y XII.
Definición de las áreas de Reservas Probadas y Probables.
25
Figura 1. Ubicación Geográfica del Área En Estudio
Fuente: Guerrero R, 2011
2.4. Modelo Estructural de los Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047
La estructura del área es un monoclinal con un buzamiento de 10° al SO, está delimitado por
dos (2) fallas normales que corren en forma paralela con una dirección NO-SE. A lo largo de la
falla Norte (buzamiento NE) desde C-4 hasta C-6 se observan cambios de buzamiento que van
desde 30° en la parte NO, 35°- 40° en la parte central y 25°-35° para la parte SE. Para la falla
Sur (buzamiento NE) se distingue que hacia el NO el buzamiento permanece casi constante
desde C-4 hasta C-6 con un rango aproximado de 35°- 50°, mientras que para la parte central
se notan ciertos cambios en los rangos estos van desde 20°- 25° para C-4.
Las fallas principales (Norte y Sur) presentan saltos mayores que las fallas de ajuste,
ubicándose entre los 550’ y 80’ respectivamente. La falla ubicada al norte del yacimiento
disminuye su salto en dirección SE.
26
Figura 2. Modelo Estructural de los Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047
Fuente: PDVSA, 2005
Figura 3. Ángulos de Inclinación y Dirección de Buzamiento de los Yacimientos
Fuente: PDVSA, 2005
C‐2_U_HG
C‐2_M_HG
C‐2_L_HG
C‐5_U_HG
C‐4_L_HG
C‐4_U_HG
C‐3_HG
ER‐EO
C‐2_U_HG
C‐2_U_HG
GUASARE
C‐5_L_HG
LAG 3047
C4
C6
C4
C6
C6
C4C4
C6
C6C4
C4C6
NE
NE
NE
OS
N
C4C6
27
2.5. Modelo Estratigráfico de los Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047
La secuencia estratigráfica del área, está constituida de tope a base, por la sección post-
Eocena representada por las formaciones: El Milagro y Onia de edad Pleistoceno –Plioceno de
ambiente fluvio – deltaico y lacustrino, la secuencia continúa con las formaciones La Puerta
y Lagunillas de edad Mioceno y compuesta por depósitos continentales y marinos deltaicos y
culmina con la Formación La Rosa de edad Mioceno y representada por sedimentos de
origen marino e infrayacente y discordante se encuentra los sedimentos de edad Eoceno de
la Formación Misoa, las arenas B Inferior hasta las arenas C-5 definida por una serie de
sedimentos fluvio deltaicos.
La Figura 4 muestra la columna estratigráfica local con el registro tipo del pozo LAG 3047,
definidas para el área con los nuevos topes generados en el reciente estudio.
Figura 4. Columna estratigráfica Local y Registro Tipo LAG 3047
Fuente: PDVSA, 2005
C-3U
C-3M
C-3-L-SupC-3-L
C-4-U
C-5-U
FORMACION GUASARE
M I
O C
E N
O
FORMACION ONIA
MEDIO
INFERIOR
P O
S T
-E
O C
E N
O
FO
RM
AC
ION
LA
GU
NIL
LA
S
MIEMBRO BACHAQUERO
MIEMBRO LAGUNA
MIEMBRO OJEDA
MBRO. LAGUNILLAS INFERIOR
E O
C E
N O
ARENAS “B”
AR
EN
AS
“C
”ME
DIO
INF
ER
IOR
SUPERIOR
INFERIOR
C-
C-2
C-4
C-5
PALEOCENO
FO
RM
AC
ION
MIS
OA B-INF
C-6/7
FORMACION EL MILAGRO
C-3
PLIOCENO
PLEISTOCENO
FORMACION GUASAREFORMACION GUASARE
M I
O C
E N
O
FORMACION ONIA
MEDIO
P O
S T
-E
O C
E N
O
FO
RM
AC
ION
LA
GU
NIL
LA
S MIEMBRO BACHAQUERO
MIEMBRO LAGUNA
MIEMBRO OJEDA
MBRO. LAGUN. INFERIOR
E O
C E
N O
ME
DIO
INF
ER
IOR
-
-
PALEOCENO
B
-
FORMACION EL MILAGRO
PLIOCENO
PLEISTOCENO
FORMACIONLA ROSA
MBRO. SUPERIORLUTITAS LA ROSA
ARENA INTERME.
MBRO BASAL (STA.BARBARA)
FORMACIONLA ROSA
MBRO. SUPERIORLUTITAS LA ROSA
ARENA INTERME.
MBRO BASAL (STA.BARBARA)
1
ARENAS “B”
AR
EN
AS
“C
” SUPERIOR
INFERIOR
C
C 2
C 4
C-5
FO
RM
AC
ION
MIS
OA
INFERIOR
C 6/7
C-3
C INF
28
El espesor promedio de C-4 es de 494’ y está compuesto por arenas y lutitas. Las areniscas
son de color beige y marrón claro, moderadamente consolidadas, de grano fino a medio, de
forma angular a sub-redondeadas, regular selección y de matriz arcillosa no calcárea. Se
presentan trazas de arcilita, pirita y carbón. Las lutitas son de color gris oscuro a marrón claro,
moderadamente duras.
El espesor promedio de C-4 es de 487’ y esta conformado por areniscas, lutitas y limolitas. Las
areniscas se presentan de color marrón claro y esporádicamente gris claro y beige,
moderadamente consolidadas, de grano fino a medio, sub-redondeadas a sub-angular, con una
selección regular, matriz arcillosa esporádicamente silicia no calcárea. Las lutitas son de color
gris oscuro y ocasionalmente gris claro, moderadamente duras, de forma laminar y de vez en
cuando en bloque, otras veces se presentan laminaciones carbonosas y no calcáreas. Las
limolitas de color gris claro a marrón claro, se presentan en bloque moderadamente duras con
algunas intercalaciones de arenáceas. Se observan trazas de arcilla.
Los resultados de la revisión geológica y reinterpretación de la sísmica 3D para la ejecución del
Estudio de Simulación para los yacimientos C-4 / C-5 LAG-3047 mostraron una configuración
estratigráfica diferente al marco considerado inicialmente. El modelo estratigráfico corrobora la
alta heterogeneidad estratigráfica tanto lateral como vertical y diferencias en la calidad de las
arenas dentro del yacimiento, lo que llevó a la creación de subunidades sedimentarias
secuenciales para explicar y cuantificar estos cuerpos estratigráficos, resultando entonces C-4
Superior, C-4 Medio y C-4 Inferior, de la misma manera se estableció la división en tres
subunidades para el yacimiento C-5 LAG3047.
2.6. Modelo Sedimentológico de los Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047
El modelo sedimentológico de ambos yacimientos se encuentra elaborado en base a la
descripción macroscópica (litología, color, textura, mineralogía, estructuras sedimentaria,
tamaño del grano, angularidad, redondez, escogimiento, contenido fósil, aspectos diageneticos
visibles y todas aquellas características que pudieran ser identificadas) de los núcleos tomados
en los pozos LAG3052 y LAG3053, realizada por CORELAB y la descripción del núcleo
tomado en el pozo CLD080 realizada por OMNI. Se describieron las siguientes facies: (1) canal
principal (flujo canalizado), (2) canales secundarios (de menor espesor), (3) margen de canal,
(4) lóbulo proximal, (6) lóbulo distal y (7) bahía. La Figura 5 muestra las características de los
29
flujos hiperpícnicos (tomado de Zavala, 2001). Una vez finalizada la descripción y generadas
las diferentes unidades se procedió a extrapolar esta información a los pozos del área.
Figura 5. Características de los Flujos Hiperpícnicos.
Fuente: Zavala, 2001
La arena C-4 se encuentra dividida en varias unidades estratigráficas (C4-U, C4-M, C4-L), las
mismas presentan espesores promedio en el área que van desde 112’, 114’ y 268’
respectivamente. En base al modelo Hiperpícnico se tiene que la arena C4-U está dominada
principalmente por facies de canal principal, la arena C4-M esta dominada por facies de canal
principal y facies de margen de canal, la arena C4-L-Sup está dominada principalmente por
facies de lóbulo y la arena C4-L esta dominada principalmente por facies de lóbulo y bahía con
un bajo porcentaje de facies de canal.
Inicialmente para estudiar la viabilidad de implantar un proyecto de inyección de agua se
propuso un primer pozo inyector (I1_C4) ubicado buzamiento abajo del pozo LAG3056 y a una
distancia de 835 m del mismo y a 200 m de la Falla Sur, observándose buena continuidad de
las amplitudes sísmicas en los reflectores sísmico-estratigráficos hacia la parte más alta de la
estructura.
30
Se realizó un panel utilizando un filtro de permeabilidad y facies, entre los pozos a los que les
llegaría la inyección, y este mostró que el inyector tendría una efectividad mayor en la unidad
C-4-M, tanto en dirección SO como SE, lo que quiere decir que hay continuidad lateral de esta
arena, mientras que para el SO de la unidad C4-U se observó que las arenas recibirían mejor
inyección debido a la continuidad de las mismas. Sin embargo, hacia el SE se observa poca
conexión lateral de las arenas. La unidad C-4-L es muy lenticular, además se observan bajas
permeabilidades y altas porosidades, ya que es un intervalo donde predominan las arcillas.
Figura 6. Comportamiento del Inyector I1_C4 hacia el Oeste
Fuente: PDVSA, 2005
Figura 7. Comportamiento del Inyector I1_C4 hacia el Oeste y Este
Fuente: PDVSA, 2005
C‐4
31
La arena C-5, se encuentra dividida en varias unidades estratigráficas (C5-U, C5-M, C5-L), las
mismas presentan espesores promedio en el área que van desde 77’, 115’ y 295’
respectivamente. La arena C5-U está dominada por facies de canal (principal y canales
secundarios) y margen de canal. La arena C5-M está dominada por facies de canal principal y
margen de canal. La arena C5-L está dominada por facies de lóbulos y facies de canales. El
inyector I1_C5 se encuentra buzamiento abajo del LAG3056,a una distancia de 633 m del
mismo y a 190 m de la Falla Sur, observándose buena continuidad de las amplitudes sísmicas
en los reflectores sísmico-estratigráficos hacia la parte más alta de la estructura.
El punto del inyector I1_C5 fue optimizado, tomando en cuenta la estructura y la y los análisis
geoestadísticos en las unidades C5-U, C5-M y C5-L. Se puede decir que hay buena
continuidad de las arenas, tanto en dirección SO como SE, siendo más continua C5-M.
Figura 8. Comportamiento del Inyector I1_C5 en ambas direcciones
Fuente: PDVSA, 2005
LAG 3049
LAG 3052
I1-C5
LAG 3057
LAG 3056
C-5-U
C-5-M
C-5-L
32
2.7. Modelo Petrofísico de los Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047
2.7.1. Modelo Petrofísico del Yacimiento C-4 LAG3047
El modelo petrofísico para el yacimiento C-4 del área LAG3047 está fundamentado sobre la
base de los análisis de núcleo disponibles del pozo LAG3053. El núcleo del pozo LAG3053 fue
tomado a las profundidades 10593’-10993’, tiene una longitud de 400’ y corresponde a la
arena C-4.
La resistividad del agua de formación fue calculada mediante el uso de análisis físico-químicos
realizados a una muestra de agua del pozo CLD-80 (vecino del área), ya que no se disponía
de otras muestras de agua en el área para aquél entonces y a partir de los registros de los
pozos del área en una zona saturada 100% de agua.
En la evaluación petrofísica se consideraron los resultados de XRD, donde la mineralogía de la
roca de los yacimientos de interés mostraban arcillas y cuarzos. En un 50% de la arcilla está
constituida por caolinita, clorita e illita. Los fluidos presentes son: petróleo y agua. Las
evaluaciones petrofísicas se realizaron en el módulo ELAN de la plataforma Geoframe, y fueron
validadas con: datos de núcleos, la interpretación de los NMR y con las pruebas de formación
de pozo (MDT), es decir, Vcl ELAN vs Vcl XRD, Phi ELAN vs Phi de núcleo y NMR, Sw ELAN
vs Sw y Swi denúcleo, K vs K de núcleo y K calculado del NMR, Movilidad vs. Movilidad de los
pre-test de los MDT.
El modelo de saturación de agua empleado para realizar las evaluaciones petrofísicas de los
pozos fue el modelo de Simandoux para arenas arcillosas y para el estimado de
permeabilidades se utilizo la siguiente correlación, la cual se encuentra en el paquete de
evaluación ELAN:
FactorAirK 10
3
110
T
XBWAirKINT
VK
2
1log2log5.2)(7.4 TeKminVminFactor
33
Los parámetros de corte ó cut-off para la determinación de ANT y ANP fueron los siguientes:
VCL 45% Poro 8%
Perm 1md Sw 60%
El yacimiento C-4 LAG3047 está conformado por areniscas con intercalaciones de lutitas y
limolitas. Tiene un espesor promedio de 494’ y por sus características se puede dividir en 3
unidades sedimentarias. En la unidad superior (C4-U) predominan areniscas con
intercalaciones de lutitas, donde los espesores de arena neta petrolífera varia entre 12-45 pies
con buenas propiedades, haciéndose menos prospectivo hacia los pozos LAG3054 y LAG3058
por degradación de las arenas. Seguido, en la unidad media (C4-M) se observa un cuerpo de
arena con mayor espesor (ANP promedio: 57’), un poco arcillosa y tiene menor desarrollo de
espesor hacia el pozo LAG3050, afectado por una falla normal, y menos prospectividad hacia
los pozos LAG3051, LAG3055, LAG3058 y LAG3054. La resistividad oscila entre 20 -150 ohm-
m, porosidad de 18-23% y saturación de petróleo de 50 -75%.
Hacia la parte basal (unidad C4-L) se observan mayormente lulitas, limolitas y algunos cuerpos
delgados de areniscas lenticulares que varían de 2’ hasta 25’, muy arcillosas, con arena neta
petrolífera promedio de 10’, donde las resistividades llegan a alcanzar 15 ohm-m, por lo que
presentan alta saturación de agua. La porosidad y permeabilidad son menores de 12 % y 10
mD, respectivamente.
En cuanto a los contactos de fluidos, en el yacimiento, a nivel de las arenas superiores (C4-U y
C4-M), hacia el sur-este del yacimiento, se observa únicamente un ODT @ -11098’ (CL-95), sin
embargo hacia el pozo LAG3054 se observa un ODT más estructura arriba @ –10777’,
indicando un área con características diferentes posiblemente producto de los cambios
laterales sedimentarios y por ende se tiene drenaje preferencial de algunas arenas a través de
los pozos productores existentes. A nivel de las arenas inferiores (C4-L) se observa un contacto
agua-petróleo a –11082’ (pozo CLD-80). En la figura 9 se presenta la correlación núcleo-perfil
del pozo LAG3053, donde se observa correspondencia entre ambos resultados.
34
Figura 9. Correlación Núcleo-Perfil del pozo LAG3053, Arena C-4
Fuente: PDVSA, 2005
A continuación se anexa una tabla de sumarios petrofísicos promedio por unidades
sedimentarias y otra por pozos completados en el yacimiento C-4 LAG3047:
Area (acres) ANP (ft) Porosidad (frac) Swi (%) Arena Min Prom Max Min Prom Max Min Prom Max Min Prom Max C-4U 317 352 387 3.99 35.5 66.8 0.18 0.20 0.22 26 32 29 C-4M 363 403 443 7.99 57.7 87.8 0.15 0.18 0.20 26 32 29 C-4L 293 314 345 0.5 10.7 23.0 0.16 0.19 0.20 26 32 29
Tabla 1. Propiedades petrofísicas promedio por subunidad, Yacimiento C-4 LAG3047
Fuente: PDVSA, 2005
C‐4U
35
YACIMIENTO C-4 LAG3047 POZO ARENA ANT (pies) ANP (pies) PHI_ANP (%) SW_ANP (%) K_ANP (mD)
LAG3053 C-4-U 81 48 21 28 296 C-4-M 90 72 19 33 67 C-4-L 87 19 18 33 134
LAG3055 C-4-U 88 66 19 24 91 C-4-M 83 43 18 29 59 C-4-L 62 8 20 35 185
LAG3061 C-4-U **** **** **** **** **** C-4-M 94 94 19 31 84 C-4-L **** **** **** **** ****
LAG3062 C-4-U 20 18 18 24 50 C-4-M 84 84 18 27 66 C-4-L **** **** **** **** ****
LAG3066 C-4-U 47 34 18 30 96 C-4-M 37 29 14 31 36 C-4-L 2 0 9 80 0
LAG3064 IW C-4-U 45 40 16 63 60 C-4-M 123 76 15 92 50 C-4-L **** **** **** **** ****
LAG3068 IW C-4-U 52 44 16 73 40 C-4-M 90 60 13 54 28 C-4-L 20 **** 7 92 0
Tabla 2. Propiedades petrofísicas promedio por pozo / subunidad, Yacimiento C-4 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2012
2.7.2. Modelo Petrofísico del Yacimiento C-5 LAG3047
El modelo petrofísico para el yacimiento C-5 del área LAG3047 está fundamentado sobre la
base de los análisis disponibles en el núcleo del pozo LAG3052. El núcleo del pozo LAG3052
está comprendido entre las profundidades 11030’-11763’ con una longitud de 734’ abarcando
las arenas C-4 y C-5.
La resistividad del agua de formación fue calculada por análisis físico-químicos realizada a una
muestra del pozo CLD-80 (vecino del área), ya que no se disponía de muestras de agua en el
área y a partir de los registros de los pozos en una zona saturada 100% de agua. En la
evaluación petrofísica al igual que para el yacimiento C-4 LAG3047 se consideraron los
resultados de XRD, donde la mineralogía de la roca de los yacimientos de interés mostraban
arcillas y cuarzos. En un 50% la arcilla está constituida por caolinita, clorita e illita. Los fluidos
presentes son: petróleo y agua.
36
La metodología utilizada fue la misma empleada para C-4, ya que las evaluaciones petrofísicas
se realizaron en el módulo ELAN de la plataforma Geoframe, y fueron validadas con: datos de
núcleos, la interpretación de los NMR y con las pruebas de formación de pozo (MDT), es decir,
Vcl ELAN vs Vcl XRD, Phi ELAN vs Phi de núcleo y NMR, Sw ELAN vs Sw y Swi denúcleo, K
vs K de núcleo y K calculado del NMR, Movilidad vs. Movilidad de los pre-test de los MDT.
El modelo de saturación de agua empleado para realizar las evaluaciones petrofísicas de los
pozos fue el modelo de Simandoux para arenas arcillosas y para el estimado de
permeabilidades se utilizó la misma correlación con la que se trabajó en el yacimiento C-4
LAG3047 mostrada anteriormente.
Los parámetros de corte ó cut-off para la determinación de ANT y ANP fueron los siguientes:
VCL 45% Poro 8%
Perm 1md Sw 65%
El yacimiento C-5 LAG3047, está conformado por areniscas, lutitas y limolitas moderadamente
consolidadas, además de ser el yacimiento más prospectivo muestra las arenas con mejor
continuidad lateral, específicamente la arena de la parte central (C-5M). En general, las arenas
de C-5 se caracterizan por variar de delgadas a masivas con espesores promedios de 4 a 45
pies. En la parte central (C5-M) se observan los mejores paquetes de arenas que disminuyen
en espesor hacia el pozo LAG3054, LAG3058 en comparación con los pozos vecinos, mientras
que en la parte inferior (C5-L), se presenta un mayor desarrollo hacia los pozos LAG3051 y
LAG3056.
El yacimiento en general, tiene un espesor promedio de 480 pies con 45 pies promedio de
ANP, porosidades entre 16 -24%, permeabilidades entre 100 -250 mD, buenas resistividades
entre 25 -90 ohm-m y saturación de petróleo de 60 a 80%. En dirección suroeste-norteste del
yacimiento se tiene el mejor desarrollo de las arenas con las mejores propiedades y hacia el
oeste se degradan. En la figura 10 se presenta la correlación de núcleo-perfil del pozo
LAG3052, donde se observa correspondencia entre ambos resultados
37
En cuanto al contacto de fluidos en el yacimiento C-5 LAG3047, se observa un contacto agua
petróleo en los pozos LAG3049 y CL-401 @ -11236’, el cual es diferente al visto en el pozo
LAG3054 @ -11196’, es decir, que está a 40’ estructura arriba. En las arenas inferiores se
observa un ODT en el pozo CL-401 @ -11544’, en contraste con un contacto agua-petróleo
visto en el pozo LAG3054 @ -11537’.
Figura 10. Correlación Núcleo-Perfil del pozo LAG3052, Arena C-5
Fuente: PDVSA, 2005
A continuación se anexa una tabla de sumarios petrofísicos promedio por horizonte y otra por
pozo completado en el yacimiento C-5 LAG3047:
Area (acres) ANP (ft) Porosidad (frac) Swi (%) Arena Min Prom Max. Min Prom Max Min Prom Max Min Prom MaxC-5U 499 535 571 2.48 17.4 41.5 0.15 0.18 0.20 26 32 29 C-5M 535 573 611 11.9 57.9 91.9 0.17 0.19 0.20 26 32 29 C-5L 504 540 576 1.99 54.5 112.8 0.12 0.16 0.18 26 32 29
Tabla 3. Propiedades petrofísicas promedio por subunidad, Yacimiento C-5 LAG3047
Fuente: PDVSA, 2005
38
YACIMIENTO C-5 LAG3047 POZO ARENA ANT (pies) ANP (pies) PHI_ANP (%) SW_ANP (%) K_ANP (mD)
LAG3049 C-5-U 77 55 16 32 66 C-5-M 20 12 17 23 90 C-5-L 175 45 28 26 125
LAG3051 C-5-U 60 56 21 22 200 C-5-M 15 10 20 16 199 C-5-L 237 79 16 24 72
LAG3052 C-5-U 46 40 15 39 43 C-5-M 73 10 19 20 182 C-5-L 110 70 15 30 12
LAG3056 C-5-U **** **** **** **** **** C-5-M 50 48 19 33 164 C-5-L 50 48 15 29 60
LAG3057 C-5-U 70 68 20 18 151 C-5-M 12 8 20 19 127 C-5-L 100 24 15 22 19
LAG3058 C-5-U 101 38 17 35 80 C-5-M 216 20 16 25 77 C-5-L 83 32 18 35 111
LAG3060 C-5-U 30 10 18 35 70 C-5-M 50 40 18 38 84 C-5-L 70 66 18 25 84
LAG3065 C-5-U 31 15 15 41 36 C-5-M 54 47 16 37 46 C-5-L 60 2 10 78 7
LAG3063 IW C-5-M 11328' -11400'
(72') 72 16 74 29
LAG3067 IW C-5-L 11582' -11654'
(72') 72 15 40 21
Tabla 4. Propiedades petrofísicas promedio por pozo / subunidad, Yacimiento C-5 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2012
2.8. Propiedades de los Fluidos, Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047
En los yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 fueron tomadas muestras de fluido en fondo a
condiciones originales, específicamente en el pozo LAG3047 en el año 2001, estas fueron
analizadas y validadas resultando representativas, se obtuvieron los siguientes resultados:
39
Tabla 5. Propiedades de los Fluidos, Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2012
Como puede notarse, ambas acumulaciones son contentivas de crudo liviano de alta
volatilidad, esta es una de las condiciones favorables al momento de implantar un proyecto de
recuperación secundaria mediante inyección de agua, debido a que la movilidad es favorable al
crudo en condiciones iniciales. Como puede notarse la presión de burbujeo es alta y se
encuentra cercana a la presión inicial en cada uno de los yacimientos.
POZO YACIMIENTO FECHA
ANÁLISIS
Pb (Lpc)
Bob (BY/BN)
Rsi (PCN/BN)
Visc. Cps.
Temp.°F
° API
LAG3047 C-4 LAG3047 01/09/2001 3304 1,981 1348 0,13 260,4 33,6
LAG3047 C-5 LAG3047 13/08/2001 4207 3,121 2875 0,13 267,7 36,4
CAPÍTULO III
ESTUDIO DE LOS YACIMIENTOS
3.1. Historia de Producción – Inyección del Yacimiento C-4 LAG3047
El Yacimiento C-4 LAG3047 comienza su fase de producción con la completación del pozo CL-
402 (bloque vecino) en Septiembre del 2002 ya que el pozo LAG3047X fue completado
inicialmente en otras arenas. Para Mayo del 2003 se completa el pozo LAG3053, el cual mostró
tasas iniciales de 1400 BNPD con cortes de agua de 0,1 %. Posteriormente en Septiembre del
mismo año se completa el pozo LAG3055 produciendo inicialmente en forma inestable tasas
entre 200 y 800 BNPD con 0,5 % de AyS.
Durante el año 2004 y hasta finales del 2005 la tasa de producción del yacimiento se mantuvo
estable alrededor de 2000 BNPD, RGP de 800 PCN/BN y un corte de agua de 0,5% a través de
dos pozos activos (LAG3053 y LAG3055).
De igual forma en Octubre y Diciembre del 2005 fueron completados y puestos en producción
por flujo natural los pozos el LAG3061 y LAG3062 respectivamente, logrando incrementar la
tasa de de producción de crudo del yacimiento en 1100 BNPD adicionales, obteniéndose
promedios de 3200 BNPD. Por otro lado en Junio del 2006 fue completado y evaluado
temporalmente a producción el pozo inyector LAG3064 IW.
Como último pozo productor completado en el yacimiento C-4 LAG3047, Bloque X se tiene el
LAG3066, el cual fue adicionado a producción en Septiembre del 2006 con tasas iniciales
promedio de 1250 BNPD, RGP de 900 PCN/BN y cortes de agua 0,5 %, aumentando la tasa
del yacimiento hasta los 3500 BNPD. En Abril del 2007 fue reparado el pozo LAG3055 con el
objetivo de disminuir el alto corte de agua abandonando el lente C-4-L (Zona II) mediante
forzamiento de cemento y se recompletó sencillo no selectivo en las arenas de C-4 LAG3047,
lentes superior y medio.
En la actualidad en el yacimiento C-4 LAG3047, área Bloque X existen seis (6) pozos
productores activos, uno (1) inactivo categoría 3 (LA3050) y dos (2) pozos inyectores inactivos
(LAG3064 IW y LAG3068 IW). Para finales de Abril de 2013 el yacimiento presenta una
producción promedio de 740 BNPD, 18,972 MMPCND de gas de formación y un corte de agua
41
de 21%. En cuanto a los acumulados de producción se tienen 6,706 MMBN de petróleo; 12134
MMPCN de gas de formación y 0,5 MMBLS de agua.
Como actividad operacional se tiene que el proyecto de inyección de agua se inició en Febrero
del 2007 con la perforación del pozo LAG3064 IW, con tasas iniciales de 4000 BAPD, la cual
fue mostrando una disminución gradual. El pozo LAG3068 IW fue completado mecánicamente
en Octubre del 2007 y oficialmente en Septiembre de 2008, sin embargo el mismo desde sus
inicios ha presentado problemas de baja inyectividad con tasas iniciales de aproximadamente
1000 BAPD versus 4400 BAPD que se tenían planificados como resultado de la simulación.
Hasta el momento en el yacimiento C-4 LAG3047 se han inyectado 3,625 MMBls de agua.
Cabe destacar que la inyección de agua se encuentra inactiva desde Agosto del año 2011, es
decir; desde hace un año con 8 meses, esto se debe a que la planta de inyección asociada al
proyecto (PIA-6/9) presenta fuertes problemas operacionales y la misma se encuentra en
reparación mayor.
Para el cierre del año 2010 se habían inyectado 3,309 MMBls de agua alcanzándose para ese
entonces una EVR de 12,1%. Durante el ultimo año en el cual se tuvo inyección (2011), se
inyectó un volumen total de agua de 316 MBA a una tasa promedio diario de inyección de 1490
BAPD.
Figura 11. Comportamiento de Producción – Inyección, Yacimiento C-4 LAG3047
Fuente: OFM, 2013
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
1500
3000
4500
6000
7500
0
1500
3000
4500
6000
7500T asa Real de Pe t ro leo ( b ls/d )
T asa Real de Líquidos ( b ls/d )
T asa Real de Agua Inyectada ( b ls/d )
Pe t ró leo A cumulado ( Mbls )
Inyeccion de Agua A cumulada ( Mbls )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0
100000
200000
300000
400000
500000
Corte de A gua Agua A cumulada
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
6000
12000
18000
24000
30000
0
2500000
5000000
7500000
10000000
12500000
Re lacion Gas Pe t ró leo ( pc/bls )
Gas A cumulado ( Mpc )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
2
4
6
8
10
FECHA
Producto r(s) A ct ivo (s)
42
3.1.2. Pozos Inyectores del Yacimiento C-4 LAG3047
La inyección de agua a nivel del yacimiento C-4 LAG3047 se lleva a cabo a través de los pozos
LAG3064 IW y LAG3068 IW. El pozo LAG3064 actualmente presenta un requerido de 3600
BAPD, y el pozo LAG3068 tiene un requerido de 1200 BAPD. Ambos pozos inyectan a nivel de
las subunidades superior y media ya que la subunidad inferior no muestra prospectividad en
ninguno de los pozos productores.
3.1.2.1. Pozo LAG3064 IW
El pozo fue completado en Junio de 2006 como inyector de agua en el yacimiento C-4
LAG3047 con equipo de LAG. Inicialmente fue abierto a producción a fin de realizar prueba de
retroflujo (Back Flow) y limpiar el posible daño causado al pozo durante su completación.
Posteriormente en Febrero del 2007 comenzó el proceso de inyección con tasas iniciales de
4000 BAPD, se mantuvo activo hasta el 20/01/2011 cuando presentó línea rota en el horizontal
que va desde la MIA 3007 hasta el pozo, estuvo inyectando a través de los lentes C-4-U y C-4-
M. Al 31/01/2011 el pozo LAG3064 IW presenta un acumulado de inyección de 2,78 MMBA.
Figura 12. Diagrama Mecánico del Pozo LAG3064 IW
Fuente: PDVSA, 2006
LAG3064.DGN
10700
10800
10900
11000
11100
11200
11120'-11196'
11046'-11086'
TUBERIA DE 3 1/2 " P-110
NIPLE "R" @ 259'REV. 9-5/8" @ 2500'
2895'5402'7573'9016'
10156'10916'
MANDRILES GAS LIFT
PT @ 11271'REV. 7" @ 11250'
MANGA DE CIRC. @ 10958'
EMP. @ 10970'
NIPLE "R" @ 10986'PTA. TUB. ENTRY GUIDE 3 1/2 x 4 1/2 @ 10995'
POZO: LAG-3064
FECHA: 20-06-2006ESTADO MECANICO ACTUAL
LAG3064.DGN
10700
10800
10900
11000
11100
11200
11120'-11196'
11046'-11086'
TUBERIA DE 3 1/2 " P-110
NIPLE "R" @ 259'REV. 9-5/8" @ 2500'
2895'5402'7573'9016'
10156'10916'
MANDRILES GAS LIFT
PT @ 11271'REV. 7" @ 11250'
MANGA DE CIRC. @ 10958'
EMP. @ 10970'
NIPLE "R" @ 10986'PTA. TUB. ENTRY GUIDE 3 1/2 x 4 1/2 @ 10995'
POZO: LAG-3064
FECHA: 20-06-2006ESTADO MECANICO ACTUAL
43
3.1.2.2. Pozo LAG3068 IW El pozo fue completado mecánicamente en Julio de 2007 y oficialmente en Agosto del 2008
como inyector de agua en el yacimiento C-4 LAG3047. Fue cañoneado con equipo de subsuelo
en los lentes C-4-U y C-4-M. Cabe destacar que el sistema de levantamiento instalado en el
pozo consistió en un solo mandril colocado a la profundidad de 5315 pies, lo que imposibilitó la
evaluación del pozo y la realización de la prueba de retroflujo (Back Flow) como se hizo en el
LAG3064 IW, debido a que la presión de levantamiento no vencía el peso de la columna
hidrostática. Por las razones antes expuestas el 27/10/2007 se procedió a iniciar el proceso de
inyección, pero el pozo no recibió. Para Diciembre del 2007 sólo logró acumular 3747 Bls. de
agua, se diagnosticaron las posibles causas por las que el pozo no recibía fluidos y se tomaron
las medidas correctivas pertinentes hasta que el pozo comenzó a inyectar de mejor manera. Se
mantuvo activo hasta el 04/08/2011 cuando la Planta de Inyección PIA-6/9 presentó fuertes
problemas mecánicos (la unidad solar 301 quedó fuera de servicio) desde ese entonces entró
en mantenimiento mayor, el pozo estuvo inyectando a través de los lentes C-4-U y C-4-M. Al
31/08/2011 el pozo LAG3064 IW presenta un acumulado de inyección de 0,845 MMBA.
Figura 13. Diagrama Mecánico del Pozo LAG3068 IW
Fuente: PDVSA, 2007
LAG3068.DGN
PT @ 11100'
10300'
NIPLE "R" @ 174'
FECHA: 15-08-2007
EMP. @ 10497'
NIPLE "R" @ 10516'PUNTA DE TUBERIA @ 10527'
10866'-10926'
ESTADO MECANICO
10400'
10500'
10600'
10700'
10800'
10900'
11000'
11100'
10752'-10796'
POZO: LAG3068IW
C-4U @ 10750'
C-4M @ 10847'
C-4L @ 10978'
MANDRILES KBM @ 5316'
MANGA CIRC. @ 10459'
REV. 7"
LAG3068.DGN
PT @ 11100'
10300'
NIPLE "R" @ 174'
FECHA: 15-08-2007
EMP. @ 10497'
NIPLE "R" @ 10516'PUNTA DE TUBERIA @ 10527'
10866'-10926'
ESTADO MECANICO
10400'
10500'
10600'
10700'
10800'
10900'
11000'
11100'
10752'-10796'
POZO: LAG3068IW
C-4U @ 10750'
C-4M @ 10847'
C-4L @ 10978'
MANDRILES KBM @ 5316'
MANGA CIRC. @ 10459'
REV. 7"
44
3.2. Historia de Producción – Inyección del Yacimiento C-5 CLD0037
Este yacimiento fue descubierto por el pozo LAG3047, el cual se cañoneó para su evaluación
en agosto 2001. El 04/08/2001 se cañonearon los intervalos 11146’-11178’ y 11279’-11289’ y
se abrió el pozo a la estación.
El pozo LAG3049 fue perforado y completado sencillo no selectivo en C-5 LAG3047 en Agosto
de 2002, no mostró problemas durante su perforación, se le tomaron puntos de presión de
formación. Fue puesto en producción arrojando en las primeras medidas 1400 BNPD en
promedio con 0% AyS y reductor de 3/8'', se cañoneó por plataforma, su producción fue
declinando hasta llegar a 400 BNPD en Julio de 2003. En Agosto del 2003 fue recompletado en
dos zonas y cañoneado con cañones TCP, este trabajo fue realizado para recuperar la
producción perdida por el daño de formación causado por el cañoneo con plataforma.
El pozo LAG3051 fue completado mecánicamente el 04 de Noviembre de 2002, como
productor sencillo no selectivo en la arena C-5. El 14/11/2002 se inicia el programa de captura
de información de producción, observando el pozo con reductores de 3/4" (920 BNPD, 0,1%
AyS) y 1" (940 BNPD, 0,1% AyS). Corrió registro de producción (PLT) según programa e
instaló cierre de fondo @ 9746' w/l. + BUP. De acuerdo a la interpretación de la prueba de
restauración el mismo presentaba daño por penetración parcial. El pozo baja su potencial
considerablemente, por lo que en Agosto del 2003 fue cañoneado adicionalmente y
recañoneado en C-5 LAG3047 con cañones TCP para eliminar el daño por penetración parcial,
aportando el pozo mas de 1500 BNPD en las primeras medidas de producción.
El pozo LAG3052 fue completado mecánicamente en Noviembre de 2002, durante su
perforación se tomaron 733 pies de núcleo, con 100% de recuperación en los yacimientos (C-4
y C-5), así como 48 puntos de pruebas de presión de formación a nivel de las secciones
prospectivas. Cabe destacar que se dejó un pez @ 6326' (Cañón 2-1/8''), por lo que fue
reparado en Mayo del 2003 y cañoneado con TCP, pero los mismos detonaron fuera de
profundidad y quedando pez en el fondo del pozo, fue recuperado y cañoneado en la zona de
interés, quedando el pozo completado sencillo selectivo en dos zonas, zona I aislada entre
empacaduras y zona II cañoneada en C-5 LAG3047, en las primeras pruebas de producción el
pozo aportó mas de 1800 BNPD con 0% AyS.
Posteriormente en Marzo de 2004 fue completado el pozo LAG3057 como productor sencillo no
selectivo en el yacimiento C-5 LAG3047, el pozo fue cañoneado con TCP recuperable, las
primeras medidas de producción arrojaron 2200 BNPD con reductor 1/2''. En Septiembre del
45
2005 fue perforado y completado el pozo LAG3060 con una tasa inicial de 800 BNPD. El
primer pozo inyector del yacimiento es el LAG3063 IW el cual fue completado en Marzo del
2006, inyectando inicialmente a una tasa de 4380 BAPD. En Marzo del 2006 es reparado el
pozo LAG3056 y completado a nivel de C-5 LAG3047 con una producción de 550 BNPD, él
ultimo pozo productor perforado fue el LAG3065 en Agosto de 2006 con una producción de
1200 BNPD, siendo éste el pozo más alto en la estructura. Para el mes de Marzo de 2007 se
completa a nivel del yacimiento C-5 LAG3047 el pozo LAG3058, quien inicialmente produjo del
horizonte C-6. Actualmente en el yacimiento C-5 LAG3047 se encuentran completados diez
(10) pozos productores, de los cuales cinco (5) están activos. Se tienen dos (2) pozos
inyectores (LAG3063 IW y LAG3067 IW) en el área del Bloque X.
Para el cierre de Abril de 2013 el yacimiento presenta una producción promedio de 700 BNPD,
0,178 MMPCND de gas de formación y un corte de agua del 53%. En cuanto a los acumulados
de producción se tienen 9,118 MMBN de petróleo; 27726 MMPCN de gas de formación y 1,244
MMBLS de agua. La producción de petróleo ha disminuido considerablemente debido a la
declinación natural del yacimiento, caída de los niveles de presión e incremento del corte de
agua, además no se tiene ningún acuífero activo que contribuya al mantenimiento de la
energía y las tasas de inyección de agua desde el inicio del proyecto han sido bajas.
Como actividad operacional se tiene que el proyecto de inyección de agua se inició en
Diciembre del año 2006 con la perforación del pozo LAG3063 IW, se probó con tasas iniciales
de 3175 BAPD, siendo ajustado progresivamente su requerido a 5000 BAPD. Posteriormente
en Mayo del 2007 fue completado mecánicamente el pozo LAG3067 IW y completado
oficialmente en Agosto del 2008 iniciando su proceso de inyección en Noviembre del 2007 con
2437 BAPD versus un requerido de 7000 BAPD que se tenían planificados como resultado de
la simulación.
Durante el último periodo de evaluación (Enero – Agosto 2011) el volumen de agua inyectado
en el yacimiento C-5 LAG3047 fue de 0,421 MMBA a una tasa promedio diario de inyección de
2000 BAPD, alcanzándose una EVR del 15,4%.
46
Figura 14. Comportamiento de Producción – Inyección, Yacimiento C-5 LAG3047
Fuente: OFM, 2013
3.2.1. Pozos Inyectores del Yacimiento C-5 LAG3047 La inyección de agua a nivel del yacimiento C-5 LAG3047 se lleva a cabo a través de los pozos
LAG3063 IW y LAG3067 IW. El pozo LAG3063 presenta un requerido de 3000 BAPD, y el pozo
LAG3067 tiene un requerido de 2000 BAPD. El primero inyecta a nivel de la subunidad media y
el segundo lo hace a nivel de la subunidad inferior del yacimiento.
3.2.1.1. Pozo Inyector LAG3063 IW
El pozo fue completado en Marzo de 2006 como inyector de agua en el yacimiento C-5
LAG3047. Inicialmente fue abierto a producción a fin de realizar prueba de retroflujo (Back
Flow) y limpiar el posible daño causado al pozo durante su completación. Posteriormente en
Diciembre del 2006 se inicia el proceso de inyección de agua logrando recibir tasas promedios
iniciales de 3175 BAPD. Se mantuvo activo hasta el 20/01/2011 cuando presentó línea rota en
el horizontal que va desde la MIA 3007 hasta el pozo, estuvo inyectando a través del lente C-5-
M. Al 31/01/2011 el pozo LAG3064 IW presenta un acumulado de inyección de 4,66 MMBA.
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
2000
4000
6000
8000
10000
0
2000
4000
6000
8000
10000Tasa Real de Petroleo ( bls/d )
Tasa Real de Líquidos ( bls/d )
Tasa Real de Agua Inyectada ( bls/d )
Petróleo Acumulado ( Mbls )
Inyeccion de Agua Acumulada ( Mbls )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0
300000
600000
900000
1200000
1500000
Corte de Agua Agua Acumulada
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
2000
4000
6000
8000
10000
0
6000000
12000000
18000000
24000000
30000000
Relacion Gas Petróleo ( pc/bls )
Gas Acumulado ( Mpc )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
3
6
9
12
15
FECHA
Productor(s) Act ivo(s)
47
Figura 15. Diagrama Mecánico del Pozo LAG3063 IW
Fuente: PDVSA, 2006
3.2.1.2. Pozo Inyector LAG3067 IW
El pozo LAG3067 IW fue completado mecánicamente sencillo no selectivo y equipo de gas lift
en Abril del 2007, como inyector de agua en el yacimiento C-5 LAG3047. Inicialmente fue
abierto a producción a fin de realizar prueba de retroflujo (Back Flow) y limpiar el posible daño
causado al pozo durante su completación. Posteriormente inició su proceso de inyección en
Noviembre del 2007, recibiendo tasas iniciales promedio de 2437 BAPD, el pozo fue
completado oficialmente el 24/09/2008. Se mantuvo activo hasta el 04/08/2011 cuando la
Planta de Inyección PIA-6/9 presentó fuertes problemas mecánicos (la unidad solar 301 quedó
fuera de servicio) desde ese entonces entró en mantenimiento mayor, el pozo estuvo
inyectando a través del lente C-5-L. Al 31/08/2011 el pozo LAG3067 IW presenta un acumulado
de inyección de 1,531 MMBA.
LAG3063.DGN
POZO: LAG-3063
FECHA: 01-03-2006
NIPLE "R" @ 248'
MANDRILES "KBM"
ESTADO MECANICO ACTUAL 2773'5241'7395'8894'
10204'11049'
PTA TUBERIA @ 11200'
NIPLE "R" @ 11133'
REV. 7" @ 12060'
CUELLO FLOTADOR @ 12004'
11100
PT @ 12060'
11330'-11346'
11200
11300
11400
11500
11600
11700
11800
11900
12000
C-4 @ 11244'
C-5 @ 11663'
11360'-11400'
11000
MANGA CIRC. @ 11060' (C)
EMP. @ 11094'
TOPE CAÑON @ 11804'
NIPLE DIFERENCIAL Y MANGA CIRC. @ 11164'
BOTELLA 3 1/2 " x 2 7/8 " @ 11196'
TUBERIA DE 3 1/2 " 12.95 # P-10
REV. SUP. 10-3/4" @ 2500'
LAG3063.DGN
POZO: LAG-3063
FECHA: 01-03-2006
NIPLE "R" @ 248'
MANDRILES "KBM"
ESTADO MECANICO ACTUAL 2773'5241'7395'8894'
10204'11049'
PTA TUBERIA @ 11200'
NIPLE "R" @ 11133'
REV. 7" @ 12060'
CUELLO FLOTADOR @ 12004'
11100
PT @ 12060'
11330'-11346'
11200
11300
11400
11500
11600
11700
11800
11900
12000
C-4 @ 11244'
C-5 @ 11663'
11360'-11400'
11000
MANGA CIRC. @ 11060' (C)
EMP. @ 11094'
TOPE CAÑON @ 11804'
NIPLE DIFERENCIAL Y MANGA CIRC. @ 11164'
BOTELLA 3 1/2 " x 2 7/8 " @ 11196'
TUBERIA DE 3 1/2 " 12.95 # P-10
REV. SUP. 10-3/4" @ 2500'
48
Figura 16. Diagrama Mecánico del Pozo LAG3063 IW
Fuente: PDVSA, 2007
3.3. Planta de Inyección de Agua y Problemática Operacional La inyección de agua en ambos yacimientos se lleva a cabo a través de las facilidades de la
planta de inyección de agua PIA-6/9 la cual tiene una capacidad nominal instalada de 50.000
BAPD a una presión máxima de descarga de 3000 LPC.
Durante el año 2009 la inyección de agua en el yacimiento estuvo suspendida por un periodo
de seis (6) meses desde el 05/03/2009 hasta el 05/09/2009, debido a múltiples problemas
mecánicos presentados en la planta de inyección (PIA 6-9) (reemplazo de bombas, problemas
con el enfriador de aceite lubricante de una de las turbinas, reemplazo de correas, y problemas
con el sistema de aires acondicionados de la sala de control). Aunado a las bajas presiones de
descarga producto de la limitación existente con el sensor de velocidades de la PIA 6-9.
Para el mes de Diciembre de 2009 la inyección en estos yacimientos se vio afectada
nuevamente debido al hurto de cable en la PIA 6/9 y no fue hasta el 03/01/2010 cuando se
LAG3067.DGN
PT @ 11920'
11900'
11800'
11700'
11600'
11500'
11400'
11300'
11200'
11100'
11000'
10900'
10800'
NIPLE "R" @ 185'
FECHA: 15-08-2007
MANGA . @ 11063'
EMP. @ 11100'NIPLE "R" @ 11119'PUNTA DE TUBERIA @ 11131'
POZO: LAG3067IW
C-4M@10844'
C-4L @ 10957'
C-5U @ 11250'
C-5M @ 11405'
C-5L @ 11568'
C-6U @ 11738'
ESTADO MECANICO ACTUAL
REV. 7" @ 11920'
11582'-11636'
MANDRILES KBM @
2911'5456'7666'9180'
10288'11025'
LAG3067.DGN
PT @ 11920'
11900'
11800'
11700'
11600'
11500'
11400'
11300'
11200'
11100'
11000'
10900'
10800'
NIPLE "R" @ 185'
FECHA: 15-08-2007
MANGA . @ 11063'
EMP. @ 11100'NIPLE "R" @ 11119'PUNTA DE TUBERIA @ 11131'
POZO: LAG3067IW
C-4M@10844'
C-4L @ 10957'
C-5U @ 11250'
C-5M @ 11405'
C-5L @ 11568'
C-6U @ 11738'
ESTADO MECANICO ACTUAL
REV. 7" @ 11920'
11582'-11636'
MANDRILES KBM @
2911'5456'7666'9180'
10288'11025'
49
lograron restablecer las condiciones operativas, la inyección se mantuvo activa por tres meses
hasta el 28/03/2010 donde la planta queda inactiva durante cinco (5) meses por problemas
con los soportes de la bomba de levantamiento, el 28/08/2010 se reactivó la de inyección.
Para el 06/10/2010 se detiene nuevamente planta de inyección por problemas en la bomba
hasta el 11/12/2010, donde se reactiva el proceso pero de manera irregular debido a diversos
problemas operacionales. Adicionalmente los inyectores LAG3063 IW y LAG3064 IW quedaron
inactivos desde el mes de Enero de 2011 por presentar líneas de inyección rotas. Finalmente el
04/08/2011 la PIA-6/9 quedó inactiva por completo, se provocó un paro manual para realizar
servicio al Nivel "C". La Unidad Solar 301 queda fuera de servicio debido a que en las pruebas
se detectó un ruido a nivel del compresor axial. La Planta de Inyección de Agua entró en
mantenimiento mayor, presentó turbina desacoplada 100%, hasta el momento la misma no ha
sido reparada.
Estas interrupciones frecuentes y en algunos casos como el último bastante prolongadas, han
provocado un gran déficit en los volúmenes de inyección quedando muy por debajo de los
volúmenes requeridos, lo que ha afectado de manera significativa la eficiencia volumétrica de
reemplazo y por consiguiente la eficiencia del proyecto.
3.4. Comportamiento de Presión de los Yacimientos 3.4.1. Comportamiento de Presión del Yacimiento C-4 LAG3047 La presión inicial del yacimiento C-4 LAG3047 fue medida en el pozo LAG3047 en Julio del
2001 a través de un registro MDT, arrojando un valor inicial promedio de 4093 Lpc. A partir de
este registro se identifican los intervalos con gradientes de fluidos correspondientes a la arena
C-4. La misma fue verificada por las mediciones realizadas en los pozos LAG3049, LAG3050 y
CL-400 (bloque vecino) corroborando una presión inicial de 4093 Lpc @ 10500 pies (Datum).
La presión de saturación del fluido (Pb) para el yacimiento fue calculada a partir de una
muestra tomada del pozo LAG3047 a una profundidad de 10485 pies y fue estimada en 3350
Lpc, por lo que se determinó que el yacimiento se encontraba inicialmente en estado
subsaturado. La solubilidad inicial del gas (Rsi) fue estimada en 1348 PCN/BN, el factor
volumétrico del petróleo a la presión de burbuja (Bob) fue estimado en 1,981 BY/BN. La
viscosidad del petróleo a la presión de burbuja (ob) es 0,13 cps.
50
El comportamiento de presión de este yacimiento ha sido definido en función de los registros de
presión de formación (RFT) corridos en la mayoría de los pozos que lo han atravesado y en
aquellos que han sido completados en el mismo. De los resultados se obtienen ciertas
diferencias entre los lentes del yacimiento, demostrando una vez más que existe
heterogeneidad en las arenas e indicando el carácter sellante de las lutitas que separan las tres
subunidades. Así mismo, el drenaje preferencial de algunas arenas a través de los pozos
productores existentes genera un agotamiento o depleción mayor y más rápida en las arenas
con mayor aporte de fluidos. Además, la ausencia de un mecanismo de producción que soporte
el mantenimiento de los niveles de energía así como el fuerte drenaje al que ha sido sometido
el yacimiento ha generado la declinación de la presión. Previendo esta situación se implantó el
proyecto de recuperación secundaria mediante inyección de agua a partir de Febrero del año
2007.
En Diciembre de 2009 se tomó una prueba de presión estática en el pozo LAG3062 a nivel del
yacimiento C-4 LAG3047, la cual arrojó un valor promedio de 1470 Lpc. Para el año 2010 no se
tomaron registros de presión en el yacimiento, el 31/05/2011 se tomó un registro de presión
estática en el pozo LAG3054 el cual arrojó una presión de 1300 Lpc, posteriormente el
01/09/2012 aprovechando la inactividad de los inyectores se corrió registro estático en el pozo
LAG3068 IW arrojando un valor de 1216 Lpc. actualmente los niveles de presión se estiman en
un rango de 1200 Lpc – 1300 Lpc, lo que demuestra la declinación natural continua que viene
experimentando el yacimiento.
Para entender mejor el comportamiento de presión del Yacimiento C-4 LAG3047 se construyó
un gráfico de presión Vs. tiempo con la data de presión disponible de los pozos completados en
el yacimiento (registros de presión de formación RFT, pruebas de restauración de presión Build
Up y pruebas de presión estática), en el mismo se puede notar una declinación constante de
los niveles de energía, una pérdida aproximada de 3200 Lpc en 11 años de producción.
Adicionalmente podemos notar como el proceso de inyección en el yacimiento inicia cuando la
presión de yacimiento estaba alrededor de los 2500 Lpc, es decir; por debajo de la presión de
burbujeo estimada según análisis PVT validado en 3350 Lpc, lo cual no es favorable para la
eficiencia del proyecto.
51
Figura 17. Comportamiento de Presión Vs. Tiempo; Yacimiento C-4 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
Para entender mejor la declinación de presión que ha sufrido el yacimiento también se generó
el gráfico de presión Vs. petróleo acumulado producido (Np), es decir cada valor de presión
disponible Vs. el volumen de petróleo producido en barriles correspondiente a la fecha en la
que fue tomada dicha presión, se tomó en consideración la data representativa ya que en
algunos casos hubo que depurar la data para obtener un mejor ajuste.
Figura 18. Comportamiento de Presión Vs. Np; Yacimiento C-4 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
GRÁFICO PRESIÓN Vs. TIEMPOYACIMIENTO C-4 LAG3047
y = 4E-05x2 - 3,9224x + 96356R2 = 0,9305
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
19/04
/2001
01/09
/2002
14/01
/2004
28/05
/2005
10/10
/2006
22/02
/2008
06/07
/2009
18/11
/2010
01/04
/2012
14/08
/2013
TIEMPO
PR
ES
IÓN
PRESIÓN
PolinómicaÓ
INICIO DE INYECCIÓN
GRÁFICO PRESIÓN Vs. TIEMPOYACIMIENTO C-4 LAG3047
y = 4E-05x2 - 3,9224x + 96356R2 = 0,9305
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
19/04
/2001
01/09
/2002
14/01
/2004
28/05
/2005
10/10
/2006
22/02
/2008
06/07
/2009
18/11
/2010
01/04
/2012
14/08
/2013
TIEMPO
PR
ES
IÓN
PRESIÓN
PolinómicaÓ
INICIO DE INYECCIÓN
COMPORTAMIENTO PRESIÓN Vs. NpYACIMIENTO C-4 LAG3047
y = -0,0000000211x3 + 0,0001566990x2 - 0,7483279589x + 4010,0644765423R2 = 0,9465
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
Np (MBN)
PR
ES
IÓN
(L
PC
)
PRESIÓN (LPC)
Polinómica (PRESIÓN (LPC))
52
3.4.2. Comportamiento de Presión del Yacimiento C-5 LAG3047 La presión inicial de este yacimiento se calculó en función de las pruebas de presión de
formación tomadas en el pozo LAG3047, LAG3049, LAG3050 y CL-400 (bloque vecino)
estimándose una presión inicial de 4446 LPC @ 10500 pies.
En el análisis de presiones se evidencia una rápida declinación de la misma, ello obedece al
hecho de que este yacimiento no tiene el soporte de energía alguno, por ejemplo un acuífero,
uno de los motivos por los cuales se implantó el conocido proyecto de inyección de agua.
La presión para el año 2007 se encontraba en el orden de 3000 a 3200 Lpc a un datum oficial
de 10500', pero la misma cayó considerablemente hasta alcanzar los 2200 Lpc a finales del
año 2008 aproximadamente. En Diciembre de 2009 se realizaron tres pruebas de presión
estática en los pozos LAG3052, LAG3057 y LAG3058 a nivel del yacimiento C-5 LAG3047, las
cuales arrojaron un valor promedio de 1500 Lpc. Posteriormente en Mayo de 2010, se realizó
una prueba de presión estática al Pozo LAG3049, resultando 1597 Lpc. La ultima prueba de
presión con la que se cuenta en el yacimiento fue la realizada en el pozo inyector LAG3063 IW
el 08/05/2012 aprovechando que el mismo se encontraba inactivo, la misma arrojó un valor de
1367 Lpc. Según el historial se puede notar como los niveles de energía van disminuyendo
progresivamente.
Es importante resaltar que el datum oficial que se maneja para este yacimiento es 10500 pies,
aún cuando el tope verdadero de este yacimiento se encuentra por debajo de esta profundidad.
Por tal razón, se realizó un análisis con los pozos completados en el yacimiento tomando en
cuenta los topes y bases reales para hallar un datum más certero. El plano de referencia
calculado para el yacimiento C-5 LAG3047 resultó ser 11270 pies, partiendo del principio de
que este plano divide al yacimiento en dos porciones volumétricamente iguales. Las presiones
fueron llevadas al referido datum y se construyeron los respectivos gráficos de presión Vs.
tiempo con la data de presión disponible de los pozos completados en el yacimiento (registros
de presión de formación RFT, pruebas de restauración de presión Build Up y pruebas de
presión estática), en el mismo se puede notar una declinación constante de los niveles de
energía, una pérdida aproximada muy similar a la del yacimiento C-4 CLD0037 de 3200 Lpc en
12 años de producción. El proceso de inyección en el yacimiento inicia cuando la presión de
yacimiento estaba alrededor de los 3000 Lpc, es decir; por debajo de la presión de burbujeo
estimada según análisis PVT validado en 4150 Lpc, lo cual no es favorable para la eficiencia
del proyecto.
53
Figura 19. Comportamiento de Presión Vs. Tiempo; Yacimiento C-5 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
Al igual que para el yacimiento C-4 LAG3047 se generó el gráfico de presión Vs. petróleo
acumulado producido (Np), con la finalidad de entender mejor la declinación de presión que ha
sufrido el yacimiento. El comportamiento mostrado es típico de un yacimiento con empuje por
gas en solución. La declinación de la presión es constante en el periodo intermedio (2004 -
2007) pero al final del comportamiento cuando ya se habían producido unos 5 MMBN (finales
del año 2007) la presión comienza a caer de manera más rápida.
Figura 20. Comportamiento de Presión Vs. Np; Yacimiento C-5 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
GRÁFICO PRESIÓN Vs. TIEMPOYACIMIENTO C-5 LAG3047
y = -0,0001x2 + 10,421x - 181919R2 = 0,8898
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
06/12
/99
19/04
/01
01/09
/02
14/0
1/04
28/05
/05
10/10
/06
22/02
/08
06/07
/09
18/11
/10
01/04
/12
14/08
/13
TIEMPO
PR
ES
IÓN
(L
PC
)
PRESIÓN(LPC)
INICIO DE INYECCIÓN
GRÁFICO PRESIÓN Vs. TIEMPOYACIMIENTO C-5 LAG3047
y = -0,0001x2 + 10,421x - 181919R2 = 0,8898
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
06/12
/99
19/04
/01
01/09
/02
14/0
1/04
28/05
/05
10/10
/06
22/02
/08
06/07
/09
18/11
/10
01/04
/12
14/08
/13
TIEMPO
PR
ES
IÓN
(L
PC
)
PRESIÓN(LPC)
INICIO DE INYECCIÓN
COMPORTAMIENTO PRESIÓN Vs. NpYACIMIENTO C-5 LAG3047
y = -0,000000004419x3 + 0,000035883119x2 - 0,374380430215x + 4583,155020095750R2 = 0,941855272697
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
Np (MBN)
PR
ES
IÓN
(L
PC
)
PRESIÓN (LPC)
Polinómica (PRESIÓN (LPC))
54
3.5. Mecanismos de Producción presentes en los Yacimientos El mecanismo de producción oficial para ambos yacimientos es empuje por gas en solución.
Actualmente los yacimientos C-4 y C-5 LAG3047 se encuentran en estado subsaturado, ya que
la presión actual se encuentra muy por debajo de la presión de burbujeo. El mecanismo de gas
en solución es corroborado por el aumento progresivo de la RGP.
3.5.1. Mecanismos de Producción del Yacimiento C-4 LAG3047 Para determinar el mecanismo de producción presente en el yacimiento C-4 LAG3047, se
utilizó el gráfico %Pi/P Vs. Np/N, obteniéndose el siguiente comportamiento.
Figura 21. Mecanismos de Producción, Yacimiento C-4 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
El gráfico anterior corrobora que el mecanismo de producción presente en el yacimiento C-4
LAG3047 es empuje por gas en solución, con una recuperación actual de aproximadamente
14%. Para obtener este comportamiento se utilizó data importante como el POES del
yacimiento, el histórico de presiones y la producción acumulada de petróleo correspondiente a
cada valor de presión.
0
8
16
24
32
40
48
56
64
72
80
88
96
0 10 20 30 40 50 60
EFICIENCIA DE RECOBRO,% POES
1 Expansión de Roca y Fluidos
2 Gas en Solucion
3 Empuje por Capa de Gas
4 Empuje Hidraulico
5 Drenaje Gravitacional
C‐4 LAG3047
55
3.5.1. Mecanismos de Producción del Yacimiento C-5 LAG3047
Para determinar el mecanismo de producción presente en el yacimiento C-5 LAG3047, se
utilizó el gráfico %Pi/P Vs. Np/N, obteniéndose el siguiente comportamiento.
Figura 22. Mecanismos de Producción, Yacimiento C-5 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
De la misma manera que para el yacimiento C-4 LAG3047 se utilizó la data de presiones,
producción y POES para establecer un análisis sobre el mecanismo de producción
predominante, resultando ser empuje por gas en solución; con una recuperación actual del 19%
aproximadamente.
3.6. Declinación de los Yacimientos 3.6.1. Declinación del Yacimiento C-4 LAG3047 Para el Yacimiento C-4 LAG3047 se generó un gráfico de declinación: tasa real de petróleo Vs.
tiempo, se seleccionó un periodo de análisis correspondiente a los años 2007 - 2008, es
decir; la fase inicial de la inyección de agua; durante la cual la tasa de producción no presenta
fuertes fluctuaciones. Por otra parte, durante este lapso de tiempo se tiene casi la mayor
cantidad de pozos productores activos, no hay entrada ni salida de pozos productores y el corte
56
de agua es constante, razones por la que fue escogido como periodo más representativo para
establecer el análisis. La declinación resultó ser del 35% (se considera alta) como se muestra
en la figura 22.
Figura 23. Declinación del Yacimiento C-4 LAG3047
Fuente: OFM, 2013
3.6.2. Declinación del Yacimiento C-5 LAG3047 Para el Yacimiento C-5 LAG3047 se generó un gráfico de declinación: tasa real de petróleo Vs.
tiempo, se seleccionó un periodo de análisis correspondiente a los años 2007 - 2008, es
decir; es decir; la fase inicial de la inyección de agua; durante la cual la tasa de producción no
presenta fuertes fluctuaciones. Por otra parte, durante este lapso de tiempo se tiene la mayor
cantidad de pozos productores activos, el yacimiento se ve poco afectado por la entrada y
salida de pozos productores y la RGP se mantiene constante, razones por la que fue escogido
como periodo más representativo para establecer el análisis.
La declinación en este periodo es un poco más baja que en el otro yacimiento y resultó ser de
30,6% (alta) como se muestra en la figura 21. Se puede notar que ambos yacimientos
presentan características de declinación y disminución de los niveles de energía muy similares.
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 231
10
100
1000
10000
Tas
a R
eal d
e P
etro
leo,
bls
/d
FECHA
Working Forecast ParametersPhase : OilCase Name : Case1b : 0Di : 0.35047 A.e.qi : 911.652 bls/dti : 03/31/2013te : 09/30/2023Final Rate : 9.82171 bls/dCum. Prod. : 6683.93 MblsCum. Date : 03/31/2013Reserves : 763.358 MblsReserves Date : 09/30/2023EUR : 7447.29 MblsForecast Ended By : Rate
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
1500
3000
4500
6000
7500
0
1500
3000
4500
6000
7500Tasa Real de Petroleo ( bls/d )
Tasa Real de Líquidos ( bls/d )
Tasa Real de Agua Inyectada ( bls/d )
Petróleo Acumulado ( Mbls )
Inyeccion de Agua Acumulada ( Mbls )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0
100000
200000
300000
400000
500000
Corte de Agua Agua Acumulada
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
6000
12000
18000
24000
30000
0
2500000
5000000
7500000
10000000
12500000
Relacion Gas Petróleo ( pc/bls )
Gas Acumulado ( Mpc )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
2
4
6
8
10
FECHA
Productor(s) Activo(s)
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 231
10
100
1000
10000
Tas
a R
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leo,
bls
/d
FECHA
Working Forecast ParametersPhase : OilCase Name : Case1b : 0Di : 0.35047 A.e.qi : 911.652 bls/dti : 03/31/2013te : 09/30/2023Final Rate : 9.82171 bls/dCum. Prod. : 6683.93 MblsCum. Date : 03/31/2013Reserves : 763.358 MblsReserves Date : 09/30/2023EUR : 7447.29 MblsForecast Ended By : Rate
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
1500
3000
4500
6000
7500
0
1500
3000
4500
6000
7500Tasa Real de Petroleo ( bls/d )
Tasa Real de Líquidos ( bls/d )
Tasa Real de Agua Inyectada ( bls/d )
Petróleo Acumulado ( Mbls )
Inyeccion de Agua Acumulada ( Mbls )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0
100000
200000
300000
400000
500000
Corte de Agua Agua Acumulada
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
6000
12000
18000
24000
30000
0
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5000000
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10000000
12500000
Relacion Gas Petróleo ( pc/bls )
Gas Acumulado ( Mpc )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
2
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FECHA
Productor(s) Activo(s)
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 231
10
100
1000
10000
Tas
a R
eal d
e P
etro
leo,
bls
/d
FECHA
Working Forecast ParametersPhase : OilCase Name : Case1b : 0Di : 0.35047 A.e.qi : 911.652 bls/dti : 03/31/2013te : 09/30/2023Final Rate : 9.82171 bls/dCum. Prod. : 6683.93 MblsCum. Date : 03/31/2013Reserves : 763.358 MblsReserves Date : 09/30/2023EUR : 7447.29 MblsForecast Ended By : Rate
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
1500
3000
4500
6000
7500
0
1500
3000
4500
6000
7500Tasa Real de Petroleo ( bls/d )
Tasa Real de Líquidos ( bls/d )
Tasa Real de Agua Inyectada ( bls/d )
Petróleo Acumulado ( Mbls )
Inyeccion de Agua Acumulada ( Mbls )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0
100000
200000
300000
400000
500000
Corte de Agua Agua Acumulada
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
6000
12000
18000
24000
30000
0
2500000
5000000
7500000
10000000
12500000
Relacion Gas Petróleo ( pc/bls )
Gas Acumulado ( Mpc )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
2
4
6
8
10
FECHA
Productor(s) Activo(s)
57
Figura 24. Declinación del Yacimiento C-5 LAG3047
Fuente: OFM, 2013
3.7. POES y Reservas 3.7.1. POES y Reservas del Yacimiento C-4 LAG3047 El yacimiento C-4 LAG3047 para el área de Bloque X presenta un volumen de Petróleo Original
en Sitio (POES) de 38,956 MMBN. Las reservas recuperables han sido calculadas en base a
un recobro primario y un recobro secundario debido al proceso de inyección de agua.
Las reservas recuperables primarias son de 10,9 MMBN, las secundarias 4,9 MMBN, lo que
indica que las reservas recuperables totales del yacimiento son de 15,8 MMBN, el desglose de
estos valores se muestra en la tabla siguiente:
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 251
10
100
1000
10000
Tas
a R
eal d
e P
etro
leo,
bls
/d
FECHA
Working Forecast ParametersPhase : OilCase Name : Case1b : 0Di : 0.306885 A.e.qi : 893.854 bls/dti : 03/31/2013te : 07/31/2025Final Rate : 9.72209 bls/dCum. Prod. : 9097.76 MblsCum. Date : 03/31/2013Reserves : 880.975 MblsReserves Date : 07/31/2025EUR : 9978.73 MblsForecast Ended By : Rate
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
2000
4000
6000
8000
10000
0
2000
4000
6000
8000
10000Tasa Real de Pe troleo ( bls/d )
Tasa Real de Líquidos ( b ls/d )
Tasa Real de Agua Inyectada ( bls/d )
Petróleo A cumulado ( Mbls )
Inyecc ion de Agua Acumulada ( Mbls )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0
300000
600000
900000
1200000
1500000
Corte de Agua Agua Acumulada
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
2000
4000
6000
8000
10000
0
6000000
12000000
18000000
24000000
30000000
Re lacion Gas Pet ró leo ( pc/bls )
Gas A cumulado ( Mpc )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
3
6
9
12
15
FECHA
Productor(s) Act ivo(s)
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 251
10
100
1000
10000
Tas
a R
eal d
e P
etro
leo,
bls
/d
FECHA
Working Forecast ParametersPhase : OilCase Name : Case1b : 0Di : 0.306885 A.e.qi : 893.854 bls/dti : 03/31/2013te : 07/31/2025Final Rate : 9.72209 bls/dCum. Prod. : 9097.76 MblsCum. Date : 03/31/2013Reserves : 880.975 MblsReserves Date : 07/31/2025EUR : 9978.73 MblsForecast Ended By : Rate
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
2000
4000
6000
8000
10000
0
2000
4000
6000
8000
10000Tasa Real de Pe troleo ( bls/d )
Tasa Real de Líquidos ( b ls/d )
Tasa Real de Agua Inyectada ( bls/d )
Petróleo A cumulado ( Mbls )
Inyecc ion de Agua Acumulada ( Mbls )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0
300000
600000
900000
1200000
1500000
Corte de Agua Agua Acumulada
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
2000
4000
6000
8000
10000
0
6000000
12000000
18000000
24000000
30000000
Re lacion Gas Pet ró leo ( pc/bls )
Gas A cumulado ( Mpc )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
3
6
9
12
15
FECHA
Productor(s) Act ivo(s)
58
Tabla 6. POES y Reservas del Yacimiento C-4 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
Actualmente el yacimiento presenta un acumulado de producción de petróleo de 6,7 MMBN, es
decir; que las reservas remantes están en el orden de los 9,1 MMBN.
Figura 25. POES y Reservas, Yacimiento C-4 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
YACIMIENTO C-4 LAG3047 Hasta el
30/04/2013
Petróleo Originalmente en Sitio, POES (MMBLS)
38,956
Reservas Recuperables. (MMBLS)
Primarias 10,9
Secundarias 4,9
Totales 15,8
Producción de Petróleo Acumulada. (MMBLS)
6,7
Reservas Remanentes. (MMBLS) 9,1
RES
ERVA
S F
INAL
ES R
ECU
PER
ABLE
S D
E P
ETR
OLE
O /
PETR
OLE
O
ALM
ACEN
ADO
EN
SIT
IO
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Petróleo Original en Sitio
Reservas Totales
Reservas Primarias
Reservas Secundarias
10
20
30
40
50
MMBN
2010 2011 ….RES
ERVA
S F
INAL
ES R
ECU
PER
ABLE
S D
E P
ETR
OLE
O /
PETR
OLE
O
ALM
ACEN
ADO
EN
SIT
IO
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Petróleo Original en Sitio
Reservas Totales
Reservas Primarias
Reservas Secundarias
10
20
30
40
50
MMBN
2010 2011 ….
59
3.7.2. POES y Reservas del Yacimiento C-5 LAG3047 El yacimiento C-5 LAG3047 para el área de Bloque X presenta un volumen de Petróleo Original
en Sitio (POES) de 44,1 MMBN. Las reservas recuperables han sido calculadas en base a un
recobro primario y un recobro secundario debido al proceso de inyección de agua.
Las reservas recuperables primarias son de 7,5 MMBN, las secundarias 6 MMBN, lo que indica
que las reservas recuperables totales del yacimiento son de 13,5 MMBN.
Tabla 7. POES y Reservas del Yacimiento C-5 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
Actualmente el yacimiento presenta un acumulado de producción de petróleo de 9,1 MMBN, es
decir; que las reservas remantes están en el orden de los 4,4 MMBN. La representación gráfica
de las reservas y su distribución se muestra a continuación:
YACIMIENTO C-5 LAG3047 Hasta el
30/04/2013
Petróleo Originalmente en Sitio, POES (MMBLS)
44,07
Reservas Recuperables. (MMBLS)
Primarias 7,5
Secundarias 6
Totales 13,5
Producción de Petróleo Acumulada. (MMBLS)
9,1
Reservas Remanentes. (MMBLS) 4,4
60
Figura 26. POES y Reservas, Yacimiento C-5 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
3.8. Eficiencia Volumétrica de Reemplazo (EVR) En el año 2005 se generó un modelo de simulación que representó en forma satisfactoria el
sistema roca-fluidos que compone los yacimientos C-4 / C-5 LAG3047, lo cual además permitió
delinear un plan de explotación técnico-económico viable basado en la inyección de agua, de
allí nace la idea de implantar el proyecto de recuperación secundaria para buscar incrementar
el recobro de las reservas existentes.
Es importante resaltar que desde un comienzo el requerido de inyección para el Yacimiento C-4
LAG3047 según la simulación numérica estaba comprendido entre 8000 BAPD al inicio del
proyecto y 5000 BAPD hacia el final del mismo, y para el Yacimiento C-5 LAG3047 resultó ser
de 12000 BAPD para lograr un eficiente desplazamiento del petróleo hacia los pozos
productores, esto se realizó en función de lograr un cotejo eficiente con él pronostico realizado
por simulación, el cual estimó una alta recuperación de petróleo en un lapso de 20 años a una
presión promedio de yacimiento para el final del proyecto de 3000 Lpc aproximadamente, no
obstante; la presión actual de estos yacimientos se encuentra alrededor de los 1300 Lpc, es
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Petróleo Original en Sitio
Reservas Totales
Reservas Primarias
Reservas Secundarias
10
20
30
40
50
MMBN
RES
ERVA
S F
INAL
ES R
ECU
PER
ABLE
S D
E P
ETR
OLE
O /
PETR
OLE
O
ALM
ACEN
ADO
EN
SIT
IO
2010 2011 …2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Petróleo Original en Sitio
Reservas Totales
Reservas Primarias
Reservas Secundarias
10
20
30
40
50
MMBN
RES
ERVA
S F
INAL
ES R
ECU
PER
ABLE
S D
E P
ETR
OLE
O /
PETR
OLE
O
ALM
ACEN
ADO
EN
SIT
IO
2010 2011 …
61
decir 1700 Lpc por debajo de lo planificado y en tan sólo 6 años de producción luego de
iniciada la inyección.
Desde el inicio del proyecto no se han inyectado los niveles de agua requeridos para ambos
yacimientos, 8000 BAPD para C-4 y 12000 BAPD para C-5, esto se debe principalmente a los
problemas de baja inyectividad mostrada por los pozos LAG3067 IW, y LAG3068 IW, lo cual
influye notablemente sobre la eficiencia del proyecto de inyección, al igual que las fuertes
interrupciones por los inconvenientes que se han presentado con la planta de inyección.
Los yacimientos en estudio son acumulaciones de tipo volumétrico, su mecanismo de
producción es empuje por gas en solución (débil), en los cuales no se tiene un efecto hidráulico
natural, es decir; que no hay intrusión de agua por efecto del avance de algún acuífero, en
consecuencia la EVR no se ve afectada por este factor, lo que hace más sencillo los cálculos.
En general, la Eficiencia Volumétrica de Reemplazo (EVR) viene dada por la relación
porcentual entre el volumen de agua inyectado y el volumen de fluidos producidos a
condiciones de yacimiento. El volumen de agua inyectado corresponde a la cantidad de agua
(en barriles) que recibe el yacimiento por efecto de la presión de inyección en un determinado
periodo de tiempo. Ahora bien, el volumen de fluidos producidos a condiciones de yacimiento
se basa en el principio de Balance de Materiales y se refiere a la sumatoria total de los
volúmenes producidos de petróleo, agua y gas llevados a condiciones de yacimiento mediante
el uso de los factores volumétricos respectivos (βo, βg y βw) de allí la importancia de tener bien
amarrada la data PVT del yacimiento, de esta manera se tiene que:
Fluidos Producidos @ cond.yac = Np (βo + ( Rp - Rs ) βg ) + Wp* βw
Donde:
Np: petróleo acumulado producido (BN).
Rp: relación gas-petróleo acumulada (PCN/BN).
Rs: gas en solución con el petróleo (PCN/BN).
Wp: agua acumulada producida (BN).
De esta manera la EVR viene dada por:
EVR = (Bls. de agua inyectados / (Np (βo + ( Rp - Rs ) βg ) + Wp* βw))*100
EVR = (Bls. de agua inyectados /Bls. producidos @ cond. yac.)*100
62
Como se sabe una eficiencia volumétrica del 100% es aquella que se obtiene cuando el
volumen de fluidos producidos a condiciones de yacimiento es igual al volumen de fluidos
inyectados (escenario ideal), por lo tanto; cuando se tienen valores de EVR por debajo del
100% es indicativo de que el volumen que antes ocupaban los fluidos ya producidos en el
yacimiento no ha sido reemplazado en su totalidad por el volumen de fluido de inyección, lo que
reduce el efecto deseado de empuje de petróleo hacia los pozos productores y mantenimiento
de los niveles de energía.
Las tablas siguientes muestran los valores de Eficiencia Volumétrica de Reemplazo hallados
para cada yacimiento en estudio, para ello fue necesario recopilar, analizar y validar
información sobre los volúmenes de inyección anuales y acumulados, por pozo y por
yacimiento, así como los acumulados de inyección anuales y acumulados de petróleo, agua y
gas. Con la finalidad de obtener una idea más clara sobre cómo ha sido el comportamiento de
la EVR a lo largo de todo el proceso de inyección se calculó un valor de EVR promedio año y
otro de EVR acumulada al final de cada año utilizando la ecuación planteada anteriormente.
Tabla 8. EVR Anual y Acumulada, Yacimiento C-4 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
Como puede notarse la EVR para cada uno de los yacimientos sometidos al proyecto de
recuperación secundaria es bastante baja a causa de las diversas razones ya conocidas, para
el yacimiento C-4 LAG3047 se tiene un promedio por año en todo su histórico de 15,74%, con
una EVR acumulada del 6% al 30/04/2013.
PROM. ANUAL ACUMULADA2007 30,03 16,602008 36,66 12,602009 9,65 11,972010 13,13 12,102011 20,70 12,502012 0 6,90
30/04/2013 0 6,00
YACIMIENTOEVR (%)
AÑO
C-4 LAG3047
63
Tabla 9. EVR Anual y Acumulada, Yacimiento C-5 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
Del mismo modo para el yacimiento C-5 LAG3047 el promedio general por año de las EVR
anuales es de 13,28% con una EVR acumulada de 11,95%.
Como podemos notar la EVR acumulada para ambos yacimientos es bastante baja, esto se
debe principalmente a que el proyecto de inyección se encuentra inactivo desde Agosto de
2011 (20 meses al 30/04/2013) ampliándose de manera acentuada la diferencia entre los
volúmenes acumulados de agua inyectada y los volúmenes acumulados de fluidos producidos.
En base a los resultados obtenidos se concluye que la inyección de agua a nivel de los
yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 no ha provocado el efecto deseado para lo cual fue implantado
el proyecto, de allí la explicación de por qué los mismos han experimentado caídas bruscas de
presión y disminución continua de los niveles de producción especialmente en los últimos años.
3.9. Comparación de los Patrones de Agua de Yacimiento y Agua de Inyección, partiendo de Análisis Físico – Químicos Cuando se lleva a cabo un proyecto de inyección de agua es muy importante tener identificada
bajo un patrón característico el agua del yacimiento, obtenida mediante muestras tomadas en
los pozos que presenten un corte de agua asociado y el agua que es inyectada durante el
proceso de recuperación secundaria. Las muestras deben ser analizadas en el laboratorio para
determinar la composición química y características físicas del agua, esto con la finalidad de
fijar un patrón para el agua producida y otro para el agua inyectada, establecer comparaciones
PROM. ANUAL ACUMULADA2007 13,37 10,422008 20,95 14,312009 35,18 16,132010 12,09 15,542011 11,33 15,112012 0 12,27
30/04/2013 0 11,95
YACIMIENTOEVR (%)
AÑO
C-5 LAG3047
64
entre ambos y poder concluir si el agua que se está produciendo es propia del yacimiento, es
sólo agua de inyección que se está canalizando o es una mezcla de las dos.
En este caso en particular para realizar el análisis físico químico respectivo y determinar los
patrones de agua se utilizó el conocido Diagrama de Stiff – Clasificación Sulin, el cual permite
realizar un análisis de las muestras de agua generalmente en base a 8 componentes
principales: Na, Ca, Mg, Fe, Cl, SO4, HCO3 y CO3, y la suma de los pesos equivalentes de los
iones positivos (cationes) debe ser igual a la suma de los negativos (aniones).
Este es el método de clasificación más conocido en el cual los miliequivalentes/Lt de cationes
y aniones son representados a la izquierda y derecha de un eje vertical. Los valores cargados
son unidos con líneas rectas para conformar una figura geométrica característica de cada tipo
de agua.
V.A. Sulin (1946) propuso una clasificación del agua de formación que depende del ambiente
de origen y el anión predominante en solución. Un resumen de la clasificación se presenta a
continuación:
a.- Aguas Meteóricas: Se caracterizan por la baja concentración de sólidos disueltos, por lo
general menor a 10.000 mg/Lt y además contiene una cantidad considerables de iones
bicarbonato.
a.1.- Tipo Bicarbonato de Sodio: Intercambio de bases negativo. Bajo contenido de Sulfatos.
Favorables a altas salinidades. Condición estática cuando hay altas salinidades. El anión
predominante es HCO3.
a.2.- Tipo Sulfato de Sodio: Intercambio de bases negativo. Anión predominante SO4.
Desfavorable para acumulaciones de hidrocarburos. Sistema abierto.
b.- Aguas Connatas: Son usualmente saladas, por lo general con 20.000 – 250.000 mg/Lt de
sólidos disueltos. Presenta concentración alta de cloruro y muy bajos iones de bicarbonato y
sulfato.
b.1.- Tipo Cloruro de Sodio: Intercambio de bases positivo. Bajo contenido de sulfatos y
magnesio. Sistema estático favorable a las acumulaciones de hidrocarburos. Proveniente de
aguas marinas.
65
b.2.- Tipo Cloruro de Magnesio: Intercambio de bases positivo. Bajo contenido de sulfatos y
alto magnesio. No conclusivo. Proveniente de ambientes transicionales.
Es importante resaltar que se cuenta con información de análisis físico-químicos para los
yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 desde antes de iniciada la inyección (2004) hasta el año 2011,
lo que permite establecer buenas comparaciones.
3.9.1. COMPARACIÓN DE LOS PATRONES DE AGUA, YACIMIENTO C-4 LAG3047 En este yacimiento se cuenta con análisis físico-químicos de muestras de agua tomadas en
cuatro pozos completados (LAG3055, LAG3061, LAG3062 y LAG3064 IW) en el pozo inyector
se tomó la muestra antes de arrancar el proceso. Aplicando el análisis mediante el Gráfico de
Stiff – Sulin se obtuvo en todos los casos que el agua producida es Meteórica de Tipo
Bicarbonato de Sodio.
Con el objetivo de hacer más ilustrativa la comparación, se incluyeron en un solo gráfico los
resultados del análisis físico-químico de dos pozos del yacimiento, como se muestra en la
figura 26.
Figura 27. Diagrama de Stiff, LAG3062 Vs. LAG3055
Fuente: Guerrero R, 2012
ohm
10 10 10 1 1 10 10 10
Pozo METEORICA - Tipo Bicarbonato de SodioPatron METEORICA ##
2,55
LAG3055 ZONA I 1,124 0
-10,36 0,13 6,830,00 0,00 8,250,00
Clasificación SULIN:
-11,15 -0,05 -0,04-0,01 -0,01 -0,02 0,00 1,91
DIAGRAMA DE STIFF
-10,36
-0,01
-0,01
-0,020,00
0,13
6,83
1,91
-15 -10 -5 0 5 10 15
Na
Ca
Mg
Fe
Cl
HCO3
CO3
SO4
Na/ Ca/ Mg/ Fe/ CO3/ SO4/ HCO3/ Cl/
Pozo:Patron:
@
(Meq/Lt) / Factor de Escala
66
La figura de color rojo de línea más gruesa representa patrón del pozo LAG3062 y corresponde
a un análisis físico – químico realizado en Abril de 2009, el cual coincide perfectamente con
otro que se tiene del mismo pozo de fecha Abril de 2011. La figura contrastada de línea fina
representa el patrón del pozo LAG3055 y corresponde a un análisis de laboratorio realizado en
Marzo de 2004. Se nota claramente como la información de ambos pozos al ser llevada al
grafico de Stiff - Sulin describe prácticamente una misma figura. De igual manera los pozos
LAG3061 y LAG3064 IW en los análisis de muestras de agua arrojaron composiciones muy
similares, es decir; que éste corresponde al patrón de agua de formación característico para el
yacimiento C-4 LAG3047.
El agua de inyección de estos yacimientos presenta una composición química definida poco
variable en el tiempo, la cual según los análisis físico – químicos y clasificación Sulin resulta ser
Connata de Tipo Cloruro de Magnesio, cuyo patrón también se tiene definido.
Al tener definidos los patrones de agua de yacimiento y agua de inyección, se procedió a
realizar una comparación entre ellos como se muestra:
Figura 28. Diagrama de Stiff, LAG3062 Vs. AGUA PIA 6-9
67
Fuente: Guerrero R, 2012
La figura de color rojo de línea más gruesa representa patrón del pozo LAG3062 (yacimiento C-
4 LAG3047) y corresponde a uno análisis físico – químicos más recientes realizado en Abril de
2011. La figura contrastada de línea fina representa el patrón característico del agua de
inyección. Se nota claramente como ambos patrones son totalmente distintos, los mismos
iones están presentes pero en diferentes proporciones a diferencia del CO3 que no aparece en
ninguna de las muestras de agua de inyección. Esto permite concluir que el agua producida es
agua de formación, es decir que no se ha alcanzado la ruptura debido al barrido deficiente del
agua inyectada y el avance irregular de los frentes de inyección.
3.9.2. COMPARACIÓN DE LOS PATRONES DE AGUA, YACIMIENTO C-5 LAG3047
En este yacimiento se cuenta con análisis físico-químicos de muestras de agua tomadas en
seis pozos completados (LAG3049, LAG3050, LAG3051, LAG3052, LAG3056 y LAG3057).
Aplicando el análisis mediante el Gráfico de Stiff – Sulin se obtuvo en todos los casos que el
agua producida es Meteórica de Tipo Bicarbonato de Sodio con una composición química
muy similar la del yacimiento C-4 LAG3047.
Con el objetivo de hacer más ilustrativa la comparación, se incluyeron en un solo gráfico los
resultados del análisis físico-químico de dos pozos del yacimiento, como se muestra en la
figura 28.
Figura 29. Diagrama de Stiff, LAG3052 Vs. LAG3057
ohm
10 10 10 10 10 10 10 10
Pozo METEORICA - Tipo Bicarbonato de SodioPatron METEORICA - Tipo Bicarbonato de Sodio
4,64
AGUA INYECCION 1,158 #####
-9,56 0,15 3,600,38 0,09 3,900,00
Clasificación SULIN:
-9,85 0,00 -0,01-0,03 -0,01 0,00 0,00 5,06
DIAGRAMA DE STIFF
-9,56
-0,03
-0,01
0,000,00
0,15
3,60
5,06
-15 -10 -5 0 5 10 15
Na
Ca
Mg
Fe
Cl
HCO3
CO3
SO4
Na/ Ca/ Mg/ Fe/ CO3/ SO4/ HCO3/ Cl/
Pozo:Patron:
Rw @ 75
(Meq/Lt) / Factor de Escala
68
Fuente: Guerrero R, 2012
La figura de color rojo de línea más gruesa representa patrón del pozo LAG3052 y corresponde
a un análisis físico – químico realizado en Abril de 2009. La figura contrastada de línea fina
representa el patrón del pozo LAG3057 y también corresponde a un análisis de laboratorio
realizado en Abril de 2009. Se nota claramente como la información de ambos pozos al ser
llevada al grafico de Stiff - Sulin describe prácticamente una misma figura. De igual manera los
pozos LAG3049, LAG3050, LAG3051 y LAG3056 en los análisis de muestras de agua arrojaron
composiciones muy similares, es decir; que éste corresponde al patrón de agua de formación
característico para el yacimiento C-5 LAG3047.
Anteriormente se dijo que el agua de inyección utilizada para estos yacimientos presenta una
composición química definida poco variable en el tiempo, la cual según los análisis físico –
químicos y clasificación Sulin resulta ser Connata de Tipo Cloruro de Magnesio, cuyo patrón
ya es conocido.
La comparación entre los patrones de agua de yacimiento y agua de inyección muestran lo
siguiente:
Figura 30. Diagrama de Stiff, LAG3049 Vs. AGUA PIA 6-9
Fuente: Guerrero R, 2012
69
La figura de color rojo de línea más gruesa representa patrón del pozo LAG3049 (yacimiento C-
5 LAG3047) y corresponde a uno de los análisis físico – químicos más recientes realizado en
Abril de 2011. La figura contrastada de línea fina representa el patrón característico del agua de
inyección, el cual también fue mostrado para el otro yacimiento. Se nota claramente como
ambos patrones son totalmente distintos, los mismos iones están presentes pero en diferentes
proporciones a diferencia del CO3 que no aparece en ninguna de las muestras de agua de
inyección. Esto permite concluir al igual que en el yacimiento C-4 LAG3047 que el agua
producida es agua de formación, es decir que no se ha alcanzado la ruptura debido al barrido
deficiente del agua inyectada y el avance irregular de los frentes de inyección.
3.10. Razón de Movilidad
Cuando se lleva a cabo un análisis detallado sobre la productividad de un yacimiento es de vital
importancia estudiar los fenómenos que actúan dentro del medio poroso, así como la
naturaleza y el comportamiento de los fluidos que lo saturan: razón de movilidad
(permeabilidades relativas y viscosidades) saturaciones, entre otras. Factores que son
influyentes y determinantes sobre las condiciones producción de un yacimiento en un momento
determinado y que se hace de vital importancia conocerlos e integrarlos para entender los
fenómenos que ocurren a nivel de producción. En el caso de los yacimientos en estudio fue
necesario su análisis para poder determinar el efecto que hasta el momento ha provocado el
drenaje de las reservas, la inyección de agua y los cambios producidos en las fuerzas que
actúan dentro del medio poroso provocados principalmente por las fuertes caídas de presión
que han experimentado estos yacimientos.
Los yacimientos C-4 y C-5 LAG3047 cuentan con análisis especiales y convencionales de
núcleo que aportan información valiosa, los mismos fueron tomados en los pozos LAG3053 y
LAG3052 respectivamente. Se cuenta con la data de permeabilidades relativas para cada
yacimiento. Para el yacimiento C-4 LAG3047 se tiene data entre 10602’ y 10843’, y para el
yacimiento C-5 LAG3047 entre 11086’ y 11367’. La información obtenida de cada una de las
muestras fue consolidada para construir diferentes gráficos por yacimiento y hacer
interpretaciones que han permitido hacer una buena caracterización de los yacimientos, en este
sentido, se generaron las curvas de Kro y Krw, las cuales fueron graficadas Vs. la saturación de
agua.
70
Según los análisis realizados anteriormente con la data de núcleo disponible sobre la
mojabilidad de la roca en base al índice de Amott, se determinó que ambos yacimientos
inicialmente se encontraban humectados por agua, con una razón de movilidad que daba como
resultado un desplazamiento favorable al petróleo presentando saturaciones de agua
irreducible relativamente altas (30% aproximadamente) y la permeabilidad relativa al agua
máxima (Krwmáx) resultó alrededor de 0,27; es decir, que bajo esas condiciones (iniciales) la
Kro era mayor en gran proporción a la krw, de allí que el desplazamiento del petróleo fuera
preferencial con respecto al agua y por consiguiente que no se obtuviera producción de agua
asociada durante la fase inicial del drenaje inicial de las reservas.
En la actualidad se hace necesario conocer de qué manera han variado estas condiciones y
qué impacto tienen sobre la producción de petróleo, además de tomar previsiones y medidas
que apunten al drenaje adecuado y eficiente de las reservas. La razón de movilidad (Mw,o)
proporciona una idea sobre el desplazamiento preferencial de los fluidos en el medio poroso lo
cual se ve reflejado en la producción en superficie, de tal manera que su estudio se torna
interesante.
La razón de movilidad viene dada por la relación entre la movilidad de la fase desplazante y la
movilidad de la fase desplazada, en este caso la fase desplazante es el agua y la fase
desplazada es el petróleo, es decir que viene dada por:
Donde:
Krw: permeabilidad relativa al agua.
Kro: permeabilidad relativa al petróleo.
µw: viscosidad del agua.
µo: viscosidad del petróleo.
La relación expresada anteriormente entre la movilidad del agua y la movilidad del petróleo
ayuda a determinar como es el desplazamiento de los fluidos dentro del yacimiento en un
momento determinado. Si la relación es menor a 1; el desplazamiento es favorable al petróleo,
pero si la relación es mayor que 1 entonces el desplazamiento es favorable al agua y se puede
petróleo
agua
m
mM
ro
o
w
rw
oro
wrw
K
K
K
K
/
/
71
llegar a un punto en que la saturación de agua dentro del yacimiento es tan alta por efecto del
drenaje que el corte de agua va a mostrar valores muy altos cercanos o iguales al 100%.
Con el objetivo de calcular la razón de movilidad actual de cada uno de los yacimientos en
estudio fue necesario en primer lugar determinar la Saturación de Agua Actual promedio (Swa)
de cada yacimiento, ya que con este valor es posible calcular las permeabilidades relativas al
agua y al petróleo actuales (kro, krw), las cuales son determinantes para el cálculo de la razón
de movilidad actual como lo muestra la ecuación anterior. Según los análisis realizados en base
a la data de núcleo disponible se obtuvo lo siguiente:
Figura 31. Permeabilidades Relativas según data de Núcleo, Yacimiento C-4 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
kro, krw Vs. Sw / Yac. C-4 LAG3047
y = -0,6713x3 + 2,0423x2 - 1,1423x + 0,1783
R2 = 1
y = 4,8249x2 - 7,5404x + 2,9478
R2 = 1
-0,20
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90
Sw
kr
kro
krw
Polinómica (krw)
Polinómica (kro)
Sw kro krw
0,30 1,120 0,0010,35 0,900 0,0000,40 0,704 0,0050,45 0,532 0,0170,50 0,384 0,0340,55 0,260 0,0560,60 0,161 0,0830,65 0,085 0,1140,70 0,034 0,1490,75 0,007 0,1870,80 0,003 0,2280,85 0,024 0,271
kro = -0,6713*Sw^3 + 2,0423*Sw^2 - 1,1423*Sw + 0,1783
krw = 4,8249*Sw^2 - 7,5404Sw + 2,9478
72
Con la data de núcleo disponible y el resultado de los análisis especiales se tienen las curvas
de permeabilidades relativas promedio (kro, krw) características de cada yacimiento, las cuales
están representadas mediante ecuaciones polinómicas en función de la saturación de agua
(Sw). Al darle a cada ecuación distintos valores de saturación de agua entre 0,30 – 0,85 fue
posible hallar valores de Kro y krw para cada saturación obteniéndose unas curvas de
permeabilidades relativas mejor ajustadas para cada yacimiento.
Figura 32. Permeabilidades Relativas según data de Núcleo, Yacimiento C-5 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
Sw kro krw0,30 0,859 0,0050,30 0,859 0,0050,35 0,668 0,0190,40 0,502 0,0330,45 0,362 0,0480,50 0,245 0,0630,55 0,152 0,0790,60 0,081 0,0950,65 0,032 0,1120,70 0,004 0,1290,75 -0,005 0,1470,80 0,006 0,1650,85 0,034 0,184
kro, krw Vs. Sw / Yac. C-5 LAG3047
y = -1,1597x3 + 6,3961x2 - 7,6179x + 2,6001
R2 = 1
y = 0,1053x2 + 0,2047x - 0,0658
R2 = 1
-0,100
0,000
0,100
0,200
0,300
0,400
0,500
0,600
0,700
0,800
0,900
1,000
0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90
Sw
Kr
kro
krw
Polinómica (kro)
Polinómica (krw)
kro = -1,1597*Sw^3+6,3961*Sw^2-7,6179*Sw+2,6001
krw = 0,1053*Sw^2+0,2047Sw-0,0658
73
Con la data de permeabilidades relativas (kro, krw) y la información sobre las condiciones
actuales de producción de cada yacimiento (tasas de producción, acumulados, factores
volumétricos actuales según análisis PVT) se procedió al cálculo de la saturación de agua
actual (Swa), esto fue posible aplicando la “Correlación de COREY” la cual involucra una serie
de ecuaciones incluyendo las propiedades petrofísicas reales del yacimiento que son conocidas
como resultado de la evaluación realizada por pozo, data de núcleos y data PVT. Este principio
se aplicó para calcular la saturación de agua actual del yacimiento en función del flujo
fraccional de agua, tal como lo muestran de manera detallada las ecuaciones.
Ecuaciones empleadas por la correlación de COREY:
Flujo fraccional de agua actual:
Saturación de agua actual:
La data requerida para cada yacimiento fue cargada en una hoja de cálculo obteniéndose los
siguientes gráficos:
2/12/3 )21(2)21( wSwSK ro
4wSK rw
wir
wirw
S
SSwS
1
BoQoBwQw
BwQwfw
..
)1(11)( Swioi
o
N
NpSw actual
Npactual
012
23
34
45
56
6)( xfwxfwxfwxfwxfwxfwxSw fwactual
74
Figura 33. Saturación de Agua Actual (COREY), Yacimiento C-4 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
Para el Yacimiento C-4 LAG3047 la saturación de agua actual según flujo fraccional de agua
aplicando COREY es del 50%, de la misma manera se hizo para el Yacimiento C-5 LAG3047.
Figura 34. Saturación de Agua Actual (COREY), Yacimiento C-5 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
75
En el caso del Yacimiento C-5 LAG3047 la saturación de agua actual según flujo fraccional de
agua aplicando COREY resultó ser del 44% un poco menor a la del otro yacimiento, sin
embargo; se nota como para ambas acumulaciones la saturación de agua actual se encuentra
por encima de la inicial entre 15 y 20 puntos porcentuales de diferencia por efecto del drenaje
acelerado de las reservas y la caída rápida de los niveles de energía.
Las saturaciones de agua actual obtenidas se consideran valores promedio para cada
yacimiento, por lo tanto fueron aplicados a cada pozo con la finalidad de encontrar las
permeabilidades relativas (kro, krw) por pozo a estos valores de Swa. Para ello primero fue
necesario aplicar la “Correlación de COREY” a cada pozo para obtener las curvas de Kro y Kw
por pozo, empleando nuevamente la data de producción, propiedades petrofísicas y data PVT
pero esta vez para cada pozo. Al ser generadas las curvas de permeabilidades relativas (por
pozo) fueron determinados los valores de Kro y krw utilizando Swa = 0,44 ó 0,50 según el
yacimiento.
Esta metodología fue aplicada a todos los pozos productores de cada yacimiento en el área del
Bloque X, en resumen; se obtuvieron los valores de permeabilidad relativa en cada pozo (Krw y
Kro) a la saturación de agua actual según la curva de flujo fraccional dependiendo del
yacimiento al que pertenecen. Es importante resaltar que para el yacimiento C-4 LAG3047 la
viscosidad del petróleo a condiciones actuales de presión y temperatura (µo) = 0,5 y la del
agua (µw) = 0,2. Para el yacimiento C-5 LAG3047 µo=1,6 / µw=0,2. Estos valores son
fundamentales para el cálculo de la razón de movilidad.
Las tablas que se muestra a continuación contienen los resultados obtenidos en relación al
cálculo de Sw, Krw, Kro (actual) y la razón de movilidad actual (M) en cada pozo.
Tabla 10. Razón de Movilidad Actual, Yacimiento C-4 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
LAG3053 0,50 0,370 0,079 0,50 0,20 0,54LAG3055 0,50 0,361 0,083 0,50 0,20 0,57LAG3061 0,50 0,367 0,081 0,50 0,20 0,55LAG3062 0,50 0,483 0,046 0,50 0,20 0,24LAG3066 0,50 0,363 0,082 0,50 0,20 0,57
μo (cps) μw (cps)YACIMIENTO POZO
C-4 LAG3047
Swa (fw) (M)kro krw
76
Como puede notarse para el yacimiento C-4 LAG3047 la razón de movilidad actual (Mw,o) en
promedio resultó 0,5 indicando que con la saturación de agua actual (Swa=50%) aún se tiene
un desplazamiento favorable al petróleo, de allí la razón de que el corte de agua promedio del
yacimiento no sea alto, aproximadamente 21%.
Tabla 11. Razón de Movilidad Actual, Yacimiento C-5 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
Para el yacimiento C-5 LAG3047 la razón de movilidad actual (Mw,o) en promedio resultó ser
de 0,7 indicando que con la saturación de agua actual (Swa=44%) aún se tiene un
desplazamiento favorable al petróleo en menor proporción que para el otro yacimiento, es
importante recalcar que acá se tiene un corte de agua relativamente alto de aproximadamente
53%.
LAG3049 0,44 0,485 0,046 1,60 0,20 0,76LAG3051 0,44 0,489 0,045 1,60 0,20 0,74LAG3052 0,44 0,485 0,046 1,60 0,20 0,76LAG3056 0,44 0,484 0,046 1,60 0,20 0,76LAG3057 0,44 0,489 0,045 1,60 0,20 0,74LAG3058 0,44 0,482 0,047 1,60 0,20 0,77LAG3060 0,44 0,488 0,045 1,60 0,20 0,74LAG3065 0,44 0,636 0,020 1,60 0,20 0,25
krw μo (cps) μw (cps)YACIMIENTO POZO
C-5 LAG3047
Swa (fw) (M)kro
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS
4. Análisis de los Resultados
Con el propósito de realizar un análisis completo del proceso de inyección que se ha llevado a
cabo en los yacimientos C-4 / C-5 LAG3047, específicamente en el área de Bloque X, con la
finalidad de determinar la eficiencia del proyecto y de qué manera ha repercutido sobre la
producción de crudo en estos yacimientos; se recopiló, integró y analizó a detalle la información
necesaria y suficiente de la cual se dispone: geológía actualizada, mapas, evaluaciones
petrofísicas por pozo, registros eléctricos, análisis de núcleos (uno por cada yacimiento),
análisis PVT, data de presiones (MDT, RST, RCI, estáticas build up) por pozo, historia de
producción e inyección de fluidos. Además se utilizaron las siguientes herramientas de análisis
e integración: Macrostation, Discovery Geographics, OFM, Centinela, AICO, Sisub, carpetas de
pozo, investigación y asesoría de especialistas en las distintas áreas.
Los resultados obtenidos son dados a conocer de manera secuencial e integrada involucrando
cada uno de los análisis realizados, en algunos casos estableciendo comparaciones para
demostrar las causas de la problemática existente y fijar medidas en pro de la explotación
adecuada de los yacimientos y el mejor aprovechamiento de las reservas remanentes
existentes.
4.1. Complejidad estratigráfica de los Yacimientos y presencia de arcillas
Los Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 de edad Eoceno según los análisis estratigráficos
realizados presentan alta complejidad estratigráfica tanto areal como vertical, ya que hay
presencia de arenas lenticulares, es decir; de carácter local con pérdida de continuidad lateral,
variación de espesores y cambios de permeabilidad, por lo que son considerados yacimientos
de alta heterogeneidad. En el caso de la inyección de agua estos factores dan como resultado
un barrido deficiente y un avance irregular de los frentes de inyección afectando de manera
considerable la eficiencia del proyecto.
Adicionalmente, los análisis mineralógicos realizados (difracción de rayos “X”) indican que hay
presencia de arcillas, entre ellas: caolinita, illita, esmectita y clorita que reaccionan de manera
78
desfavorable con el agua de formación e inyección dentro del yacimiento provocando la
reducción y taponamiento de las gargantas porales y por consiguiente la pérdida de
inyectividad / productividad.
4.2. Disminución rápida de la presión en ambos yacimientos
Como bien se sabe ambos yacimientos han experimentado fuertes pérdidas en los niveles de
energía en todo su histórico de producción, las primeras razones a las que se le puede atribuir
esta causa es que se trata de acumulaciones volumétricas (de pequeña extensión) con un
mecanismo de producción débil de empuje por gas en solución corroborado en el capítulo
anterior mediante el gráfico %Pi/P Vs. Np/N. El factor de recobro primario es relativamente bajo
y fue estimado en un 20%.
Ambos yacimientos desde un comienzo fueron sometidos a un drenaje acelerado de las
reservas, no se llevó a cabo un plan de explotación adecuado, tanto así, que ejecutó la
perforación de pozos interespaciados, en este sentido; luego de 5 años de producción surge la
necesidad de implantar el proyecto de recuperación secundaria mediante inyección de agua
por tratarse de crudo liviano, con la finalidad de buscar un mantenimiento en la presión de
yacimiento y por ende de los niveles de producción en vista de la declinación y pérdida de
energía que se avizoraba.
Según los análisis PVT realizados (validados) la presión de burbujeo para el Yacimiento C-4
LAG3047 fue estimada en 3304 Lpc y la inyección de agua comienza cuando el yacimiento
contaba con una presión de 2500 Lpc, es decir; por debajo de la presión de burbujeo con
liberación de gas.
Lo mismo ocurrió para el Yacimiento C-5 LAG3047 cuya presión de burbujeo es de 4207 Lpc y
cuando se comenzó a inyectar estaba en condición de saturación con una presión de de 3200
Lpc. Este es otro factor desfavorable a la inyección de agua ya que para garantizar la eficiencia
del proyecto y lograr los efectos deseados era necesario inyectar agua a altas tasas y desde el
comienzo o al menos antes de haber alcanzado la presión de burbujeo para lograr de manera
más fácil el mantenimiento de energía y evitar el efecto de bloqueo por gas dentro del medio
poroso que deja atrás frentes de crudo que no pueden ser recuperados o en su defecto son
difíciles de recuperar.
79
Actualmente los niveles de presión para el Yacimiento C-4 LAG3047 se estiman en un rango de
1200 Lpc – 1400 Lpc (29% de la presión inicial), es decir, una pérdida aproximada de 3200 Lpc
en 11 años de producción lo que demuestra la declinación natural continua que viene
experimentando el yacimiento a pesar de la inyección de agua que se ha llevado a cabo.
Para el Yacimiento C-5 LAG3047 la presión de yacimiento se estima en un rango de 1300 Lpc -
1500 Lpc (30% de la presión inicial), es decir, una pérdida aproximada de 3200 Lpc en 11 años
de producción a pesar de la inyección de agua. Se concluye entonces que la inyección de agua
no ha cumplido su objetivo de mantener la presión o contrarrestar las pérdidas en ninguno de
los yacimientos.
4.3. Declinación de los Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 4.3.1. Declinación del Yacimiento C-4 LAG3047 Para realizar el análisis comparativo de la declinación fueron seleccionados dos periodos de
producción uno correspondiente al inicio de la inyección y el otro en la fase más reciente de
producción. Los gráficos utilizados para el análisis fueron generados utilizando la herramienta
OFM, por las características de los yacimientos se trabajó con una declinación de tipo
exponencial.
El primer gráfico de declinación: tasa real de petróleo Vs. tiempo, fue generado un periodo de
análisis correspondiente a los años 2007 - 2008, es decir; la fase inicial de la inyección de
agua; durante la cual la tasa de producción no presenta fuertes fluctuaciones. Por otra parte,
durante este lapso de tiempo se tiene casi la mayor cantidad de pozos productores activos, no
hay entrada ni salida de pozos productores y el corte de agua es constante, razones por la que
fue escogido como periodo más representativo para establecer el análisis.
La declinación en este periodo resultó ser del 35%, considerada alta a pesar de estar activo y
en su mejor momento el proyecto de inyección de agua, lo que indica que a pesar de que se
estaba inyectando de manera continua y normal las tasas de producción del yacimiento iban
cayendo de manera acelerada.
80
Figura 35. Declinación del Yacimiento C-4 LAG3047. Periodo 1.
Fuente: OFM, 2013
La declinación en el periodo 2 resultó ser del 17% mucho menor a la del periodo 1 a pesar de
que el proyecto de inyección se encuentra temporalmente inactivo.
Figura 36. Declinación del Yacimiento C-4 LAG3047. Periodo 2.
Fuente: OFM, 2013
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Petróleo Acumulado ( Mbls )
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Corte de Agua Agua Acumulada
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Relacion Gas Petróleo ( pc/bls )
Gas Acumulado ( Mpc )
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Petróleo Acumulado ( Mbls )
Inyeccion de Agua Acumulada ( Mbls )
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Corte de Agua Agua Acumulada
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Relacion Gas Petróleo ( pc/bls )
Gas Acumulado ( Mpc )
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Productor(s) Activo(s)
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 231
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Petróleo Acumulado ( Mbls )
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Corte de Agua Agua Acumulada
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Relacion Gas Petróleo ( pc/bls )
Gas Acumulado ( Mpc )
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Productor(s) Activo(s)
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Petróleo Acumulado ( Mbls )
Inyeccion de Agua Acumulada ( Mbls )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130.0
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Corte de Agua Agua Acumulada
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Relacion Gas Petróleo ( pc/bls )
Gas Acumulado ( Mpc )
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Productor(s) Activo(s)
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 371
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Petróleo Acumulado ( Mbls )
Inyeccion de Agua Acumulada ( Mbls )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130.0
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Corte de Agua Agua Acumulada
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Relacion Gas Petróleo ( pc/bls )
Gas Acumulado ( Mpc )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
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FECHA
Productor(s) Activo(s)
81
4.3.2. Declinación del Yacimiento C-5 LAG3047 La metodología utilizada para estudiar la declinación de este yacimiento fue la misma del
Yacimiento C-4 LAG3047.
El primer gráfico de declinación: tasa real de petróleo Vs. tiempo, fue generado un periodo de
análisis correspondiente a los años 2007 - 2008, es decir; la fase inicial de la inyección de
agua; durante la cual la tasa de producción no presenta fuertes fluctuaciones. Por otra parte,
durante este lapso de tiempo se tiene casi la mayor cantidad de pozos productores activos, no
hay entrada ni salida de pozos productores y el corte de agua es constante, razones por la que
fue escogido como periodo más representativo para establecer el análisis.
La declinación en este periodo resultó ser del 30%, considerada alta a pesar de estar activo y
en su mejor momento el proyecto de inyección de agua, lo que indica que a pesar de que se
estaba inyectando de manera continua y normal las tasas de producción del yacimiento iban
cayendo de manera acelerada, un comportamiento muy similar al del otro yacimiento.
Figura 37. Declinación del Yacimiento C-5 LAG3047. Periodo 1.
Fuente: OFM, 2013
La declinación en el periodo 2 resultó ser del 20%, menor a la del periodo 1 a pesar de que el
proyecto de inyección se encuentra temporalmente inactivo.
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Tasa Real de Líquidos ( b ls/d )
Tasa Real de Agua Inyectada ( bls/d )
Petróleo A cumulado ( Mbls )
Inyecc ion de Agua Acumulada ( Mbls )
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0.2
0.4
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Corte de Agua Agua Acumulada
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
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Re lacion Gas Pet ró leo ( pc/bls )
Gas A cumulado ( Mpc )
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FECHA
Working Forecast ParametersPhase : OilCase Name : Case1b : 0Di : 0.306885 A.e.qi : 893.854 bls/dti : 03/31/2013te : 07/31/2025Final Rate : 9.72209 bls/dCum. Prod. : 9097.76 MblsCum. Date : 03/31/2013Reserves : 880.975 MblsReserves Date : 07/31/2025EUR : 9978.73 MblsForecast Ended By : Rate
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10000Tasa Real de Pe troleo ( bls/d )
Tasa Real de Líquidos ( b ls/d )
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Petróleo A cumulado ( Mbls )
Inyecc ion de Agua Acumulada ( Mbls )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130.0
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Corte de Agua Agua Acumulada
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
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Re lacion Gas Pet ró leo ( pc/bls )
Gas A cumulado ( Mpc )
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FECHA
Productor(s) Act ivo(s)
82
Figura 38. Declinación del Yacimiento C-5 LAG3047. Periodo 2.
Fuente: OFM, 2013
De este análisis se obtiene que la sumatoria de la producción actual de petróleo de los
yacimientos C-4 y C-5 LAG3047 sólo representa el 17% de la tasa que ambos aportaban en su
mejor momento (año 2007), es decir, que han experimentado una fuerte disminución en los
niveles de producción.
La declinación en cada yacimiento resultó ser mayor en el periodo en que se inyectaba de
manera regular (2007 -2008), en la actualidad el proyecto se encuentra temporalmente inactivo
desde hace casi dos años, sin embargo; la declinación en el periodo final es menor, lo que
indica que este efecto visto en ambos yacimientos es independiente de la inyección de agua.
4.4. Problemática de los Pozos Inyectores Con la finalidad de estudiar el comportamiento y la calidad de cada uno de los pozos inyectores
se generaron los gráficos de Hall (Hall Plot) los cuales resultan del comportamiento de presión
de inyección acumulada (Lpc) Vs. volumen de inyección acumulado (Bls). En este caso, el
comportamiento ideal de un pozo con una inyección totalmente normal sería el que describe
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 321
10
100
1000
10000T
asa
Rea
l de
Pet
role
o, b
ls/d
FECHA
Working Forecast ParametersPhase : OilCase Name : Case1b : 0Di : 0.205754 A.e.qi : 893.854 bls/dti : 03/31/2013te : 10/31/2032Final Rate : 9.8114 bls/dCum. Prod. : 9097.76 MblsCum. Date : 03/31/2013Reserves : 1401.69 MblsReserves Date : 10/31/2032EUR : 10499.5 MblsForecast Ended By : Rate
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
2000
4000
6000
8000
10000
0
2000
4000
6000
8000
10000Tasa Real de Petroleo ( bls/d )
Tasa Real de Líquidos ( bls/d )
Tasa Real de Agua Inyectada ( bls/d )
Petróleo Acumulado ( Mbls )
Inyeccion de Agua Acumulada ( Mbls )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0
300000
600000
900000
1200000
1500000
Corte de Agua Agua Acumulada
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
2000
4000
6000
8000
10000
0
6000000
12000000
18000000
24000000
30000000
Relacion Gas Petróleo ( pc/bls )
Gas Acumulado ( Mpc )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
3
6
9
12
15
FECHA
Productor(s) Activo(s)
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 321
10
100
1000
10000T
asa
Rea
l de
Pet
role
o, b
ls/d
FECHA
Working Forecast ParametersPhase : OilCase Name : Case1b : 0Di : 0.205754 A.e.qi : 893.854 bls/dti : 03/31/2013te : 10/31/2032Final Rate : 9.8114 bls/dCum. Prod. : 9097.76 MblsCum. Date : 03/31/2013Reserves : 1401.69 MblsReserves Date : 10/31/2032EUR : 10499.5 MblsForecast Ended By : Rate
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
2000
4000
6000
8000
10000
0
2000
4000
6000
8000
10000Tasa Real de Petroleo ( bls/d )
Tasa Real de Líquidos ( bls/d )
Tasa Real de Agua Inyectada ( bls/d )
Petróleo Acumulado ( Mbls )
Inyeccion de Agua Acumulada ( Mbls )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0
300000
600000
900000
1200000
1500000
Corte de Agua Agua Acumulada
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
2000
4000
6000
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10000
0
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12000000
18000000
24000000
30000000
Relacion Gas Petróleo ( pc/bls )
Gas Acumulado ( Mpc )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
3
6
9
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15
FECHA
Productor(s) Activo(s)
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 321
10
100
1000
10000T
asa
Rea
l de
Pet
role
o, b
ls/d
FECHA
Working Forecast ParametersPhase : OilCase Name : Case1b : 0Di : 0.205754 A.e.qi : 893.854 bls/dti : 03/31/2013te : 10/31/2032Final Rate : 9.8114 bls/dCum. Prod. : 9097.76 MblsCum. Date : 03/31/2013Reserves : 1401.69 MblsReserves Date : 10/31/2032EUR : 10499.5 MblsForecast Ended By : Rate
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
2000
4000
6000
8000
10000
0
2000
4000
6000
8000
10000Tasa Real de Petroleo ( bls/d )
Tasa Real de Líquidos ( bls/d )
Tasa Real de Agua Inyectada ( bls/d )
Petróleo Acumulado ( Mbls )
Inyeccion de Agua Acumulada ( Mbls )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0
300000
600000
900000
1200000
1500000
Corte de Agua Agua Acumulada
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
2000
4000
6000
8000
10000
0
6000000
12000000
18000000
24000000
30000000
Relacion Gas Petróleo ( pc/bls )
Gas Acumulado ( Mpc )
2003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 130
3
6
9
12
15
FECHA
Productor(s) Activo(s)
83
una recta de 45°. Cuando el comportamiento es una curva se trazan dos rectas tangentes a la
curva, el punto de intersección entre ellas representa un cambio en la inyectividad del pozo.
Es importante resaltar que para cada yacimiento en el área de Bloque X se tienen dos pozos
inyectores, para C-4 LAG3047 son el LAG3064 IW y el LAG3068 IW ambos han inyectado a
través de las subunidades superior y media.
Figura 39. Hall Plot. Pozo LAG3064 IW.
Fuente: OFM, 2013
Según el comportamiento del gráfico de Hall, el pozo presenta baja inyectividad, la cual
disminuye aún más rápido cuando el pozo alcanza un acumulado de inyección de
aproximadamente 2 MMBls (Septiembre - 2008), lo más probable es que el pozo presente daño
de formación y/o taponamiento de las perforaciones por la mala calidad del agua de inyección.
En el mes de Diciembre de 2009 se le realiza chequeo de fondo (HUD) resultando parcialmente
obstruido, razones por las cuales en la actualidad se recomienda chequear nuevamente el
fondo. De reactivarse la inyección y “decidir continuar inyectando” se debe estudiar la
factibilidad de hacer un recañoneo para contrarrestar el daño de formación y tratar de mejorar
la inyectividad del pozo.
0 600000 1200000 1800000 2400000 30000000
7500000
15000000
22500000
30000000
37500000Hallplot LAG3064-1
Grafico de Hall Pozo LAG3064 IW
Inyección Acumulada (bls)
Pres
ión
Acu
mulad
a (lp
c/di
a)
0 600000 1200000 1800000 2400000 30000000
7500000
15000000
22500000
30000000
37500000Hallplot LAG3064-1
Grafico de Hall Pozo LAG3064 IWGrafico de Hall
Pozo LAG3064 IW
Inyección Acumulada (bls)
Pres
ión
Acu
mulad
a (lp
c/di
a)
Pérdida de Inyectividad -2 MMBls (Septiembre-2008)
84
Figura 40. Hall Plot. Pozo LAG3068 IW.
Fuente: OFM, 2013
La inyectividad del pozo se comienza a ver afectada cuando alcanza un acumulado de
inyección de 375 MBls (Diciembre – 2008) aproximadamente como se muestra en el gráfico. En
el mes de Diciembre 2009 se realizó chequeo de fondo (HUD) resultando libre de obstrucción,
Según el comportamiento del Hall Plot el pozo está inyectando a bajas tasas, al igual que el
pozo LAG3064 IW hay altas probabilidades de que el pozo presente daño de formación y/o
taponamiento de las perforaciones atribuido también a la pobre calidad del agua de inyección,
en este caso; de reactivarse la inyección y “decidir continuar inyectando” se debe estudiar la
factibilidad de hacer un recañoneo para contrarrestar el daño de formación y tratar de mejorar
la inyectividad.
A nivel del yacimiento C-5 LAG3047 se tienen los inyectores LAG3063 IW y el LAG3067 IW, el
primero ha inyectado a través de la subunidad media y el segundo a través de la subunidad
inferior. Es importante resaltar que el pozo LAG3063 IW presenta prospectividad a nivel de la
arena C-4 Superior según análisis petrofísicos realizados, de la misma manera el pozo
LAG3067 IW presenta buena prospectividad a nivel de C-1 Superior, aspectos que deben ser
tomados en cuenta como posibles oportunidades futuras.
0 150000 300000 450000 6000000
3000000
6000000
9000000
12000000
15000000Hallplot LAG3068-1 Grafico de Hall
Pozo LAG3068 IW
Inyección Acumulada (bls)
Pres
ión
Acu
mulad
a (lp
c/dia)
0 150000 300000 450000 6000000
3000000
6000000
9000000
12000000
15000000Hallplot LAG3068-1 Grafico de Hall
Pozo LAG3068 IWGrafico de Hall
Pozo LAG3068 IW
Inyección Acumulada (bls)
Pres
ión
Acu
mulad
a (lp
c/dia)
Pérdida de Inyectividad – 0,375 MMBls (Diciembre – 2008)
85
Figura 41. Hall Plot. Pozo LAG3063 IW.
Fuente: OFM, 2013
El gráfico de Hall para el pozo LAG3063 IW muestra una leve pérdida de inyectividad cuando
se habían alcanzado aproximadamente 2,5 MMBA (Mayo – 2008), en este caso se puede decir
que el pozo inyecta de manera normal aunque su función ha sido interrumpida por los múltiples
problemas operacionales que se han presentado en la planta de inyección PIA 6-9.
Figura 42. Hall Plot. Pozo LAG3067 IW.
Fuente: OFM, 2013
0 1000000 2000000 3000000 4000000 50000000
8000000
16000000
24000000
32000000
40000000Hallplot LAG3063-1
Grafico de Hall Pozo LAG3063 IW
Inyección Acumulada (bls)
Pres
ión
Acu
mulad
a (lp
c/di
a)
0 1000000 2000000 3000000 4000000 50000000
8000000
16000000
24000000
32000000
40000000Hallplot LAG3063-1
Grafico de Hall Pozo LAG3063 IWGrafico de Hall
Pozo LAG3063 IW
Inyección Acumulada (bls)
Pres
ión
Acu
mulad
a (lp
c/di
a)
Leve pérdida de Inyectividad – 2,5 MMBls (Mayo – 2008)
0 200000 400000 600000 800000 10000000
4000000
8000000
12000000
16000000
20000000Hallplot LAG3067-1
Grafico de Hall Pozo LAG3067 IW
Inyección Acumulada (bls)
Pres
ión
Acu
mulad
a (lp
c/di
a)
0 200000 400000 600000 800000 10000000
4000000
8000000
12000000
16000000
20000000Hallplot LAG3067-1
Grafico de Hall Pozo LAG3067 IWGrafico de Hall
Pozo LAG3067 IW
Inyección Acumulada (bls)
Pres
ión
Acu
mulad
a (lp
c/di
a)
Pérdida de Inyectividad - 0,7 MMBls (Enero -2009)
86
Según el comportamiento descrito por el Hall Plot, el pozo presenta baja inyectividad, la cual se
ve más afectada cuando se alcanza un acumulado de inyección de aproximadamente 0,7
MMBls (Enero - 2009), esto indica que hay altas probabilidades de que el pozo presente daño
de formación y/o taponamiento de las perforaciones atribuido principalmente a la pobre calidad
del agua de inyección, en este caso; de reactivarse la inyección y “decidir continuar inyectando”
se debe estudiar la factibilidad de hacer un recañoneo para contrarrestar el daño de formación
y tratar de mejorar la inyectividad.
Ahora bien, para cada yacimiento se generó un gráfico de tasa de inyección Vs. tiempo donde
se nota claramente la pérdida de inyectividad determinada en cada uno de los pozos mediante
el uso de los gráficos de Hall. En ambos yacimientos se nota claramente como hay periodos de
tiempo en ocasiones bastante prolongados donde no se inyectó debido principalmente a los
problemas operacionales que se han presentado en la planta de inyección PIA 6-9.
Figura 43. Gráfico Tasa de Inyección Vs. Tiempo, Yacimiento C-4 LAG3047
Fuente: OFM, 2013
Se nota claramente como entre los años 2007 y 2008 los acumulados de inyección describen
una tendencia normal, las tasas de inyección son más altas.
2007 08 09 10 110
1500
3000
4500
6000
7500
Tasa
Rea
l de
Agua
Iny
ecta
da (
bls
/d )
0
1201
2402
3602
4803
6004
Inye
ccio
n de
Agu
a Ac
umul
ada
( M
bls
)
FECHA
Pérdida de Inyectividad
87
Figura 44. Gráfico Tasa de Inyección Vs. Tiempo, Yacimiento C-5 LAG3047
Fuente: OFM, 2013
De la misma manera se nota claramente como entre los años 2007 y 2008 los acumulados de
inyección describen una tendencia normal, las tasas de inyección son las más altas. Acá la
pérdida de inyectividad es menos marcada que en el otro yacimiento, la razón es que el pozo
LAG3063 IW es el mejor de todos los inyectores donde la pérdida es muy baja tanto así que
hasta la fecha presenta un acumulado de inyección de 4,66 MM de barriles de agua.
4.5. Mala calidad del Agua de Inyección La inyección de agua en los Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 se lleva a cabo desde el año 2007
y desde ese entonces el agua utilizada ha sido agua del lago tomada directamente e inyectada
a través de las facilidades de superficie disponibles sin ningún tipo de tratamiento especial
previo que disminuya el riesgo de obtener factores desfavorables como la depositación de
sedimentos en los pozos inyectores específicamente a nivel de la cara de los intervalos a
través de los cuales se inyecta al yacimiento. Sin embargo, es muy importante que el agua
utilizada para la inyección esté libre de cualquier material en suspensión como arena, barro,
arcilla y material inorgánico microscópico, la misma debe tener estabilidad química y no debe
reaccionar de manera desfavorable con los minerales presentes en la roca (arcillas) y en los
fluidos de la formación, por lo tanto; antes de iniciar un proyecto como éste es recomendable
2 00 7 0 8 0 9 10 110
2000
4000
6000
8000
10000Ta
sa R
eal d
e Ag
ua I
nyec
tada
( b
ls/d
)
0
1201
2402
3602
4803
6004
Inye
ccio
n de
Agu
a Ac
umul
ada
( M
bls
)
FECHA
Pérdida de Inyectividad
88
llevar a cabo una serie de análisis de compatibilidad para determinar el grado de impacto que el
agua a utilizar pueda tener sobre el proceso de inyección. Además; se debe estudiar la
factibilidad de adicionar agentes como reductores de tensión interfacial para tratar de mejorar el
recobro, en este caso no se ha realizado.
4.6. Bajas Eficiencias Volumétricas de Reemplazo (EVR) De acuerdo con los análisis y cálculos realizados se determinó que hasta el momento se tienen
eficiencias volumétricas de reemplazo muy bajas para los yacimientos C-4 y C-5 LAG3047, aún
cuando el escenario pronosticado antes de ser implantado el proyecto de inyección era muy
favorable.
El requerido de inyección para el Yacimiento C-4 LAG3047 según la simulación numérica
estaba comprendido entre 8000 BAPD al inicio del proyecto y 5000 BAPD al final del mismo, y
para el Yacimiento C-5 LAG3047 resultó ser de 12000 BAPD para lograr un eficiente
desplazamiento de petróleo hacia los pozos productores, esto se realizó en función de lograr un
cotejo eficiente con él pronostico realizado por simulación, el cual estimó una alta recuperación
de petróleo en un lapso de 20 años a una presión promedio de yacimiento para el final del
proyecto de 3000 Lpc aproximadamente, no obstante; la presión actual de estos yacimientos
está alrededor de los 1300 Lpc, es decir 1700 Lpc por debajo de lo planificado en tan sólo 5
años de producción. También es importante recalcar que en su mejor momento (Agosto de
2007) la inyección promedio por día sumando ambos yacimientos fue de 15500 Bls Vs. 20000
Bls planificados, luego se inyectó a tasas mucho menores por las razones ya conocidas.
La eficiencia volumétrica de reemplazo actual (EVR) es muy baja y oscila entre 6% y 12%
tomando en cuenta que la inyección se encuentra temporalmente inactiva desde Agosto de
2011, lo que indica que los volúmenes de petróleo producidos no han sido reemplazados de
manera eficiente por el fluido de inyección dentro del yacimiento, en otras palabras; la función
de mantenimiento de energía y de los niveles de producción que debió cumplir la inyección de
agua ha sido prácticamente nula.
Como bien se sabe, existe una gran desviación entre las condiciones actuales y lo pronosticado
antes de ser implantado el proyecto de inyección, siendo las principales razones la baja
inyectividad mostrada por los pozos LAG3067 IW y LAG3068 IW y los múltiples problemas
operacionales presentados a nivel de la planta de inyección.
89
Figura 45. EVR Anual y Acumulada, Yacimiento C-4 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
Se generó un grafico de barras para establecer un contraste entre los volúmenes de fluidos
producidos y los volúmenes de fluidos inyectados para cada año en el yacimiento.
Figura 46. Fluidos Producidos - Inyectados, Yacimiento C-4 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
30,03
16,60
36,66
12,609,65
11,97 13,13 12,10
20,70
12,50
0
6,90
0
6,00
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
EV
R (
%)
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
AÑO
HISTÓRICO DE EVR (%) YACIMIENTO C-4 LAG3047
EVR ANUAL (%)
EVR ACUM. (%)
1,12
6,78
2,58
20,76
2,99
25,04
3,31
27,42
3,62
28,95
3,62
52,90
3,62
60,88
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
MM
Bls
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
AÑO
CONTRASTE AGUA INYECTADA - FLUIDOS PRODUCIDOSYACIMIENTO C-4 LAG3047
MMBls. DE AGUAINYECTADOS
MMBls.PRODUCIDOS
90
Figura 47. EVR Anual y Acumulada, Yacimiento C-5 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
De la misma manera se generó un grafico de barras para establecer un contraste entre los
volúmenes de fluidos producidos y los volúmenes de fluidos inyectados para cada año en el
yacimiento C-5 LAG3047.
Figura 48. Fluidos Producidos - Inyectados, Yacimiento C-5 LAG3047
Fuente: Guerrero R, 2013
13,37
10,42
20,95
14,31
35,18
16,13
12,09
15,54
11,33
15,11
0
12,27
0
11,95
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
EV
R (
%)
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
AÑO
HISTÓRICO DE EVR (%) YACIMIENTO C-5 LAG3047
EVR ANUAL (%)
EVR ACUM. (%)
1,88
18,08
4,10
28,67
5,06
31,40
5,70
36,73
6,19
40,98
6,19
50,46
6,19
51,82
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
MM
Bls
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
AÑO
CONTRASTE AGUA INYECTADA - FLUIDOS PRODUCIDOSYACIMIENTO C-5 LAG3047
MMBls. DE AGUAINYECTADOS
MMBls.PRODUCIDOS
91
Hasta el momento se han inyectado 3,62 MMBA y se han producido 60,88 MMBls de fluidos a
nivel de C-4 y a nivel de C-5 se han inyectado 6,19 MMBA para 51,82 MMBls de fluidos
producidos. La eficiencia volumétrica de reemplazo acumulada (EVRacum.) es muy baja,
resultó 6% para C-4 y 12% para C-5, lo que indica que los volúmenes de petróleo producidos
no han sido reemplazados de manera eficiente por el fluido de inyección dentro del yacimiento,
de allí que se obtengan fuertes caídas de presión y producción. En general se tiene que para
obtener una EVR del 80% (por debajo del óptimo) haría falta inyectar al menos 80 MMBls
de agua adicionales, lo cual no es técnicamente posible ni económicamente viable.
4.7. Comparación entre los Patrones de Agua de Inyección y Producción Para poder definir un patrón de agua para cada yacimiento y un patrón de agua de inyección se
utilizaron los análisis físico químicos disponibles, los cuales fueron plasmados en el conocido
Diagrama de Stiff – Clasificación Sulin, el cual permitió realizar un análisis de las muestras de
agua en base a 8 componentes principales: Na, Ca, Mg, Fe, Cl, SO4, HCO3 y CO3, donde la
suma de los pesos equivalentes de los iones positivos (cationes) debe ser igual a la suma de
los negativos (aniones). En el Yacimiento C-4 LAG3047 se cuenta con un total de cinco (5)
análisis físico – químicos realizados a pozos distintos en distintas fechas, todos al ser llevados
al Diagrama de Stiff – Clasificación Sulin muestran el mismo comportamiento. Uno de los más
recientes es el correspondiente al pozo LAG3062 de fecha 27/04/2011 el cual se puede asumir
como característico del agua que se produce en del yacimiento.
Figura 49. Diagrama de Stiff, Patrón Yacimiento C-4 LAG347
Fuente: Guerrero R, 2012
92
En el Yacimiento C-5 LAG3047 se cuenta con un total de nueve (9) análisis físico – químicos
realizados a pozos distintos en distintas fechas, de la misma manera, todos al ser llevados al
Diagrama de Stiff – Clasificación Sulin muestran el mismo comportamiento. Uno de los más
recientes es el correspondiente al pozo LAG3057 de fecha 27/04/2011 (figura 41) el cual se
puede asumir como característico del agua que se produce en del yacimiento. La figura 42,
muestra el patrón característico del agua de inyección según AFQ de fecha 14/04/2009.
Figura 50. Diagrama de Stiff, Patrón Yacimiento C-5 LAG347
Fuente: Guerrero R, 2012
Figura 51. Diagrama de Stiff, Patrón Agua de Inyección
Fuente: Guerrero R, 2012
93
Como puede notarse, los patrones de agua característicos para los yacimientos C-4 / C-5
LAG3047 son muy similares, en ambos resultó ser agua Meteórica de tipo Bicarbonato de
Sodio, mientras que el diagrama resultante para el agua de inyección luce distinto,
obteniéndose dentro de la clasificación Sulin agua Connata de tipo Cloruro de Magnesio.
4.7.1. Aspectos Resaltantes, Yacimiento C-4 LAG3047
La muestra de agua del pozo LAG3062 coincide con las muestras tomadas en los pozos
LAG3064 IW, LAG3055 y LAG3061 antes del proceso de inyección.
Ninguna muestra coincide con el patrón de agua de inyección, encontrándose diferencias
importantes en los iones Na y HCO3 cuya presencia es notablemente mayor en el agua del
yacimiento.
El ión Cl se encuentra en ambas muestras pero en mayor proporción en el agua producida por
los pozos.
El ión CO3 se encuentra ausente en todas las muestras de agua de los pozos y en la de
inyección.
Los mismos iones están presentes en las muestras analizadas antes de la inyección y en el
agua inyectada, aunque en diferentes proporciones.
4.7.2. ASPECTOS RESALTANTES, YACIMIENTO C-5 LAG3047
Las muestras de agua en siete (7) pozos del Yacimiento C-5 LAG3047 coinciden entre sí,
definiendo así un patrón característico de agua para el yacimiento.
Ninguna muestra coincide con el patrón de agua de inyección, encontrándose diferencias
importantes en los iones Na y HCO3.
Los iones Ca, Mg y Fe se encuentran tanto en el agua de inyección como en la producida por
los pozos, pero en esta ultima en menor proporción.
El ión Cl se encuentran en ambas muestras pero en mayor proporción en el agua producida.
94
El ión CO3 se encuentra ausente en la mayoría de las muestras de agua de los pozos y en la
de inyección.
Las muestras de agua tomadas en los pozos previas al proceso de inyección son muy similares
a las actuales, difiriendo en cierta cantidad en los contenidos de HCO3 y Cl.
Los mismos iones están presentes en las muestras antes de la inyección y en el agua
inyectada, aunque en diferentes proporciones.
Esto permite concluir que en los yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 el agua producida es agua de
formación, es decir que con la inyección que se ha llevado a cabo hasta ahora, no se ha
producido la irrupción de esta agua en los pozos productores. El alto corte de agua que hasta el
momento han mostrado algunos pozos productores (LAG3049, LAG3050, LAG3052, LAG3056
y LAG3062) se debe principalmente al drenaje acelerado de las reservas en ambos
yacimientos, lo que ha provocado un incremento considerable de la saturación de agua dentro
del medio poroso, ocasionando que con el pasar del tiempo ella adquiera mayor facilidad para
desplazarse.
Para cada yacimiento también se realizó el cálculo de la Razón de Movilidad (Mw,o) donde la
fase desplazante es el agua y la fase desplazada es el petróleo. Para obtener un valor más
amarrado de razón de movilidad se realizó el cálculo de la misma por pozo en su radio de
drenaje, luego a manera de promedio fue calculada una razón de movilidad actual de cada
yacimiento. Para C-4 LAG3047 resultó ser 0,5 <1 y para C-5 LAG3047 0,7 <1, en ambos casos
el valor obtenido es menor a 1 lo que indica que aún se tiene un desplazamiento favorable al
petróleo, sin embargo; para C-5 es mayor, lo que indica que en este yacimiento hay mayor
riesgo de tener problemas de alta producción de agua a corto plazo, de hecho algunos pozos
ya lo han mostrado como se verá a continuación, el corte de agua actual es mayor que el de C-
4 ubicándose en 53% y es considerado relativamente alto.
4.8. Problemática de los Pozos Productores Los principales problemas problemas que han afectado la productividad de los yacimientos en
estudio han sido el alto corte de agua y el bajo aporte, como resultado de la rápida declinación
de la energía y el fuerte drenaje. Seis (6) pozos han sido fuertemente afectados por incremento
del corte de agua, uno (1) que se encontraba completado en C-4 (LAG3062) y cinco (5) que
han sido completados en C-5 (LAG3049, LAG3050, LAG3051, LAG3052 y LAG3056).
95
LAG3049: El pozo se encontraba completado en el Yacimiento C-5 LAG3047. Fue reparado en
Mayo de 2011 por presentar alto corte de agua. Se colocó tapón para aislar C-5. Actualmente
se encuentra completado en el Yacimientos C-1 SUP LAG3047 donde también mostró
prospectividad.
LAG3050: El pozo se encontraba completado en el Yacimiento C-5 LAG3047. Fue reparado en
Mayo de 2013 por presentar alto corte de agua. Se colocó tapón para aislar C-5. Actualmente
se encuentra completado en el Yacimientos C-4 LAG3047 donde también muestra buena
prospectividad.
LAG3051: El pozo se encuentra completado en el Yacimiento C-5 LAG3047. Se encuentra
activo produciendo con alto corte de agua (80%) y bajo aporte de petróleo.
LAG3052: El pozo se encuentra completado en el Yacimiento C-5 LAG3047. Se encuentra
inactivo desde Enero de 2013 por presentar alto corte de agua (mayor a 90%).
LAG3056: El pozo se encontraba completado en el Yacimiento C-5 LAG3047. Fue reparado en
Noviembre de 2011 por presentar alto corte de agua. Actualmente se encuentra completado en
el Yacimiento C-1 SUP LAG3047 donde también mostró buena prospectividad.
LAG3062: El pozo se encontraba completado en el Yacimiento C-4 LAG3047. Fue reparado en
Junio de 2012 por presentar alto corte de agua. Actualmente se encuentra completado en el
Yacimiento C-1 SUP LAG3047 donde también mostró buena prospectividad.
4.9. PROSPECTIVIDAD DE LOS POZOS INYECTORES Durante el cumplimiento de los objetivos de la presente investigación para determinar el efecto
de la inyección de agua sobre la producción de los yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 en el área
de Bloque X, se obtuvo como ya se ha explicado que el proyecto de recuperación secundaria
mediante inyección de agua no ha cumplido con su objetivo para el cual fue implantado, dada
la problemática existente y las condiciones de yacimiento actuales no es técnica ni
económicamente viable continuar con la inyección de agua, en este sentido, se realizó un
análisis petrofísico de cada pozo inyector para determinar su prospectividad en otros horizontes
del área, en efecto; resultó que los pozos LAG3063 IW y LAG3067 IW ambos inyectores del
Yacimiento C-5 LAG3047 presentan buena prospectividad en algunas arenas de los
yacimientos superiores, el primero a nivel de C-4 Superior y el segundo a nivel de C-1 Superior,
96
se recomienda en este caso hacer la conversión de pozos inyectores a productores con la
finalidad de darle utilidad a estos activos y aprovechar de una mejor manera las reservas de
petróleo existentes en el área. La evaluación petrofísica realizada para los pozos LAG3067 IW
y LAG3068 IW arrojó que no presentan prospectividad alguna en otros horizontes que permita
estudiar la factibilidad de ser convertidos a productores.
4.9.1. Prospectividad del Pozo Inyector LAG3063 IW
Figura 52. Prospectividad del Pozo LAG3063 IW
Fuente: Guerrero R, 2012
Tabla 12. Sumario Petrofísico del Pozo LAG3063 IW
Fuente: Guerrero R, 2012
DEPTH TOPE AN (pies) ANP (pies) ANP_Vsh ANP PIE ANP_Sw ANP_kC-1 SUP 9430 101 --- --- --- --- ---C-1 INF 9613 195 --- --- --- --- ---C-4 10785 260 10 16 17 42 56C-5 11269 430 43 20 16 40 45
TOTAL 986 53 19 16 40 47
SUMARIO PETROFÍSICO LAG3063 IW
LAG-3063
C-4-SUP
LAG-3063
C-4-SUP
LAG-3063
C-4-SUP
LAG-3063
C-4-SUP
97
4.9.2. Prospectividad del Pozo Inyector LAG3067 IW
Figura 53. Prospectividad del Pozo LAG3067 IW
Fuente: Guerrero R, 2012
Tabla 13. Sumario Petrofísico del Pozo LAG3067 IW
Fuente: Guerrero R, 2012
LAG-3067
C-1
LAG-3067
C-1
LAG-3067
C-1
LAG-3067
C-1
DEPTH TOPE AN (pies) ANP (pies) ANP_Vsh ANP PIE ANP_Sw ANP_kC-1 SUP 9364 39 60 13 22 33 270C-1 INF 9541 48 3 9 23 50 287C-4 10722 103 2 --- --- --- ---C-5 11246 117 41 14 16 42 40
TOTAL 307 106 13 19 35 168
SUMARIO PETROFÍSICO LAG3067 IW
98
4.10. Inviabilidad del Proyecto de Inyección de Agua 4.10.1. Objetivos iniciales de la Inyección de Agua en los Yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 Lograr el abastecimiento continuo de energía, para mantener la presión de los yacimientos y de
esta manera evitar caídas en la producción de petróleo.
Mantener o aumentar de ser posible la presión de estos yacimientos, con la finalidad de impedir
la liberación del gas y así evitar la disminución de la permeabilidad efectiva al petróleo, pues el
gas ocupa de manera más rápida los canales preferenciales con respecto a éste.
Provocar el barrido eficiente de los fluidos del yacimiento hacia los pozos productores,
empujando el petróleo que no pudiera ser recuperado con un mecanismo de empuje por gas en
solución.
4.10.2. Factores Desfavorables a la Inyección de Agua en estos Yacimientos Existen factores de diversa índole asociados a los yacimientos, pozos y de tipo operacional los
cuales han afectado de manera considerable la eficiencia del proyecto de recuperación
secundaria; ellos son:
a) Entrampamiento local de petróleo.
Este fenómeno se presenta en estos yacimientos a causa del avance irregular del frente de
inyección de agua debido a la complejidad estratigráfica existente, ya que se tienen arenas
locales lenticulares, cambios laterales / transversales de permeabilidad y presencia de arcillas
como caolinita, illita, esmectita y clorita que reaccionan con el agua dentro del yacimiento de
manera desfavorable provocando la reducción y taponamiento de las gargantas porales así
como la pérdida de inyectividad. En el caso de la caolinita migra en forma de finos de
formación, la illita junto a la esmectita provocan taponamiento de las gargantas porales y la
clorita por su naturaleza hidrofílica reacciona con el agua meteórica dando paso al
hinchamiento y como consecuencia reducción de los poros dentro de la formación.
El taponamiento de los canales interconectados dentro de la formación y los perfiles no
uniformes debido a la estratificación son problemas muy comunes y por lo general originan baja
99
eficiencia de inyección areal y vertical. En el caso de estos yacimientos heterogéneos hay
ciertas arenas locales con mejores propiedades petrofísicas donde el petróleo puede tender a
entramparse contribuyendo así al barrido irregular de los frentes de agua al desplazarse a
través del yacimiento.
b) Taponamiento de la formación alrededor de los pozos inyectores (daño de formación).
La disminución gradual en las tasa de inyección de agua que han experimentado ambos
yacimientos se debe en parte al taponamiento de los pozos inyectores, es decir; que hay una
pérdida en la inyectividad del fluido debido a factores determinantes como la mala calidad del
agua inyectada, ya que se trata de agua no tratada tomada directamente del lago la cual tiene
gran cantidad de sólidos disueltos y en suspensión que a nivel de la cara de la arena forman
una especie de pared que afecta de manera significativa la eficiencia del proceso. Además, la
corrosión que es un fenómeno que siempre esta presente provoca que las paredes de las
tuberías produzcan óxido de hierro, el cual se adhiere a los granos de la formación creando una
especie de puente o barrera que origina una baja en la inyectividad.
c) Presencia de arenas poco permeables a nivel de los pozos inyectores.
Las arenas a través de las cuales se lleva a cabo la inyección de agua presentan
permeabilidades relativamente bajas para tratarse de pozos inyectores, estas varían entre 20
md y 60 md. En el yacimiento C-4 LAG3047 el pozo LAG3064 IW es el que presenta
permeabilidades más altas y por ende muestra una mejor inyectividad, lo mismo ocurre con el
pozo LAG3063 IW a nivel del yacimiento C-5 LAG3047. El hecho de no tener buenas
permeabilidades en las arenas a través de las cuales se está llevando a cabo la inyección es
otro aspecto contrario al avance del agua y al barrido eficiente del petróleo, ya que el flujo a
través del medio poroso interconectado se hace más difícil por la alta tortuosidad de la roca.
d) Mala calidad del agua de inyección.
El agua inyectada a los yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 es agua del lago, sin ningún tipo de
tratado especial para evitar efectos no deseados, además no se han realizado análisis de
compatibilidad con la formación y sus fluidos originales para determinar la posibilidad de
100
obtener reacciones adversas como la formación de precipitados y así tomar las medidas
pertinentes.
e) Problemas con la Planta de Inyección.
La inyección de agua en ambos yacimientos fue suspendida en varias ocasiones durante
periodos de tiempo prolongados debido a múltiples problemas operacionales en la plata de
inyección PIA 6-9 y líneas rotas en los pozos. Actualmente la inyección se encuentra
temporalmente inactiva desde casi dos (2) años. Estas interrupciones frecuentes han traído
como consecuencia una gran disminución en los volúmenes de inyección, quedando muy por
debajo de los volúmenes requeridos, lo que ha afectado de manera significativa la eficiencia
volumétrica de reemplazo y por consiguiente la eficiencia del proyecto.
Finalmente, los yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 constituyen dos reservorios petrolíferos los
cuales a condiciones iniciales poseían las características mínimas necesarias para llevar a
cabo un proyecto de recuperación secundaria mediante inyección de agua con la finalidad de
mejorar el recobro de petróleo, fueron seleccionados ya que son acumulaciones de crudo
liviano y su mecanismo de producción es bastante apropiado identificado como empuje por gas
en solución. Por tales razones, en teoría la inyección de agua debería resultar favorable debido
a la alta movilidad del petróleo (poco viscoso) generándose un barrido eficiente sin dejar altas
saturaciones de petróleo detrás del frente de inyección de agua, además; es considerada como
un mecanismo suplementario al recobro primario de gran 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, que es donde este gas comienza a hacerse movible obteniéndose altos
valores de RGP.
Ahora bien, un aspecto bastante importante en el caso de estos yacimientos es que la
inyección de agua comienza cuando la presión de yacimiento ya se encontraba por debajo de
la presión de burbujeo (2500 Lpc – 3000 Lpc), por lo tanto; para garantizar la eficiencia del
proyecto se requerían tasas iniciales de inyección de agua bastante altas donde la mayor parte
de ella era necesaria para desplazar el gas liberado y luego lograr un mantenimiento de
energía. En caso contrario, es decir; si el proyecto hubiese sido implantado cuando la presión
se encontraba por encima del punto de burbujeo, los volúmenes iniciales de agua requerida
hubiesen sido menores garantizando una mayor eficiencia.
101
Por todas las razones antes descritas y los diversos factores desfavorables explicados, se
recomienda suspender la inyección de agua, ya que como se señaló anteriormente su
continuidad no es técnica ni económicamente viable, se debe aprovechar la prospectividad de
los inyectores haciendo su conversión a productores para aprovechar de una mejor manera las
reservas existentes y evaluar el rendimiento de los yacimientos bajo estas condiciones, además
de fijar las medidas que sean necesarias en pro del buen manejo y preservación de los
yacimientos en el tiempo.
102
CONCLUSIONES
1. La producción actual de petróleo de los yacimientos C-4 y C-5 LAG3047 sólo representa el
17% de la tasa que ambos aportaban en su mejor momento (año 2007), es decir, que han
experimentado una fuerte disminución en los niveles de producción.
2.- Ambos yacimientos han experimentado en todo su histórico una declinación brusca de la
presión, la cual se acentúa en el periodo intermedio de producción, por lo tanto la inyección de
agua no ha cumplido su función de mantenimiento de los niveles de energía.
3.- La declinación en cada yacimiento resultó ser mayor en el periodo en que se inyectaba de
manera regular (2007 - 2008), en la actualidad el proyecto se encuentra temporalmente inactivo
desde hace casi dos años, sin embargo; la declinación en el periodo final es menor, lo que
indica que este efecto es independiente de la inyección de agua.
4.- Los pozos LAG3067 IW y LAG3068 IW presentan baja inyectividad, atribuida principalmente
al daño de formación causado por la mala calidad del agua inyectada.
5.- Según los análisis realizados de los gráficos de Hall generados se determinó que los pozos
LAG3064 IW, LAG3067 IW y LAG3068 IW presentan una pérdida considerable de inyectividad
desde de finales del año 2008 aproximadamente, el pozo LAG3063 IW es el único que muestra
un comportamiento normal de inyección.
6.- La inyección de agua a nivel de los yacimientos C-4 / C-5 LAG3047 inicia cuando la presión
de yacimiento se encontraba por debajo de la presión de burbujeo (2500 Lpc – 3000 Lpc), para
lograr los efectos deseados era necesario inyectar a altas tasas desde el comienzo, además los
volúmenes reales de inyección siempre han estado por debajo de los volúmenes requeridos por
las razones ya conocidas.
7.- Hasta el momento se han inyectado 3,62 MMBA a nivel de C-4 y 6,19 MMBA a nivel de C-5.
La eficiencia volumétrica de reemplazo acumulada (EVRacum.) es baja, resultó 6% para C-4 y
12% para C-5, lo que indica que los volúmenes de petróleo producidos no han sido
reemplazados de manera eficiente por el fluido de inyección dentro del yacimiento.
103
8.- Según los análisis realizados se obtuvo que para alcanzar una EVR del 80% (por debajo del
óptimo) haría falta inyectar al menos 80 MMBls de agua adicionales, lo cual no es
técnicamente posible ni económicamente viable.
9.- En la planta de inyección de agua (PIA-6/9) se han presentado gran variedad de problemas
operacionales, en algunas ocasiones por periodos prolongados de tiempo, lo que también ha
afectado de manera significativa la continuidad y eficiencia del proyecto.
10.- Los patrones de agua de inyección y de yacimiento obtenidos a partir de análisis físico –
químicos resultaron distintos, es decir que el agua que se produce en ambos yacimientos no es
de inyección.
11.- La razón de movilidad actual para los yacimientos C-4 y C-5 LAG3047 resultó ser de 0,5 y
0,7 respectivamente, indicando que aún se tiene un desplazamiento favorable al petróleo.
104
RECOMENDACIONES
1.- Suspender la inyección de agua en ambos yacimientos ya que la misma no ha sido eficiente
como fue demostrado con el presente trabajo.
2.- Continuar con el drenaje de las reservas manteniendo un estricto control sobre la RGP y el
corte de agua con la finalidad contrarrestar el agotamiento de la energía y lograr un drenaje
más eficiente de las reservas remanentes.
3.- Continuar con la toma de información (presiones, registros PLT, análisis físico - químicos)
con el fin de hacer un monitoreo continuo de las condiciones de producción de los yacimientos.
4.- Convertir los pozos inyectores LAG3063 IW y LAG3067 IW a productores, ya que
representa una oportunidad para aprovechar estos activos y mejorar la recuperación de las
reservas existentes en el área.
105
GLOSARIO
Área de drenaje (drainage area): Es la máxima abertura de la trampa buzamiento abajo.
Cuanto mayor es el área de drenaje, mayor es la acumulación.
Buzamiento (dip): Es el ángulo entre el plano de estratificación y la formación en el plano
horizontal, medido en un plano perpendicular al rumbo.
Condiciones normales (standard conditions): Se refiere a determinadas condiciones bases
de presión y temperatura a la que se acostumbra a medir los fluidos producidos de un
yacimiento, bien sea para cálculos en ingeniería y/o para propósitos de venta. Las condiciones
más usadas en la práctica son 14,7 Lpc y 60 °F.
Discordancia (discordance): Se define como la falta de continuidad de la secuencia geológica
normal causada por una interrupción en el proceso de deposición, sea por erosión o por
deformación estructural. En consecuencia faltara una cierta cantidad de sedimentos – un
tiempo geológico estará ausente – comparado con la secuencia normal. Se compone de dos
series diferentes de estratos separados por una “superficie de discordancia”.
Empuje hidráulico (water drive): Este mecanismo de empuje debe ser considerado cuando
exista, asociado a la zona de petróleo, una porción de roca con una alta saturación de agua.
Esta porción del yacimiento recibe el nombre de acuífero. El efecto es la mantenencia hasta
que la capacidad expansiva del volumen de agua contenido en el agua-petróleo del acuífero se
agote.
Eficiencia areal (efficiency areal): Fractura con desplazamiento entre bloques generada en
las capas de la corteza terrestre, por efectos de movimientos tectónicos.
Falla (fault): Fractura con desplazamiento entre bloques generada en las capas de la corteza
terrestre, por efectos de movimientos tectónicos.
Factor de compresibilidad de la roca (compresibility of the rock): Es el cambio en volumen
por unidad de volumen (cambio fraccional en volumen) por unidad de presión diferencial.
106
Factor volumétrico (volumetric factor): Es la relación entre un fluido (petróleo, gas o agua) a
condiciones del yacimiento y a condiciones normales.
Flujo continuo (continuous flow): Se refiere a la condición de flujo de un sistema, donde la
presión, velocidad y densidad de las fases son constantes con el tiempo en cada sección
transversal a la desviación del flujo.
Gravedad API (API gravity): Escala arbitraria de gravedad empleada generalmente en la
industria petrolera, y la cual es aplicada a petróleos y condensados líquidos.
Heterogeneidad del Yacimiento (reservoir heterogeneity): variaciones areales y verticales
en porosidad, permeabilidad, y propiedades de los fluidos.
Homoclinal (homocline): Es una serie estratigráfica de buzamiento constante
Intrusión de agua (water influx): Agua que entra en la zona de petróleo de un yacimiento,
proveniente de formaciones que rodean el yacimiento, denominadas acuífero ó inducida por
técnicas como la inyección de agua.
Porosidad absoluta (total porosity): En cuya estimación se considera el volumen total de
poros, estén o no interconectados.
Porosidad efectiva (effective porosity): En cuya estimación se considera el volumen total de
poros que estén interconectados.
Punto de burbujeo (bubble point): Es el estado de equilibrio de un sistema compuesto de
petróleo y gas, en el cual el petróleo ocupa prácticamente todo el sistema, excepto en una
cantidad infinitesimal de gas. Para propósitos prácticos puede considerarse 100% líquido y la
composición del líquido es la misma que la composición del sistema.
Presión de burbuja (bubble pressure): Es la presión de un sistema en el punto de burbujeo.
Razón de Movilidad (mobility ratio): 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
107
con la conductancia en términos de la permeabilidad efectiva y la viscosidad de los fluidos
desplazante y desplazado.
Razón Gas-Petróleo (gas-oil ratio): Es el resultado de dividir una cantidad de gas a
condiciones normales por determinada cantidad de petróleo, también a condiciones normales.
Rumbo (strike): Es la intersección entre el estrato y un plano horizontal, medido desde el
plano N-S.
Ruptura (rupture): Es un término usado en procesos de desplazamiento y se define como el
momento en el cual el fluido desplazante (agua, gas) llega o aparece en el pozo productor.
Salinidad (salinity): Es la concentración total de sólidos disueltos en agua; específicamente en
el agua del mar. El total d sólidos disueltos expresados en gramos de sólidos en mil gramos de
agua de mar, o comúnmente en partes por millón, cuando todos los carbonatos han sido
convertidos en óxidos, Br y I reemplazados por Cl, y todo el material orgánico completamente
oxidado.
Solubilidad del gas (solubility of gas): Es la cantidad de gas que se encuentra en solución
en el petróleo a determinadas condiciones de presión y temperatura.
Volumen poroso (porous volume): Es el volumen total menos el volumen de los granos o
sólidos contenidos en una roca.
108
NOMENCLATURAS Y ABREVIATURAS
A: Área, acres.
°API: Gravedad API del crudo (Asociación Internacional del Petróleo).
%AyS: Agua y Sedimentos, porcentaje.
BN: Barriles normales.
BNPD: Barriles normales por día.
BAPD: Barriles de agua por día.
BPND: Barriles de petróleo normales por día.
Bo: Factor volumétrico del petróleo, BY/BN.
Boi: Factor volumétrico del petróleo inicial, BY/BN.
Bt: Factor volumétrico total, BY/BN.
Bg: Factor volumétrico del gas, PCY/BN.
Bw: Factor volumétrico del agua, BY/BN.
BY: Barriles de yacimiento.
Gp: Volumen acumulativo de gas producido, PCN.
h: Espesor del yacimiento, pies.
K: Permeabilidad absoluta, md.
Lpc: Libras por pulgada cuadrada.
md = milidarcy
N: Petróleo original en sitio, MMBN.
Np: Volumen acumulativo de petróleo producido, BN.
P: Presión, Lpc.
109
Pb: Presión de burbujeo, Lpc.
Pi: Presión inicial del yacimiento, Lpc.
PCN: Pies cúbicos a condiciones normales.
POES: Petróleo Original en Sitio.
PVT: Presión – Volumen – Temperatura.
Qo: Caudal de petróleo, BN/D.
RAP: Relación agua petróleo.
RGP: Relación gas petróleo, PCN/BN.
Rp: Relación gas petróleo acumulada, PCN/BN.
Rs: Relación gas en solución, PCN/BN.
Rsi: Relación gas petróleo en solución inicial, PCN/BN.
So: Saturación de petróleo, fracción.
Soi: Saturación de petróleo inicial, fracción.
Sw: Saturación de agua, fracción.
Swi: Saturación de agua inicial, fracción.
Swc: Saturación de agua critica, fracción.
Ty: Temperatura de yacimiento, ºF.
Vsh: Volumen de arcilla, fracción.
g : Gravedad específica del gas, adimensional.
: Porosidad.
o : Viscosidad del petróleo, cps.
w : Viscosidad del agua, cps.
110
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Unidad de Explotación Lagomedio. (2005). Estudio integrado de los Yacimientos C-4 y
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Editorial Limusa.
8. Paris, M. (2001). Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos. (2da Edición).
Ediciones Astro Data S.A. Maracaibo, Venezuela.
9. Fidias, A. (2006). El Proyecto de Investigación (5ta edición). Caracas, Venezuela.
Editorial Episteme.
10. Hurtado, J. (2008). Cómo formular Objetivos de Investigación, Segunda edición.
Caracas, Venezuela. Quirón Ediciones.
11. CIED. (1997). Caracterización Energética de los Yacimientos.
12. Craft, B, y Hawkins, M. (1991). Applied Petroleum Reservoirs Engineering. Segunda
Edición. Editorial Prentice Hall.
13. Mannuci, J. (1997). Caracterización Energética de Yacimientos. MannyRON
Consultores.
111
ANEXOS
112
LAG3068 IW
LAG3064 IW
YAC. C-4 LAG3047
LAG3068 IW
LAG3064 IW
LAG3068 IW
LAG3064 IW
YAC. C-4 LAG3047
LAG3067 IW
LAG3063 IW
YAC. C-5 LAG3047
LAG3067 IW
LAG3063 IW
LAG3067 IW
LAG3063 IW
YAC. C-5 LAG3047
ANEXO Nº 1
MAPAS OFICIALES CON POZOS INYECTORES
113
FLT-0
FLT-1
FLT-2
FLT-3
FLT-4FLT-5
FLT-6
FLT-7
FLT-8
FLT-9
FLT-10
FLT-11
1097000 1097000
1098000 1098000
1099000 1099000
1100000 1100000
1101000 1101000
1102000 1102000
220000
220000
222000
222000
224000
224000
226000
226000
228000
228000
230000
230000
CL 402
CL 405
CL 406
CL 407
CL 411CL 416
CL 418LAG3053
LAG3055
LAG3061
LAG3062
LAG3064
LAG3066
LAG3068
PRESION C4 ( psia )
1275.30 1417.00 1558.70
ANEXO Nº 2
MAPA ISOBÁRICO DEL YACIMIENTO C-4 LAG3047
114
FLT-0
FLT-1
FLT-2
FLT-3
FLT-4FLT-5
FLT-6
FLT-7
FLT-8
FLT-9
FLT-10
FLT-11
1096000 1096000
1097000 1097000
1098000 1098000
1099000 1099000
1100000 1100000
1101000 1101000
1102000 1102000
220000
220000
222000
222000
224000
224000
226000
226000
228000
228000
230000
230000
CL 400
CL 401CL 404
CL 407CL 408
CL 410
CL 413
CL 415
CL 417
CL 418LAG3049
LAG3050LAG3051
LAG3052
LAG3056
LAG3057
LAG3058LAG3058
LAG3060
LAG3063
LAG3065
LAG3067
PRESION C5 ( psia )
1227.00 1286.50 1346.00
ANEXO Nº 3
MAPA ISOBÁRICO DEL YACIMIENTO C-5 LAG3047
115
0.0 1.5 3.0 4.5 6.0 7.50
1000
2000
3000
4000
5000
Tasa
Rea
l de
Petr
oleo
( b
ls/d
)
Petroleo Acumulado ( MMbls )
0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.250.000
0.030
0.060
0.075
CV. F
acto
r de
Rec
obro
hhhh
0.0 1.5 3.0 4.5 6.0 7.50.001
0.005
0.01
0.05
0.1
0.5
1R
elac
ion
Agua
Pet
role
o (
bls/
bls
)
Petroleo Acumulado ( MMbls )
0.00 0.75 1.50 2.25 3.00 3.750
1500
3000
4500
6000
7500
Inyeccion de Agua Acumulada ( MMbls )
Liquido Acumulado ( Mbls )
Petroleo Acumulado ( Mbls )
ANEXO Nº 4
GRÁFICOS DE CONTROL, YACIMIENTO C-4 LAG3047
116
0 2 4 6 8 100
1500
3000
4500
6000
Tasa
Rea
l de
Petr
oleo
( b
ls/d
)
Petroleo Acumulado ( MMbls )
0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.250.00
0.04
0.08
CV. F
acto
r de
Rec
obro
hhhh
0 2 4 6 8 1010
-4
10-3
10-2
10-1
100
Rel
acio
n Ag
ua P
etro
leo
( bl
s/bl
s )
Petroleo Acumulado ( MMbls )
0.0 1.5 3.0 4.5 6.00
2000
4000
6000
8000
10000
Inyeccion de Agua Acumulada ( MMbls )
Liquido Acumulado ( Mbls )
Petroleo Acumulado ( Mbls )
ANEXO Nº 5
GRÁFICOS DE CONTROL, YACIMIENTO C-5 LAG3047
117
Yacimiento: C‐4 LAG‐3047 Pozo: LAG‐3053ANP (pies) = 141 Arena neta petrolífera
Re (metros) = 300 Radio de drenaje (calculado según espaciamiento)
(frac) = 0,15 Porosidad
Qo (bpd) = 200 Tasa de producción de petróleo
Qw (bpd) = 48 Tasa de producción de agua
AyS (frac) = 0,19 Fracción de agua y sedimentos
Qt (bpd) = 248 Tasa de producción de líquido
Np (Mbls) = 2524 Producción acumulada de petróleo
Boi (by/bn) = 1,954 Factor volumétrico inicial del petróleo
Bo (by/bn) = 1,560 Factor volumétrico actual del petróleo
Bw (by/bn) = 1,059 Factor volumétrico actual del agua
µo (cp) = 0,5 Viscosidad actual del petróleo
µw (cp) = 0,2 Viscosidad actual del agua
Swir (frac) = 0,33 Saturación de agua irreducible
Swi (frac) = 0,33 Saturación de agua inicial
Soi (frac) = 0,67 Saturación de petróleo inicial
Sw So Kro Krw Kro* Krw* Fw
0,333 0,667 1,000 0,000 1,000 0,000 0,000
0,47 0 0,81 0,380 0,620 0,803 0,005 0,803 0,005 0,013
0,47 1 0,81 0,427 0,573 0,634 0,020 0,634 0,020 0,065
0,474 0,526 0,490 0,045 0,490 0,045 0,167
0,521 0,479 0,370 0,079 0,370 0,079 0,321
0,568 0,432 0,272 0,124 0,272 0,124 0,502
0,615 0,385 0,192 0,179 0,192 0,179 0,672
0,662 0,338 0,130 0,243 0,130 0,243 0,805
0 0,14 0,709 0,291 0,083 0,318 0,083 0,318 0,894
0,47 0,14 0,756 0,244 0,049 0,402 0,049 0,402 0,948
0,47 0 0,803 0,197 0,026 0,497 0,026 0,497 0,977
0,850 0,150 0,011 0,601 0,000 0,601 1,000
X6 X5 X4 X3 X2 X1 X0 PROMEDIO DIFERENCIA
‐1,435 12,163 ‐24,156 20,227 ‐7,984 1,686 0,342 Sw actual: 0,47 0,64 0,34
Sw mínima:
3931POES (MBLS):
° API DEL PETRÓLEO
CONST. PERZONALIZADA: 0,40
API
EXTRALIVIANOTIPO DE CÁLCULO:
CÁLCULO DE POES POR POZO
Sw SEGÚN FW
INSERTAR COEFICIENTES DE LA ECUACIÓN
UTILIZANDO CORRELACIÓN DE COREY
Sw máxima:
Incremento: 0,05
0,81
0,85
0,33
MÉTODO PARA CALCULAR SATURACIÓN DE AGUA ACTUAL POR POZO
DATOS DE PRODUCCIÓN
DATOS ORIGINALES
SATURACIONES
DATOS PVT
NOMENCLATURA
CÁLCULO DE SOR
CÁLCULOS DE LÍMITES DE LA GRÁFICA
0,15Sor:
0,14
Sw actual:
CÁLCULO DE Sw SEGÚN Np
DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS
Flujo fraccional actual:
CONST. CALCULADA:
CÁLCULO DEL FLUJO FRACCIONAL
0,10
TIPO DE PETRÓLEO:
36,9
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
y = ‐1,435x6 + 12,163x5 ‐ 24,156x4 + 20,227x3 ‐ 7,984x2 + 1,686x + 0,345
R2 = 0,998
ANEXO Nº 6
CORRELACIÓN DE COREY, POZO LAG3053 (C-4 LAG3047)
118
Yacimiento: C‐4 LAG‐3047 Pozo: LAG3055ANP (pies) = 139 Arena neta petrolífera
Re (metros) = 300 Radio de drenaje (calculado según espaciamiento)
(frac) = 0,13 Porosidad
Qo (bpd) = 40 Tasa de producción de petróleo
Qw (bpd) = 1,5 Tasa de producción de agua
AyS (frac) = 0,04 Fracción de agua y sedimentos
Qt (bpd) = 41,5 Tasa de producción de líquido
Np (Mbls) = 1307 Producción acumulada de petróleo
Boi (by/bn) = 1,954 Factor volumétrico inicial del petróleo
Bo (by/bn) = 1,560 Factor volumétrico actual del petróleo
Bw (by/bn) = 1,059 Factor volumétrico actual del agua
µo (cp) = 0,5 Viscosidad actual del petróleo
µw (cp) = 0,2 Viscosidad actual del agua
Swir (frac) = 0,28 Saturación de agua irreducible
Swi (frac) = 0,30 Saturación de agua inicial
Soi (frac) = 0,70 Saturación de petróleo inicial
Sw So Kro Krw Kro* Krw* Fw0,280 0,720 1,000 0,000 1,000 0,000 0,000
0,33 0 0,65 0,332 0,668 0,799 0,005 0,799 0,005 0,014
0,33 1 0,65 0,384 0,616 0,627 0,021 0,627 0,021 0,068
0,435 0,565 0,482 0,047 0,482 0,047 0,176
0,487 0,513 0,361 0,083 0,361 0,083 0,336
0,539 0,461 0,262 0,129 0,262 0,129 0,521
0,591 0,409 0,183 0,186 0,183 0,186 0,692
0,643 0,357 0,122 0,254 0,122 0,254 0,821
0 0,02 0,695 0,305 0,076 0,331 0,076 0,331 0,906
0,33 0,02 0,746 0,254 0,044 0,420 0,044 0,420 0,955
0,33 0 0,798 0,202 0,022 0,518 0,022 0,518 0,981
0,850 0,150 0,009 0,627 0,000 0,627 1,000
X6 X5 X4 X3 X2 X1 X0 PROMEDIO DIFERENCIA
1,434 4,982 ‐17,846 18,085 ‐7,876 1,771 0,293 Sw actual: 0,33 0,49 0,32
0,02
Sw actual:
CÁLCULO DE Sw SEGÚN Np
DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS
Flujo fraccional actual:
CONST. CALCULADA:
CÁLCULO DEL FLUJO FRACCIONAL
0,10
TIPO DE PETRÓLEO:
37,8
MÉTODO PARA CALCULAR SATURACIÓN DE AGUA ACTUAL POR POZO
DATOS DE PRODUCCIÓN
DATOS ORIGINALES
SATURACIONES
DATOS PVT
NOMENCLATURA
CÁLCULO DE SOR
CÁLCULOS DE LÍMITES DE LA GRÁFICA
0,15Sor:
0,05
0,65
0,85
0,28
Sw SEGÚN FW
INSERTAR COEFICIENTES DE LA ECUACIÓN
UTILIZANDO CORRELACIÓN DE COREY
Sw máxima:
Incremento:
Sw mínima:
3509POES (MBLS):
° API DEL PETRÓLEO
CONST. PERZONALIZADA: 0,40
API
EXTRALIVIANO
TIPO DE CÁLCULO:
CÁLCULO DE POES POR POZO
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
y = 1,434x6 + 4,982x5 ‐ 17,846x4 + 18,085x3 ‐ 7,876x2 + 1,771x + 0,293
R2 = 0,998
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
ANEXO Nº 7
CORRELACIÓN DE COREY, POZO LAG3055 (C-4 LAG3047)
119
Yacimiento: C‐4 LAG3047 Pozo: LAG3061ANP (pies) = 115 Arena neta petrolífera
Re (metros) = 300 Radio de drenaje (calculado según espaciamiento)
(frac) = 0,19 Porosidad
Qo (bpd) = 67 Tasa de producción de petróleo
Qw (bpd) = 87 Tasa de producción de agua
AyS (frac) = 0,56 Fracción de agua y sedimentos
Qt (bpd) = 154 Tasa de producción de líquido
Np (Mbls) = 1217 Producción acumulada de petróleo
Boi (by/bn) = 1,954 Factor volumétrico inicial del petróleo
Bo (by/bn) = 1,560 Factor volumétrico actual del petróleo
Bw (by/bn) = 1,059 Factor volumétrico actual del agua
µo (cp) = 0,5 Viscosidad actual del petróleo
µw (cp) = 0,2 Viscosidad actual del agua
Swir (frac) = 0,31 Saturación de agua irreducible
Swi (frac) = 0,32 Saturación de agua inicial
Soi (frac) = 0,68 Saturación de petróleo inicial
Sw So Kro Krw Kro* Krw* Fw
0,314 0,686 1,000 0,000 1,000 0,000 0,000
0,54 0 0,62 0,363 0,637 0,802 0,005 0,802 0,005 0,014
0,54 1 0,62 0,411 0,589 0,631 0,020 0,631 0,020 0,066
0,460 0,540 0,487 0,045 0,487 0,045 0,171
0,509 0,491 0,367 0,081 0,367 0,081 0,327
0,558 0,442 0,268 0,126 0,268 0,126 0,509
0,606 0,394 0,189 0,182 0,189 0,182 0,680
0,655 0,345 0,127 0,247 0,127 0,247 0,811
0 0,47 0,704 0,296 0,080 0,323 0,080 0,323 0,899
0,54 0,47 0,753 0,247 0,047 0,409 0,047 0,409 0,951
0,54 0 0,801 0,199 0,024 0,505 0,024 0,505 0,979
0,850 0,150 0,010 0,610 0,000 0,610 1,000
X6 X5 X4 X3 X2 X1 X0 PROMEDIO DIFERENCIA
‐0,412 9,608 ‐21,916 19,471 ‐7,948 1,716 0,326 Sw actual: 0,54 0,58 0,07
Sw mínima:
4122POES (MBLS):
° API DEL PETRÓLEO
CONST. PERZONALIZADA: 0,40
API
EXTRALIVIANOTIPO DE CÁLCULO:
CÁLCULO DE POES POR POZO
Sw SEGÚN FW
INSERTAR COEFICIENTES DE LA ECUACIÓN
UTILIZANDO CORRELACIÓN DE COREY
Sw máxima:
Incremento: 0,05
0,62
0,85
0,31
MÉTODO PARA CALCULAR SATURACIÓN DE AGUA ACTUAL POR POZO
DATOS DE PRODUCCIÓN
DATOS ORIGINALES
SATURACIONES
DATOS PVT
NOMENCLATURA
CÁLCULO DE SOR
CÁLCULOS DE LÍMITES DE LA GRÁFICA
0,15Sor:
0,47
Sw actual:
CÁLCULO DE Sw SEGÚN Np
DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS
Flujo fraccional actual:
CONST. CALCULADA:
CÁLCULO DEL FLUJO FRACCIONAL
0,10
TIPO DE PETRÓLEO:
37,4
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
y = ‐0,412x6 + 9,608x5 ‐ 21,916x4 + 19,471x3 ‐ 7,948x2 + 1,716x + 0,326
R2 = 0,998
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
ANEXO Nº 8
CORRELACIÓN DE COREY, POZO LAG3061 (C-4 LAG3047)
120
Yacimiento: C‐4 LAG‐3047 Pozo: LAG3062ANP (pies) = 112 Arena neta petrolífera
Re (metros) = 300 Radio de drenaje (calculado según espaciamiento)
(frac) = 0,19 Porosidad
Qo (bpd) = 96 Tasa de producción de petróleo
Qw (bpd) = 144 Tasa de producción de agua
AyS (frac) = 0,60 Fracción de agua y sedimentos
Qt (bpd) = 240 Tasa de producción de líquido
Np (Mbls) = 597 Producción acumulada de petróleo
Boi (by/bn) = 1,954 Factor volumétrico inicial del petróleo
Bo (by/bn) = 1,560 Factor volumétrico actual del petróleo
Bw (by/bn) = 1,059 Factor volumétrico actual del agua
µo (cp) = 0,5 Viscosidad actual del petróleo
µw (cp) = 0,2 Viscosidad actual del agua
Swir (frac) = 0,29 Saturación de agua irreducible
Swi (frac) = 0,29 Saturación de agua inicial
Soi (frac) = 0,71 Saturación de petróleo inicial
Sw So Kro Krw Kro* Krw* Fw0,288 0,712 1,000 0,000 1,000 0,000 0,000
0,54 0 0,51 0,339 0,661 0,800 0,005 0,800 0,005 0,014
0,54 1 0,51 0,390 0,610 0,628 0,021 0,628 0,021 0,067
0,441 0,559 0,483 0,046 0,483 0,046 0,175
0,492 0,508 0,362 0,082 0,362 0,082 0,334
0,543 0,457 0,264 0,129 0,264 0,129 0,519
0,595 0,405 0,185 0,185 0,185 0,185 0,689
0,646 0,354 0,123 0,252 0,123 0,252 0,819
0 0,50 0,697 0,303 0,077 0,330 0,077 0,330 0,904
0,54 0,50 0,748 0,252 0,044 0,417 0,044 0,417 0,954
0,54 0 0,799 0,201 0,023 0,515 0,023 0,515 0,981
0,850 0,150 0,009 0,623 0,000 0,623 1,000
X6 X5 X4 X3 X2 X1 X0 PROMEDIO DIFERENCIA
5,552 ‐12,786 10,428 ‐2,961 ‐0,272 0,473 0,400 Sw actual: 0,54 0,53 0,02
Sw mínima:
4191POES (MBLS):
° API DEL PETRÓLEO
CONST. PERZONALIZADA: 0,40
API
LIVIANO
TIPO DE CÁLCULO:
CÁLCULO DE POES POR POZO
Sw SEGÚN FW
INSERTAR COEFICIENTES DE LA ECUACIÓN
UTILIZANDO CORRELACIÓN DE COREY
Sw máxima:
Incremento: 0,05
0,51
0,85
0,29
MÉTODO PARA CALCULAR SATURACIÓN DE AGUA ACTUAL POR POZO
DATOS DE PRODUCCIÓN
DATOS ORIGINALES
SATURACIONES
DATOS PVT
NOMENCLATURA
CÁLCULO DE SOR
CÁLCULOS DE LÍMITES DE LA GRÁFICA
0,15Sor:
0,50
Sw actual:
CÁLCULO DE Sw SEGÚN Np
DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS
Flujo fraccional actual:
CONST. CALCULADA:
CÁLCULO DEL FLUJO FRACCIONAL
0,20
TIPO DE PETRÓLEO:
34,6
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
y = 0,999x6 + 6,074x5 ‐ 18,808x4 + 18,414x3 ‐ 7,894x2 + 1,758x + 0,301
R2 = 0,998
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
ANEXO Nº 9
CORRELACIÓN DE COREY, POZO LAG3062 (C-4 LAG3047)
121
Yacimiento: C‐4 LAG‐3047 Pozo: LAG3066ANP (pies) = 63 Arena neta petrolífera
Re (metros) = 300 Radio de drenaje (calculado según espaciamiento)
(frac) = 0,16 Porosidad
Qo (bpd) = 166 Tasa de producción de petróleo
Qw (bpd) = 4 Tasa de producción de agua
AyS (frac) = 0,02 Fracción de agua y sedimentos
Qt (bpd) = 170 Tasa de producción de líquido
Np (Mbls) = 853 Producción acumulada de petróleo
Boi (by/bn) = 1,954 Factor volumétrico inicial del petróleo
Bo (by/bn) = 1,560 Factor volumétrico actual del petróleo
Bw (by/bn) = 1,059 Factor volumétrico actual del agua
µo (cp) = 0,5 Viscosidad actual del petróleo
µw (cp) = 0,2 Viscosidad actual del agua
Swir (frac) = 0,29 Saturación de agua irreducible
Swi (frac) = 0,30 Saturación de agua inicial
Soi (frac) = 0,70 Saturación de petróleo inicial
Sw So Kro Krw Kro* Krw* Fw0,292 0,708 1,000 0,000 1,000 0,000 0,000
0,33 0 0,68 0,343 0,657 0,800 0,005 0,800 0,005 0,014
0,33 1 0,68 0,393 0,607 0,629 0,021 0,629 0,021 0,067
0,444 0,556 0,484 0,046 0,484 0,046 0,174
0,495 0,505 0,363 0,082 0,363 0,082 0,333
0,546 0,454 0,264 0,128 0,264 0,128 0,517
0,596 0,404 0,185 0,185 0,185 0,185 0,688
0,647 0,353 0,124 0,252 0,124 0,252 0,818
0 0,02 0,698 0,302 0,078 0,329 0,078 0,329 0,903
0,33 0,02 0,749 0,251 0,045 0,416 0,045 0,416 0,953
0,33 0 0,799 0,201 0,023 0,513 0,023 0,513 0,980
0,850 0,150 0,010 0,621 0,000 0,621 1,000
X6 X5 X4 X3 X2 X1 X0 PROMEDIO DIFERENCIA
0,781 6,620 ‐19,289 18,578 ‐7,902 1,752 0,305 Sw actual: 0,33 0,51 0,35
0,02
Sw actual:
CÁLCULO DE Sw SEGÚN Np
DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS
Flujo fraccional actual:
CONST. CALCULADA:
CÁLCULO DEL FLUJO FRACCIONAL
0,10
TIPO DE PETRÓLEO:
38,9
MÉTODO PARA CALCULAR SATURACIÓN DE AGUA ACTUAL POR POZO
DATOS DE PRODUCCIÓN
DATOS ORIGINALES
SATURACIONES
DATOS PVT
NOMENCLATURA
CÁLCULO DE SOR
CÁLCULOS DE LÍMITES DE LA GRÁFICA
0,15Sor:
0,05
0,68
0,85
0,29
Sw SEGÚN FW
INSERTAR COEFICIENTES DE LA ECUACIÓN
UTILIZANDO CORRELACIÓN DE COREY
Sw máxima:
Incremento:
Sw mínima:
1957POES (MBLS):
° API DEL PETRÓLEO
CONST. PERZONALIZADA: 0,40
API
EXTRALIVIANO
TIPO DE CÁLCULO:
CÁLCULO DE POES POR POZO
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
y = 0,781x6 + 6,620x5 ‐ 19,289x4 + 18,578x3 ‐ 7,902x2 + 1,752x + 0,305
R2 = 0,998
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
ANEXO Nº 10
CORRELACIÓN DE COREY, POZO LAG3066 (C-4 LAG3047)
122
Yacimiento: C‐5 LAG‐3047 Pozo: LAG‐3049ANP (pies) = 142 Arena neta petrolífera
Re (metros) = 300 Radio de drenaje (calculado según espaciamiento)
(frac) = 0,17 Porosidad
Qo (bpd) = 50 Tasa de producción de petróleo
Qw (bpd) = 75 Tasa de producción de agua
AyS (frac) = 0,60 Fracción de agua y sedimentos
Qt (bpd) = 125 Tasa de producción de líquido
Np (Mbls) = 852 Producción acumulada de petróleo
Boi (by/bn) = 3,083 Factor volumétrico inicial del petróleo
Bo (by/bn) = 1,599 Factor volumétrico actual del petróleo
Bw (by/bn) = 1,063 Factor volumétrico actual del agua
µo (cp) = 1,6 Viscosidad actual del petróleo
µw (cp) = 0,2 Viscosidad actual del agua
Swir (frac) = 0,30 Saturación de agua irreducible
Swi (frac) = 0,30 Saturación de agua inicial
Soi (frac) = 0,70 Saturación de petróleo inicial
Sw So Kro Krw Kro* Krw* Fw0,301 0,699 1,000 0,000 1,000 0,000 0,000
0,48 0 0,74 0,351 0,649 0,801 0,005 0,801 0,005 0,042
0,48 1 0,74 0,401 0,599 0,630 0,020 0,630 0,020 0,181
0,451 0,549 0,485 0,046 0,485 0,046 0,392
0,501 0,499 0,365 0,082 0,365 0,082 0,604
0,551 0,449 0,266 0,127 0,266 0,127 0,766
0,600 0,400 0,187 0,184 0,187 0,184 0,870
0,650 0,350 0,125 0,250 0,125 0,250 0,931
0 0,50 0,700 0,300 0,079 0,326 0,079 0,326 0,966
0,48 0,50 0,750 0,250 0,046 0,413 0,046 0,413 0,984
0,48 0 0,800 0,200 0,023 0,510 0,023 0,510 0,993
0,850 0,150 0,010 0,617 0,000 0,617 1,000
X6 X5 X4 X3 X2 X1 X0 PROMEDIO DIFERENCIA
23,174 ‐58,010 51,354 ‐17,794 1,083 0,711 0,315 Sw actual: 0,48 0,61 0,27
May‐13
Sw mínima:
2967POES (MBLS):
° API DEL PETRÓLEO
CONST. PERZONALIZADA: 0,40
API
EXTRALIVIANOTIPO DE CÁLCULO:
CÁLCULO DE POES POR POZO
Sw SEGÚN FW
INSERTAR COEFICIENTES DE LA ECUACIÓN
UTILIZANDO CORRELACIÓN DE COREY
Sw máxima:
Incremento: 0,05
0,74
0,85
0,30
MÉTODO PARA CALCULAR SATURACIÓN DE AGUA ACTUAL POR POZO
DATOS DE PRODUCCIÓN
DATOS ORIGINALES
SATURACIONES
DATOS PVT
NOMENCLATURA
CÁLCULO DE SOR
CÁLCULOS DE LÍMITES DE LA GRÁFICA
0,15Sor:
0,50
Sw actual:
CÁLCULO DE Sw SEGÚN Np
DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS
Flujo fraccional actual:
CONST. CALCULADA:
CÁLCULO DEL FLUJO FRACCIONAL
0,10
TIPO DE PETRÓLEO:
38,3
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
y = 23,174x6 ‐ 58,010x5 + 51,354x4 ‐ 17,794x3 + 1,083x2 + 0,711x + 0,308
R2 = 0,995
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
ANEXO Nº 11
CORRELACIÓN DE COREY, POZO LAG3049 (C-5 LAG3047)
123
Yacimiento: C‐5 LAG‐3047 Pozo: LAG3051ANP (pies) = 154 Arena neta petrolífera
Re (metros) = 300 Radio de drenaje (calculado según espaciamiento)
(frac) = 0,19 Porosidad
Qo (bpd) = 83 Tasa de producción de petróleo
Qw (bpd) = 373 Tasa de producción de agua
AyS (frac) = 0,82 Fracción de agua y sedimentos
Qt (bpd) = 456 Tasa de producción de líquido
Np (Mbls) = 1360 Producción acumulada de petróleo
Boi (by/bn) = 3,083 Factor volumétrico inicial del petróleo
Bo (by/bn) = 1,599 Factor volumétrico actual del petróleo
Bw (by/bn) = 1,063 Factor volumétrico actual del agua
µo (cp) = 1,6 Viscosidad actual del petróleo
µw (cp) = 0,2 Viscosidad actual del agua
Swir (frac) = 0,28 Saturación de agua irreducible
Swi (frac) = 0,28 Saturación de agua inicial
Soi (frac) = 0,72 Saturación de petróleo inicial
Sw So Kro Krw Kro* Krw* Fw0,280 0,720 1,000 0,000 1,000 0,000 0,000
0,54 0 0,76 0,331 0,669 0,803 0,005 0,803 0,005 0,041
0,54 1 0,76 0,382 0,618 0,633 0,020 0,633 0,020 0,177
0,433 0,567 0,489 0,045 0,489 0,045 0,385
0,484 0,516 0,369 0,080 0,369 0,080 0,596
0,535 0,465 0,270 0,125 0,270 0,125 0,759
0,585 0,415 0,191 0,180 0,191 0,180 0,865
0,636 0,364 0,129 0,245 0,129 0,245 0,928
0 0,75 0,687 0,313 0,082 0,320 0,082 0,320 0,964
0,54 0,75 0,738 0,262 0,048 0,405 0,048 0,405 0,983
0,54 0 0,789 0,211 0,025 0,500 0,025 0,500 0,993
0,840 0,160 0,011 0,605 0,000 0,605 1,000
X6 X5 X4 X3 X2 X1 X0 PROMEDIO DIFERENCIA
22,854 ‐57,026 50,206 ‐17,139 0,889 0,746 0,287 Sw actual: 0,54 0,65 0,23
May‐13
0,75
Sw actual:
CÁLCULO DE Sw SEGÚN Np
DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS
Flujo fraccional actual:
CONST. CALCULADA:
CÁLCULO DEL FLUJO FRACCIONAL
FUERA DE RANGO
TIPO DE PETRÓLEO:
42,4
MÉTODO PARA CALCULAR SATURACIÓN DE AGUA ACTUAL POR POZO
DATOS DE PRODUCCIÓN
DATOS ORIGINALES
SATURACIONES
DATOS PVT
NOMENCLATURA
CÁLCULO DE SOR
CÁLCULOS DE LÍMITES DE LA GRÁFICA
0,16Sor:
0,05
0,76
0,84
0,28
Sw SEGÚN FW
INSERTAR COEFICIENTES DE LA ECUACIÓN
UTILIZANDO CORRELACIÓN DE COREY
Sw máxima:
Incremento:
Sw mínima:
3704POES (MBLS):
° API DEL PETRÓLEO
CONST. PERZONALIZADA: 0,40
API
FUERA DE RANGOTIPO DE CÁLCULO:
CÁLCULO DE POES POR POZO
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
y = 22,854x6 ‐ 57,026x5 + 50,206x4 ‐ 17,139x3 + 0,889x2 + 0,746x + 0,287
R2 = 0,995
ANEXO Nº 12
CORRELACIÓN DE COREY, POZO LAG3051 (C-5 LAG3047)
124
Yacimiento: C‐5 LAG‐3047 Pozo: LAG3052ANP (pies) = 83 Arena neta petrolífera
Re (metros) = 300 Radio de drenaje (calculado según espaciamiento)
(frac) = 0,16 Porosidad
Qo (bpd) = 57 Tasa de producción de petróleo
Qw (bpd) = 238 Tasa de producción de agua
AyS (frac) = 0,81 Fracción de agua y sedimentos
Qt (bpd) = 295 Tasa de producción de líquido
Np (Mbls) = 1706 Producción acumulada de petróleo
Boi (by/bn) = 3,083 Factor volumétrico inicial del petróleo
Bo (by/bn) = 1,599 Factor volumétrico actual del petróleo
Bw (by/bn) = 1,063 Factor volumétrico actual del agua
µo (cp) = 1,6 Viscosidad actual del petróleo
µw (cp) = 0,2 Viscosidad actual del agua
Swir (frac) = 0,30 Saturación de agua irreducible
Swi (frac) = 0,30 Saturación de agua inicial
Soi (frac) = 0,70 Saturación de petróleo inicial
Sw So Kro Krw Kro* Krw* Fw0,298 0,702 1,000 0,000 1,000 0,000 0,000
0,54 0 Np>POES 0,348 0,652 0,801 0,005 0,801 0,005 0,042
0,54 1 Np>POES 0,398 0,602 0,629 0,020 0,629 0,020 0,181
0,449 0,551 0,485 0,046 0,485 0,046 0,393
0,499 0,501 0,364 0,082 0,364 0,082 0,605
0,549 0,451 0,265 0,128 0,265 0,128 0,766
0,599 0,401 0,186 0,184 0,186 0,184 0,871
0,649 0,351 0,125 0,250 0,125 0,250 0,932
0 0,74 0,699 0,301 0,078 0,327 0,078 0,327 0,966
0,54 0,74 0,750 0,250 0,045 0,414 0,045 0,414 0,984
0,54 0 0,800 0,200 0,023 0,511 0,023 0,511 0,993
0,850 0,150 0,010 0,618 0,000 0,618 1,000
X6 X5 X4 X3 X2 X1 X0 PROMEDIO DIFERENCIA
23,385 ‐58,555 51,863 ‐17,995 1,111 0,712 0,302 Sw actual: 0,54 0,54 0
May‐13
Sw mínima:
1634POES (MBLS):
° API DEL PETRÓLEO
CONST. PERZONALIZADA: 0,40
API
FUERA DE RANGOTIPO DE CÁLCULO:
CÁLCULO DE POES POR POZO
Sw SEGÚN FW
INSERTAR COEFICIENTES DE LA ECUACIÓN
UTILIZANDO CORRELACIÓN DE COREY
Sw máxima:
Incremento: 0,05
Np>POES
0,85
0,30
MÉTODO PARA CALCULAR SATURACIÓN DE AGUA ACTUAL POR POZO
DATOS DE PRODUCCIÓN
DATOS ORIGINALES
SATURACIONES
DATOS PVT
NOMENCLATURA
CÁLCULO DE SOR
CÁLCULOS DE LÍMITES DE LA GRÁFICA
0,15Sor:
0,74
Sw actual:
CÁLCULO DE Sw SEGÚN Np
DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS
Flujo fraccional actual:
CONST. CALCULADA:
CÁLCULO DEL FLUJO FRACCIONAL
FUERA DE RANGO
TIPO DE PETRÓLEO:
42,1
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
y = 23,385x6 ‐ 58,555x5 + 51,863x4 ‐ 17,995x3 + 1,111x2 + 0,712x + 0,305
R2 = 0,994
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
ANEXO Nº 13
CORRELACIÓN DE COREY, POZO LAG3052 (C-5 LAG3047)
125
Yacimiento: C‐5 LAG‐3047 Pozo: LAG3056ANP (pies) = 129 Arena neta petrolífera
Re (metros) = 300 Radio de drenaje (calculado según espaciamiento)
(frac) = 0,17 Porosidad
Qo (bpd) = 106 Tasa de producción de petróleo
Qw (bpd) = 285 Tasa de producción de agua
AyS (frac) = 0,73 Fracción de agua y sedimentos
Qt (bpd) = 391 Tasa de producción de líquido
Np (Mbls) = 604 Producción acumulada de petróleo
Boi (by/bn) = 3,083 Factor volumétrico inicial del petróleo
Bo (by/bn) = 1,599 Factor volumétrico actual del petróleo
Bw (by/bn) = 1,063 Factor volumétrico actual del agua
µo (cp) = 1,6 Viscosidad actual del petróleo
µw (cp) = 0,2 Viscosidad actual del agua
Swir (frac) = 0,30 Saturación de agua irreducible
Swi (frac) = 0,30 Saturación de agua inicial
Soi (frac) = 0,70 Saturación de petróleo inicial
Sw So Kro Krw Kro* Krw* Fw
0,295 0,705 1,000 0,000 1,000 0,000 0,000
0,51 0 0,72 0,345 0,655 0,800 0,005 0,800 0,005 0,042
0,51 1 0,72 0,396 0,604 0,629 0,020 0,629 0,020 0,182
0,446 0,554 0,484 0,046 0,484 0,046 0,393
0,497 0,503 0,364 0,082 0,364 0,082 0,606
0,547 0,453 0,265 0,128 0,265 0,128 0,767
0,598 0,402 0,186 0,184 0,186 0,184 0,871
0,648 0,352 0,124 0,251 0,124 0,251 0,932
0 0,64 0,699 0,301 0,078 0,328 0,078 0,328 0,966
0,51 0,64 0,749 0,251 0,045 0,415 0,045 0,415 0,984
0,51 0 0,800 0,200 0,023 0,512 0,023 0,512 0,993
0,850 0,150 0,010 0,620 0,000 0,620 1,000
X6 X5 X4 X3 X2 X1 X0 PROMEDIO DIFERENCIA
23,594 ‐59,095 52,366 ‐18,193 1,137 0,714 0,295 Sw actual: 0,51 0,61 0,21
May‐13
0,64
Sw actual:
CÁLCULO DE Sw SEGÚN Np
DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS
Flujo fraccional actual:
CONST. CALCULADA:
CÁLCULO DEL FLUJO FRACCIONAL
FUERA DE RANGO
TIPO DE PETRÓLEO:
41,1
MÉTODO PARA CALCULAR SATURACIÓN DE AGUA ACTUAL POR POZO
DATOS DE PRODUCCIÓN
DATOS ORIGINALES
SATURACIONES
DATOS PVT
NOMENCLATURA
CÁLCULO DE SOR
CÁLCULOS DE LÍMITES DE LA GRÁFICA
0,15Sor:
0,05
0,72
0,85
0,30
Sw SEGÚN FW
INSERTAR COEFICIENTES DE LA ECUACIÓN
UTILIZANDO CORRELACIÓN DE COREY
Sw máxima:
Incremento:
Sw mínima:
2699POES (MBLS):
° API DEL PETRÓLEO
CONST. PERZONALIZADA: 0,40
API
FUERA DE RANGOTIPO DE CÁLCULO:
CÁLCULO DE POES POR POZO
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
y = 23,594x6 ‐ 59,095x5 + 52,366x4 ‐ 18,193x3 + 1,137x2 + 0,714x + 0,302
R2 = 0,994
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
ANEXO Nº 14
CORRELACIÓN DE COREY, POZO LAG3056 (C-5 LAG3047)
126
Yacimiento: C‐5 LAG‐3047 Pozo: LAG3057ANP (pies) = 114 Arena neta petrolífera
Re (metros) = 300 Radio de drenaje (calculado según espaciamiento)
(frac) = 0,18 Porosidad
Qo (bpd) = 238 Tasa de producción de petróleo
Qw (bpd) = 384 Tasa de producción de agua
AyS (frac) = 0,62 Fracción de agua y sedimentos
Qt (bpd) = 622 Tasa de producción de líquido
Np (Mbls) = 1491 Producción acumulada de petróleo
Boi (by/bn) = 3,083 Factor volumétrico inicial del petróleo
Bo (by/bn) = 1,599 Factor volumétrico actual del petróleo
Bw (by/bn) = 1,063 Factor volumétrico actual del agua
µo (cp) = 1,6 Viscosidad actual del petróleo
µw (cp) = 0,2 Viscosidad actual del agua
Swir (frac) = 0,33 Saturación de agua irreducible
Swi (frac) = 0,33 Saturación de agua inicial
Soi (frac) = 0,67 Saturación de petróleo inicial
Sw So Kro Krw Kro* Krw* Fw0,325 0,675 1,000 0,000 1,000 0,000 0,000
0,49 0 0,87 0,373 0,627 0,803 0,005 0,803 0,005 0,041
0,49 1 0,87 0,420 0,580 0,633 0,020 0,633 0,020 0,177
0,468 0,532 0,489 0,045 0,489 0,045 0,385
0,516 0,484 0,369 0,080 0,369 0,080 0,596
0,564 0,436 0,270 0,125 0,270 0,125 0,759
0,611 0,389 0,191 0,180 0,191 0,180 0,865
0,659 0,341 0,129 0,245 0,129 0,245 0,928
0 0,52 0,707 0,293 0,082 0,320 0,082 0,320 0,964
0,49 0,52 0,755 0,245 0,048 0,405 0,048 0,405 0,983
0,49 0 0,802 0,198 0,025 0,500 0,025 0,500 0,993
0,850 0,150 0,011 0,605 0,000 0,605 1,000
X6 X5 X4 X3 X2 X1 X0 PROMEDIO DIFERENCIA
21,426 ‐53,462 47,068 ‐16,067 0,833 0,700 0,332 Sw actual: 0,49 0,68 0,37
May‐13
Sw mínima:
2417POES (MBLS):
° API DEL PETRÓLEO
CONST. PERZONALIZADA: 0,40
API
LIVIANOTIPO DE CÁLCULO:
CÁLCULO DE POES POR POZO
Sw SEGÚN FW
INSERTAR COEFICIENTES DE LA ECUACIÓN
UTILIZANDO CORRELACIÓN DE COREY
Sw máxima:
Incremento: 0,05
0,87
0,85
0,33
MÉTODO PARA CALCULAR SATURACIÓN DE AGUA ACTUAL POR POZO
DATOS DE PRODUCCIÓN
DATOS ORIGINALES
SATURACIONES
DATOS PVT
NOMENCLATURA
CÁLCULO DE SOR
CÁLCULOS DE LÍMITES DE LA GRÁFICA
0,15Sor:
0,52
Sw actual:
CÁLCULO DE Sw SEGÚN Np
DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS
Flujo fraccional actual:
CONST. CALCULADA:
CÁLCULO DEL FLUJO FRACCIONAL
0,20
TIPO DE PETRÓLEO:
31,5
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
y = 21,426x6 ‐ 53,462x5 + 47,068x4 ‐ 16,067x3 + 0,833x2 + 0,700x + 0,332
R2 = 0,995
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
ANEXO Nº 15
CORRELACIÓN DE COREY, POZO LAG3057 (C-5 LAG3047)
127
Yacimiento: C‐5 LAG‐3047 Pozo: LAG3058ANP (pies) = 96 Arena neta petrolífera
Re (metros) = 300 Radio de drenaje (calculado según espaciamiento)
(frac) = 0,16 Porosidad
Qo (bpd) = 164 Tasa de producción de petróleo
Qw (bpd) = 9 Tasa de producción de agua
AyS (frac) = 0,05 Fracción de agua y sedimentos
Qt (bpd) = 173 Tasa de producción de líquido
Np (Mbls) = 912 Producción acumulada de petróleo
Boi (by/bn) = 3,083 Factor volumétrico inicial del petróleo
Bo (by/bn) = 1,599 Factor volumétrico actual del petróleo
Bw (by/bn) = 1,063 Factor volumétrico actual del agua
µo (cp) = 1,6 Viscosidad actual del petróleo
µw (cp) = 0,2 Viscosidad actual del agua
Swir (frac) = 0,28 Saturación de agua irreducible
Swi (frac) = 0,36 Saturación de agua inicial
Soi (frac) = 0,64 Saturación de petróleo inicial
Sw So Kro Krw Kro* Krw* Fw0,279 0,721 1,000 0,000 1,000 0,000 0,000
0,32 0 0,84 0,331 0,669 0,799 0,005 0,799 0,005 0,042
0,32 1 0,84 0,383 0,617 0,627 0,021 0,627 0,021 0,184
0,435 0,565 0,482 0,047 0,482 0,047 0,397
0,487 0,513 0,361 0,083 0,361 0,083 0,610
0,539 0,461 0,262 0,130 0,262 0,130 0,771
0,590 0,410 0,183 0,187 0,183 0,187 0,874
0,642 0,358 0,122 0,254 0,122 0,254 0,934
0 0,04 0,694 0,306 0,076 0,332 0,076 0,332 0,967
0,32 0,04 0,746 0,254 0,044 0,420 0,044 0,420 0,985
0,32 0 0,798 0,202 0,022 0,518 0,022 0,518 0,994
0,850 0,150 0,009 0,627 0,000 0,627 1,000
X6 X5 X4 X3 X2 X1 X0 PROMEDIO DIFERENCIA
24,684 ‐61,894 54,950 ‐19,195 1,268 0,725 0,295 Sw actual: 0,32 0,58 0,52
May‐13
Sw mínima:
1728POES (MBLS):
° API DEL PETRÓLEO
CONST. PERZONALIZADA: 0,40
API
FUERA DE RANGO
TIPO DE CÁLCULO:
CÁLCULO DE POES POR POZO
Sw SEGÚN FW
INSERTAR COEFICIENTES DE LA ECUACIÓN
UTILIZANDO CORRELACIÓN DE COREY
Sw máxima:
Incremento: 0,05
0,84
0,85
0,28
MÉTODO PARA CALCULAR SATURACIÓN DE AGUA ACTUAL POR POZO
DATOS DE PRODUCCIÓN
DATOS ORIGINALES
SATURACIONES
DATOS PVT
NOMENCLATURA
CÁLCULO DE SOR
CÁLCULOS DE LÍMITES DE LA GRÁFICA
0,15Sor:
0,04
Sw actual:
CÁLCULO DE Sw SEGÚN Np
DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS
Flujo fraccional actual:
CONST. CALCULADA:
CÁLCULO DEL FLUJO FRACCIONAL
FUERA DE RANGO
TIPO DE PETRÓLEO:
41,2
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
y = 24,684x6 ‐ 61,894x
5 + 54,950x
4 ‐ 19,195x
3 + 1,268x
2 + 0,725x + 0,286
R2 = 0,994
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
ANEXO Nº 16
CORRELACIÓN DE COREY, POZO LAG3058 (C-5 LAG3047)
128
Yacimiento: C‐5 LAG‐3047 Pozo: LAG3060ANP (pies) = 124 Arena neta petrolífera
Re (metros) = 300 Radio de drenaje (calculado según espaciamiento)
(frac) = 0,17 Porosidad
Qo (bpd) = 142 Tasa de producción de petróleo
Qw (bpd) = 20 Tasa de producción de agua
AyS (frac) = 0,12 Fracción de agua y sedimentos
Qt (bpd) = 162 Tasa de producción de líquido
Np (Mbls) = 743 Producción acumulada de petróleo
Boi (by/bn) = 3,083 Factor volumétrico inicial del petróleo
Bo (by/bn) = 1,599 Factor volumétrico actual del petróleo
Bw (by/bn) = 1,063 Factor volumétrico actual del agua
µo (cp) = 1,6 Viscosidad actual del petróleo
µw (cp) = 0,2 Viscosidad actual del agua
Swir (frac) = 0,32 Saturación de agua irreducible
Swi (frac) = 0,35 Saturación de agua inicial
Soi (frac) = 0,65 Saturación de petróleo inicial
Sw So Kro Krw Kro* Krw* Fw
0,317 0,683 1,000 0,000 1,000 0,000 0,000
0,38 0 0,77 0,365 0,635 0,802 0,005 0,802 0,005 0,041
0,38 1 0,77 0,414 0,586 0,632 0,020 0,632 0,020 0,178
0,462 0,538 0,488 0,045 0,488 0,045 0,387
0,511 0,489 0,367 0,081 0,367 0,081 0,599
0,559 0,441 0,269 0,126 0,269 0,126 0,761
0,608 0,392 0,189 0,181 0,189 0,181 0,867
0,656 0,344 0,128 0,247 0,128 0,247 0,929
0 0,09 0,705 0,295 0,081 0,322 0,081 0,322 0,964
0,38 0,09 0,753 0,247 0,047 0,408 0,047 0,408 0,983
0,38 0 0,802 0,198 0,025 0,503 0,025 0,503 0,993
0,850 0,150 0,011 0,609 0,000 0,609 1,000
X6 X5 X4 X3 X2 X1 X0 PROMEDIO DIFERENCIA
22,021 ‐55,016 48,541 ‐16,667 0,922 0,703 0,324 Sw actual: 0,38 0,57 0,38
May‐13
0,09
Sw actual:
CÁLCULO DE Sw SEGÚN Np
DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS
Flujo fraccional actual:
CONST. CALCULADA:
CÁLCULO DEL FLUJO FRACCIONAL
0,10
TIPO DE PETRÓLEO:
37,7
MÉTODO PARA CALCULAR SATURACIÓN DE AGUA ACTUAL POR POZO
DATOS DE PRODUCCIÓN
DATOS ORIGINALES
SATURACIONES
DATOS PVT
NOMENCLATURA
CÁLCULO DE SOR
CÁLCULOS DE LÍMITES DE LA GRÁFICA
0,15Sor:
0,05
0,77
0,85
0,32
Sw SEGÚN FW
INSERTAR COEFICIENTES DE LA ECUACIÓN
UTILIZANDO CORRELACIÓN DE COREY
Sw máxima:
Incremento:
Sw mínima:
2409POES (MBLS):
° API DEL PETRÓLEO
CONST. PERZONALIZADA: 0,40
API
EXTRALIVIANOTIPO DE CÁLCULO:
CÁLCULO DE POES POR POZO
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
y = 22,021x6 ‐ 55,016x5 + 48,541x4 ‐ 16,667x3 + 0,922x2 + 0,703x + 0,324
R2 = 0,995
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
ANEXO Nº 17
CORRELACIÓN DE COREY, POZO LAG3060 (C-5 LAG3047)
129
Yacimiento: C‐5 LAG‐3047 Pozo: LAG3065ANP (pies) = 80 Arena neta petrolífera
Re (metros) = 300 Radio de drenaje (calculado según espaciamiento)
(frac) = 0,17 Porosidad
Qo (bpd) = 73 Tasa de producción de petróleo
Qw (bpd) = 10 Tasa de producción de agua
AyS (frac) = 0,12 Fracción de agua y sedimentos
Qt (bpd) = 83 Tasa de producción de líquido
Np (Mbls) = 900 Producción acumulada de petróleo
Boi (by/bn) = 3,083 Factor volumétrico inicial del petróleo
Bo (by/bn) = 1,599 Factor volumétrico actual del petróleo
Bw (by/bn) = 1,063 Factor volumétrico actual del agua
µo (cp) = 1,6 Viscosidad actual del petróleo
µw (cp) = 0,2 Viscosidad actual del agua
Swir (frac) = 0,34 Saturación de agua irreducible
Swi (frac) = 0,34 Saturación de agua inicial
Soi (frac) = 0,66 Saturación de petróleo inicial
Sw So Kro Krw Kro* Krw* Fw0,344 0,656 1,000 0,000 1,000 0,000 0,000
0,41 0 0,85 0,390 0,610 0,804 0,005 0,804 0,005 0,040
0,41 1 0,85 0,436 0,564 0,636 0,020 0,636 0,020 0,174
0,482 0,518 0,492 0,044 0,492 0,044 0,380
0,528 0,472 0,372 0,079 0,372 0,079 0,590
0,574 0,426 0,274 0,123 0,274 0,123 0,754
0,620 0,380 0,194 0,177 0,194 0,177 0,861
0,666 0,334 0,132 0,241 0,132 0,241 0,926
0 0,08 0,712 0,288 0,085 0,315 0,085 0,315 0,962
0,41 0,08 0,758 0,242 0,050 0,398 0,050 0,398 0,982
0,41 0 0,804 0,196 0,027 0,492 0,027 0,492 0,992
0,850 0,150 0,012 0,595 0,000 0,595 1,000
X6 X5 X4 X3 X2 X1 X0 PROMEDIO DIFERENCIA
19,963 ‐49,615 43,388 ‐14,548 0,599 0,694 0,351 Sw actual: 0,41 0,63 0,45
May‐13
Sw mínima:
1569POES (MBLS):
° API DEL PETRÓLEO
CONST. PERZONALIZADA: 0,40
API
EXTRALIVIANO
TIPO DE CÁLCULO:
CÁLCULO DE POES POR POZO
Sw SEGÚN FW
INSERTAR COEFICIENTES DE LA ECUACIÓN
UTILIZANDO CORRELACIÓN DE COREY
Sw máxima:
Incremento: 0,05
0,85
0,85
0,34
MÉTODO PARA CALCULAR SATURACIÓN DE AGUA ACTUAL POR POZO
DATOS DE PRODUCCIÓN
DATOS ORIGINALES
SATURACIONES
DATOS PVT
NOMENCLATURA
CÁLCULO DE SOR
CÁLCULOS DE LÍMITES DE LA GRÁFICA
0,15Sor:
0,08
Sw actual:
CÁLCULO DE Sw SEGÚN Np
DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS
Flujo fraccional actual:
CONST. CALCULADA:
CÁLCULO DEL FLUJO FRACCIONAL
0,10
TIPO DE PETRÓLEO:
38,4
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1
y = 19,963x6 ‐ 49,615x5 + 43,388x4 ‐ 14,548x3 + 0,599x2 + 0,694x + 0,351
R2 = 0,996
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
ANEXO Nº 18
CORRELACIÓN DE COREY, POZO LAG3065 (C-5 LAG3047)