INTEGRACIÓN DE SÍSMICA 3D, DATOS DE PRODUCCIÓN, REGISTROS...

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO

PROGRAMA POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO

INTEGRACIÓN DE SÍSMICA 3D, DATOS DE PRODUCCIÓN, REGISTROS DE POZOS Y SISTEMAS INTELIGENTES PARA LA UBICACIÓN DE POZOS

INTERESPACIADOS

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de:

MAGÍSTER SCENTIARUM EN INGENIERA DE PETRÓLEO

Autor: ORLANDO PÉREZ VECINO Tutor: Americo Perozo

Co-Tutor: Rodolfo Soto

Maracaibo, junio de 2005

INTEGRACIÓN DE SÍSMICA 3D, DATOS DE PRODUCCIÓN, REGISTROS DE POZOS Y SISTEMAS INTELIGENTES PARA LA UBICACIÓN DE POZOS

INTERESPACIADOS

Orlando Pérez V.

C.I: V-17.831.028 Urbanización Monte Bello, Conjunto Residencial Norte Bello, Casa No.1

Maracaibo, Estado Zulia. Venezuela. Telf. Hab.: 0261-7439491 email: [email protected]

APROBACIÓN

Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado: INTEGRACIÓN DE SÍSMICA 3D, DATOS DE PRODUCCIÓN, REGISTROS DE POZOS Y SISTEMAS INTELIGENTES PARA LA UBICACIÓN DE POZOS INTERESPACIADOS que el Ing. Orlando Pérez, titulara de la C.I.: No. 17.183.028 presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Artículo 51, Párrafo 51.6 de la Sección Primera del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE PETROLEO

________________________ Jorge Velázquez Jara

C.:I: 14.990.536

____________________ __________________ Américo Perozo Maika Gambus C.:I: 2.880.248 C.I: 9.786.934

___________________________________ Gisela Paéz

Directora de la División de Postgrado

Maracaibo, Junio de 2005

Pérez Vecino Orlando, Integración de sismica 3D, datos de producción, registros de pozos y sistemas inteligentes para la ubicación de pozos interespaciados. (2005). Trabajo Especial de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingenieria. División de Postgrado, Maracaibo. Venezuela. 216 páginas.Tutor: MSc. Americo Perozo. Tutor: PhD. Rodolfo Soto.

RESUMEN

El presente trabajo presenta la aplicación de una metodología que permita integrar atributos sísmicos 3D, registros de pozos y datos de producción así como también la tecnología de sistemas inteligentes que permita identificar con mayor certidumbre “el Volumen no Drenado”. La estrategia en la caracterización del yacimiento en esta investigación se iniciará con el desarrollo del modelo estructural quien definirá los límites del yacimiento, usando sísmica 3D, registros de pozos, datos de producción, sistemas inteligentes. En esta investigación se realizó la revisión del comportamiento de producción/presión que tienen los pozos completados en el yacimiento (Eoceno); además integrar esta información de manera de crear un modelo de posibles acciones a tomar permitiendo recuperar la mayor cantidad de reservas aprovechando la energía existente. Palabras claves: Sistemas Inteligentes, Redes Neuronales, Logica Difusa, Analisis Estocastico. Email del autor: [email protected]

Pérez Vecino Orlando, Integrating 3D seismic attributes, well logs and production data as well as the technology of intelligent systems for infill drilling wells. (2005). Trabajo Especial de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingenieria. División de Postgrado, Maracaibo. Venezuela. 216 páginas.Tutor: MSc. Americo Perozo. Tutor: PhD. Rodolfo Soto.

ABSTRACT

This paper presents the application of a methodology for integrating 3D seismic attributes, well logs and production data as well as the technology of intelligent systems that could identify with greater certainty "Undeveloped Volume." The strategy for the reservoir characterization in this investigation will begin with the development of the structural model which will define the limits of the reservoir using 3D seismic, well logs, production data, and intelligent systems. This research conducted a review of the behavior of production / pressure of wells completed in the Eocene Formation (C-7), also integrated this information so as to create a model of possible actions to take to recover as much reserves as possibles taking advantage of reservoir´s available energy.

Key words: Intelligent Systems, Neural Networks, Fuzzy Logic, Stochastic Analysis. Author´s email: [email protected]

DEDICATORIA A Dios todo poderoso por brindarme su Amor y Confianza,

A la Divina Madre y San Arcángel Miguel por brindarme su “Luz”,

A mis hijos: Valeria Alejandra, Miguel Angel y Juan Diego,

A mi madre: María Ferlinda por todo su Amor desinteresado,

A Kimberly por brindarme su incondicional ayuda,

A todos los seres queridos y amigos que me rodean

AGRADECIMIENTO

A PhD. Rodolfo Soto, por transmitirme su desinterezado y gran conocimiento.

Al MSc. Americo Perozo, por su colaboración y estímulo para la ejecución de este trabajo.

A la U.E.Lagomar, equipo de profesionales custodios del área (ATICO) y compañeros de

trabajo por permitir hacer uso de la información utilizada en este trabajo así como por

haber facilitado el acceso a la literatura empleada.

TABLA DE CONTENIDO

RESUMEN .......................................................................................................... 4

ABSTRAC ........................................................................................................... 5

DEDICATORIA ................................................................................................... 6

AGRADECIMIENTOS ......................................................................................... 7

TABLA DE CONTENIDO ..................................................................................... 8

LISTA DE TABLAS ............................................................................................. 13

LISTA DE FIGURAS Y GRÁFICOS .................................................................... 14

INTRODUCCIÓN ................................................................................................ 17

CAPÍTULO I. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ........................................................ 18

1.2. JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN ................................................ 18

1.3. OBJETIVO GENERAL ............................................................................... 18

1.4. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ...................................................................... 18

1.5. HIPÓTESIS ................................................................................................ 19

1.6. ALCANCE .................................................................................................. 19

1.7. DELIMITACIONES .................................................................................... 19

CAPÍTULO II. ESTUDIOS PREVIOS

2.1. REVISIÓN DE ESTUDIOS REALIZADOS AL YACIMIENTO C-7 DEL PILAR .......................................................................................................... 20

2.1.1 ESTUDIO INTEGRADO EN EL ÁTICO………………….……................. 20

2.1.2. ESTUDIO INTEGRADO REALIZADO POR JOSHI TECHNOLOGY............................................................................................... 21

2.1.3. DEFINICIÓN DE PLANOS DE FALLAS ................................................ 21

2.1.4. ESTUDIO INTEGRADO PARA LA CARACTERIZACIÓN DE LA ESTRUCTURA ÁTICO BLOQUE I .................................................................. 27

2.1.5. ASISTENCIA Y ASESORÍA TÉCNICA EN EL ESTUDIO INTEGRADO DE LOS YACIMIENTOS DE LA U.E. LAGOMAR. ÁREA ÁTICO (YACIMIENTOS C-6I / C-7)............................................................................. 28

CAPÍTULO III. GEOLOGÍA

3.1. ASPECTOS GEOLÓGICOS ....................................................................... 29

3.2. ESTRUCTURA DEL YACIMIENTO............................................................. 30

3.3. EXTENSIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO ...................................................... 35

3.4. LÍMITES DEL YACIMIENTO....................................................................... 36

3.5. GEOLOGÍA ESTRUCTURAL...................................................................... 37

3.6. MARCO ESTRUCTURAL ........................................................................... 38

3.7. GEOLOGÍA LOCAL .................................................................................... 39

3.7.1. INTERPRETACIÓN ESTRUCTURAL................................................... 39

3.8. ESTRATIGRAFÍA REGIONAL .................................................................... 42

3.9. DESCRIPCIÓN DE LAS FALLAS PRINCIPALES PRESENTES................. 45

3.9.1. FALLA LAMA – ICOTEA....................................................................... 45

3.9.2. FALLA ÁTICO ..................................................................................... 46

3.9.3. FALLAS INTRA-ÁTICO_1, INTRA-ÁTICO_2........................................ 46

3.9.4. FALLAS LÍMITES ................................................................................. 46

3.10. AMBIENTE SEDIMENTARIO..................................................................... 46

3.11. INTERPRETACIÓN ESTRATIGRÁFICA Y SEDIMENTOLÓGICA ............. 47

3.12. UNIDAD C-7 .............................................................................................. 48

3.13. REVISIÓN DEL MODELO GEOLÓGICO................................................... 50

CAPÍTULO IV. PETROFÍSICA

4.1. METODOLOGÍA GENERAL ......................................................................... 51

4.2. PROPIEDADES Y CRITERIOS PETROFÍSICOS…………………….. ........... 52

4.2.1. VOLUMEN DE ARCILLA (Vsh)…………………………………................ 52

4.2.2. POROSIDAD (φ).................................................................................... 53

4.2.3. MODELO DE WAXMAN-SMITS............................................................ 53

4.2.4. EXPONENTE DE SATURACIÓN (n)..................................................... 54

4.2.5. EXPONENTE DE CEMENTACIÓN (m) ................................................. 54

4.2.6. CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIÓNICO POR UNIDAD DE VOLUMEN POROSO (Qv)..................................................................... 55

4.2.7. CONDUCTANCIA EQUIVALENTE INTERCAMBIO CATIÓNICO.......... 55

4.2.8. RESISTIVIDAD VERDADERA DE LA FORMACIÓN............................. 55

4.2.9. PERMEABILIDAD (K)............................................................................ 56

4.2.10. PARÁMETROS DE CORTE (CUTOFF) .............................................. 56

4.2.11. CRITERIOS PARA LA DEFINICIÓN DE ANT Y ANP .......................... 57

4.3. RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN ETROFÍSICA .................................. 58

4.4. MAPAS DE ISOPROPIEDADES................................................................. 59

4.4.1. SUBUNIDAD C-7-S ............................................................................... 59

4.4.2. SUBUNIDAD C-7-M .............................................................................. 60

4.4.3. SUBUNIDAD C-7-I ................................................................................ 60

CAPÍTULO V. GEOESTADÍSTICA

CAPÍTULO V. GEOESTADÍSTICA

5.1. MODELO GEOLÓGICO INTEGRADO........................................................ 62

5.2. MODELO ESTRUCTURAL ........................................................................... 62

5.2.1. CONSTRUCCIÓN DE UN MARCO ESTRUCTURAL 3D ........................... 63

5.3. MODELO ESTRATIGRÁFICO .................................................................... 63

5.3.1. SECUENCIA ESTRATIGRÁFICA ............................................................ 64

5.4. OTRAS TÉCNICAS .................................................................................... 65

5.5. MODELO SEDIMENTOLÓGICO CONCEPTUAL ...................................... 65

CAPÍTULO VI. SISTEMAS INTELIGENTES

6.1. REDES NEURONALES ............................................................................. 68

6.2. LÓGICA DIFUSA ........................................................................................ 69

6.3. UNIDADES HIDRÁULICAS DE FLUJO ....................................................... 70

6.4. METODOLOGÍA ......................................................................................... 72

CAPÍTULO VII. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PRESENTES EN EL YACIMIENTO

7.1. TOMA DE MUESTRA ................................................................................... 88

7.2. ANÁLISIS P.V.T........................................................................................... 90

7.2.1. PRUEBAS DE LABORATORIO ....................................................... 90

7.3. INFORMACIÓN DISPONIBLE ..................................................................... 91

7.4. TEMPERATURA DEL YACIMIENTO C-7 DEL PILAR ................................. 92

7.5. DESCRIPCIÓN DE LAS PRUEBAS DE VALIDACIÓN ................................ 93

7.5.1. PRUEBA DE DENSIDAD................................................................. 93

7.5.2. PRUEBA DE LA LINEALIDAD DE LA FUNCIÓN Y......................... 94

7.5.3. PRUEBA DE BALANCE DE MATERIALES ..................................... 94

7.5.4. PRUEBA DE DESIGUALDAD......................................................... 95

7.5.5. INVERSO DEL FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS, Bg................. 95

7.6. RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DE VALIDACIÓN DE P.V.T. ............... 95

7.6.1. POZO VLA-0042............................................................................... 95

7.7. VALIDACIÓN DE LA RAZÓN GAS DISUELTO-PETRÓLEO, Rsi ................ 98

7.8. VALIDACIÓN DE LA PRESIÓN DE BURBUJA, Pb ..................................... 98

7.9. GENERACIÓN DE P.V.T. SINTÉTICOS...................................................... 99

CAPÍTULO VIII. COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN / PRESIÓN DEL YACIMIENTO

8.1. COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DEL YACIMIENTO .................... 100

8.2. DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN....................................................... 122

8.3. COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN DEL YACIMIENTO C-7 DEL PILAR ... 123

8.4. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN DELYACIMIENTO ... 124

8.5. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN ............................................................. 125

8.7. COMPORTAMIENTO DE PRESION ........................................................... 125

CAPÍTULO IX. CÁLCULO DE RESERVAS

9.1. ESTIMACIÓN DE RESERVAS .................................................................... 127

9.1.1. MÉTODO VOLUMÉTRICO ....................................................................... 127

9.1.2. MÉTODO DE GRID MAPS EN OIL FIELD MANAGER (OFM)................. 130

9.1.3. BALANCE DE MATERIALES.................................................................... 132

9.2. DETERMINACIÓN DE LA INTRUSIÓN POR UN MÉTODO DIFERENTE AL DE BALANCE DE MATERIALES................................................................ 137

9.3. CURVAS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN........................................ 143

9.3.1. ANÁLISIS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN .................................... 143

9.4. FACTOR DE RECOBRO ............................................................................ 144

9.4.1. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE RECOBRO PRIMARIO ................ 144

9.4.2. DETERMINACIÓN DE LAS RESERVAS RECUPERABLES .................... 146

9.4.3. DETERMINACIÓN DE LAS RESERVAS REMANENTES.......................... 146

9.5. INDICADORES DE RECOBRO ................................................................... 146

9.5.1. PETRÓLEO RECUPERADO (REC)......................................................... 146

9.5.2. AGOTAMIENTO DEL YACIMIENTO (AGOT) ........................................... 147

9.5.3. RELACIÓN PRODUCCIÓN – RESERVAS REMANENTES (RPR) ............ 147

CAPÍTULO X. PLAN DE EXPLOTACIÓN

10.1 CÁLCULO DE RADIO DRENAJE .............................................................. 148

CONCLUSIONES................................................................................................ 151

RECOMENDACIONES........................................................................................ 153

REFERENCIAS ................................................................................................... 154

ANEXOS

LISTA DE TABLAS Tabla Página 3.1. Secciones estructurales/estratigráficas (Dirección NE-SO, Ático) ................. 50

4.2.Parámetros del yacimiento empleados para el desarrollo de la ecuación de Waxman-Smits .................................................................................................... 53

4.3. Valores empleados en la evaluación petrofísica ........................................... 57

4.4. Valores promedio de arena neta petrolífera, permeabilidad, porosidad y saturación de petróleo para el yacimiento C-7 ..................................................... 58

6.1. Matriz de correlación..................................................................................... 78

6.2. Matriz de resultados del análisis de componentes principales y análisis de factores................................................................................................................ 79

6.4. Análisis de factores de las variables identificadas para el modelamiento de RQI. ................................................................................................................. 85

7.1. Data de la muestra del fluido......................................................................... 93

7.2. Resultados obtenidos de la prueba de densidad (VLA-0042)........................ 96

7.4.Resultados de la prueba de desigualdad (VLA-0042) .................................... 97

7.5. Datos para generar P.V.T. sintéticos............................................................ 99

7.6. Correlaciones usadas para obtener las propiedades de los fluidos.............. 99

9.1.Resultados del cálculo del POES por el método volumétrico ......................... 130

9.2. Resultados del cálculo del POES por el método de grid maps en OFM ........ 131

9.3. Casos planteados para determinar la intrusión por el método de van Everdingen y Hurst .............................................................................................. 141

9.4. Resultados del cálculo de intrusión de agua por el método de van Everdingen y Hurs ................................................................................................................. 142

9.5. Resultados de la declinación del yacimiento C-7 del Pilar............................. 144

9.6. Parámetros utilizados para determinar el factor de recobro ......................... 145

LISTA DE FIGURAS Y GRÁFICOS

Figura Página

2.1: Sección horizontal a 1440 mts con segmentos de fallas interpretados.......... 19

2.2. Vista sur de cubo de datos con horizontes y segmentos de fallas interpretadas 23

2.3. Perspectiva 3D de plano de falla Icotea ........................................................ 24

2.4. Sección vertical 808 con segmentos de fallas Ático e Intra_Ático 1 y 2................................................................................................... 25

2.5. Sección vertical arbitraria en dirección del pozo VLA-0807_2 (en celeste), mostrando intersección de planos de fallas y superficies interpretadas en C-6 y C-7 ................................................................................................................. 27

3.1. Línea Sísmica SE-NO. Configuración Estructural Regional. ......................... 30

3.2. CAPO Yacimiento C-7 ATICO...................................................................... 31

3.3. Corte geológico esquemático del Pilar y Flanco Este del Bloque I ................ 33

3.4. Mapa de ubicación del área de estudio......................................................... 36

3.5. Marco tectónico regional. Sección esquemática oeste-este. Sur del bloque I. Tomado de Link et al., 1994................................................................................. 37

3.6. Efecto de esfuerzos actuantes sobre sedimentos Eocenos .......................... 41

3.7. Registro tipo del área del Pilar ...................................................................... 49

6.1. Ejemplo de la función de pertenencia para la variable porosidad.................. 69

6.4. Elipse de confidencia. Los datos fuera de la elipse corresponden a valores anómalos. ............................................................................................................ 74

6.5. Identificación de las unidades hidráulicas de flujo usando un gráfico probabilístico. ...................................................................................................... 75

6.7. Comparación de la permeabilidad calculada con la permeabilidad de núcleos. 77

6.8. Relación lineal entre variables y su medida a partir de los coeficientes de correlación. .......................................................................................................... 78

6.9. Estructura de Entrenamiento en OFI............................................................. 80

6.10. Visualización del Entrenamiento de OFI ..................................................... 81

6.11. Diagrama general de entradas y salidas del sistema difuso generado por ANFIS ................................................................................................................. 82

Figura Página

6.12. Funciones de pertenencia (difuzificación) asignadas por el sistema inteligente ANFIS a la variable GR....................................................................... 83

6. 13. Reglas generadas para la predicción de la variable objetivo. ..................... 83

6.14. Permeabilidad de núcleos vs permeabilidad del modelo convencional ....... 85

6. 15. Gráfico de Pareto de las variables candidatas para el modelamiento de RQI. 86

6.16. Comparación de la permeabilidad obtenida por el modelo de redes neuronales con la permeabilidad de núcleos ....................................................... 86

6.17. Comparación de la permeabilidad obtenida por el modelo ANFIS con la permeabilidad de núcleos. ................................................................................... 87

8.18. Comportamiento de Producción del Yacimiento C-7 VLA-15 ..................... 125

6.2. Gráfico probabilístico. Los valores no proceden de una distribución normal o provienen de diferentes familias .......................................................................... 73

6.3. Gráfico Cuantil-Cuantil. Las variables analizadas proceden del mismo tipo de distribución .......................................................................................................... 74

6.6. Gráfico de PHIZ vs RQI mostrando las unidades hidráulicas identificadas.... 76

7.1. Gradiente de temperatura del yacimiento C-7 del Pilar ................................ 92

7.2.Validación de la presión de burbuja, función Y (VLA-0042)............................ 96

7.3. Inverso del factor volumétrico del gas (VLA-0042) ....................................... 98

8.1. Comportamiento de producción de la región II .............................................. 101

8.2. Comportamiento de producción del pozo VLA-0015 .................................... 103

8.3. Comportamiento de producción del pozo VLA-0042 ..................................... 104







Figura Página

8.10. Comportamiento de producción del pozo VLA-0546 .................................. 115







8.17. Comportamientode producción del pozo VLA-1166 ................................... 122

17

INTRODUCCIÓN

El yacimiento C-7 del Pilar se encuentra ubicado en la cuenca del Lago de Maracaibo, al

noroeste de Venezuela en el Bloque I, Distrito Maracaibo, campos Lagunillas y Lama

pertenecientes a la segregación Lagomar, abarcando las áreas VLA-6/9/21, VLA-8,

VLA-12 y VLA-11. Se determinó un contenido de 389.6 MMBN de petróleo distribuidos a

lo largo de toda su extensión, una estructura tipo ático (altos buzamientos), presentando

una gran estratigrafía, buen desarrollo de arenas con delgadas intercalaciones lutíticas

dentro del área del yacimiento.

El presente trabajo tiene como finalidad principal caracterizar y analizar el yacimiento C-7

del Pilar implementando la integración del estudio geológico, petrofísico y desarrollo de

yacimientos con la finalidad de generar nuevos pronósticos, identificar áreas prospectivas

y recomendar un plan de acciones que garantice la recuperación de las reservas

existentes. Inicialmente este yacimiento se encontraba en estado subsaturado y su

mecanismo de producción primario y predominante es el empuje hidráulico; fue

descubierto en Junio de 1954 con la perforación del pozo VLA-0015, el cual fue

completado originalmente como productor sencillo no selectivo en la arena C-7, con una

producción de 3063 BPPD con una RGP de 516 pc/bn y 4% de AyS.

En el yacimiento se han completado cuarenta y nueve pozos en total; 46 pozos

productores, un pozo disposal VLA-0186 (completado fuera del Ático, en la región del

acuífero), dos pozos equipados mecánicamente para inyectar agua que se quedaron

esperando por la aprobación de proyectos de inyección. Este yacimiento alcanzó su

máximo potencial entre finales de 1964 y principios de 1965 con una tasa promedio de

47500 BPPD, con 20 pozos activos, 1 inactivo y 7 abandonados del horizonte. Para

Agosto de 2002, se tiene un acumulado de 19 MMBN (área VLA-6/9/21), 82 MMBN (área

VLA-8), 39.4 MMBN (área VLA-12), y 21 MMBN (área VLA-11).

18

CAPÍTULO I

PLANTEAMIENTO DE PROBLEMA

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El cálculo del radio de drenaje de un pozo vertical ha sido utilizado por ingenieros para

visualizar áreas no drenadas en los pozos e identificar rápidamente nuevas localizaciones

de poros interespaciados.

La arquitectura de los yacimientos de petróleo y gas definidos por cuerpos estratificados

con formas o patrones controlados por características deposicionales, erosionales,

litológicas o geológicas de alto significado demanda el uso de modelos menos

simplificados para determinar dónde perforar; así como también el cálculo de las tasas de

petróleo y gas a través de sus propiedades.

1.2. JUSTIFICACIÓN DEL PROBLEMA

La estrategia en la caracterización del yacimiento en esta investigación se iniciará con el

desarrollo del modelo estructural quien definirá los límites del yacimiento, usando sísmica

3D, registros de pozos, datos de producción, sistemas inteligentes.

1.3. OBJETIVO GENERAL

Desarrollar una metodología que permita integrar atributos sísmicos 3D, registros de

pozos y datos de producción así como también la tecnología de sistemas inteligentes que

permita identificar con mayor certidumbre “el Volumen no Drenado” en el yacimiento C-7

VLA0015, de la unidad de Explotación LAGOMAR

1.4. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

- Análisis/Revisión del Modelo Estructural del Yacimiento C-7 VLA0015

- Caracterización de los tipos de rocas presente en el yacimiento, identificando rangos

de porosidad, permeabilidad, curvas de presión capilar, entre otros; utilizando lógica

difusa.

- Revisión/validación de las propiedades petrofísicas (Vsh, φr, Sw, K, Etc.) mediante el

uso de Geoestadística.

19

- Integrar atributos de Sísmica 3D, registros de pozos, datos de producción y sistemas

inteligentes para identificar el volumen drenado en el yacimiento C-7, VLA0015

1.5. HIPÓTESIS

Con el cálculo del radio de drenaje en los pozos pertenecientes al yacimiento

C-7 VLA0015, se podía disminuir el grado de incertidumbre que existe en las áreas no

drenadas dada la geología compleja y heterogénea existente en esta área, lo que

permitirá disponer de un modelo geológico y petrofísica más confiable comparado con el

estimado oficialmente.

1.6. ALCANCE

Esta tesis tiene como finalidad la revisión del comportamiento de producción/presión que

tienen los pozos completados en el yacimiento C-7 del Pilar; además integrar esta

información de manera de crear un modelo de posibles acciones a tomar que permita

recuperar la mayor cantidad de reservas aprovechando la energía existente.

1.7. DELIMITACIONES

El yacimiento C-7 del Pilar del área VLA008, bloque I de la Unidad de Explotación

Lagomar, campos Lagunillas/Lama. Este estudio abarca la revisión y evaluación de los 18

pozos completados en este yacimiento, de los cuales solo 6 se encuentran actualmente

activos; además hacer un análisis del comportamiento de producción/presión, revisión

estados mecánicos, registros, propiedades de la roca y de los fluidos presentes, estudios

de isopropiedades: ANP, ANT, saturaciones de fluidos, permeabilidad, porosidad para ser

posible el desarrollo del proyecto.

20

CAPÍTULO II

MARCO TEORICO

2.1. REVISIÓN DE ESTUDIOS REALIZADOS AL YACIMIENTO C-7 DEL PILAR

2.1.1. ESTUDIO INTEGRADO EN EL ÁTICO

El desempeño histórico del comportamiento de producción real monitoreado en el campo

y los diversos estudios de yacimientos efectuados, indican el predominio de un acuífero

de mediana actividad como soporte energético a los yacimientos C-6-I y C-7.

La presencia del acuífero ha sido confirmada por la determinación de un CAPO a la

profundidad de 7150 pies según la data proveniente de los registros eléctricos de los

primeros pozos perforados en la región de bajo buzamiento del Pilar. Adicionalmente, el

acuífero por si solo no ha sido lo suficientemente eficiente para el reemplazo volumétrico

de los fluidos producidos, por lo que se sometió el yacimiento C-6-I a un proceso de

recuperación secundaria mediante la inyección de agua, para tratar de represurizar el

yacimiento y compensar la pérdida de energía y declinación acelerada.

De acuerdo con la respuesta de los pozos del área, el avance del frente de agua ha sido

irregular, produciéndose canalización preferencial hacia los pozos productores, ubicados

en la región de bajo buzamiento y posiblemente hacia el límite con la falla del Ático, con la

consecuente pérdida de reservas, dejando atrás zonas de petróleo aun no barridas o no

contactadas detrás del posicionamiento del frente de invasión de los mecanismos

simultáneos actuantes. Ello permite afirmar que fenómenos de canalización y/o

conificación están presentes, producto de la variedad en la calidad de roca del yacimiento,

efecto del empuje hidráulico y una excelente comunicación horizontal y vertical existente.

Para la prevención de estos fenómenos, principalmente hacia la región más alta de la

estructura, donde se tienen marcados buzamientos, superiores a los 40 grados de

inclinación, se hace necesaria la aplicación de técnicas de perforación no convencional

del tipo reentradas laterales en pozos existentes, perforación horizontal, multilateral y

altamente inclinada, mejorando con ello la productividad de los pozos y disposición de un

21

activo de mayor vida útil en el horizonte económico por tener un mayor control de la

producción de agua.

2.1.2. ESTUDIO INTEGRADO REALIZADO POR JOSHI TECHNOLOGY

Debido al éxito alcanzado por la campaña de perforación no convencional tipo horizontal y

de reentrada lateral en los pozos VLA-1035, VLA-0780, VLA-0807 y VLA-1167, en la

región del Ático del bloque I, efectuada durante el período 1992-1995, y a la luz de la

excelente prospectividad y calidad de roca del área, observada en los pozos VLA-0408Re,

VLA-1167, VLA-0807, VLA-0454, VLA-0459 y VLA-0780, es recomendable perforar

nuevos pozos altamente inclinados y vecinos a los nombrados anteriormente con el fin de

tener excelentes resultados desde el punto de vista de incremento de potencial,

operacional y rendimiento económico.

El principal objetivo de la perforación no convencional en el área del Ático, ha sido drenar

el petróleo entrampado buzamiento arriba, entre los lineamientos de las fallas Lama–

Icotea y Ático, cuya recuperación mediante la perforación vertical convencional tradicional

es antieconómica.

De igual forma, la perforación vertical en esta región de altos buzamientos, estimados

entre 40 y 45 grados de inclinación de los estratos luce de alto riesgo por la complejidad

estructural, zona de alta densidad de fallamiento (Lama-Icotea, Ático y dos fallas

adicionales Intra-Ático 1 e Intra-Ático 2, según última interpretación), con posible pérdida

de objetivos y problemas tempranos de conificación y producción de agua, lo cual ha sido

observado en los pozos posicionados en la región más baja de la estructura y en la región

de menor buzamiento del Pilar Norte, cuyos pozos verticales producen con altos cortes de

agua, bajo potencial de producción y recobro final que no cubre las expectativas

económicas por bajo rendimiento.

2.1.3. DEFINICIÓN DE PLANOS DE FALLAS

Los datos sísmicos 3D permitieron definir la ubicación de tres planos de fallas principales

que definen la estructura Ático en el área de interés. Esto fue posible iniciando el análisis

22

en la discordancia Eoceno-Mioceno, donde la expresión sísmica permite identificar mejor

dichos planos con una incertidumbre lateral menor a 300 pies, luego se determinó la zona

de convergencia de los planos hacia el intervalo profundo del Eoceno.

Las secciones horizontales a tiempo constante (time slices) y análisis de coherencia (cubo

de fallas) fueron elementos claves en la identificación

de fallas difícilmente distinguidas en las verticales, además de serios problemas de

resolución en la dirección norte-sur (trazas). Una vez analizadas diversas secciones

horizontales se procedió a delinear los segmentos de fallas hasta su lugar de

convergencia en el plano de Icotea, donde ellas se originan.

Figura 2.1. Sección horizontal a 1440 mts con segmentos de fallas interpretados

La figura 2.1, muestra una sección horizontal a 1440 milisegundos sobre la cual se

observan los segmentos de falla en su expresión sísmica cerca de la Discordancia

Eoceno-Mioceno, que es donde mejor se puede establecer su ubicación relativa dentro

del marco estructural. Los pozos VLA-0820 y VLA-0730, muestran ubicación relativa de

fallas.

Zona“El Pi l ar”

A T IC O

V LA -8 2 0

V LA -7 3 0

23

Además, se puede observar las direcciones de los segmentos de fallas principales

orientados SO-NE formando la estructura elongada Ático, que se muestra subdividida

internamente por fallas casi paralelas entre sí en la misma dirección de Icotea. La

expresión sísmica de estas secciones horizontales es semejante a otras observadas en la

cuenca donde se evidencia sistemas transpresivos en el Eoceno. Las flechas en azul

indican zonas de posible desplazamiento sinestral de la falla principal. Esas zonas suelen

estar asociadas a posibles cierres estructurales donde se generan altos locales y

fallamientos en ángulo oblicuo y/o normal con el desplazamiento lateral de la falla

principal.

Figura 2.2. Vista sur de cubo de datos con horizontes y segmentos de fallas interpretadas

El análisis de segmentos de fallas en planta se ajustó con las secciones verticales y se

encontró que dentro de la estructura Ático existen dos fallas adicionales, no interpretadas

en estudios anteriores, que subdividen la estructura en tres bloques. La figura 2.2, es una

vista 3D desde el sur, donde se tiene la expresión sísmica de los segmentos de las fallas

que conforman la estructura. Los puntos en amarillo en el plano horizontal son la

proyección de los pozos incluidos en el estudio.

Disc. Eoceno

Tope C-4

Tope C-5Tope C-6

Fallas Atico

24

Las fallas internas fueron denominadas Intra_Ático1 e Intra_Ático2, y forman tres estructuras

elongadas SO-NE apuntadas en la figura por la flecha amarilla. Este tipo de estructuras debe

ser, conceptualmente, cortado por fallas antitéticas en dirección E-O, pero debido a la pobre

resolución de la sísmica solo se ha podido identificar una de ellas, pero existe certeza de la

existencia de otras aun no definidas.

La figura 2.3, muestra una imagen del plano de la falla Icotea entre 900 y 2100 mts, cuyos

contornos fueron derivados de la interpretación sísmica. La disposición de contornos y

geometría del plano definido de esta manera muestra que la delineación es confiable.

Figura 2.3. Perspectiva 3D de plano de falla Icotea

La figura 2.4, muestra una sección sísmica que cruza los pozos VLA-0910, VLA-0408_2,

VLA-0040 y VLA-0820, con los segmentos de fallas interpretadas. La falla Ático constituye

el límite estructural hacia el este, mientras que Icotea es el cierre al oeste. El área de

convergencia de esos planos de falla es difícil de definir con la base de datos actual, pero

su expresión sísmica muestra alta deformación, por lo que se estima que allí existan

numerosas fallas sub-sísmicas.

25

Figura 2.4. Sección vertical 808 con segmentos de fallas Ático e Intra_Ático 1 y 2

Las fallas Intra-Ático 1 y 2 se distinguen en color celeste y naranja en la figura 2.4. Se

interpretan como un sistema de fallas inversas en dirección NE-SO, y de acuerdo al

elipsoide teórico de esfuerzos, ellas al igual que las fallas límites, deben ser casi

perpendiculares al vector de compresión que las origina.

Al oeste de las fallas se produce un sistema altamente fallado hacia el tope, elongado en

dirección NE-SO. Las secciones sísmicas demuestran que la falla Ático cierra al norte

contra Icotea dentro de la zona de la parcela 10. Por otro lado, la expresión sísmica de la

falla Icotea indica que hacia el sur esta tiene características transcurrentes, pues en las

reflexiones del Eoceno se observan truncaciones estructurales de los sistemas creados

por compresión. Esto ha sido documentado por Stiteler, Scott, Chacartegui y otros,

quienes han interpretado esa falla como transcurrente sinestral en su interpretación del

área “Bloque I” (Carbonate Platform Seismic Sequence Attributes, Maracaibo Basin,

Venezuela).

910 408_2 40 820

Falla Icotea Falla Atico

Zona deFallas Sub-sísmicas (?)

26

Los aspectos observados en los datos sísmicos sugieren que Ático, Intra-Ático1,

Intra-Ático2, y el resto de fallas en el área son parte de un sistema transcurrente

que produce estructuras positivas tipo flor, y que se infiere como predominante en el

área:

• Se originan en una falla solitaria, casi vertical, y desplazan el contacto entre el

basamento y la columna sedimentaria.

• La falla principal, Icotea, produce estructuras limitadas por fallas que convergen con la

profundidad.

• Cambio en el buzamiento aparente del bloque levantado.

El sistema de fallas interpretado muestra su efecto hacia la discordancia del Eoceno y aún

hasta el Mioceno Inferior. Se sugiere que algunas de ellas mueren intraformacionalmente

en La Rosa ó Lagunillas Inferior, aunque hacia el norte pudieran incluso cortar el tope de

esta última formación.

En función del modelo predominantemente transpresivo interpretado a partir de los datos

sísmicos, y corroborado por la correlación de registros de pozos; se tomaron las

siguientes premisas generales en cuanto al carácter sellante de las fallas:

• Se espera que las fallas inversas sean sellantes, excepto cuando su desplazamiento

vertical sea menor que el espesor del yacimiento.

• Se espera que las fallas normales no tengan carácter sellante, excepto cuando su

desplazamiento vertical sea mucho mayor que el espesor del yacimiento.

En la figura 2.5, se muestra una sección sísmica orientada en la dirección del pozo VLA-

0807-2, cuya columna se encuentra dentro del Ático hasta C-6-I, pero con su sección C-7

en el Pilar. Este tipo de análisis permitió establecer el marco estructural en forma

consistente con el comportamiento dinámico de los pozos, cosa que hasta ahora no había

sido realizada en estudios previos.

27

Figura 2.5. Sección vertical arbitraria en dirección del pozo VLA-0807_2 (en celeste),

mostrando intersección de planos de fallas y superficies interpretadas en C-6 y C-7

2.1.4. ESTUDIO INTEGRADO PARA LA CARACTERIZACIÓN DE LA ESTRUCTURA ÁTICO BLOQUE I

En este estudio, se realizaron los procesos de recopilación, clasificación, validación y

edición de toda la información utilizada para la caracterización petrofísica, la cual forma

parte del estudio integrado para el desarrollo del modelo estático del área Ático, la

metodología utilizada consistió en hacer una revisión general del área de interés en los

mapas oficiales y luego hacer una selección y conteo de los pozos a ser evaluados de

acuerdo con las profundidades finales alcanzadas y la cantidad de información disponible

en cada uno de ellos. Además, se realizó la evaluación petrofísica integrada de cada uno

de los pozos, elaborándose una ficha para cada uno de ellos, en la que se presenta la

litología, intervalos cañoneados, saturaciones, petrofacies, litotipos, porosidades y

subunidades correspondientes, junto a los gráficos de producción y el sumario petrofísico

de cada subunidad.

28

Se realizaron mapas de isopropiedades en los cuales se observa la distribución areal de las propiedades petrofísicas.

2.1.5. ASISTENCIA Y ASESORÍA TÉCNICA EN EL ESTUDIO INTEGRADO DE LOS YACIMIENTOS DE LA U.E. LAGOMAR. ÁREA ÁTICO (YACIMIENTOS C-6I / C-7)

La estructura Ático está enmarcada dentro de los elementos tectónicos complejos

asociados al sistema de fallas transcurrentes de Lama-Icotea. El esfuerzo principal de la

interpretación sísmica estuvo dirigido a la definición de los planos de las principales fallas

que conforman la estructura transpresiva del ático en el área norte y central del Bloque I,

designada por la Unidad de Estudios Integrados de Lagomar, para esta fase del estudio.

Para la interpretación estructural del área se delinearon las superficies que limitan la

secuencia estratigráfica de segundo orden objeto de estudio (secuencia Eocena) limitada

por dos límites de secuencia, ellas son al tope la discordancia del Eoceno-Mioceno, y a la

base la discordancia del Paleoceno, además de los reflectores asociados a las unidades

estratigráficas conocidas como C-4, C-5, C-6 y C-7 de la formación Misoa. Estas

reflexiones sísmicas tienen un carácter como definido en el sector conocido como área del

Pilar, pero la calidad de estos datos sísmicos se hace pobre en el sector del ático

haciendo difícil su interpretación por no permitir la definición de superficies en forma

continua, por lo que el elemento fundamental en la interpretación de esta zona han sido

los topes de los marcadores geológicos en los perfiles de los pozos perforados en este

sector, esto hizo especialmente difícil la labor en el sector denominado área piloto, donde

tan solo hay un pozo perforado a nivel de las unidades objetivo. La combinación de planos

de falla definidos con datos sísmicos y las superficies generadas de la información

sísmica soportadas con los topes de los pozos han sido los elementos utilizados para

determinar el marco estructural local de esta área, enmarcada dentro del contexto

regional interpretado para este sector de la cuenca.

Se realizó la calibración de los datos sísmicos con los perfiles de pozos, previamente

validados y escalados, posteriormente se realizó la conversión de la profundidad de

perfiles a tiempo sísmico para la interpretación integral de ambas fuentes de información y

finalmente se documentó el cálculo de resolución vertical y lateral de los datos sísmicos,

de modo que los especialistas de las diferentes disciplinas que estudian el yacimiento

puedan conocer cuantitativamente hasta qué punto se puede, y debe, esperar resolver la

ubicación y extensión de los yacimientos.

29

CAPÍTULO III

REVISIÓN GEOLÓGICA Y GEOFÍSICA DEL YACIMIENTO C-7, DEL PILAR SUR, DEL ÁREA VLA008

La estructura, límites y otras características geológicas y geofísicas deben ser

previamente definidas para un mejor estudio del yacimiento; es por ello que en el presente

trabajo es realizado un modelo geológico y geofísico, basado en una nueva interpretación

de los topes y de la sísmica 3D, con la finalidad de definir y validar el carácter de

falla existente en el yacimiento C-7, Vla0015, del área VLA008, del Pilar Sur.

3. GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA

3.1. ASPECTOS GEOLÓGICOS

Contexto Estructural Regional

El sistema de falla Lama Icotea de rumbo noreste/suroeste constituye la estructura

principal del bloque I, dividiendo al bloque en dos provincias estructurales bien definidas,

al oeste una fosa tectónica (graven), al este un pilar tectónico (horst). La génesis de lama

ocurre a partir del rift Jurásico donde se inicia como una falla normal debido a los

esfuerzos tensionales actuantes para dicho tiempo geológico. Durante el Paleoceno,

Eoceno y Mioceno sufre complejas deformaciones con movimientos verticales y laterales

sinestrales y evidencias de transpresión. Es una falla lineal y con elevado ángulo mayor

de 70° aunque algunas veces puede cambiar de rumbo, a lo largo de su rumbo se

generan estructuras anticlinales y sinclinales con desplazamientos verticales variables en

diferentes puntos de su rumbo, con valores en el orden de los 100 a 3000 pies.

Al este de Lama Icotea se ha desarrollado una estructura denominada Atico

fundamentalmente por compresión durante el Eoceno, constituido por bloques levantados

delimitados por una falla inversa la cual constituye la falla inversa del sistema de Icotea.

30

Figura 3.1. Línea Sísmica SE-NO. Configuración Estructural Regional.

3.2. ESTRUCTURA DEL YACIMIENTO

El yacimiento C-7 del VLA008, está limitado al Oeste por una falla normal de carácter

regional (Lama Icotea) con buzamiento aproximado de 70 ° al oeste y rumbo NN/E, con

un salto vertical importante de aproximadamente de unos 2500 pies, de acuerdo a la

información estructural de algunos pozos del área. A lo largo de la falla Lama Icotea los

estratos presentan un cierre contra la mencionada falla, de acuerdo a la conformación de

las curvas estructurales; éstas tienen un rumbo general NE-SO, con buzamiento al

sureste; este cierre estructural constituiría el factor más importante que controla las

acumulaciones contra la falla principal.(Ver figuras 3.1 y 3.2).

31

Figura 3.2. CAPO Yacimiento C-7 ATICO. Al Este, el limite del yacimiento C-7, lo define un CAPO definido a la profundidad de

7100 pies. En las direcciones Noreste y suroeste el yacimiento se extiende a lo largo de la

gran falla Lama Icotea. La estructura está definida por el plegamiento originado por las

fallas Lama Icotea y la falla del Atico.

En el estudio realizado por el B.E.G. (Bureau of Economic Geology,1998), del Eoceno en

las áreas VLA-6/9/21 y VLA-008 se han reconocido por lo menos ocho grandes

secuencias estratigráficas entre C2 y C7, que son comparables en escala y origen a

aquellas definidas por autores como Van Wagoner, Vail, Posamentier, entre otros.

Secuencias de este tipo estarían delimitadas por discordancias que resultan de cambios

en el nivel del mar y sus espesores varían de 150 a 700 pies, las cuales a su vez han sido

subdivididas en unidades genéticas que varían entre 50 y 120 pies.

La unidad C-7 pertenece a la sección basal de las arenas “C” de la Formación Misoa del

Eoceno Temprano en la Cuenca de Maracaibo, posee un espesor promedio de 700 pies a

lo largo de toda la estructura. Dicha unidad está conformada por areniscas, limolitas y

lutitas depositadas en un ciclo de secuencias depositacionales representativas de los

distintos pulsos derivados de la tectónica existente para el momento de la depositación de

los sedimentos que hicieron que este yacimiento fuese a su vez dividido en tres

subunidades: C-7-S(C-7a), C-7-M(C-7b), C-7-I(C-7c). Todo esto provocó secuencias

progradacionales y retrogradacionales sucesivas, características de un ambiente fluvio-

deltáico con predominio de mareas y con subambientes, tales como: barras de marea,

canales de marea, canales distributarios, superficies de inundación marina, entre otros.

32

Las areniscas de esta unidad han sido descritas de grano medio a fino, microlaminadas

de color gris con buen escogimiento y con conjuntos laminares de arcilla de color marrón

claro y gris oscuro. Además, presentan ciertos nódulos de arcilla e intercalaciones entre

depósitos de canales y barras, intervalos lutíticos de espesor muy reducido, como también

una alta concentración de hidrocarburos. La unidad C-7, se extiende a lo largo de todo el

Ático. Los espesores tienen una leve variación a lo largo de toda la estructura, la misma

se encuentra al Sur parcialmente afectada hacia el tope por la discordancia del Eoceno.

En el Eoceno medio-tardío, ocurrió la fase tectónica más importante de la Cuenca de

Maracaibo. Es en este período donde se produjeron sistemas de fallas transcurrentes

sinestrales, cuya dirección es NNE, debido a la interacción de las placas del Caribe con

movimiento hacia el este y de Sudamérica, con movimiento hacia el norte. Después de la

inversión que sufrió la cuenca, los sedimentos quedaron expuestos a una profunda

erosión casi total de las formaciones Paují y Mene Grande y parcial en la Formación

Misoa y la Formación Guasare en los bloques sur del Lago.

El Bloque I presenta una orientación de fallamiento norte-sur. El Sistema de Fallas de

Icotea, de rumbo noreste, constituye la estructura principal y divide al Bloque I

estructuralmente en dos partes: una fosa tectónica (“graben”) al oeste y un pilar tectónico

(“horst”) al este. Icotea es una zona de fallas compleja con una larga historia de

deformación, que presenta movimientos verticales y laterales de tipo sinestral, con

evidencias de transpresión (Link et al. 1994). Es una falla linear y angosta (1 a 0.5 Km de

ancho y algo más de 100 Km. de longitud). Existen pliegues anticlinales y sinclinales a lo

largo de su rumbo; se observa un desplazamiento vertical entre 1 y 2 Km en el flanco

oeste. No se ha podido determinar el desplazamiento lateral isorrumbado a lo largo de

Icotea en el Bloque I; estimaciones de 2 Km están basadas en dislocamientos

topográficos en superficie y en cartografía del subsuelo, según Lugo (1992), quien postula

también inversión local a lo largo de la Falla de Icotea y sus fallas relacionadas; con una

rotación de 15° en sentido horario, en los bloques delimitados por la falla de Icotea,

debido a esfuerzos de compresión en el Mioceno.

Al este de Icotea se ha desarrollado el Ático (alto estructural), constituido por bloques

levantados delimitados por una falla inversa prominente.

33

Se introduce entonces un nuevo modelo estructural para la región conocida como el Atico

en el flanco oeste del área VLA008 del Bloque I de la U. E. Lagomar, según el cual los

estratos que colmatan una cuenca sinorogénica, han adquirido su actual configuración, la

interpretación toma como punto de referencia una superficie erosiva que delimita la

secuencia clástica de edad Eoceno en la base (Fm. Misoa) y como limite vertical superior

el contacto de falla con la secuencia superior de la Formación Misoa. La estructura

principal interpretada(un anticlinal fallado) está delimitada al oeste por una falla

normal(Falla de Lama-Icotea), y el limite este lo conforma una falla inversa conocida como

falla del Atico. En una sección oeste – este es posible observar una “Estructura en Flor

Positiva”(2D), lo que en un enfoque tridimensional nos lleva a interpretar la zona de

estudio, como la parte media de un “Pop Ups en Almendra”, formada a partir de la

reactivación a transcurrente lateral sinestral de la falla Lama-Icotea. Se identificaron

diversos eventos pre, post y sinsedimentarios que se pueden resumir en: inversión

tectónica de margen pasivo a uno activo con flexura cortical, levantamiento y erosión;

depositación controlada por actividad tectónica sinsedimentaria (plegamiento y

fallamiento); Extensión y fallamiento, Levantamiento y erosión; y finalmente transcurrencia

asociada a la rotación general de la cuenca con deformaciones de arrastre.

Figura 3.3. Corte geológico esquemático del Pilar y Flanco Este del Bloque I

El estudio se desarrolló mediante la interpretación de sísmica 3D reprocesada calibrada

con información de registros de pozos, que junto con data de registros de imagen y de

secciones paleo estructurales con datum en las superficies discordantes y de inundación

e información de yacimientos, constituyen la base fundamental para la interpretación de

las diferentes estructuras presentes en el área. Estas herramientas permitieron agrupar

34

cronológicamente los eventos compresivos, para finalmente integrar las interpretaciones

previas de las cercanías del área con los nuevos modelos teóricos de deformación y

tectónica regional.

Entonces, se ha generado un modelo local que se ajusta no solo al posible resultado

producto de la tectónica regional sino también al comportamiento de producción de los

pozos del área, razón por la cual, se propuso la perforación de nuevos pozos con el

propósito primario de drenar las reservas remanentes en el Atico y como secundario,

corroborar a lo largo de la estructura el comportamiento de la falla Lama-Icotea, nivel de

corte para la unidad C-7, el plano de falla como sello lateral de hidrocarburos, y la

prospectividad de dichos pozos con el único fin de continuar con un estratégico plan de

explotación a lo largo de la falla dentro del Bloque I en el centro del Lago de

Maracaibo(unos 20 Km.).

FORMACIÓN MISOA:

Descripción litológica: Las características de los sedimentos de la Formación Misoa,

dependen de su posición en la cuenca, del ambiente de sedimentación, de la distancia

entre ellos y de la fuente de los mismos. Hacia el noreste hay más lutitas y areniscas de

grano fino, mientras que hacia el sur y sureste, el porcentaje de arena aumenta al 80 y

90%, y los granos se hacen más gruesos. Se encuentran areniscas, limolitas y lutitas

intercaladas en distintas cantidades, en toda la sección.

La secuencia de arenas y lutitas de la unidad, ha sido subdividida según diversos

esquemas informales por las empresas operadoras. El más aceptado, es el de Arenas "B"

(B1 a B9) y Arenas "C" (C1 a C7), basado en las características de los registros eléctricos

de los pozos.

La Formación Misoa yace discordantemente por encima de la Formación Guasare del

Paleoceno y discordantemente debajo de la Formación La Rosa del Eoceno.

El proceso de sedimentación de la Formación Misoa (C-7/1), ha sido descrito de manera

general como un complejo deltaico retrogradante (transgresivo), que comienza con la

fracción esencialmente arenosa representada por las unidades C-7/6 (fluvio deltaica) y

culmina con las unidades C-2/1, las cuales se consideran como una superficie de

inundación donde predomina la fracción de sedimentos arcillosos sobre las arenas (lutitas

35

de prodelta), pasando por las unidades C-5/4, donde existe un mayor equilibrio en la

proporción de arenas y lutitas (frente deltaico).

UNIDAD C-7

El Miembro C-7 de la Formación Misoa pertenece a la sección basal de las arenas “C”

de la Formación Misoa del Eoceno Temprano en la Cuenca de Maracaibo, dicha

Formación está conformada por cuerpos de areniscas masivos, limolitas y horizontes de

lutitas depositadas en un ciclo de secuencias depositacionales representativas de los

distintos pulsos derivados de la tectónica existente para el momento de la depositación de

los sedimentos que la conforman, todo esto provocó secuencias progradacionales y

retrogradacionales sucesivas, que llevaron a la conformación de un ambiente fluvio-

deltáico con predominio de mareas, con subambientes, tales como: barras de marea,

canales de marea, canales distributarios, superficies de inundación marina.

El espesor de esta unidad se encuentra alrededor de los 750' y 800' en promedio en el

área, sin embargo de acuerdo a las correlaciones de algunos los pozos podemos

observar variaciones en los espesores de C-7, esto es debido fundamnetalmente a que

los mismos se encuentran en la zona de fallas de ajuste a la Falla Lama Icotea. Las

areniscas de esta unidad han sido descritas de grano medio a fino, microlaminadas de

color gris con buen escogimiento y con conjuntos laminares de arcilla de color marrón

claro y gris oscuro.

La unidad estratigrafica C-7, presenta 3 secuencias bien definidas, la primera de ellas de

base a tope, con caracteristicas decreciente de 320 pies de espesor, intercdalada con

delgados lentes de lutitas y resistividades comerciales, la secuencia intermedia cilindrica,

heterolitica en su base y de carácter más limpio hacia el tope con un espesor de 120 pies,

la secuencia superior grano creciente con un espesor 220 pies, con caracteristicas

heteroliticas observables en el pozo VLA1445.

3.3. EXTENSIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO

El área de estudio se ve limitada por 18 pozos completados en el yacimiento C-7

VLA0015, del área VLA008 del Pilar Sur; destacando que la mayoría de ellos han sido

completados en el Ático. Los pozos que han alcanzado C-7 en la región ubicada entre los

36

lineamientos de la falla de Ático y la falla Lama Este han mostrado que este yacimiento se

encuentra totalmente inundado por agua en dicha zona, por ello dicha región no ha sido

de especial interés en la búsqueda de reservas de petróleo. En cambio, en la parte más

alta del Pilar denominada Ático se ha encontrado una columna inmensa de hidrocarburos

en C-7, de donde se ha logrado extraer casi toda la acumulación de petróleo registrada,

es por esto, que este yacimiento ha sido a lo largo de los años uno de los más

importantes para la corporación.

3.4. LÍMITES DEL YACIMIENTO

Los límites del yacimiento C-7 VLA0015, del área VLA008 del Pilar Sur son los siguientes:

Área VLA008

• Al este por la falla del Ático y un contacto agua petróleo (CAP).

• Al oeste por el truncamiento debido a la discordancia del Eoceno y por la falla Lama

Icotea.

• Hacia el norte con la falla que atraviesa el pozo VLA-0763.

• Por el sur con la falla que pasa entre los pozos VLA-0547 y VLA-0116, la cual separa

el área VLA-8 de la VLA-12.

Figura 3.4. Mapa de ubicación del área de estudio

37

3.5. GEOLOGÍA ESTRUCTURAL

El área del bloque I está geológicamente ubicada sobre el margen oriental de la

gran cuenca Jurásica infrayacente (Figura 3.4), la cual presenta una orientación de

fallamiento norte-sur. El sistema de fallas de Icotea, de rumbo noreste, constituye la

estructura principal y divide al bloque I estructuralmente en dos partes: una fosa tectónica

(“graben”) al oeste y un pilar tectónico (“horst”) al este. Icotea es una zona de fallas

compleja con una larga historia de deformación, que presenta movimientos verticales y

laterales, sinestrales y evidencias de transpresión (Link et al. 1994). Es una falla lineal y

angosta (1 a 0.5 Km de ancho y algo más de 100 Km. de longitud). Hay pliegues

anticlinales y sinclinales a lo largo de su rumbo; observándose un desplazamiento vertical

entre 1 y 3 Km hacia el oeste en el Flanco Oeste. No se ha podido determinar el

desplazamiento lateral isorrumbado a lo largo de Icotea en el bloque I; estimaciones de 2

Km están basadas en dislocamientos topográficos en superficie y en cartografía del

subsuelo, según Lugo (1992), quien postula también inversión local a lo largo de

Icotea, y fallas relacionadas con una rotación de 15° en sentido de las agujas del reloj,

en los bloques delimitados por la falla, debido a esfuerzos de compresión en el Mioceno.

Figura 3.5. Marco tectónico regional. Sección esquemática oeste-este. Sur del bloque I. Tomado de Link et al., 1994

38

El origen de estos bloques fallados es problemático, pero puede estar relacionado con un

período tardío de contracción y sobrecorrimiento o con un fallamiento inverso de la parte

occidental del Pilar, sobre sí mismo (Link et al., 1994).

33..66.. MARCO ESTRUCTURAL

La estructura del Pilar, está relacionada con un movimiento lateral con dirección NE-SO,

paralelo al movimiento de la falla Lama Icotea. Esta falla separa al área del Pilar del

Flanco Oeste, se originó en el basamento y muestra un movimiento lateral de 10 a 17 Km

a lo largo del plano de fallas con un pequeño componente hacia el oeste, causando un

salto de 2000 pies a 4000 pies en los yacimientos del Flanco Oeste.

El origen de la estructura viene dado por una secuencia de eventos que indica que

durante el Eoceno Medio, al final de la depositación de la formación Misoa, fue iniciado un

esfuerzo de compresión máximo en la cuenca del Lago de Maracaibo, alineado en

dirección NE-SO debido a un movimiento lateral hacia el este de la plataforma del Caribe.

Seguidamente este movimiento tomó rumbo este-oeste de la falla de Oca y dicho

esfuerzo de compresión generó una deformación quebradiza de las rocas del basamento

y de las calizas del Cretáceo. Por su parte, el esfuerzo de compresión de las lutitas de

Colón, la alternabilidad de las arenas de Guasare y las lutitas de Misoa respondieron con

un comportamiento más plástico.

Finalmente, resultó un modelo estructural con una serie de anticlinales con ejes

perpendiculares a la dirección del esfuerzo de compresión máximo y bajo un ángulo

menor ó igual a 25° con respecto a falla Lama Icotea. En todo el bloque I, el elemento

estructural más importante, lo constituye el Alto de Icotea, el cual se caracteriza, por un

sistema tensional con fallas normales de rumbo ONO-ESE, bordeado por los

alineamientos de rumbo NNE Lama Icotea y el de Lama Este, los cuales se van

acercando gradualmente a medida que avanzamos hacia el norte. En cambio, hacia el

sur, se separan gradualmente hasta que el alineamiento de Lama Este deja de existir al

norte del bloque X. El Alto de Icotea termina abruptamente al sur truncado por una gran

falla de crecimiento normal y de rumbo ONO-ESE, al sur de la cual, se encuentra la

Depresión de Lama Sur. En sección transversal ONO-ESE, los sedimentos situados por

debajo de la discordancia del post-eoceno buzan hacia el este, mientras que aquellos

situados por encima son prácticamente horizontales.

39

3.7. GEOLOGÍA LOCAL

3.7.1. INTERPRETACIÓN ESTRUCTURAL

Desde el Paleoceno Tardío al Eoceno Temprano, la paleogeografía existente en la región,

se caracterizaba por una penillanura asimétrica que abarcaba gran parte de la porción

noroccidental de Venezuela, con un declive en sentido general al suroeste, la cual

formaba parte de la Cuenca de Antepaís (foreland basin) que se estaba desarrollando

desde la Cordillera Oriental de Colombia, donde los sedimentos de la Formación Los

Cuervos del Grupo Orocué, se depositaron en un ambiente de sedimentación parálico.

La porción norte de esta penillanura, estaba siendo afectada por el avance de las

primeras napas en dirección sureste, generándose el plegamiento de la penillanura a lo

largo de una línea de bisagra que fue migrando hacia el suroeste durante el Paleoceno

Tardío y Eoceno medio. Debido a esto, la erosión de los depósitos de la formación

Guasare aportó sedimentos para rellenar las primeras fosas tectónicas, las cuales se

encontraban al norte de la ciudad de Maracaibo. Al final del Paleoceno Tardío Eoceno

muy temprano se depositaron los sedimentos deltáicos pertenecientes a la formación

Misoa; dentro de esta, el miembro informal “C” representa un sistema transgresivo de

dirección general sur, que se desarrolla sobre la porción norte de la penillanura.

Este sistema transgresivo de la unidad informal “C”, se encuentra compuesto por varias

secuencias transgresivas menores, las cuales en su porción más continental, están

separadas entre sí por discordancias sub-regionales que ponen en evidencia el efecto

de las pulsaciones tectónicas; como lo han demostrado estudios previos, los cuales

indican que, el Eoceno Temprano en la Cuenca de Maracaibo consiste de múltiples

progradaciones y retrogradaciones de cuñas clásticas depositadas en la Cuenca de

Antepaís (foreland basin) de bajo relieve. Como lo han documentado González de Juana

et al., 1980; Bot y Perdomo, 1987 y Ambrose et al., 1998. Todos estos autores han

descrito múltiples cuñas progradacionales en un gran ciclo de solapamiento retractivo

(offlapping depositional cycle) para los miembros informales C-7 y C-6 de la formación

Misoa. A nivel del área “El Pilar”, el miembro informal “B” ha sido completamente

erosionado, mientras que, parte del miembro informal “C” ha sido preservado de la

erosión, principalmente C-4, C-5, C-6 y C-7.

Durante la depositación del Eoceno Inferior, la Placa del Caribe migró gradualmente hacia

el sureste, y con ella la antefosa (Lugo y Mann, 1993), la cual constituía el depocentro de

la cuenca flexural. En vista de esto y para compensar la nueva disposición, la plataforma

40

cretácica se comba, creando para ello una serie de fallas normales escalonadas que

descendían hacia la antefosa. Estas fallas se mantuvieron activas de forma

sinsedimentaria durante todo el Eoceno Inferior. La flexura cortical creó además un

posible Alto periférico (Pestmann et al., 1995) de rumbo NO-SE, que atraviesa la parte

central del bloque. Existe la posibilidad de que este Alto sea el efecto de un cuerpo de

subducción de la Placa del Caribe que de acuerdo con Van der Hilst (1993) se encuentra

por debajo de la Cuenca de Maracaibo.

Esa cuenca flexural eocena cuya deformación estructural fue tensional, con fallas

normales de rumbo ONO-ESE, fue además objeto de otro tipo de deformación, pues el

empuje ejercido por la Placa del Caribe causó una rotación en la Cuenca de Maracaibo de

tipo horaria. Por lo tanto, la reactivación de las antiguas estructuras jurásicas con

movimientos transcurrentes sinestrales, facilitó la rotación de bloques en forma similar a

un estante de libros cuya plancha inferior se desploma (mecanismo “bookshelf”, Mandl,

1987). Estas fallas transcurrentes de rumbo NNE, entre las que se encuentran las fallas

de Lama Icotea y Lama Este eran, si se quiere oblicuas o transpresivas (oblique slip, de

Naylor, 1986), debido a que presentaban del mismo modo, una componente vertical

inversa. Esta última desplazó rocas competentes del pre-Cretácico y Cretácico, pero al

llegar a los sedimentos del Eoceno se convirtió en sistemas de Riedels sintéticos y

antitéticos.(Bueno y Pinto, 1997). Por consiguiente, la deformación que ocurrió durante el

Eoceno se caracterizó por una dualidad estructural causada por una fase tensional y otra

transpresional, las cuales ocurrieron prácticamente al mismo tiempo.

El yacimiento C-7 del Pilar, bloque I, lo constituye una trampa estructural del tipo

anticlinal densamente fallado, conteniendo dentro de su estructura un crudo liviano de alta

calidad, de unos 31 grados API, cuyo POES original, basados en el modelo geológico

oficial se calculó en 447 MMBN. En conclusión, la secuencia Eocena en el área, se

encuentra dividida en 2 estructuras principales: Un monoclinal de buzamiento muy suave

en dirección SE, que se encuentra al este de la falla del Ático y que ocupa la mayor

extensión del Pilar, y la zona denominada Ático, con un buzamiento general en dirección

SSE, con una mayor complejidad estructural, y altos buzamientos, ubicada entre la falla

del Ático y la falla de Lama Icotea.

En el Post-Eoceno, el depocentro migró hacia el sur, luego hacia el Flanco Oriental de

Perijá durante el Oligoceno, y hacia el Flanco Occidental de los Andes de Mérida durante

el Mioceno. En consecuencia, la cuenca experimentó un basculamiento hacia el sur.

Durante esta fase tensional continuó la intercalación de pulsos episódicos compresivos

como resultado del levantamiento de los Andes, aunque esta vez con un eje de

41

compresión de orientación E-O. A nivel Eoceno, como respuesta a dicha compresión se

formaron cizallamientos conjugados de rumbo NE-SO y NO-SE, los cuales pueden

desplazar lateralmente al alineamiento de Lama Este. También se observa el mismo

comportamiento en los bloques situados entre las fallas Lama Icotea y Ático.

En “El Pilar” se presenta una estructura compleja, debido a la presencia de varias fallas

normales, con presencia de varias fallas inversas en la dirección NO-SE, semiparalelas a

las fallas normales. Luego del análisis de las secciones sísmicas y de los mapas

estructurales, así como de la historia estructural del área, se interpretó la presencia de

dichas fallas, como consecuencia de la acción de manera casi simultánea de 2

grandes esfuerzos:

El primero de ellos es de carácter tensional, en dirección NNE-SSO, el cual es

consecuencia directa del movimiento sinestral de la falla de Icotea, sobre todo, del

lateral derecho según lo describen estudios previos (Ambrose et al.,1997). El otro

esfuerzo presente es transpresional oblicuo, con un ángulo aproximado a los 40° en

dirección NO, que produjo un movimiento de los distintos bloques estructurales con un

mayor esfuerzo compresivo hacia la parte norte del área que con respecto al esfuerzo

actuante en el sur del área (figura 3.4). La transpresión también generó una inversión

estructural en una estrecha zona ubicada a lo largo de la falla de Icotea, resultando en el

plegamiento de los sedimentos eocenos. La resultante de la combinación de estos

esfuerzos, es una deformación de la estructura en la cual la falla de Icotea se comporta de

modo particular para cada bloque estructural; ya que cada uno de ellos presenta un

esfuerzo individual mayor o menor, lo que produce una inversión aparente o no a nivel

local, de la falla de Lama Icotea, así como una alta o baja deformación de los sedimentos

eocenos en el Ático.

Figura 3.6. Efecto de esfuerzos actuantes sobre sedimentos Eocenos

42

3.8. ESTRATIGRAFÍA REGIONAL

• Formación La Quinta

La columna estratigráfica del área comienza en la base con la formación La Quinta

perteneciente al Jurásico, esta formación refleja una sedimentación continental con aporte

local de material volcánico (cenizas volcánicas), la formación “La Quinta” en su parte

basal esta compuesta por capas tobáceas vítreas de color violeta a rosado; la parte media

consiste de una espesa secuencia de limolitas verde–rojizas, arenisca ínter estratificadas

con tobas, y localmente algunas calizas. La sección superior consiste de limonitas y

areniscas rojas con estratificación cruzada y rizaduras (Ghosh et al., 1997).

•• FFoorrmmaacciióónn RRííoo NNeeggrroo

La secuencia del Cretáceo en la Cuenca de Maracaibo, comienza con la formación Río

Negro, esta formación consiste de conglomeradas oligomícticos y areniscas que

descansan discordantemente sobre formaciones más antiguas tales como la formación La

Quinta y las asociaciones Mucuchachi/Tostosa. Los conglomerados de Río Negro tienden

a mostrar un carácter de afinamiento hacia el tope y pueden terminar en lutitas impuras

laminadas (Ghosh et al., 1997).

•• GGrruuppoo CCooggoolllloo

La depositación continental de la formación Río Negro culminó debido a la transgresión

marina que inundó la plataforma Cratónica de Guayana (Parnaud et al., 1995). A

comienzos del Aptiense, las aguas marinas progresaron cubriendo extensas áreas donde

se desarrollaron ambientes marinos someros representados por las calizas del Grupo

Cogollo, subdividido éste en las formaciones Apón, Lisure y Maraca.

• FFoorrmmaacciióónn Apón

Está subdividida en cuatro miembros: Tibú, Guáimaros, Machiques y Piché, dicha

formación está compuesta por calizas nodulares con intercalaciones de lutitas negras, en

un área de ambiente francamente marino.

• La Formación Lisure

Consiste en areniscas glauconíticas de grano medio a fino, de color gris azulado a gris

verdoso, calizas arenosas glauconíticas laminadas, areniscas micáceas que alternan con

lutitas arenosas – arcillosas de color gris azulado, calizas glauconíticas y algunas calizas

lutíticas (L.E.V., 1997). Según González de Juana et al., (1980), la presencia de areniscas

y glauconita es el principal elemento que la diferencia del resto de las formaciones del

Grupo Cogollo.

43

• La Formación Maraca

Se sedimentó durante el Albiense Tardío, en todo el Occidente de Venezuela como una

caliza con poco espesor de ambiente marino y facies de aguas llanas. También se

distinguen de otras ya que la constituyen calizas bioclásticas coquinoides macizas, con

algunas intercalaciones de capas delgadas de margas y lutitas de color gris y ocre claros

(González de Juana et al., 1980). Además, pueden presentar oides y granos cubiertos, y

algunos granos angulares de cuarzo, fosfato y pirita. Las calizas se asemejan a la de

los miembros Piché y Tibú de la formación Apón.

•• FFoorrmmaacciióónn LLaa LLuunnaa

Consiste en calizas y lutitas calcáreas fétidas (típicamente), con abundante materia

orgánica laminada y finamente dispersa, delgadamente estratificadas y laminadas, densas

de color gris oscuro a negro, la ftanita negra es frecuente en formas de vetas, nódulos y

capas delgadas. Muchas de las concreciones tienen amonites y otros macrofósiles en su

interior (L.E.V., 1997).

•• Formación Colón

A finales del Cretácico se produjo la sedimentación de las calizas del miembro Socuy de

la formación Colón y sobre la secuencia calcárea se depositaron las lutitas de la

formación Colón–Mito Juan. La sedimentación de la formación Colón fue rellenando la

cuenca hasta el Maestrichtiense Tardío donde comienzan a aparecer los intervalos

arenosos de la formación Mito Juan (Parnaud et al., 1995).

•• Formación Mito Juan

Al final del Cretácico, la antefosa de Perijá fue rellenada con los sedimentos de nivel alto

de la formación Mito Juan. Las capas superiores de esta unidad se encuentran

erosionadas, sugiriendo una pulsación tectónica en el área de Perijá a fines del Cretácico.

La estratigrafía de la formación Mito Juan es interpretada como muy arenosa (Cooney y

Lorente, 1997).

• Formación Guasare

La formación Guasare posee un ambiente marino nerítico, el cual estuvo sujeto a

influencias de tipo deltaico, especialmente hacia el suroeste, donde se observa la

interdigitación de la típica litología de Guasare con los sedimentos del Grupo Orocúe. La

litología de Guasare consiste principalmente en lutitas grises oscuras, arenosas,

macizas o laminadas, areniscas calcáreas y glauconíticas, limolitas y arcillitas, y en menor

44

proporción caliza arenosa gris y algunas capas muy delgadas de carbón. Esta litología es

representativa de la transición lateral, a los sedimentos deltaicos del Grupo Orocué,

(González de Juana et al., 1980).

• Formación Misoa

Esta formación tradicionalmente considerada como deltaica, ha sido recientemente

interpretada como marino somero (Higgs, 1993 en Higgs, 1997; Parnaud et al., 1995). El

escenario depositacional para la formación Misoa según Higgs (1997), fue el de una

plataforma con buzamiento al NE. Higgs (1997), señala también que los depósitos de esa

plataforma de Misoa deben pasar al SO en un cinturón (diacrónico) de depósitos costeros

solapados por debajo del actual borde suroccidental del Lago de Maracaibo.

Las características de los sedimentos de la formación Misoa, dependen de su posición en

la cuenca, del ambiente de sedimentación, de la distancia entre ellos y de la fuente de los

mismos. Hacia el noroeste hay más lutitas y areniscas de grano fino, mientras que hacia

el sur y sudeste el porcentaje de arena aumenta al 80% y 90% de la sección, y los granos

se hacen más gruesos.

•• Formación La Rosa

Fue sedimentada durante la fase transgresiva del Mioceno Medio, esta formación

representa un marcador marino que puede extenderse en toda la cuenca (Ghosh et al.,

1988), aunque no se tiene suficiente evidencia al sur de la misma.

La arena Basal La Rosa constituye la parte más vieja de la formación La Rosa y había

sido interpretada tradicionalmente como depósitos marinos, pero realmente representa la

sedimentación durante un sistema encadenado de nivel bajo. En algunos casos estas

arenas están depositadas sobre arenas eocenas produciendo un efecto coalescente. La

formación La Rosa, incluye hacia la parte media y superior la lutita de La Rosa, una

unidad depositada en un ambiente marino profundo como parte de un evento transgresivo

(Parnaud et al., 1995).

•• Formación Lagunillas

También perteneciente al Mioceno, la formación Lagunillas consiste en areniscas poco

consolidadas, arcillas, lutitas y algunos lignitos. Esta formación está subdividida en cuatro

miembros: Lagunillas Inferior, Ojeda, Laguna y Bachaquero. Las características

45

individuales de los miembros reflejan el cambio de ambiente marino somero a deltaico y

fluvial (L.E.V., 1997).

•• Formación La Puerta

Tuvo su origen en el Mioceno Tardío en un ambiente dominado por agua dulce. La

formación La Puerta, se caracteriza por arcillas moteadas, areniscas de grano fijo y

arcillosas, subgrauvacas y en menor proporción se encuentran areniscas en parte

conglomeráticas y limolíticas gris verdosas muy poco consolidadas (L.E.V., 1997).

•• Formación Onia

Por encima de los depósitos de La Puerta se consigue discordantemente una secuencia

de sedimentos jóvenes de carácter no marino en las partes sur y central de la cuenca de

Maracaibo que pertenecen a la formación Onia (Plioceno), la cual es constituida desde la

base al tope por areniscas y limolitas abigarradas gris verdoso, de grano grueso a fino,

arcillosas, micáceas y friables, localmente con capas calcáreas delgadas de color

amarillo. (L.E.V., 1997)

• Formación El Milagro

Los depósitos aluviales de la edad reciente se encuentran en contacto suprayacente con

los sedimentos de la formación El Milagro, la cual presenta facies de aguas dulces y

llanas, depositados a una distancia considerable del área fuente. Algunos autores

consideran que el ambiente de sedimentación de la formación El Milagro es fluvio-deltaico

y lacustrino marginal depositados sobre un amplio plano costanero y de poco relieve, y

estuvieron expuestos a la meteorización y anegamiento por lo menos tres veces durante

el cuaternario (González de Juana, et al., 1980). La formación El Milagro esta constituida

por arenas friables muy micáceas, finas a gruesas, limos micáceos ínterestratificados con

arcillas arenosas y lentes lateríticos bien cementados (Craff 1969, en L.ED.V. 1997).

3.9. DESCRIPCIÓN DE LAS FALLAS PRINCIPALES PRESENTES

3.9.1. FALLA LAMA-ICOTEA

Es una falla de edad Jurásico y dirección Noreste-Suroeste que determina el límite oeste

del área del Pilar; presenta un alto ángulo y un salto promedio de 3000 pies. Esta falla

está relacionada con la etapa de rifting, presentando un comportamiento inicial como una

falla normal, y posteriormente fue reactivada durante el Eoceno Temprano, convirtiéndola

46

en un sistema rumbo-deslizante (strike-slip fault), debido a la transpresión generada por el

proceso de inversión estructural de la cuenca.

3.9.2. FALLA ÁTICO

Es una falla inversa que posee una dirección paralela a la falla de Icotea, con un salto

promedio de 310 pies y buzamiento al oeste. Se encuentra ubicada al este de la falla de

Icotea, y se generó durante el proceso de inversión estructural. Normalmente se le ha

interpretado como parte del desarrollo de la estructura en flor positiva de la falla de Icotea.

El buzamiento de los estratos al oeste de la falla de Ático es alto (40°-65°).

3.9.3. FALLAS INTRA-ÁTICO_1, INTRA-ÁTICO_2

Son fallas inversas de alto ángulo, que fueron determinadas durante la interpretación

sísmica realizada en el área. Estas poseen buzamiento hacia el oeste, y se encuentran

paralelas a la falla del Ático con saltos promedios de 240 pies aproximadamente.

3.9.4. FALLAS LÍMITES

Estas fallas presentan una dirección Noroeste-Sureste y subdividen el Pilar en cuatro

áreas distintas:

La falla límite que atraviesa al pozo VLA-0763, divide el área VLA-6/9/21 del área VLA-8,

es normal y presenta un salto promedio de 157 pies. La falla límite 547-116, divide el

área VLA-8 del área VLA-12, es inversa y tiene un salto de 71 pies aproximadamente. La

falla límite 427-466, separa las áreas VLA-12 y VLA-11, es de tipo normal y presenta un

salto de 471 pies.

Adicionalmente, se presentan una serie de fallas internas de modo paralelo a las

anteriores mencionadas que tienen saltos bastantes altos (hasta de 500 pies), que

subdividen a su vez las áreas VLA-6/9/21, VLA-8, VLA-12 y VLA-11.

33..1100.. AMBIENTE SEDIMENTARIO

En el bloque I de la Cuenca del Lago de Maracaibo, se depositaron las arenas “C” a partir

de un río dominado por un ambiente fluvio-deltaíco, el cual suministró sedimentos

clásticos finos hacia el noreste hasta el mar ó hacia el lago, pasando por la costa afuera

47

de la formación Trujillo y hacia el sur hasta la formación Mirador. Durante este tiempo el

sistema fue afectado por avances y retrocesos recurrentes de las aguas con formación de

deltas sucesivos cada vez que las aguas avanzaban o retrocedían de la planicie del delta

alto. En este sistema se produjeron cambios muy notables en el curso de los ríos y

canales distributarios, además de desplazamientos de líneas de playa y barras litorales.

La sedimentación se caracteriza por ser demasiado compleja con sedimentación fluvial al

suroeste, fluvio-deltaíco sobre la plataforma y delta bajo hacia la línea de bisagra,

correspondiendo a la formación Mirador, Misoa y Trujillo respectivamente. La formación

Misoa perteneciente al Eoceno se ha definido como un gran complejo fluvio-deltaíco; en el

cual se acumularon grandes cantidades de sedimentos, paralelo al hundimiento de la

cuenca (subsidencia). En dicha formación se encuentran depositadas las arenas “C”; las

cuales se encuentran aisladas por cuerpos de lutitas que las separan como distintos

yacimientos (C-1 @ C-7).

3.11. INTERPRETACIÓN ESTRATIGRÁFICA Y SEDIMENTOLÓGICA

La unidad C-7 pertenece a la parte inferior de las arenas “C” de la formación Misoa del

Eoceno Temprano en la Cuenca de Maracaibo, posee un espesor promedio de 711 pies a

lo largo de toda la estructura (Figura 3.5). Dicha unidad está conformada por areniscas,

limolitas y lutitas depositadas en un ciclo de secuencias depositacionales representativas

de los distintos pulsos derivados de la tectónica existente para el momento de la

depositación de los sedimentos que hicieron que este yacimiento fuese a su vez dividido

en tres subunidades: C-7-S, C-7-M, C-7-I. Todo esto provocó secuencias

progradacionales y retrogradacionales sucesivas, que llevaron a la conformación de un

ambiente fluvio-deltáico con predominio de mareas y con subambientes, tales como:

barras de marea, canales de marea, canales distributarios, superficies de inundación

marina, entre otros. A continuación, se describen algunos depósitos que caracterizan el

ambiente deltáico:

• BARRAS DE MAREA

Estos depósitos están conformados por areniscas de color gris y tamaño de grano fino a

medio, granocreciente hacia el tope, con estratificación cruzada, que reflejan migración de

la cresta o parte superior de la barra, la mayor concentración de hidrocarburos se

encuentra hacia el tope. Presenta clastos de arcilla y/o laminaciones, bioturbaciones y

estructuras de deformación por inyección de arena. Los clastos de arcilla posiblemente

48

fueron arrancados de su sección inferior (rip up clasts) por efectos del oleaje. Su tope se

encuentra limitado por un contacto erosional, o por apilamiento de las mismas.

• CANALES DE MAREA

Depósitos de areniscas de grano fino a medio, de color gris, con intercalaciones de lutitas

de color gris oscuro de poco espesor. Presenta estratificación cruzada y cruzada

festoneada. La concentración de hidrocarburos por lo general se encuentra hacia la base

del canal debido a que decrece el tamaño hacia el tope a limonitas (siltstones) y lodolitas

(mudstones). Los canales de marea son la facies de rango más prominente como calidad

de roca reservorio debido a la proliferación de los mismos.

• CANALES DISTRIBUTARIOS

Acumulaciones de grandes espesores de areniscas de grano medio de color gris claro

con estratificación cruzada y rizaduras de corriente, pequeñas intercalaciones de arcillas

de color marrón y gris claro, con una alta concentración de hidrocarburos hacia la parte

superior debido al engrosamiento hacia el tope del tamaño de grano. Este tipo de facies

posee un alto grado de calidad como roca reservorio.

• DEPÓSITOS DE INTERBARRAS Ó INTERCANALES

Depósitos de carácter heterolítico, compuestos de areniscas delgadas de grano muy fino

a fino, menores a 1-2 pies de espesor que se encuentran intercaladas con paquetes de

limolitas y lutitas, también pueden presentarse como capas de areniscas con

laminaciones de 1-3 cm de espesor de arcillas y/o lutitas. También pueden estar

presentes restos de material carbonoso, en forma de delgada película, aunque muy

irregular.

3.12. UNIDAD C-7

• LITOLOGÍA

Las areniscas de esta unidad han sido descritas de grano medio a fino,

microlaminaciones, color gris, buen escogimiento y con conjuntos laminares de arcilla de

color marrón claro y gris oscuro. Además, presenta ciertos nódulos de arcilla e

intercalaciones entre depósitos de canales y barras, intervalos lutíticos de espesor muy

reducido, como también una alta concentración de hidrocarburos.

49

• GEOMETRÍA

La unidad C-7, se extiende a lo largo de las áreas VLA-6/9/21, VLA-8, VLA-12, VLA-11.

Los espesores de dicha unidad se mantienen a lo largo de toda la estructura, ya que la

misma no se ve afectada por la discordancia presente en el Eoceno. Presenta un espesor

promedio de 711 pies, con un valor máximo de 915 pies correspondiente al pozo VLA-

0462.

Figura 3.7. Registro tipo del área del Pilar

TD=6810

Litología

SP-65 -40MV

Depth Resistividad

I6FR0 50OHMM

5400

5500

5600

5700

5800

5900

6000

6100

6200

6300

6400

6500

6600

6700

6800

LA RO SA5693

BLR5805EREO5835C6- I5835

C7- S6050

C7- M6265

C7- I6497

G UASARE6753

C7-IC7I

C7M

C7S

50

3.13. REVISIÓN DEL MODELO GEOLÓGICO

Anteriormente se manejaban los topes geológicos oficiales generados al momento

de la perforación de los pozos. Luego, han sido desarrollados varios estudios con la

ayuda de secciones estratigráficas y estructurales realizadas con los registros de pozos

y programas disponibles. El objetivo de las secciones estructurales/estratigráficas a

realizar en el presente estudio, es conocer la extensión areal/vertical del yacimiento y las

subunidades en la cual fue subdividido, así como también la continuidad de los cuerpos

de arenas y la validación de presencia de fallas. Para este trabajo se utilizó el programa

disponible por PDVSA, como lo es el “GEOGRAPHIX DISCOVERY”, en su aplicación

Xsection. Las correlaciones han sido realizadas en dirección NE-SO, en el área del Ático

debido a que allí se encuentran los pozos que han sido completados en el yacimiento C-7.

SECCIÓN POZOS DEL ÁREA VLA008

1 417, 114, 462, 1035, 760, 929, 42

2 929, 42, 545, 110, 798, 547.

3 110, 798.

Tabla 3.1. Secciones estructurales/estratigráficas (Dirección NE-SO, Ático)

Adicionalmente, fueron realizadas correlaciones en el área más deprimida del Pilar (entre

los lineamientos de las fallas Ático-Lama Este); esto con el fin de corroborar la presencia

del acuífero asociado al área de estudio.

51

CAPÍTULO IV

EVALUACIÓN PETROFÍSICA DEL YACIMIENTO

Dentro de las disciplinas involucradas en el Estudio Integrado de Yacimientos, se

encuentra la petrofísica, la cual permite realizar evaluaciones petrofísicas a pozos que

han atravesado el yacimiento en estudio, permitiendo de esta forma definir su

prospectividad y calidad de roca en términos de porosidad, permeabilidad, saturaciones

de fluidos, espesores de arena, arcillosidad, ubicación de contactos entre fluidos, entre

otros; interviniendo en la extracción y el recobro. Debido a lo antes expuesto, el estudio

petrofísico se ha convertido a lo largo de los años en una herramienta vital para la

evaluación, desarrollo y seguimiento de la vida útil de un yacimiento.

Para la evaluación petrofísica del yacimiento C-7 del Pilar, se utilizó la información

registrada del análisis de núcleo del pozo VLA-0417 (área VLA008 del Pilar). El software

de evaluación utilizado fue Geographix Discovery (Prizm), el cual nos brinda un análisis

detallado de las propiedades petrofísicas del yacimiento. Dicha evaluación a los pozos

que han penetrado el yacimiento en estudio a lo largo de toda su extensión.

4.1. METODOLOGÍA GENERAL

Las evaluaciones petrofísicas fueron realizadas tomando en cuenta la división del

yacimiento en subunidades; evaluándose un total de 14 pozos pertenecientes al área

VLA008.

Los pozos fueron clasificados en dos grupos: Pozos Control y Pozos No Control; para ello

se empleó como criterio de selección, la información de registros en cada pozo.

• Pozos Control

Los pozos control son aquellos que disponen de curvas de rayos gamma (GR), potencial

espontáneo (SP), resistividad profunda (LLD, ILD o I6FR), densidad (FDC), neutrón (CNF)

y caliper (CAL).

• Pozos No Control

Los pozos no-control son aquellos que no cuentan con registros de densidad, ni neutrón,

solo disponen de registros de resistividad normal corta (SN) – normal larga (LN) con

52

potencial espontáneo (SP) y/o rayos gamma (GR); resistividad profunda (LLD, ILD o I6FR)

con potencial espontáneo (SP) y/o rayos gamma (GR).

Para la evaluación de los pozos clasificados como no control se hizo necesario generar

una curva sintética de densidad (FDC), a partir de las curvas de arcillosidad (Vsh). Para

realizar dicha tarea, se efectuaron correlaciones entre los pozos no control y los pozos

control que se encontraban lo más cercanos posibles y dentro de un mismo bloque.

4.2. PROPIEDADES Y CRITERIOS PETROFÍSICOS

En el estudio petrofísico son utilizados ciertos parámetros, los cuales son establecidos

según las características del yacimiento en estudio, permitiendo cuantificar los espesores

de ANT y ANP. Dichos parámetros son conocidos como CUT-OFF y definidos de la

siguiente manera:

4.2.1. VOLUMEN DE ARCILLA (Vsh)

Cuando se realiza una evaluación de formaciones arcillosas se debe considerar el

volumen de arcillas que éstas contienen. Por medio del registro Rayos Gamma se puede

estimar la fracción de arcilla que contienen materiales radioactivos a través de la siguiente

ecuación:

( )( )GRminGRmax

GRminGRVsh

−

−=

log

En caso de no disponer del GR se puede estimar el Vsh por medio del SP, de la siguiente

manera:

( )( )SPminSPmax

SPminlogSPVsh

−

−=

Donde:

GR ó SP: Lectura del perfil frente a la arena de estudio.

GRmin ó SPmin: Lectura del perfil frente a una formación considerada limpia.

GRmax ó SPmax: Lectura del perfil frente a la arcilla ó lutita vecina.

53

4.2.2. POROSIDAD (φφφφ)

La porosidad es una medida del espacio intersticial (espacio existente entre grano y

grano) de la roca, que se define como la relación entre el volumen del yacimiento no

ocupado por la roca (volumen poroso) y el volumen total del yacimiento. Esta propiedad

expresa la capacidad que tiene la roca para almacenar fluidos dentro de ella. Dicha

porosidad fue calculada a través de los registros de densidad en aquellos pozos que los

presentaban; los que no presentaban dichos registros, se les calculó como dice

anteriormente (Pozos No Control).

4.2.3. MODELO DE WAXMAN-SMITS

Este modelo propuesto en 1968 por Waxman y Smits se basa en la relación

saturación/resistividad para las formaciones arcillosas que vincula la contribución de la

resistividad de la lutita con la resistividad total de la formación y la capacidad de

intercambio catiónico de la lutita.

SATURACIÓN DE AGUA (Sw)

Para el cálculo de la saturación de agua se aplicó el modelo de Waxman-Smits para

arenas arcillosas expresado de la siguiente forma:

[ ]Sw

QvBvRw n

ARw

mRtSw

⋅⋅+⋅

⋅

⋅= 1

1φ

Donde:

Rw: Resistividad del agua de formación.

Sw: Saturación de agua en la zona virgen, fracción.

Rt: Resistividad verdadera en la zona virgen, Ohm-m.

φ: Porosidad, fracción.

m: Factor de cementación, adimensional.

A: Constante de Archie, adimensional.

n: Exponente de saturación, adimensional. Bv: Conductancia equivalente del intercambio catiónico en función de la temperatura.

Qv: CIC por unidad de volumen poroso total (CIC, Capacidad de Intercambio Catiónico).

a: Coeficiente de tortuosidad de la formación (generalmente 1 para areniscas).

54

Este modelo introduce una corrección de la saturación por arcillosidad y se basa en

mediciones de conductividad real del agua más la conductividad de la arcilla.

4.2.4. EXPONENTE DE SATURACIÓN (n)

Este exponente depende de la humectabilidad de la roca, preferencialmente mojadas por

agua. Este parámetro se obtiene de la pendiente de la recta generada por los mínimos

cuadrados que resulta al graficar el índice de resistividad IR = Rt/Ro Vs Sw corregida por

presencia de arcilla, en donde, Ro es la resistividad en la roca 100% saturada de agua. El

índice de resistividad corregido por presencia de arcilla IR*, viene dado por la siguiente

ecuación:

Sw

Rt / Ro

4.2.5. EXPONENTE DE CEMENTACIÓN (m)

Este exponente depende del grado de consolidación de la roca. Experimentalmente m* se

obtuvo como la pendiente de la recta que resulta de graficar el factor de formación

F = Ro/Rw Vs φ corregida por presencia de arcilla medidos en el laboratorio para cada

muestra de núcleo. Por lo tanto, el factor de formación F* corregido por arcillosidad viene

dado por:

F = F*(1 + RwBvQv )

En la siguiente tabla se muestran las variaciones de este parámetro:

DESCRIPCIÓN DE LA ROCA VALOR DE m*

No Consolidadas (arenas sueltas) 1.3

Pobremente cementadas 1.4 – 1.5

Ligeramente cementadas 1.6 – 1.7

Moderadamente cementadas 1.8 – 1.9

Altamente cementadas 2.0 – 2.2

Tabla 4.1. Variaciones del exponente de cementación según el grado de consolidación de

la roca

IR* = IR

RwBvQv 1 +

Sw

1 + RwBvQv

55

4.2.6. CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIÓNICO POR UNIDAD DE VOLUMEN POROSO (Qv)

El Qv, es la concentración efectiva de cationes intercambiables por unidad, del volumen

poroso total (meq/cc). Este valor puede ser derivado directamente de la capacidad de

intercambio de cationes a través de la relación:

En muchos casos también se puede representar mediante la siguiente ecuación:

Qv = e

Donde:

A: Qv tangente, que depende del análisis de núcleo.

B: Qv constante que depende del análisis de núcleo.

Ambas variables representan el intercepto con el eje y.

4.2.7. CONDUCTANCIA EQUIVALENTE INTERCAMBIO CATIÓNICO (B)

La conductancia específica equivalente (B), se evalúa mediante correlaciones

previamente determinadas en laboratorio y disponibles como referencias técnicas, en las

cuales se establece que B es función de la temperatura de la formación (Tf) y del valor de

Rw. El parámetro B en la ecuación de Waxman-Smits, relacionado con la temperatura de

formación viene dado de la siguiente manera:

B =

4.2.8. RESISTIVIDAD VERDADERA DE LA FORMACIÓN

Esta resistividad fue tomada de los perfiles de inducción (ILD, I6FR), ó Laterolog Profundo

(LLD); aunque para la mayoría de los pozos antiguos, se utilizó la lectura de la resistividad

normal larga (LN). Esta resistividad depende de la cantidad de agua mineralizada que

Qv = CIC (1 - φ) ρma

100φ

( - Aφ + B)

-1.28 + 0.225Tf - 0.0004059(Tf)²

1 + Rw (0.045Tf - 0.27) 1.23

56

posea, pues esta es conductora de la corriente eléctrica. Del mismo modo, cualquier

cantidad de petróleo, gas puro que se encuentre en la formación son eléctricamente no

conductores.

A continuación se presentan los parámetros utilizados en el desarrollo de la ecuación de

Waxman-Smits:

DESCRIPCIÓN PARÁMETRO VALOR

Coeficiente de Tortuosidad a 1

Exponente de Saturación n 1.79

Exponente de Cementación m 1.83

Resistividad del agua de formación

Rw 0.318 Ohm-m @ 200 °F

Capacidad de Intercambio catiónico

Qv tangente 19.2

Capacidad de Intercambio catiónico

Qv constante 0.916

Tabla 4.2.Parámetros del yacimiento empleados para el desarrollo de la ecuación de Waxman-Smits 4.2.9. PERMEABILIDAD (K)

Es la habilidad que tiene un medio poroso en permitir el movimiento de un fluido a través

de él, cuando éste lo satura parcialmente. Esta propiedad fue determinada en el presente

estudio mediante una ecuación generada del análisis de núcleo (pozo VLA-0417); para el

cual fueron graficados varios puntos de Permeabilidad Vs Porosidad a una presión de 800

Lpc, obteniéndose lo siguiente:

LogK = 0.1182*φ 0.2626

Donde:

K: Permeabilidad, mD.

φ: Porosidad, %.

4.2.10. PARÁMETROS DE CORTE (CUTOFF)

Para poder llevar a cabo una evaluación cuantitativa y cualitativa de un yacimiento en

específico ó de un área en estudio, ha sido necesario establecer unas características ó

57

valores mínimos, por debajo de los cuales no se considera como prospectivo dicho

yacimiento. Estos valores mínimos se denominan parámetros de corte ó cutoff. Estos

valores normalmente se usan para definir: arcillosidad máxima (Vsh), porosidad mínima

(φ), saturación de agua máxima en el intervalo de interés (Sw), resistividad mínima (Ro) y

permeabilidad mínima (k). Los valores de corte empleados para la evaluación petrofísica

del yacimiento C-7 del Pilar, se muestran en la tabla 4.3.

PARÁMETRO VALOR

Vsh ≤ 50 %

φ ≥ 12 %

Sw ≤ 50 %

Tabla 4.3. Valores empleados en la evaluación petrofísica

Si alguno de estos parámetros no se cumple, el intervalo se descarta como productor de

hidrocarburo.

4.2.11. CRITERIOS PARA LA DEFINICIÓN DE ANT Y ANP

- CONTAJE DE ARENA NETA TOTAL (ANT)

El ANT incluye todas aquellas arenas saturadas tanto de agua como de hidrocarburo, y

está definida como la arena que posea un volumen de arcilla menor ó igual 50 % (para el

presente estudio), sin ser influenciada por los parámetros de porosidad y saturación de

agua.

Una vez seleccionado el registro indicador (GR) y el parámetro de corte de arcillosidad a

usar, se procedió a clasificarlas en arenas y lutitas, para posteriormente realizar el contaje

total de las arenas seleccionadas.

- CONTAJE DE ARENA NETA PETROLÍFERA (ANP)

Se denomina de esta manera al número de pies de la columna de arena del pozo, los

cuales se consideran como productores de hidrocarburos. En el contaje de arena neta

petrolífera, se incluyen las arenas saturadas de hidrocarburos, las cuales han sido

definidas basándose en los parámetros de corte de: Volumen de arcilla (Vsh), saturación

de agua (Sw), y porosidad (φ) (ver tabla 4.3).

58

Por lo tanto, si alguno de estos parámetros no se cumple en cualquiera de las

subunidades en estudio, no se toman en cuenta como productora de hidrocarburo.

4.3. RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN PETROFÍSICA

Luego de realizada la evaluación petrofísica, cuantitativa, se obtuvieron los valores

promedios de espesores y propiedades petrofísicas para el yacimiento C-7. Todos estos

datos permitieron determinar los valores asociados de arena neta prospectiva de

hidrocarburos (ANP), porosidad (φ), saturación de agua (Sw), permeabilidad (k), entre

otros.

Con la información recopilada por la evaluación petrofísica, se procedió a calcular los

valores promedio de permeabilidad (k), porosidad (φ) y saturación de petróleo (So), para

el yacimiento C-7 del Pilar. Las ecuaciones empleadas fueron las siguientes:

φ = x 100 = % Porosidad promedio

K = = mD Permeabilidad promedio

So = x 100 = % Saturación de petróleo promedio

Los resultados para el yacimiento y sus respectivas subunidades son:

YACIMIENTO ANP (pies) K (mD) φφφφ (%) So (%)

C-7-S 100 127 20.02 73.20

C-7-M 49 135 20.25 72.90

C-7-I 61 121 19.80 73.00

C-7 210 127 20.01 73.10

TOTAL 110 127 20.00 73.00

Tabla 4.4. Valores promedio de arena neta petrolífera, permeabilidad, porosidad y

saturación de petróleo para el yacimiento C-7

Σ φ x h

Σ h

Σ k x h

Σ h Σ So x h

Σ h

59

4.4. MAPAS DE ISOPROPIEDADES

Luego de la evaluación petrofísica y de procesar toda la información, para cada pozo en

estudio, se procedió a la realización de los mapas de isopropiedades: arena neta

petrolífera (ANP), porosidad (φ), permeabilidad (K), saturación de petróleo (So), saturación

de agua (Sw), capacidad de almacenamiento (φ*ANP), y capacidad de flujo (K*ANP). A

partir de la interpretación de estos mapas se obtuvo una visión más completa de las

zonas más prospectivas para la generación de futuros planes de explotación. A

continuación se muestran los resultados de cada mapa para el yacimiento C-7 de Pilar:

4.4.1. SUBUNIDAD C-7-S

MAPA DE ARENA NETA PETROLÍFERA (ANP)

Para el área VLA008, se puede notar que hacia la parte más baja de la estructura (fuera

del Ático), no fue posible conseguir hidrocarburos a nivel de C-7, debido a que los pozos

desde primera instancia fueron encontrados inundados. En dicha área sólo fue posible

conseguir arenas prospectivas de hidrocarburos en la región denominada Ático (parte alta

de la estructura), teniéndose mayores espesores hacia el sur del área con valores por

encima de los 150 pies. El espesor promedio de ANP del área VLA008, se estimó en 100

pies. En la región del Ático del área VLA008 el espesor promedio fue de 128 pies.

MAPA DE POROSIDAD (φφφφ)

Presenta porosidades en el orden de 17 y 22%, encontrándose los mejores valores en la

parte central del área. El valor promedio de C-7-S en el área VLA008 se calculó en

20.02%.

MAPA DE PERMEABILIDAD (K)

En el área VLA008, se tienen valores de permeabilidad entre 60 y 200 mD, teniéndose

como mejor zona la parte central del área. El valor promedio es 127 mD.

MAPA DE SATURACIÓN DE PETRÓLEO (So)

Los valores de saturación de petróleo se encuentran entre 67 y 75% en la región del

Ático, mientras que fuera del Ático la So fue bastante pobre lo cual asegura que dicha

zona está completamente inundada por agua. El promedio es de 73.20 %.

60

4.4.2. SUBUNIDAD C-7-M


Presenta los mayores espesores de ANP hacia el centro y sur del área en la región del

Ático, con valores por encima de los 100 pies. El valor promedio de ANP en la subunidad

C-7-M se estimó en 49 pies.


Se encuentran porosidades en el orden de 16 y 22%, encontrándose los mejores valores

al norte del área. El valor promedio de C-7-M en el área VLA008 se calculó en 20.25%.


Los valores de permeabilidad se encuentran entre 70 y 186 mD, teniéndose como mejor

zona la parte norte del área. El valor promedio estimado es de 135 mD.


En el área VLA008, se tienen saturaciones de petróleo entre 15 y 73% en la región del

Ático. El promedio generado es de 72.90 %.

4.4.3. SUBUNIDAD C-7-I


En la subunidad C-7-1, se pudo observar el mismo comportamiento de la subunidad

anterior (C-7-M), es decir, que los mayores espesores de ANP para C-7-I fueron

encontrados hacia el centro y sur del área, cercano a la falla Lama Icotea. El valor

promedio de ANP se estimó en 61 pies.


En esta subunidad, La porosidad está en el orden de 15 y 21%, encontrándose los

mejores valores al norte del área. El valor promedio se calculó en 19.80%.


Los valores de permeabilidad en esta subunidad se encuentran entre 35 y 180 mD,

teniéndose como mejor zona la parte norte del área. El promedio es de 121 mD.

61


Se tienen saturaciones de petróleo entre 5 y 72%. El promedio generado es de 73.00

%.Es de hacer destacar que a lo largo de la estructura se puede notar que los mayores

espesores de ANP se encuentran en la parte más alta del Ático, específicamente en los

pozos que se encuentran alineados lo más cercano a la falla principal Lama Icotea.

Debido a la ubicación preferencial de estos pozos no es posible notar en muchos de ellos

la presencia del acuífero existente en el área; entre tanto los más cercanos a la falla del

Ático generalmente observan la presencia de un contacto agua petróleo a nivel de C-7-M

ó C-7-I.

62

CAPÍTULO V

GEOESTADÍSTICA

5.1. MODELO GEOLÓGICO INTEGRADO

Se ha reconocido ampliamente que la caracterización estática de un yacimiento, tanto en

términos de propiedades geométricas como petrofísicas es uno de los factores principales

que controlan la determinación del comportamiento de producción de un pozo.

Modelo estructural: dentro de esta sección se discute como con las diversas

informaciones disponibles (interpretación sísmica, evidencia geológica y data de pozos)

puede ser usada en la definición de mapas de topes estructurales del yacimiento y

asociación con las fallas principales. La incertidumbre relacionada con esta fase del

estudio, así como algunos puntos relacionados con el enfoque en 3D de modelado

geológico pueden ser dirigidas.

Modelo estratigráfico: Iniciando con una presentación corta de los principios y

aplicaciones de la secuencia estratigráfica, se describe como las superficies correlativas

pueden ser demarcadas a través del yacimiento. También puede discutirse la integración

de otras técnicas, que pueden mejorar o validar el marco estratigráfico. Finalmente se

realiza una reseña de algunos factores relacionados con la construcción del grid (mallado)

estratigráfico en 3D.

Modelo Litológico: Esta es una fase esencial del estudio, aquí se discute las ventajas

relacionadas con la subdivision del yacimiento en un numero de facies elementales y

tambien se analiza como un proceso de caracterización bueno puede ser desarrollado.

5.2. MODELO ESTRUCTURAL

La construcción del modelo estructural de u yacimiento se refiere al trabajo combinado de

definir el mapa de topes estructurales de la acumulación de hidrocarburos y la

interpretación de cómo las fallas principales afectan el yacimiento.

Tradicionalmente esta fase del estudio es del dominio de geofísicos. Un análisis sísmico

actualizado es el único medio directo que permite visualizar las estructuras en el subsuelo

e inferir la geometría estructural dentro del yacimiento bajo estudio.

63

Esta sección se divide en cuatro partes principales, las dos primeras partes relacionadas

con la definición del marco estructural básico y la identificación de las fallas principales,

que generalmente están basadas en data de pozos y data sísmica.

5.2.1. CONSTRUCCIÓN DE UN MARCO ESTRUCTURAL 3D

El modelado geológico tridimensional es un área reciente a pesar que las simulaciones

numéricas en 3D se han desarrollado desde hace mas de 30 años, el enfoque de estudios

geológico en 3D constituyen una tarea mucho mas problemática por lo complejo que se

torna el modelado y la visualización a pequeña escala.

De cualquier manera en los últimos años las plataformas de software geológicos han

mejorado rápidamente y para la mayoría de geociencistas la posibilidad de trabajar en

tres dimensiones es una realidad del día a día. Las principales ventajas de esta técnica

en comparación con el enfoque en 2D, radican en la habilidad de manejar estructuras

geológicas complejas con un considerable grado de detalle.

Muchas publicaciones tratan los procedimientos para la construcción de modelos

geológicos en 3D sin embargo en términos generales solo se necesitan los siguientes

pasos para ser desarrollados:

Definición de las fallas principales; las fallas principales se consideran por ser los mayores

límites en bloques de yacimiento. Las fallas planas son explícitamente modeladas como

complejas superficies y determinan el total del marco geométrico del yacimiento.

Construcción de las superficies geológicas; dentro de cada bloque del yacimiento, los

horizontes geológicos principales (bases, topes, eventos mayores correlacionables) son

modelados por medio de superficies matemáticas (paramétricas), e interpolar los puntos

de la data disponibles.

Modelado de las fallas menores; los horizontes geológicos principales son cortados y

desalineados por fallas menores, estas fallas tienen un insignificante impacto sobre la

geometría global del yacimiento.

5.3. MODELO ESTRATIGRÁFICO

La construcción de un marco estratigráfico fiable podría requerir un considerable esfuerzo,

de hecho las dificultades inherentes de este trabajo depende principalmente del escenario

64

sedimentólogico del yacimiento particular bajo estudio. En algunos casos los cuerpos

depositacionales de la formación del yacimiento exhiben una vasta extensión areal.

De cualquier manera, en la mayoría de los campos a nivel mundial, la longitud de

correlación típica en las unidades de los yacimientos son pequeñas, y muy a menudo es

tan pequeña que son menores al espaciamiento entre los pozos.

En general el trabajo de correlación envuelve un considerable número de disciplinas

relacionadas con la geología, tal como la sísmica y secuencia estratigráfica,

sedimentología, interpretación de perfiles de pozos, bioestratigrafía, geoquímica,

mineralogía, entre otras. Adicionalmente, la data dinámica puede a menudo ser usada

para estimar la confiabilidad del esquema de correlación.

5.3.1. SECUENCIA ESTRATIGRÁFICA

La secuencia estratigráfica puede ser definida como el de las facies relacionada

genéticamente con el marco de las superficies significantes cronoestratrigráficamente. Los

principios básicos detrás de ello son los procesos de depositación y sedimentación

principales que son controlados por los cambios en el nivel del mar relativo, y este a su

vez esta controlado por el nivel eustático, la subsidencia, y las tasas de sedimentación y

tasa de tectónismo. La interacción de estos elementos determina si el espacio es

disponible para una potencial acumulación de sedimentos y el resultado geométrico de los

patrones sedimentarios.

La secuencia es la base de la unidad básica del estrato para el análisis de la secuencia

estratigráfica. Esta puede ser definida de manera relativamente conforme con una

sucesión de relación genéticas de los estratos, debido a una discordancia de los estratos

que lo conforman. Estas discordancias también son llamadas fronteras de las secuencias,

registran la caída del nivel del mar y representan las más importantes superficies que un

yacimiento puede escoger.

A continuación se presentan un número de razones por las cuales una secuencia

estratigráfica puede ser considerada una herramienta ideal para el estudio integrado de

un yacimiento:

• Provee un marco estratigráfico detallado.

• Puede ser estudiado e identificado a diferentes escalas.

65

• Dentro de una secuencia es posible la predicción, la continuidad, conectividad y

extensión de los cuerpos de arena.

5.4. OTRAS TÉCNICAS

La secuencia estratigráfica es la referencia técnica para las buenas correlaciones puesto

que les permite a los que ejercen las geociencias integrar diversos tipos de data (sísmica,

de registros y de núcleos), así como también pueden usar diversas datas para carroborar

el modelo estratigráfico, a decir:

� Data de perforación; bajo circunstancias favorables, la rata de penetración (ROP).

� Data de presión; datas de presión bajo condiciones estáticas, o mejor aún con WFT

(Wireline Formation Tester).

� Data de producción; tendencias considerables pueden ser observadasen la data de

producción cuando un confiable esquema de correlación ha sido definido.

� Data de fluidos, el mismo tipo de hidrocarburo es esperado para la mismas unidad

estratigráfica, cuando existen anomalias en los flluidos producidos, esto es una

advertencia acerca de las imperfecciones que podrian existir dentro de la correlación.

� Construcción de un mallado estratigráfico

La llegada del modelado 3D y del modelado estocástico ha cambiado completamente

lamperspectiva tradicional, y los resultados finales es una representación mas detallada y

más realista de la arquitectura de un yacimiento y de su heterogeneidad interna.

5.5. MODELO SEDIMENTOLÓGICO CONCEPTUAL

La definición del modelo sedimentacióndepostiación, de los yacimientos is una de las

tareas a ser desarrolladas en el un estudio integrado. Esto es crucial para las fases

siguientes, proporcionando las bases del modelo litológico de los yacimientos.

Adicionalmente, la descripción correcta del sistema sedimentológico y depositacional,

proveerá la geociencia con una evaluación semi-cuantitativa de los parámetros

petrofísicos a incluir en el proceso de modelaje estocástico.

66

- DESCRIPCIÓN Y CLASIFICACIÓN DE LAS LITOFACIES

Este trabajo ha sido el objetivo de la clasificación de los yacimientos desde el punto de

vista litológico y depositacional. La identificación de las facies, durante la fase podría

constituir la pieza elemental de la arquitectura del yacimiento. Algunas disciplinas como

bioestratigrafía, palinología, mineralogía, imagen de poros y geoquímica, pueden aportar

información adicional concerniente a la era de la roca, el ambiente sedimentológico, la

geometría del sistema poroso, la presencia e impacto de procesos depositacionales.

El modelo sedimentológico de los yacimientos, es usualmente definido a través del

análisis exacto del material poroso disponible. Otro tipo de información, como cortes de

pozos sin núcleos, interpretación de perfiles, sísmica y estudios de analogía geológica,

también pueden ser utilizados.

67

CAPÍTULO VI

SISTEMAS INTELIGENTES

En la determinación de reservas y capacidad de producción, la permeabilidad juega un

papel importante. Una pobre aproximación de los valores de permeabilidad puede llevar a

toma de decisiones menos apropiadas en el campo, que pudiesen afectar el recobro

último del yacimiento y por lo tanto su rentabilidad.

La permeabilidad en los intervalos sin núcleos, es calculada a partir de modelos

univariados o multivariados, obtenidos de regresiones lineales o no lineales de la

información disponible de núcleos. Los modelos univariados y lineales, son la

aproximación clásica que relaciona el logaritmo de la permeabilidad con la porosidad,

siendo de por si las más sencillas y fáciles de modelar. Sin embargo pueden presentar

coeficientes de correlación bajos y errores absoluto promedio altos debido a que la

permeabilidad no solo es función de la porosidad. Los modelos multivariados no lineales

son más complejos, pero más consistentes. Cada vez se hace más común el uso de las

técnicas de soft computing para el modelamiento de estos sistemas complejos no lineales

y que han permitido mejorar significativamente la caracterización de yacimientos.

Algunos autores han demostrado que la permeabilidad está controlada, no solamente por

la porosidad, sino también por otras propiedades de la roca tales como la textura,

composición mineralógica de los granos y la distribución del espacio poroso. Un concepto

reciente de unidades hidráulicas de flujo que permite integrar la información de núcleos en

el propósito de caracterizar la roca presente en el yacimiento como medio para predecir la

permeabilidad ha sido planteado por Amaefule y Altunbay. Ellos proponen agrupar la roca

del yacimiento de acuerdo a su capacidad de almacenamiento y flujo, de tal forma que

cada grupo sea lo más homogéneo posible en sus propiedades y claramente

diferenciables de los otros grupos. A estos grupos se les denomina unidades hidráulicas

de flujo, HFU. La predicción de permeabilidad a partir de relaciones para cada HFU

permite tener resultados más cercanos a la realidad.

La metodología propuesta en este artículo empieza con un control de calidad y

preprocesamiento de la información usando técnicas estadísticas (gráficos cuantil-cuantil,

histogramas, elipses de confidencia). Una vez se tiene un set de información integrado y

confiable de núcleos y registros se calculan, con información de núcleos, los parámetros

que permiten la identificación de las unidades de flujo. Estos parámetros o identificación

de variables dominantes de registros de pozo se realiza mediante técnicas de estadística

68

multivariada como matriz de correlación, componentes principales y análisis de factores.

El modelo es entonces desarrollado usando un sistema híbrido de redes neuronales y

lógica difusa teniendo como variables de entrada las variables dominantes de registros

identificadas en el paso anterior y como variable de salida un índice de zona de flujo. Este

modelo de unidades de flujo “neurofuzzy”, FZI, es usado para calcular la permeabilidad.

En las próximas cuatro secciones se presentan conceptos generales de redes neuronales,

lógica difusa y sistemas de inferencia difusos basados en redes neuronales, y unidades

hidraúlicas de flujo. Luego, se presenta la metodología completa para el desarrollo de

modelos de permeabilidad junto con un caso real aplicado a la formación C-7 del ATICO.

Finalmente se presentan las conclusiones de este estudio.

6.1. REDES NEURONALES

Una red neuronal es un sistema de procesamiento de información que busca imitar una

red neuronal biológica. En analogía con el cerebro humano podemos decir que una red

neuronal está en capacidad de aprender o entrenarse a partir de una información que le

es suministrada. De esta forma, la red estará en capacidad de reproducir valores con gran

exactitud si los datos de entrada están dentro del rango de valores y comportamientos

para el cual ha sido entrenada. Debido a estas características, el uso de las redes

neuronales no necesitan un modelo matemático preestablecido, el esfuerzo debe

centrarse en identificar las variables que más relación tienen con el parámetro a predecir

buscando que la red neuronal logre ajustarse al patrón de distribución de la variable

objetivo con la menor dificultad posible. En la identificación de estas variables claves la

estadística multivariada juega un papel importante.

El entrenamiento de una red neuronal se lleva a cabo a través del ajuste de sus

parámetros, siguiendo un algoritmo específico el cual tiene en cuenta los datos de entrada

y los resultados observados, tratando siempre de minimizar alguna medida válida del

error. Este tipo de algoritmos se conoce como algoritmos de aprendizaje. Los nodos de la

red son organizados en capas, donde la primera capa corresponde a las variables de

entrada y la última capa a las variables de salida o de resultado. El número de capas de

entrada y nodos dentro de cada una dependerá del tipo de problema que se esté

trabajando. Los nodos de una capa están conectados con los nodos de la siguiente capa,

y la salida de cada nodo dependerá de los parámetros asociados a ese nodo. Este tipo de

nodos se conoce como nodos adaptativos, y por tanto, tales redes neuronales se conocen

también como redes adaptativas.

69

6.2. LÓGICA DIFUSA En muchos procesos la filosofía de si y no como únicas opciones, o tener solo la opción

de blanco o negro es una camisa de fuerza que hace perder un sin número de detalles

que pertenecen a las opciones tal vez, es posible, o a una escala de grises. Al definir el

comienzo de las montañas y el final de los valles existe una ambigüedad que cada

profesional maneja a su manera, esto mismo ocurre cuando se habla del comienzo y el

final del fin de semana, cada persona tiene definidos unos límites ambiguos o difusos. La

lógica difusa utiliza los beneficios del razonamiento aproximado: malo, regular, bueno, y

permite hacer modelamientos a partir de este razonamiento. La clasificación de los tipos

de roca es una buena oportunidad para aplicar lógica difusa, ya que una roca se clasifica

generalmente como buena, regular o mala. En lógica difusa se establecen reglas como: si

la porosidad es buena, la roca es buena; y la definición de qué tan buena es la porosidad

se define para cada yacimiento en particular mediante funciones de pertenencia. La figura

6.1, muestra la función de pertenencia de un grupo de valores de porosidad particulares.

Para cada variable que se incluye en el modelo difuso se debe generar la función de

pertenencia. El modelo de lógica difusa suma los aportes que cada variable da a la

definición del tipo de roca, razón por la cual, además de la función de pertenencia, cada

variable tiene un peso particular sobre el modelo, por ejemplo, si el objetivo es determinar

el tipo de roca de acuerdo a su aporte en el contenido de fluidos, la porosidad es más

importante que el porcentaje de matriz arcillosa presente en la roca.

Mala Regular BuenaMala Regular Buena

Figura 6.1. Ejemplo de la función de pertenencia para la variable porosidad

70

- SISTEMA DE INFERENCIA DIFUSO BASADO EN REDES ADAPTATIVAS: ANFIS

Los sistemas de inferencia difusos son modelos matemáticos que aplican lógica difusa

en procesos de inferencia con reglas. Todo sistema de este tipo se compone de los

siguientes elementos:

• Una base de funciones que contiene reglas difusas del tipo si-entonces.

• Una base de datos que contiene las funciones de pertenencia usadas en las reglas.

• Una rutina que ejecuta los operadores inferenciales sobre las reglas.

• Una rutina que transforma los datos de entrada no-difusos en valores de pertenencia

según las funciones.

• Una rutina que transforma los resultados difusos de la inferencia en resultados no-

difusos legibles para el usuario.

Un ANFIS (Adaptive-network-bases Fuzzy Inference System o sistema de inferencia

difuso basado en redes adaptativas), es una clase de redes neuronales o adaptativas

funcionalmente equivalentes a los sistemas de inferencia difusos. Usando un conjunto de

datos de entrada y unos resultados, un ANFIS construye un sistema de inferencia difuso

cuyas funciones de pertenencia son afinadas o ajustadas usando un algoritmo de

aprendizaje propio de redes neuronales. De esta forma se logra el mejor ajuste posible

teniendo en cuenta las variaciones presentes en los datos.

En un ANFIS, el número de reglas difusas y el número de funciones de pertenencia son

escogidos empíricamente, dependiendo de los datos de entrada y salida

correspondientes, o por prueba y error.

6.3. UNIDADES HIDRÁULICAS DE FLUJO

La permeabilidad es controlada en gran parte por la geometría de los poros que

conforman el medio de flujo de los fluidos en el yacimiento, por tal razón, cuando se

incluye esta variable se obtienen buenos resultados en el modelamiento de

permeabilidad. El concepto de unidades hidráulicas de flujo ha sido desarrollado a partir

de la ecuación modificada de kozeny-Carmen21-22 y el concepto de radio hidráulico

promedio. Los análisis realizados indican que en una gráfica logarítmica del índice de

calidad del yacimiento, RQI vs la porosidad normalizada, PHIZ, se debe tener una línea

de pendiente unitaria. El intercepto de esta línea en el valor de PHIZ=1 es denominado

71

índice de zona de flujo, FZI, y es único para cada unidad hidráulica. Las ecuaciones de los

parámetros mencionados son:

core

coreKRQI

φ*0314.0= .................................................. (1)

PHIZ= coreφ /(1- coreφ ) ................................................. (2)

FZI = RQI / PHIZ ................................................... (3ª)

or

log (RQI) = log(PHIZ) + log(FZI) .................... ……(3b)

donde Kcore es la permeabilidad absoluta de núcleos en mD y φcore es la porosidad efectiva

de núcleos en fracción. RQI tiene unidades de micrones.

Para los datos de núcleos una predicción satisfactoria de permeabilidad es lograda al

identificar las unidades hidráulicas y usar el promedio aritmético de FZI para cada unidad

hidráulica de acuerdo a la siguiente ecuación:

( )( )

−=

2

32

1**1014

core

coremeanFZIK

φ

φ..........................(4)

Un seguimiento riguroso de los conceptos de unidades hidráulicas de flujo permite inferir

que estos funcionan en situaciones donde se tiene suficiente información (incluida la

permeabilidad) como es el caso de los intervalos con núcleos, dejándose el problema de

predicción en los intervalos sin núcleos, aún sin resolver.

La experiencia que hemos logrado nos permite asegurar que el gran aporte de la

metodología de unidades hidráulicas de flujo propuesta por Amaefule y Altunbay en el

modelamiento de permeabilidad, ha sido proporcionar la nueva variable FZI que tiene en

general la mitad de la variación en magnitud presente en los valores de permeabilidad,

siendo menos difícil de modelar FZI que permeabilidad. El éxito de los modelos de

permeabilidad a partir de FZI dependerá también de un buen modelo de porosidad de

registros.

72

6.4. METODOLOGÍA La metodología que intentamos cubrir en este artículo integra los conceptos y técnicas

anteriormente discutidas e involucra conceptos estadísticos que nos permiten tener una

fuente de datos confiable en el modelamiento con “soft computing”, maximizando la

capacidad de predicción de los mismos. La metodología consiste de cinco pasos en

general, descritos a continuación.

Información básica para el modelamiento. La información que manejamos corresponde a

la permeabilidad y porosidad de núcleos y a registros de pozo. Los registros de pozo son

ajustados en profundidad entre sí y corregidos por condiciones ambientales, un proceso

de normalización es llevado a cabo si es necesario. Los datos de núcleos son ajustados

en profundidad con los registros del pozo y corregidos a condiciones de yacimiento, estos

valores se asumen como los reales. A partir de los registros de pozo debemos desarrollar

un modelo para predecir lo mejor posible la permeabilidad de núcleos. Los datos de las

variables de trabajo por lo general presentan valores anómalos. La causa de la anomalía

debe ser indagada: si estos datos corresponden a errores de medición, deben ser

excluidos del modelamiento, pero si corresponden a datos extremos presentes en la

naturaleza se debe tener en cuenta la frecuencia con que aparecen, pues se pueden

tener dos o más comportamientos en un mismo evento. Datos provenientes de litologías

diferentes, es un buen ejemplo de cuando usar modelos diferentes para cada tipo de

comportamiento presente.

Una vez identificados y seleccionados los datos de núcleos y de registros de pozo,

confiables para realizar el modelamiento, se procede a formar un archivo integrado, que

contenga la información de núcleos(porosidad y permeabilidad) y de registros disponibles

en los pozos del campo. Inmediatamente se procede a realizar un análisis estadístico

previo al modelamiento. Este análisis estadístico involucra matriz de correlación, elipses

de confidencia y gráficas de dispersión 2D entre grupos de variables, el cual nos va

permitir realizar una selección de datos más soportada en procedimientos matemáticos.

Estos procedimientos estadísticos serán explicados en forma general en la siguiente

sección.

Control estadístico de la información. La estadística brinda herramientas valiosas para la

identificación de comportamientos y datos anómalos. Todas las herramientas estadísticas

están sustentadas en un comportamiento normal en la distribución de los datos de

cualquier variable a analizar. Por esta razón se deben realizar las transformaciones

necesarias a las variables para que sigan un patrón lo más normal posible. En este

73

proceso se debe tener cuidado de no enmascarar múltiples familias o comportamientos

presentes en los datos. La gráfica de probabilidad normal, figura 6.2, y la gráfica cuantil-

cuantil, figura 6. 3, son importantes en este proceso. Si una variable presenta distribución

normal, tendremos una línea recta en la gráfica de probabilidad normal, de los contrario, la

variable presenta otro tipo de distribución. La generación de varias líneas de diferente

pendiente en una gráfica de distribución normal, indica la presencia de varias familias o

grupos de datos. En la figura 6. 3 se observan valores extremos que no siguen el

comportamiento lineal. Esto puede ser indicio de un muestreo insuficiente o valores

anómalos.

Las elipses de confidencia, figura 6. 4, son una herramienta importante en la identificación

de datos anómalos: al realizar una gráfica de dispersión de dos variables, la elipse de

confidencia nos indicará los datos que están dentro de un rango de aceptabilidad para

asumir una distribución normal, los datos en la parte más externa de la elipse, son valores

que están fuera de este comportamiento. Por lo general la información anómala

corresponde a problemas de hueco o a muestras friables de núcleos que necesitan un

cuidado especial en las mediciones de laboratorio. Realizado este proceso estadístico

previo y excluidos los datos o grupos de datos que no presentan comportamientos

normales, comparados con el grupo total de datos, tenemos como resultado un conjunto

de datos más confiable para realizar el modelamiento de la variable que requiera ajustes

importantes. Para el caso de la caracterización de Yacimientos, nos referimos

generalmente al modelamiento de la permeabilidad, o en su defecto la variable FZI, que

involucra a su vez el concepto de unidades hidráulicas de flujo.

Una vez se tiene un conjunto de datos confiable, se realiza un primer chequeo del

comportamiento de las posibles unidades de flujo presentes en el yacimiento a partir de

datos de núcleos como se verá en la siguiente sección.

Figura 6.2. Gráfico probabilístico. Los valores no proceden de una distribución normal o

provienen de diferentes familias

74

Figura 6.3. Gráfico Cuantil-Cuantil. Las variables analizadas proceden del mismo tipo de

distribución

0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35

Variable 1

Var

iab

le 2

Figura 6.4. Elipse de confidencia. Los datos fuera de la elipse corresponden a valores

anómalos.

- Definición de las unidades hidráulicas de flujo con los datos de núcleos.

Las variables claves en la identificación de las unidades hidráulicas de flujo, PHIZ, RQI y

FZI son obtenidas a partir de los valores de permeabilidad y porosidad (empleando las

expresiones establecidas en las ecuaciones 1 a 4 mencionadas con anterioridad en este

paper), que han pasado satisfactoriamente los procesos de control de calidad estadístico.

El número de unidades de flujo es determinado a partir de métodos estadísticos de

75

agrupamiento. Para el agrupamiento de los datos, existen diferentes metodologías que

van desde histogramas, dendogramas, gráficas de probabilidad y algoritmos de

agrupamiento(método del centroide o el algoritmo de Ward). En la práctica hemos

obtenido mejores resultados con las gráficas probabilísticas. La figura 6. 5, muestra una

identificación de unidades hidráulicas de flujo a partir de la gráfica de probabilidad normal

de la variable FZI. Los cambios en pendiente de la gráfica de probabilidad indican la

presencia de diferentes grupos o familias de datos con comportamientos muy diferentes

entre sí. Debido a que estamos graficando la variable de FZI, consideramos que cada

grupo de datos representa diferentes unidades de flujo, características petrofísicas muy

diferentes. De esta gráfica podemos definir los límites inferior, promedio y superior de FZI

de cada unidad hidráulica de flujo, para ser extrapolados en los intervalos y pozos sin

núcleos, una vez se tenga una curva continua de FZI del modelamiento multivariado.

Figura 6.5. Identificación de las unidades hidráulicas de flujo usando un gráfico probabilístico.

Una gráfica logarítmica de PHIZ vs RQI, teniendo en cuenta las unidades hidráulicas de

flujo identificadas y con una línea de pendiente unitaria correspondiente al valor promedio

de FZI de la unidad respectiva es mostrada en la figura 6.6. Esta gráfica nos permite

observar el rango de valores en los que se mueve PHIZ y RQI, y por lo tanto la

permeabilidad y porosidad, para cada HFU. Los cálculos de permeabilidad usando la

ecuación 4, como es de esperarse, tienen siempre un comportamiento satisfactorio, ver

figura 6.7.

76

Figura 6.6. Gráfico de PHIZ vs RQI mostrando las unidades hidráulicas identificadas.

Las unidades hidráulicas de flujo identificadas, deben ser ajustadas con la información de

presiones capilares, geometría poral, curvas de permeabilidades relativas, DRX y

distribución de minerales SEM. Estos resultados de análisis especiales de núcleos nos

ayudan a caracterizar cada una de las unidades hidráulicas de flujo identificadas a partir

de PHIZ, RQI y FZI. Es decir que las muestras con análisis especiales de núcleos y

agrupadas como pertenecientes a una misma unidad hidráulica de flujo, deben mostrar

comportamientos muy similares en cuanto a valores de radio de poro, distribución de

tamaños de poro, permeabilidades relativas y distribución minerales.

La identificación y caracterización de unidades hidráulicas de flujo a partir de datos de

núcleos, nos dan una idea de lo que vamos a encontrar en el yacimiento y nos prepara

para abordar el principal problema: Desarrollar un modelo a partir de información de

registros para calcular valores de permeabilidad, lo más realistas posible, en los intervalos

y pozos sin núcleos. ¿Cuántas y cuáles son las variables de registros que se deben usar

en el modelo? es una pregunta que la estadística multivariada nos ayuda a responder.

0 .01

0 .1

1

10

0 .01 0 .10 1 .00

P H Iz

RQ

IH F U 1

H F U 2

H F U 3

H F U 4

H F U 5

77

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

K_corazones (mD)

K_c

alcu

lad

a (m

D)

Figura 6.7. Comparación de la permeabilidad calculada con la permeabilidad de núcleos.

- Identificación de las variables clave en el modelamiento

Cuanto más relación exista entre la variables usadas para el modelamiento con la

variable objetivo, menos difícil resultará cualquier proceso de modelamiento. La matriz de

correlación, como la mostrada en la tabla 1, nos permite cuantificar el grado de relación

lineal que existe entre las variables disponibles para el modelamiento. Un coeficiente de

correlación igual a la unidad indica que una gráfica de las dos variables mostrará una

línea recta. El coeficiente de correlación decrece en la medida en que existe menos

relación entre las variables, ver figura 6. 8. Un coeficiente de correlación negativo indica

que la relación es inversa. Es común suponer que existe alguna relación entre las

variables cuando la correlación es mayor a 0.3 o en su defecto menor a –0.3. En la tabla

1 se resaltan los valores de correlación identificando las variables candidatas a usar en el

modelamiento del logaritmo de FZI.

Una vez se identifican todas las posibles variables que se pueden emplear en el

modelamiento, se identifican cuales en realidad deben usarse mediante un análisis de

factores principales. La tabla 6.2 muestra los resultados finales de este análisis. De los

resultados se concluye que solo una de las variables PHIE, PHIT, RHOB es suficiente

para involucrar en el modelo el fenómeno de porosidad. Lo mismo ocurre con el GR y el

THOR. De esta forma las variables a usar en el modelamiento para este caso en

particular pueden ser ILD, PHIE y GR.

78

PHICORE KCORE FZIcore L_FZIcore

PHICORE 1

KLCORE 0.37 1

FZIcore 0.50 0.82 1

L_FZIcore 0.50 0.41 0.79 1

GR -0.20 -0.09 -0.24 -0.36

ILD 0.05 -0.12 0.13 0.45

PHIT 0.68 0.39 0.46 0.40

RHOB -0.69 -0.39 -0.46 -0.40

THOR -0.23 -0.07 -0.20 -0.32

PHIE 0.68 0.39 0.46 0.40

Tabla 6.1. Matriz de correlación.

Figura 6.8. Relación lineal entre variables y su medida a partir de los coeficientes de correlación.

79

Rotated Factor Pattern. Method: Varimax

FACTOR1 FACTOR2 FACTOR3 FACTOR4 FACTOR5

GR 0.02 0.86 0.04 -0.13 0.27

HFU -0.30 0.15 -0.07 -0.93 0.15

ILD 0.03 -0.39 -0.11 0.17 -0.89

PHIE 0.98 -0.03 0.12 0.14 -0.02

PHIT 0.98 -0.03 0.12 0.14 -0.02

RHOB -0.98 0.03 -0.11 -0.13 0.00

THOR -0.13 0.90 -0.12 -0.03 0.02

Tabla 6.2. Matriz de resultados del análisis de componentes principales y análisis de factores.

- Modelo de FZI usando técnicas de “soft computing”

En este punto se involucran las herramientas computacionales de sistemas inteligentes

para lograr el modelo requerido. Nosotros contamos con la herramienta software de

estadística y redes neuronales Oil Field Intelligence, OFI, desarrollada en el Instituto

Colombiano del Petróleo, ICP-ECOPETROL, la cual involucra los diferentes procesos

estadísticos mencionados con anterioridad y a su vez los módulos de redes neuronales,

lógica difusa y ANFIS, herramientas requeridas para aplicar esta metodología.

Tomando como base las variables de registros con mayor relación con el logaritmo del

FZI (L_FZI), planteamos varias alternativas para generar un modelo que me permita

reproducir la variable FZI en cada uno de los intervalos y pozos sin núcleos. Las

alternativas que nosotros planteamos, basados en nuestra experiencia con datos reales

de yacimiento, son las redes neuronales, lógica difusa y los sistemas adaptivos ANFIS.

Cuando las variables de registros presentan una buena o aceptable relación con la

variable FZI, calculada a partir de datos de núcleos, es recomendable aplicar un modelo

en redes neuronales. La figura 6. 9, muestra un esquema general de una red neuronal

para u caso en particular. De antemano para arrancar el entrenamiento del modelo, se

debe estipular una topología inicial para la estructura de la red, donde se definen las

variables de entrada, las capas ocultas, el número de neuronas por capa y la variable de

salida. Esta topología inicial puede ir variando dependiendo de los resultados obtenidos,

hasta alcanzar la configuración que arroje los mejores coeficientes de correlación.

80

L_FZI

Figura 6.9. Estructura de Entrenamiento en OFI

En la figura 6.10, se muestra en forma clara el mejoramiento del modelo a medida que se

varía la topología de la red.

Cuando se tienen modelos más complejos donde se aprecian variaciones geológicas

areales que hacen que las propiedades cambien dependiendo de la ubicación geográfica

en que se encuentren. Un ejemplo claro de este tipo de fenómenos son los yacimientos

con presencia de canales preferenciales de flujo, donde se forman áreas con buenas

propiedades petrofísicas y zonas con regulares a malas propiedades petrofísicas. En

estos casos recomendamos la aplicación de lógica difusa para generar un índice que

indique si el pozo se encuentra en una zona buena, regular o mala. La aplicación practica

de este procedimiento la podemos encontrar en el estudio de evaluación y mejoramiento

de los modelos de porosidad y permeabilidad de la formación Mirador del campo Cusiana.

81

L_FZI NN_LFZI

L_FZI NN_LFZI

Figura 6.10. Visualización del Entrenamiento de OFI

Por otra parte cuando se tienen yacimientos de mayor complejidad, como es el caso de a

formación Honda del campo Río Ceibas, donde no se logran obtener buena correlación

entre los datos de núcleos y las respuestas de registros, debido a las características de la

roca y los fluidos que afectan en cierto grado la respuesta de los registros, hemos

encontrado mejores resultados con los modelos de sistemas híbridos(ANFIS), donde se

combinan las fortalezas de la lógica difusa y las redes neuronales.

Estos sistemas híbridos presentan un mejor comportamiento que los sistemas

independientes en situaciones de extrema complejidad, sin embargo, ANFIS tiene la

82

desventaja de no permitir correr los modelos generados por él, en sistemas o software

diferentes a MatLab.

ANFIS, al igual que OFI, es una herramienta fácil de usar, basta con cargar las variables

de entrada y la variable objetivo en el sistema y definir el número de funciones y tipo de

distribución para la función de pertenencia de las variables de acuerdo al comportamiento

observado en los procesos de análisis anteriores. Por último se define el método de

optimización que queremos que el sistema use para su entrenamiento.

El método híbrido que mezcla mínimos cuadrados con el método de “backpropagation” es

el de mayor uso. De esta forma quedan definidos los parámetros necesarios del

entrenamiento.

La figura 6.11, muestra un esquema general de las entradas y salidas del sistema.

En la figura 6.12, se muestra un ejemplo de las funciones de pertenencia generadas por el

sistema para la variable GR donde la función inmf1 corresponde a las condiciones de

mejores valores de permeabilidad y la función in1mf3 a las condiciones de valores más

bajos de permeabilidad para un caso particular.

Figura 6.11. Diagrama general de entradas y salidas del sistema difuso generado por

ANFIS

83

Figura 6.12. Funciones de pertenencia (difuzificación) asignadas por el sistema inteligente

ANFIS a la variable GR.

La figura 6.13, muestra en forma gráfica las reglas generadas por el sistema híbrido

para predecir valores del logaritmo de FZI. A través de esta interfaz se puede hacer un

chequeo general del comportamiento del modelo.

Figura 6. 13. Reglas generadas para la predicción de la variable objetivo.

84

- Formación EOCENO - ATICO, campo Río Ceibas: Una Aplicación Práctica

El campo Río Ceibas se encuentra ubicado en la sub-cuenca de Neiva, en Huila al sur de

Colombia. La compañía PETROBRAS opera este campo, cuyos intervalos productores se

encuentran en la formación Honda. Este yacimiento se formó en un ambiente fluvial

presentando gran dificultad en su caracterización a partir de registros de pozo por el alto

contenido de arcilla en toda su extensión y por contener aguas de muy baja salinidad. En

este campo se cuenta con información de 58 pozos, de los cuales 8 tienen núcleos. En

total se tienen 331 datos de porosidad y permeabilidad de núcleos. Después del análisis

de calidad se excluyeron datos que presentaron comportamientos anómalos, identificados

como prevenientes de zonas friables del yacimiento o intervalos con estado de hueco

malo(CALIPER > 9.5”). Un modelo convencional de potencia fue desarrollado para la

predicción de permeabilidad a partir de porosidad, alcanzándose un coeficiente de

correlación de 0.49. La figura 6.14, muestra el comportamiento poco satisfactorio de este

modelo.

De la matriz de correlación entre las variables de registros y los logaritmos de RQI y FZI

mostrada en la tabla 6.3, se observa que la variable RQI está mejor relacionada con las

variables de registros que FZI, por tal razón, un modelo para predecir RQI fue

desarrollado en lugar de un modelo de FZI. Las variables candidatas para el

modelamiento son DRHO, PHID, PHIE, RHOB y VSHMIN.

L_RQI L_FZI DRHO GRe_N

L_RQI 1

L_FZI 0.957 1

DRHO -0.315 -0.325 1

GRe_N 0.014 0.004 0.124 1

NPHIess 0.024 -0.035 0.22 0.506

PHID 0.376 0.235 0.021 0.117

PHIE 0.427 0.292 -0.116 -0.101

RHOB -0.34 -0.203 -0.105 -0.134

Rt 0.083 0.116 -0.023 -0.118

SP_N -0.055 -0.08 0.078 -0.083

VSHMIN -0.307 -0.248 0.314 0.479

Tabla 6.3. Matriz de correlación de las variables disponibles para modelar RQI. Formación

Honda, Campo Río Ceibas

85

La tabla 6.4, muestra la matriz de resultados del análisis de factores. Las variables PHID,

PHIE y RHOB explican una misma característica necesitándose solo una de ellas en el

modelamiento. En la figura 6.15, se muestra el aporte de cada factor en la explicación del

fenómeno, solo cuatro factores son necesarios para un modelamiento satisfactorio.

0.1

1

10

100

1000

10000

0.1 1 10 100 1000 10000

Kcore

Kco

nv

Figura 6.14. Permeabilidad de núcleos vs permeabilidad del modelo convencional

FACTOR1 FACTOR2 FACTOR3 FACTOR4DRHO -0.030 0.153 0.988 -0.004PHID -0.988 -0.088 0.004 -0.110PHIE -0.892 -0.440 -0.077 -0.031RHOB 0.983 0.076 -0.088 0.112Rt 0.140 -0.138 -0.004 0.981VSHMIN 0.235 0.940 0.179 -0.168

Tabla 6.4. Análisis de factores de las variables identificadas para el modelamiento de RQI.

86

Figura 6. 15. Gráfico de Pareto de las variables candidatas para el modelamiento de RQI.

Las variables seleccionadas para desarrollar el modelo de RQI usando sistemas

inteligentes fueron DRHO, PHIE, Rt, y VSHMIN. Un modelo fue desarrollado usando solo

redes neuronales y un segundo modelo fue obtenido usando el sistema híbrido ANFIS.

Los respectivos modelos de permeabilidad derivados de RQI (ecuación 1, usando

porosidad efectiva de registros) alcanzaron coeficientes de correlación de 0.72 y 0.81 con

la permeabilidad de núcleos respectivamente. El error absoluto promedio de estos

modelos fue de 72% y 36% respectivamente.

0.1

1

10

100

1000

10000

0.1 1 10 100 1000 10000

K_core (mD)

K_calculada(mD)

Figura 6.16. Comparación de la permeabilidad obtenida por el modelo de redes neuronales con la permeabilidad de núcleos

87

Las figuras 6.16 y 6.17, muestran el comportamiento general de los modelos de

permeabilidad generados. Al aplicarse los modelos a los intervalos sin núcleos, el modelo

desarrollado en ANFIS mostró resultados más consistentes al tenerse de referencia el

modelo estratigrafía de secuencias y la información de producción.

0.1

1

10

100

1000

10000

0.1 1 10 100 1000 10000

K_core, (mD)

K_c

alcu

lad

a, (

mD

)

Figura 6.17. Comparación de la permeabilidad obtenida por el modelo ANFIS con la permeabilidad de núcleos.

88

CAPÍTULO VII

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PRESENTES EN EL YACIMIENTO

Para la comprensión del desarrollo de los yacimientos de petróleo y/o gas, es necesario

conocer las características químicas y físicas de los fluidos presentes en el mismo, debido

a que los hidrocarburos son mezclas muy complejas en donde la presión y la temperatura

presentan variaciones en la composición de la mezcla durante su extracción desde el

yacimiento hasta la superficie.

El conjunto de pruebas necesarias para determinar las relaciones entre presión, volumen

y temperatura para las mezclas de hidrocarburos recopiladas se denomina análisis P.V.T.,

que no es más que un conjunto de pruebas que se realizan en el laboratorio o calculadas

a través de correlaciones, para determinar las propiedades de los fluidos de un

yacimiento.

El análisis P.V.T., aporta datos acerca de la formación, del pozo y del muestreo así como

la composición del crudo y de sus propiedades. También aporta una prueba de expansión

a composición constante (Liberación Flash), prueba de liberación diferencial, prueba de

separadores y viscosidad del crudo en función de la presión con las cuales se realizaran

los cálculos para determinar la prueba más consistente. La confiabilidad de estas pruebas

dependerá de la consistencia de las mediciones realizadas en el laboratorio y también de

la muestra de fluido tomada, la cual debe ser lo más representativa posible (original del

yacimiento), de manera que esta simule correctamente el comportamiento del yacimiento.

7.1. TOMA DE MUESTRA

El principal objetivo del muestreo de fluidos de un yacimiento es tomar muestras

representativas del fluido original del yacimiento. Por tal razón, las muestras deben ser

tomadas los primeros días de producción o al menos cuando la presión sea mayor o igual

a la de burbuja del crudo original.

Si la presión del yacimiento ha declinado por debajo de la presión de burbuja ya no es

posible tomar muestras representativas del crudo original del yacimiento. En caso de que

se tomara la muestra en esas condiciones, esta sería parcialmente representativa,

consecuencia a esto podría ocurrir lo siguiente:

89

• Si el gas libre es inmóvil, la muestra tomada tiene en solución una cantidad de gas

menor que el petróleo original. Así RGP < Rsi y la presión de burbuja medida es menor

que la presión inicial del yacimiento.

• Si el gas libre tiene movilidad, la muestra tomada puede tener exceso de gas y

presentar una presión de burbuja mayor que la presión actual del yacimiento y

eventualmente mayor que la presión inicial.

El número de muestras tomadas a los yacimientos es importante para medir que tan

representativa puede ser la muestra, ya que si el yacimiento en estudio es pequeño, una

sola muestra puede ser representativa del fluido que se encuentra en el mismo. Si por el

contrario el yacimiento es grande y/o además heterogéneo, se hace necesario tomar

varias muestras de diferentes pozos y de esta manera caracterizar correctamente los

fluidos, ya que las propiedades tienden a variar de un lugar a otro.

Al momento de tomar la muestra para el análisis P.V.T., el pozo debe estar

acondicionado adecuadamente, lo cual consiste en reemplazar el crudo no representativo

o el alterado del pozo y sus zonas adyacentes con crudo representativo del original del

yacimiento que fluye de zonas alejadas de los pozos.

Para el caso de un yacimiento de petróleo donde la liberación de gas no puede evitarse,

el propósito de dicha actividad es el de reducir la diferencia de presión mediante la

reducción de la tasa de flujo, y así lograr una relación gas-petróleo igual a la inicial del

yacimiento.

El método (fondo o superficie) que se aplica para tomar la muestra del fluido determina el

tipo de acondicionamiento del pozo. Si es el de fondo, se estima en uno o cuatro días de

la duración del proceso para reducir la tasa de producción (a través de cambios en el

reductor del pozo), lo cual depende de las características del fluido y de la formación.

Luego se cierra el pozo y se restaura la presión durante un día o una semana; esto último

se basa, principalmente en las características de la formación. Si las muestras se toman

en el separador, deben observarse continuamente las producciones de gas y líquido

durante un período de flujo reducido. Se recomienda una prueba de 24 horas que podría

prolongarse de acuerdo con el diferencial de presión. Cuando concluya el período

necesario para estabilizar la producción a la tasa más baja posible, el pozo debe estar

propiamente acondicionado y listo para la toma de muestras en el separador. Las

muestras de líquido y gas deben tomarse simultáneamente en el separador de alta

presión.

90

7.2. ANÁLISIS P.V.T.

El cálculo de las propiedades físicas de los fluidos se puede llevar a cabo en el

laboratorio, o por correlaciones como se describe a continuación:

7.2.1. PRUEBAS DE LABORATORIO

Las pruebas de laboratorio utilizadas para obtener el comportamiento P.V.T., deben

simular los tipos de liberación gas-petróleo que ocurre durante el flujo de petróleo desde

el yacimiento a los separadores en superficie. Existen dos pruebas:

a. PRUEBA DE LIBERACIÓN INSTANTÁNEA

Es un proceso donde la muestra del crudo es colocada en una celda y es sometida a

sucesivas reducciones de presión. El gas desprendido durante la expansión permanece

siempre en contacto con el crudo, y posiblemente en equilibrio con la fase líquida de

donde se desprende, consiguiendo así que la que la composición global de la muestra en

estudio sea inalterada. De esta prueba se obtienen parámetros como: presión de burbuja,

volumen relativo en función de la presión, la compresibilidad del petróleo y la función “Y”.

b. PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL

A diferencia de la prueba de liberación instantánea, este es un estudio de composición

variable. A partir de la presión de burbujeo, el gas desprendido durante una reducción de

presión se remueve del contacto con la fase liquida, tan pronto como sea liberado.

El liquido remanente en la celda, el cual es un liquido saturado con menor de presión

contenido de gas, es expandido por etapas a presiones menores, hasta llegar a la presión

atmosférica. De esta prueba, es posible determinar valores como la RGP en solución

(Rs), factor volumétrico del petróleo (Bo), densidad del petróleo y gravedad °API de crudo

residual. Además también es posible determinar la comprensibilidad del gas (Z) y su

factor volumétrico (Bg).

c. CORRELACIONES MATEMÁTICAS

Cuando no se cuenta con información experimental o las muestras de las pruebas no son

confiables, se hace necesario determinar las propiedades de los fluidos mediante

91

correlaciones empíricas. Estas correlaciones son desarrolladas a partir de datos de

laboratorio o de campo, y son presentadas en forma de ecuaciones numéricas o

expresiones analíticas. En la literatura existente gran variedad de estas correlaciones, las

cuales se obtuvieron a partir de estudios realizados a diferentes tipos de crudos; por lo

tanto el uso de cualquiera de estas debe ser sustentado con argumentos sólidos de

producción que adopte el modelo seleccionado.

7.3. INFORMACIÓN DISPONIBLE

La metodología utilizada para la validación de los análisis P.V.T., consistió en la

recopilación de la información de muestras de los fluidos provenientes del yacimiento C-7

del Pilar en el área VLA008. Econtrándose dos análisis P.V.T., los cuales ya habían sido

validados previamente para la realización del trabajo especial de grado titulado

“Caracterización y Análisis Integral del Yacimiento C-7 del Pilar, Bloque I, U.E. Lagomar”,

a través de la ayuda del programa JOVEJARA, orientados por el Profesor Jorge

Velásquez.

A continuación se describe en detalle los pasos seguidos en dicho trabajo, y los

resultados de la validación del P.V.T.

• Verificación de la existencia de un análisis P.V.T.

El yacimiento C-7 del Pilar del área VLA008, tiene un total de dos análisis P.V.T.,

correspondientes a los pozos: VLA-0042, VLA-0417.

De los análisis P.V.T. disponibles, se descartó el realizado al pozo VLA-0417, ya que

carecía de información en el reporte, sin embargo, con los pocos datos registrados fue

probado en el programa antes mencionado, arrojando un margen de error de 18.32% en

una de las pruebas de validación (prueba de balance de materiales), por lo cual se

presume que el análisis de laboratorio no se realizó con la precisión adecuada, ya que el

máximo error aceptable en las pruebas es de 5%. A continuación se presenta la tabla 7.1,

donde se muestran los datos recopilados del pozo a validar:

Fecha Fecha del muestreo

Intervalos abiertos

(pies)

Prof. De la muestra (pies)

Temp (°F)

Pb (lpc)

Bo a Pb, (by/bn)

Rs a Pb (pcn/bn)

04-06-55 13-06-55 7000-7110 7000 207 2075 1.310 462 Tabla 7.1. Data de la muestra del fluido

92

• Análisis de la información disponible.

Esto con el fin de determinar la veracidad de los análisis P.V.T., por lo que a los datos del

laboratorio se le realizaron una serie de pruebas: prueba de densidad, prueba de la

linealidad de la función Y, prueba de balance de materiales, prueba de desigualdad,

inverso del factor volumétrico del gas. Cabe destacar que es necesario que se cumplan

los siguientes criterios:

1. Que la temperatura a la que se efectuó la prueba corresponda a la del yacimiento.

2. Que la relación gas-petróleo (RGP) medida en el pozo para el momento de la muestra,

sea consistente con su historia de producción.

3. Que la relación gas-petróleo medida experimentalmente no sea más de un 10% (mayor

o menor), que la medida en que el pozo al momento de la prueba, siempre y cuando no

exista capa de gas.

4. Que la presión del yacimiento para el momento de la prueba sea mayor o igual que la

presión de burbujeo reportada en el análisis P.V.T.

7.4. TEMPERATURA DEL YACIMIENTO C-7 DEL PILAR

Para la determinación de la temperatura promedio del yacimiento C-7 del Pilar fue

necesario recopilar las pruebas de presión registradas en los pozos de estudio.

Gráfico 7.1. Gradiente de temperatura del yacimiento C-7 del Pilar

Temperatura Vs. Profundidad

185190195200205210215220

5000 6000 7000 8000

Profundidad (Pies)

Tem

per

atu

ra °

F

93

Una vez obtenido los valores de temperatura de las diferentes pruebas estáticas tomadas

en los pozos completados en el yacimiento, se procedió a realizar un gráfico de

temperatura Vs profundidad, con la finalidad de obtener el gradiente de temperatura

promedio.

La ecuación generada a partir de la mejor tendencia en la nube de puntos se muestra a

continuación:

Ty = 0.013*D + 115.5

Donde:

Ty: Temperatura del yacimiento, °F.

D: Profundidad, pies.

La temperatura del yacimiento C-7 del Pilar fue calculada por la ecuación anterior para

una profundidad de 6500’ (datum), generando un valor de 200 ºF.

7.5. DESCRIPCIÓN DE LAS PRUEBAS DE VALIDACIÓN

7.5.1. PRUEBA DE DENSIDAD

Se debe cumplir que la densidad del petróleo saturado con gas a la presión de burbuja de

la prueba de liberación diferencial sea igual a la calculada a partir de los datos de las

pruebas de separadores. Esta prueba se considera valida sí la diferencia entre ambos

valores no es mayor de 5%.

La densidad recombinada matemáticamente a partir de las pruebas de separadores se

calcula de la siguiente forma:

Donde:

ρofb: Densidad recombinada a partir de las pruebas de separadores, gr/cc.

ρw: Densidad del agua, Lbs/bn.

Bofb: Factor volumétrico del petróleo, by/bn.

γ0: Gravedad específica del crudo del tanque (agua = 1).

γg: Gravedad específica del gas separado (aire = 1).

Rs: Relación gas petróleo en solución, pcn/bn.

(((([[[[ )))) (((( )))) ]]]]tanRssepRs07632770

ggofbofb

woofb ××××++++××××××××++++

××××==== γγγγγγγγ

ββββββββ

ρρρργγγγρρρρ

.

94

7.5.2. PRUEBA DE LA LINEALIDAD DE LA FUNCIÓN Y

Esta prueba consiste en comparar la masa de petróleo en el punto de burbuja con las

masas del petróleo residual y del gas libre a 14.7 Lpca y la temperatura del yacimiento.

Para la realización de los cálculos es necesario utilizar datos de la prueba de separadores

y el criterio de la linealidad de la función “Y”, para lograr extrapolar la recta obtenida y

generar el volumen relativo de petróleo a la presión de 0 Lpc y a la temperatura del

yacimiento. El error relativo al cotejar las masas debe ser menor al 5%. Adicionalmente,

se realiza una comparación entre los valores de los volúmenes relativos reportados en la

prueba y los determinados al utilizar el criterio de la función “Y”, en este caso se reporta

un error relativo absoluto entre estas comparaciones, que es aceptado solo si es menor al

5%. El procedimiento para la demostración y validez de la misma, no es mas que, utilizar

una relación de presión y volumen relativo (función “Y”), la cual viene expresada de la

siguiente manera:

Donde:

P: Presión inferior a Pb, Lpca.

Pb: Presión de burbuja, Lpca.

V: Volumen bifásico a P, cm3.

Vb: Volumen a Pb, cm3.

Al graficar los valores de la función “Y” Vs presión, debe obtenerse una línea recta, lo cual

significa que la muestra tiene poca cantidad de componentes no hidrocarburos (H2O, CO2,

H2S, entre otros), y que las mediciones en el laboratorio fueron correctas. Si por el

contrario, el crudo contiene una elevada cantidad de estos componentes mencionados

previamente, la función “Y” se aleja del comportamiento lineal mostrando curvaturas.

7.5.3. PRUEBA DE BALANCE DE MATERIALES

Esta prueba consiste en chequear si la Rs experimental de la prueba de liberación

diferencial es igual a la Rs calculada por balance de materiales. La diferencia entre los

dos valores no debe exceder del 5%.

))))(((())))(((( 1VbVP

PPbY

−−−−

−−−−====

/

95

Para realizar el balance de masas de la liberación diferencial se requirió de la siguiente

información proveniente del informe de la prueba P.V.T.:

• Gravedad API del crudo residual.

• Relación gas petróleo a diferentes presiones.

• Factor volumétrico del petróleo a diferentes presiones.

• Gravedad especifica del gas liberado en cada etapa de liberación.

Para la deducción de las ecuaciones para calcular el Rscal, se tomó como base un litro de

petróleo residual a condiciones normales (60°F Y 14.7 Lpca).

7.5.4. PRUEBA DE DESIGUALDAD

La prueba de desigualdad representa una restricción importante que deben cumplir los

datos P.V.T., para que sean consistentes.

Donde:

∂Bod: Diferencial del factor volumétrico, by/bn.

∂P: Diferencial de presión, Lpc.

Bg: Factor volumétrico del gas, pcy/pcn.

∂Rsd : Diferencial del gas en solución, pcn/bn.

Si esta desigualdad es violada en datos suministrados a simuladores numéricos, los

programas envían mensajes de error.

7.5.5. INVERSO DEL FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS, Bg

Esta prueba es otra de las restricciones que se debe cumplir para la validación de las

muestras de fluidos tomadas en los pozos. La mencionada prueba consiste en construir

una gráfica 1/Bg Vs presión, para presiones menores a la presión de saturación. Su

comportamiento debe ser una línea recta que parta del origen.

7.6. RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DE VALIDACIÓN DE P.V.T.

7.6.1. POZO VLA-0042

El pozo VLA-0042 pertenece al área VLA008 y la muestra del análisis P.V.T., fue tomada

el 13 de Junio de 1955 a la profundidad de 7000 pies. Cabe destacar que la temperatura

P

RB

P

B sdg

od

∂∂∂∂

∂∂∂∂××××<<<<

∂∂∂∂

∂∂∂∂

96

reportada en dicho análisis es bastante confiable (207 °F), ya que es muy similar a la

calculada para el yacimiento (200 °F). Los resultados arrojados por las diferentes pruebas

de validación se muestran a continuación:

POZO Pseparador (lpc)

ρρρρ separador (gr/cc)

ρρρρ diferencial

(gr/cc)

ERROR % OBSERVACIONES

VLA-0042 100 0.7728 0.7568 2.118 PRUEBA VALIDA

Tabla 7.2. Resultados obtenidos de la prueba de densidad (VLA-0042)

Gráfico 7.2.Validación de la presión de burbuja, función Y (VLA-0042)

El gráfico 7.2, muestra una buena linealidad, lo cual indica, que los cálculos realizados por

el laboratorio son representativos de la presión de burbuja, afirmando que la prueba es

valida. La presión de burbuja reportada por el análisis es de 2075 Lpc.

La tabla 7.3, muestra los resultados obtenidos de los cálculos de los Rs por balance de

materiales, así como también los Rs provenientes de la prueba diferencial, es importante

resaltar, que al comparar estos valores (Rscal – Rs), el error entre ellos es menor al 5%,

el cual es aceptable para la validación de esta prueba.

Linealidad de la Función "Y"

y = 0,0007x + 1,9747

R2 = 0,9949

0

1

2

3

4

0 500 1000 1500 2000 2500

Presión (Lpc)

Fu

nci

ón

"Y

"

97

Tabla 7.3. Resultados de la prueba de balance de materiales (VLA-0042)

En la tabla 7.4, se observa el cumplimiento de la restricción de la desigualdad en todos los

niveles de presión por debajo del punto de burbuja, indicando consistencia en los datos

presentados por el reporte del análisis P.V.T., realizado al pozo VLA-0042.

P

(lpc)

Bo

(by/bn)

Bg

(pcy/pcn)

Rs

(pcn/bn)

∂∂∂∂ Bo/∂∂∂∂ P

(by/bn*lpc)

∂∂∂∂ Rs/∂∂∂∂ P

(pcn/bn*lpc)

Bg*(∂∂∂∂ Rs/∂∂∂∂ P)

(pcy/bn*lpc) CONDICIÓN

1700 1.280 0.0032 392 8.000E-05 0.1867 6.0E-04 Se cumple

1400 1.255 0.0039 336 8.333E-05 0.1867 7.0E-04 Se cumple

1100 1.230 0.0050 280 8.442E-05 0.1851 9.0E-04 Se cumple

792 1.204 0.0069 223 8.503E-05 0.1973 1.4E-03 Se cumple

498 1.179 0.0109 165 1.058E-04 0.2218 2.4E-03 Se cumple

205 1.148 0.0256 100 1.714E-04 0.2952 7.6E-03 Se cumple

100 1.130 0.0490 69 6.800E-04 0.6900 3.4E-02 Se cumple

Tabla 7.4.Resultados de la prueba de desigualdad (VLA-0042)

El gráfico 7.5 muestra el comportamiento obtenido de la construcción de la gráfica 1/Bg

Vs presión. En dicho gráfico es posible observar que la prueba del inverso de Bg se

cumple.

P(lpc)

Rs(pcn/bn)

Bo(by/bn) oץ Bg

(pcy/pcn)gasץ

(adim.)Pvap

%Rsc

(pcn/bn)Wo

(lbm/bn)ERROR

%

2075 462 1.310 0.757 0.0000 0.000 0.00 454.8 347.37 1.568

1700 392 1.280 0.766 0.0032 0.744 8.03 389.0 343.63 0.777

1400 336 1.255 0.774 0.0039 0.738 8.05 328.3 340.21 2.286

1100 280 1.230 0.782 0.0050 0.746 7.89 273.7 337.10 2.263

792 223 1.204 0.791 0.0069 0.766 9.03 216.0 333.73 3.143

498 165 1.179 0.799 0.0109 0.818 10.11 157.3 330.06 4.673

205 100 1.148 0.809 0.0256 0.961 11.73 96.0 325.57 3.967

100 69 1.130 0.816 0.0490 1.141 6.50 66.1 322.96 4.248

0 0 1.062 0.846 0.3829 1.581 15.34 0.0 314.98 0.000

98

Gráfico 7.3. Inverso del factor volumétrico del gas (VLA-0042)

7.7.VALIDACIÓN DE LA RAZÓN GAS DISUELTO-PETRÓLEO, Rsi

Para validar esta propiedad reportada para cada uno de los pozos del yacimiento C-7 del

Pilar que presentan análisis P.V.T., fue necesario recurrir a las historias de producción,

así como también a la herramienta OFM, a fin de construir un gráfico de relación gas

petróleo (RGP) Vs fecha. Fue posible observar que el yacimiento C-7 del Pilar del área

VLA008, se encontraba inicialmente subsaturado (Pi ≥ Pb) presentando una RGP de 435

pcn/bn.

Teóricamente se conoce que a presiones mayores ó igual a la de burbuja se tiene todo el

gas disuelto en el crudo, por lo que Rs = RGP. Cabe destacar que las propiedades de los

fluidos reportadas en el análisis P.V.T., podrían ser consideradas bien estimadas en el

laboratorio, ya que cumplieron de manera efectiva todas las restricciones planteadas para

su validación (prueba de densidad, prueba de la linealidad de la función Y, prueba de

balance de materiales, prueba de desigualdad, inverso del factor volumétrico de gas). Es

por esto que los valores de Rs (P.V.T.), fueron comparados con los valores promedios de

RGP (historia de producción), resultando entre ellos un mínimo margen de error de 5.8%,

concluyendo que los valores de Rs puedan ser aceptados como validos.

7.8. VALIDACIÓN DE LA PRESIÓN DE BURBUJA, Pb

La presión de burbuja estimada en el análisis P.V.T., no cotejan con el comportamiento de

presión del yacimiento C-7, del Pilar, del área VLA008, el cuál muestra 2430 Lpc; por esta

razón fue necesario generar P.V.T. sintéticos, con el fin de amarrar el comportamiento de

los fluidos con la data de presión/producción.

INVERSO DE Bg

0

50

100

150

200

250

300

350

0 500 1000 1500 2000

PRESIÓN (Lpc)

1/B

g

99

7.9. GENERACIÓN DE P.V.T. SINTÉTICOS

Para obtener las propiedades de los fluidos del yacimiento se procedió a determinarlas,

utilizando las correlaciones que mejor se ajustaran al comportamiento real del yacimiento;

para ello fue necesario disponer de la siguiente data:

YACIMIENTO Pb Lpca

Ty °F

Rs pcn/bn

Grav. °API ץg

Salinidad ppm

Tsep °F

Psep Lpc

C-7, VLA008 2444.7 200 435 25.90 0.76248 5200 100 100

Tabla 7.5. Datos para generar P.V.T. sintéticos

Las correlaciones que mejor se ajustaron para el cálculo de las propiedades de los fluidos

en todas las áreas de estudio son las siguientes:

PROPIEDAD CORRELACIÓN

Presión de Burbuja (Pb) Standing Razón Gas Disuelto-Petróleo (Rs) Standing

Factor Volumétrico del Petróleo (Bo) Standing Factor de Compresibilidad del Gas (Z) Brill y Beggs

Factor Volumétrico del Agua (Bw) McCoy Razón Gas Disuelto-Agua (Rsw) McCoy

Viscosidad del Petróleo (µο) Beggs y Robinson Viscosidad del Agua (µw) McCain Viscosidad del Gas (µg) Lee-González-Eakin

Compresibilidad del Petróleo (Co) Subsat. Vasquez y Beggs Compresibilidad del Petróleo (Co) Sat. Standing

Compresibilidad del Gas (Cg) Brill y Beggs Compresibilidad del Agua (Cw) Subsat. Dodson y Standing

Compresibilidad del Agua (Cw) Sat. McCoy Densidad del Agua (ρw) McCain

Tabla 7.6. Correlaciones usadas para obtener las propiedades de los fluidos

100

CAPÍTULO VIII

COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN / PRESIÓN DEL YACIMIENTO

Con la finalidad de disponer de una información confiable de producción/presión, además

de cuantificar las reservas originales y remanentes en el yacimiento C-7 del Pilar, se

procedió a realizar un análisis de los pozos que fueron completados en este horizonte

basado en la nueva interpretación de topes geológicos realizada en el presente estudio.

Cabe destacar que debido al cambio en los topes geológicos fue necesario una nueva

validación de presiones y una redistribución de la producción con el fin de tener mayor

precisión en el cálculo de reservas.

8.1. COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DEL YACIMIENTO

El yacimiento C-7 VLA-0015, del VLA008, del Pilar Sur, ha sido explotado durante 46

años y la producción del mismo proviene de una línea de puntos de drenaje entre las

fallas Lama-Icotea y Ático. Este yacimiento fue descubierto en Junio de 1954, por medio

de la perforación del pozoVLA-0015, el cual tuvo una tasa inicial de 3063 BPPD, con una

RGP de 516 pcn/bn, 4 % de AyS y 31 ° API.

Posteriormente al descubrimiento de este yacimiento, se han completado 49 pozos como

productores del mismo, dentro de los cuales, se encuentran en el horizonte un total de 6

pozos activos (VLA-0546, VLA-0547, VLA-0755, VLA-0798, VLA-0818 y VLA-1035), 29

pozos abandonados y 14 inactivos.

La explotación comercial de C-7, se dió con la completación del primer pozo en este

yacimiento VLA-0015 en Junio de 1954, quien arrojó una producción inicial de 3063

BPPD, 516 pc/bn de RGP y 4% AyS. Al año siguiente fue completado el VLA-0042, con

una tasa inicial de 3320 BPPD, 410 pc/bn de RGP y 0 de % AyS; lográndose tener un

acumulado de petróleo en Octubre de 1956 para la región II de 2.7 MMBN.

Entre los años 1956 y 1957, fueron completados los pozos VLA-0110, VLA-0114, VLA-

0137, VLA-0186; con un aporte inicial del yacimiento C-7 de 2823, 3959, 4198, y 0 BPPD,

respectivamente. El VLA-0186, fue el primer pozo completado oficialmente en el

yacimiento C-7 entre los lineamientos de la falla del Ático y Lama Este, fue abierto a

producción y solamente estuvo produciendo agua hasta que fue puesto como inyector

disposal de la zona a finales de 1957. El aporte de producción del yacimiento C-7 en el

101

área 8, tuvo un incremento bastante significativo tanto que para finales de 1957 se tenía

una producción total por encima de los 11000 BPPD con un corte de agua de 8 %;

lográndose acumular para Diciembre de 1962 un total de 20 MMBN.

Durante los años 1962-1970, fueron completados los pozos VLA-0417, VLA-0462, VLA-

0545, VLA-0546, VLA-0547, VLA-0569; de los cuales, se obtuvieron unas tasas iniciales

de 4695, 5223, 2170, 2000, 2330, 0 BPPD, respectivamente. Cabe destacar el VLA-0569

está ubicado entre las fallas Ático Lama Este, y fue equipado mecánicamente como

inyector de agua de las arenas C-6-S/M y C-7, comenzando la inyección a través del

anular en la arena C-6-S/M, y quedando C-7 aislado esperando por aprobación de

proyectos de inyección en dicha zona. Durante este período se logró tener una buena

producción de petróleo en el área con un promedio por encima de los 12000 BPPD, y

logrando acumular para Julio de 1977, un total de 65 MMBN.

Gráfico 8.1. Comportamiento de producción de la región II

Entre los años 1977 y 1979, fueron completados los pozos VLA-0739, VLA-0760, VLA-

0798; presentando un aporte inicial de 580, 277, 137 BPPD, respectivamente.

102

Posteriormente entre los años 1984 y 1985, cuando la declinación en la producción se

hizo notar alcanzando niveles de 2000 BPPD, fueron perforados los pozos VLA-0929,

VLA-1035 (horizontal) y VLA-1166, con el fin de incrementar el aporte del área. La

producción inicial de dichos pozos fue de 185, 1472, 64 BPPD, respectivamente;

aumentando el aporte total del yacimiento en el área por encima de los 5000 BPPD.

Finalmente, se han completado en el área un total de 18 pozos en el yacimiento C-7, de

los cuales 9 se encuentran abandonados en el horizonte, 5 están inactivos y solo 4 son

productores activos: VLA-0546, VLA-0547, VLA-0798, y VLA-1035. La producción de C-7

en esta área, fue declinando de manera normal y en la actualidad, la producción total

generada por los pozos activos supera los 500 BPPD, con una RGP promedio de 1400

pc/bn y un corte de agua 75 %. Finalmente se tiene un total acumulado de esta región de

82 MMBN de petróleo, 65444 MMPCN de gas, y 82.5 MMBN de agua.

• POZO VLA-0015

El pozo VLA-0015 quedó completado el 28-06-54 como productor sencillo en el intervalo

6990’-7090’ (C-7-S), del área VLA008. El aporte inicial fue de 3063 BPPD, 516 pc/bln de

RGP y 4% AyS; declinando rápidamente debido al incremento del corte de agua.

En Noviembre de 1954 se realizó primer trabajo de reacondicionamiento al pozo, el cual

consistió en una cementación forzada de los intervalos abiertos, abandonando C-7 y

recompletando el pozo en el intervalo 6857’-6947’, perteneciente a el yacimiento C-6-I; de

donde se obtuvo una producción inicial de 3306 BPPD, 433 pc/bln de RGP y 0% AyS. La

producción se mantuvo entre 3200-3500 BPPD y 0% AyS hasta Diciembre de 1956.

En Diciembre de 1956, fue realizado un trabajo de cañoneo y el pozo quedó completado

en los intervalos: 6784’-6809’, 6815’-6947; de C-6-I. Posteriormente fue abierto a

producción con una tasa inicial 4073 BPPD, 516 pc/bln de RGP y 0% AyS; la cual fue

declinando hasta que en Febrero de 1968, el pozo se encontraba produciendo 2702

BPPD, 448 pc/bln de RGP y 0.1% AyS.

Desde ese momento el pozo fue acondicionado para producir mediante levantamiento

artificial por gas (L.A.G), y los resultados no fuerontan satisfactorios como se esperaba y

la producción del pozo comenzó a disminuir drásticamente, tanto que para Febrero de

1980 la producción fue la siguiente 62 BPPD, 2220 pc/bln de RGP y 70% AyS. El pozo fue

cerrado por orden del Ministerio en Abril de 1980 en estado EHL

(cerrado por orden del Ministerio) y actualmente se encuentra en iguales condiciones.

103

Gráfico 8.2. Comportamiento de producción del pozo VLA-0015

• POZO VLA-0042

El 04-06-55, el pozo VLA-0042 quedó mecánicamente completado como productor

sencillo del yacimiento C-7, del área VLA008: 7000’-7066’ (C-7-S); 7090’-7110’ (C-7-M).

La producción inicial obtenida fue de 3320 BPPD, 410 pc/bln de RGP y 0 % AyS,

manteniéndose hasta Abril de 1957 entre 3000-6000 BPPD.

En Julio de 1957, se llevó a cabo primer reacondicionamiento en el pozo con el fin de

limpiar las perforaciones existentes que estaban taponadas y adicionar nuevas; quedando

completado en los siguientes intervalos: 6869’-6918’, 6926’-6970’, 7000’-7066’ (C-7-S);

7090’-7110’ (C-7-M). El pozo fue abierto a producción obteniéndose una producción

inicial de 4295 BPPD, 561 pc/bln de RGP y 0 % AyS.

En Diciembre de 1957, el corte de agua comenzó a incrementarse y la producción a

disminuir tanto que para Abril de 1962 el pozo se encontró taponado a 7060’ y

produciendo 895 BPPD, 505 pc/bln de RGP y 39 % AyS; pozo cerrado en estado ERN

(esperando por reparación mayor).

En Mayo de 1962, fue realizado un nuevo trabajo de reacondicionamiento, colocaron

tapón paragua a 6970’ y dejaron el pozo completado enlos intervalos: 6869’-6918’, 6926’-

104

6970’ (C-7-S). La producción inicial con L.A.G fue de 906 BPPD, 467 pc/bln de RGP y 5.2

% AyS; manteniéndose entre 900-1500 BPPD hasta Octubre de 1969 cuando comenzó a

declinar por incremento del corte de agua, tanto que para Septiembre de 1984 la

producción registrada fue de 58 BPPD, 2579 pc/bln de RGP y 82 % AyS.

El pozo continuó produciendo unos años más con altos cortes de agua y en Noviembre de

1996, se llevó a cabo el tercer trabajo de reacondicionamiento,en el cual asentaron tapón

paragua a 6810’ y dejaron el pozo completado en zona única: 6224’-6244’, 6302’-6312’,

6342’-6348’, 6354’-6370’, 6396’-6410’, 6436’-6445’ (C-6-S/M); 6518’-6538’, 6580’-6585’,

6620’-6632’, 6642’-6647’ (C-6-I). El pozo fue abierto obteniéndose una producción inicial

conjunta de 232 BPPD, 6207 pc/bln de RGP y 0 % AyS; la cual, rápidamente fue

declinando hasta que en Diciembre de 1999 la producción del pozo registrada fue de 11

BPPD, 8364 pc/bln de RGP y 60 % AyS.

En Abril de 2000, se asentó tapón a 6570’ para abandonar los intervalos inferiores

abiertos. Posteriormente el pozo fue abierto a producción con 17 BPPD, 1412 pc/bln de

RGP y 90 % AyS; tan pobre que ya para Septiembre de 2001 era de 5 BPPD, 1800 pc/bln

de RGP y 98 % AyS; por lo que el pozo fue cerrado en estado HW (alto corte de agua).


105

• POZO VLA-0110

El pozo VLA-0110 del área VLA-008, quedó completado el 29-11-56 como productor

sencillo no selectivo de la siguiente forma: 6602’-6616’ (C-6-I); 6626’-6633’, 6640’-6660’,

6668’-6857’, 6864’-6877’ (C-7-S); 6877’-6884’, 6911’-7003’, 7008’-7032’ (C-7-M);

obteniéndose una producción inicial conjunta de 3120 BPPD, 385 pc/bln de RGP y 2 %

AyS. Durante Marzo y Octubre de 1957 la producción se mantuvo entre 5100-5200 BPPD;

obteniéndose una declinación muy notable para Noviembre de 1957 cuando se registró

1929 BPPD, 395 pc/bln de RGP y 15 % AyS.

Entre Enero de 1958 y Diciembre de 1959, el pozo fue disminuyendo su producción

registrándose como última medida 918 BPPD, 1342 pc/bln de RGP y 32 % AyS. Para

Enero de 1960 se llevó a cabo primer trabajo de reacondicionamiento; cementación

forzada con el fin de mejorar la cementación, quedando el pozo finalmente recompletado

en zona única en los siguientes intervalos: 6602’-6616’ (C-6-I); 6626’-6633’, 6640’-6660’,

6668’-6857’, 6864’-6877’ (C-7-S); 6877’-6884’, 6911’-7003’, 7008’-7032’ (C-7-M). La

producción del pozo después de este trabajo fue de 1253 BPPD, 448 pc/bln de RGP y 34

% AyS.

El pozo continuó produciendo de manera estable hasta Noviembre de 1962 cuando se

realizó segundo reacondicionamiento debido a que el corte de agua se encontró en 40 %.

En este trabajo se aislaron los intervalos inferiores de la arena C-7, y el pozo quedó

recompletado en zona única en los siguientes intervalos: 6602’-6616’ (C-6-I); 6626’-6633’,

6640’-6660’, 6668’-6857’, 6864’-6877’ (C-7-S); 6877’-6884’ (C-7-M). La producción inicial

obtenida fue de 1568 BPPD, 465 pc/bln de RGP y 14 % AyS. En Febrero de 1963, por

medio de una prueba Build-Up se detectó daño a la formación, por ello se realiza tercer

trabajo de reacondicionamiento en el pozo para recañonear los intervalos existentes y

adicionar el intervalo 6884’-6888’. Después del trabajo, el pozo quedó produciendo por el

anular y registró la siguiente producción 5278 BPPD, 471 pc/bln de RGP y 1 % AyS;

manteniéndose estable hasta Enero de 1965 cuando comienza a producir por tubería

registrando lo siguiente 2248 BPPD, 576 pc/bln de RGP y 39 % AyS.

En Enero de 1966, el pozo fue puesto a producir por gas lift (L.A.G), pero la producción

continuó disminuyendo a medida que el corte de agua se incrementaba; ya para Julio de

1972 la medida fue de 31 BPPD, 1873 pc/bln de RGP y 95 % AyS.

En Enero de 1973, se efectuó el cuarto trabajo de reacondicionamiento, cementación

forzada para eliminar la entrada de agua desde el yacimiento C-7; dejando el pozo

106

completado sencillo selectivo en los siguientes intervalos: 6094’-6102’, 6140’-6160’, zona

I; 6224’-6234’, 6260’-6270’ (C-6-S/M), 6310’-6336’, zona II; 6408’-6432’, zona III; 6488’-

6508’, 6526’-6550’, zona IV; 6602’-6616’ (C-6-I), 6626’-6632’, 6640’-6666’, 6668’-6692’ (C-

7-S), zona V. Fueron probadas las arenas selectivamente, obteniéndose de C-7 2000

BPPD (posteriormente aislada selectivamente), C-6-S/M tasas promedios de 250 BPPD

hasta Noviembre de 1994, mientras que por su parte C-6-I tasas entre 1000-2000 BPPD

inicialmente.

Actualmente, el pozo se mantiene en producción de C-6-I (L.A.G), y con una medida de

195 BPPD, 1351 pc/bln de RGP y 0.5 % AyS.


• POZO VLA-0114

El pozo VLA-0114 del área VLA008, quedó completado el 28-11-56 como productor

sencillo en el yacimiento C-7 (S): 6883’-7070’, el cual produjo inicialmente 3959 BPPD,

533 pc/bln de RGP y 9 % AyS. El corte de agua fue incrementándose considerablemente

tanto que para Diciembre de 1963 era de 30 % y la producción era de 859 BPPD.

En Enero de 1965, el pozo comenzó a producir mediante levantamiento artificial por gas

(L.A.G); registrando 1235 BPPD, 492 pc/bln de RGP y 36 % AyS. El pozo continuó

107

produciendo y la tasa fue declinando a medida que el corte de agua se fue

incrementando; ya para Agosto de 1968 se registra la siguiente medida 173 BPPD, 616

pc/bln de RGP y 86 % AyS.

En Marzo de 1969, se realizó primer trabajo de reacondicionamiento; en el cual se

cementaron las perforaciones originales, dejaron fondo a 6920’ y el pozo quedó

completado selectivamente en los siguientes intervalos: 6770’-6794’, 6798’-6822’, 6828’-

6852’ (C-6-I), zona I; 6884’-6890’, 6902’-6914’ (C-7-S), zona II. La producción inicial fue

de 2668 BPPD, 458 pc/bln de RGP y 0.6 % AyS; la cual, se mantuvo por muy poco tiempo

debido a que el corte de agua fue incrementándose rápidamente tanto que para Julio de

1975 se ubicó en 96 % AyS con una producción de 45 BPPD.


En Junio de 1976, se llevó a cabo segundo trabajo de reacondicionamiento, cementación

forzada en los intervalos abiertos, asentaron tapón puente a 6915’, cañonearon y

completaron el pozo selectivamente en los siguientes intervalos: 6280’-6286’, 6290’-6295’,

6306’-6316’, 6342’-6352’, zona I; 6357’-6366’, 6411’-6420’, 6428’-6432’, 6446’-6462’,

6471’-6490’, 6513’-6522’, 6554’-6560’ (C-6-S/M), 6598’-6604’, 6620’-6648’, zona II; 6676’-

6694’, 6698’-6704’, 6710’-6716’, zona III; 6756’-6764’ (C-6-I), zona IV; 6884’-6892’, 6900’-

6912’ (C-7-S), zona V. El pozo fue probado con L.A.G y el yacimiento C-7-S tuvo muy

bajo aporte por lo que fue aislado selectivamente rápidamente; mientras que C-6-I mostró

una producción inicial de 359 BPPD, 1915 pc/bln de RGP y 66 % AyS, la cual se mantuvo

hasta Agosto de 1985 cuando el corte de agua llegó a 99%. Por su parte, C-6-S/M quedó

108

produciendo en forma conjunta con C-6-I con tasas no superiores a los 200 BPPD desde

Octubre de 1984 hasta Junio de 1997 cuando pasó a ser inyector de la arena C-6-S/M;

manteniéndose así hasta la actualidad.

• POZO VLA-0137

El pozo VLA-0137 del área VLA-8, quedó completado el 06-02-57 sencillo no selectivo en

el yacimiento C-7: 6554’-6604’ (C-7-S), 6620’-6647’, 6660’-6686’, 6695’-6724’, 6735’-

6782’, 6792’-6831’ (C-7-M), 6854’-6891’, 6897’-6934’, 6954’-6988’, 6992’-7023’, 7043’-

7090’ (C-7-I); obteniéndose una producción inicial de 4198 BPPD, 505 pc/bln de RGP y 0

% AyS. Para Septiembre de 1957, el pozo comenzó a producir agua aumentando hasta

30 %; razón por la cual, en Noviembre de ese mismo año el pozo fue cerrado y abierto

nuevamente en Octubre de 1960 con una medida inicial de 1294 BPPD, 350 pc/bln de

RGP y 4 % AyS. En Mayo de 1962, se comenzó a hacer notable nuevamente el

incremento del corte de agua; por lo que, se corrió un registro de producción que indicó

que la mayor parte de la producción de agua provenía de los intervalos inferiores.

En Noviembre de 1962, se realizó primer trabajo de reacondicionamiento en donde fueron

taponados los intervalos inferiores y cañoneados otros superiores, quedando el pozo

completado en los siguientes intervalos: 6422’-6429’, 6436’-6482’, 6498’-6536’, 6554’-

6604’ (C-7-S), 6620’-6647’, 6660’-6686’, 6695’-6724’, 6735’-6782’, 6792’-6831’ (C-7-M),

6854’-6891’, 6897’-6934’ (C-7-I). La producción inicial mostrada fue de 5974 BPPD, 600

pc/bln de RGP y 13 % AyS; la cual, fue declinando y ya para Agosto de 1965 era de 787

BPPD, 661 pc/bln de RGP y 53 % AyS.

En Diciembre de 1965, se llevó a cabo segundo trabajo de reacondicionamiento y

completaron el pozo selectivamente en ocho zonas con el fin de controlar la entrada de

agua: 5759’-5846’, 5820’-5846’ (zona I), 5960’-5989’ (zona II), pertenecientes a C-6-S/M;

6422’-6429’, 6436’-6482’, 6498’-6536’ (zona III), 6554’-6604’, de C-7-S; 6620’-6647’ (zona

IV), 6660’-6686’, 6695’-6724’ (zona V), 6735’-6782’, 6792’-6831’ (zona VI), de C-7-M;

6854’-6891’, 6897’-6934’ (zona VII), 6954’-6988’, 6992’-7023’, 7043’-7090’ (zona VIII), de

C-7-I. La producción del pozo (yacimiento C-7), se mantuvo entre 1000-2000 BPPD con

cortes de agua que llegaron a 50 % para Septiembre de 1972; seguidamente la tasa

declinó muy rápido producto del incremento del corte de agua que alcanzó valores del 100

% para Agosto de 1975. Por otra parte del yacimiento C-6-S/M fueron reportadas pocas

pruebas con producciones muy bajas.

109

En Agosto de 1975, se realiza tercer reacondicionamiento, en el que se asentó tapón a

6787’, dejaron el pozo completado selectivamente en dos zonas y fueron cañoneados los

siguientes intervalos: 5759’-5776’, 5820’-5846’, 5960’-5989’ (zonaI), de C-6-S/M; 6422’-

6429’, 6436’-6482’, 6498’-6536’, 6554’-6604’, de C-7-S; 6620’-6647’, 6660’-6686’, 6695’-

6724’, 6735’-6782’ (zona II), de C-7-M. El pozo fue abierto a producción del yacimiento C-

7 sin lograr tener los resultados esperados; es por ello, que se realiza el cuarto

reacondicionamiento en Abril de 1976, dejando el pozo completado de la siguiente

manera: 5759’-5776’, 5820’-5846’, 5960’-5989’ (zona I), del yacimiento C-6-S/M; 6423’-

6430’, 6437’-6441’, 6444’-6454’, 6466’-6475’ (zona II), 6505’-6514’ (zona III), 6544’-6552’

(zona IV), de C-7-S; 6616’-6634’ (zona V), de C-7-M.

Del yacimiento C-7, la producción se mantuvo entre los 100-300 BPPD con un corte de

agua que fue incrementándose con el tiempo tanto que para Marzo de 1989 la medida

registrada fue de 137 BPPD, 1548 pc/bln de RGP y 85 % AyS. Por otra parte, del

yacimiento C-6-S/M se tiene que la producción se ha mantenido, al igual que el corte de

agua, teniéndose para la fecha, una medida de 211 BPPD, 1238 pc/bln de RGP y 24 % de

AyS.


• POZO VLA-0186

El pozo VLA-0186 del área VLA-8, fue completado el 26-08-57, zona única en C-7: 7950’-

7967’, 7978’-7992’, 8002’-8006’, 8015’-8026’, 8034’-8066’, 8073’-8090’. Este pozo está

110

ubicado en la parte más baja del Pilar entre los lineamientos de la falla del Ático / Lama

Este, fue abierto y solamente produjo agua.

A finales de 1957, recuperando un pescado se detectó corrosión del revestidor, por lo que

se realizó primer trabajo de reacondicionamiento, en el que se recuperó revestidor y fue

convertido el pozo en inyector disposal a hoyo abierto en C-7 (7937’-8128’).

En Abril de 1962, se llevó a cabo segundo trabajo, asentando tapón

puente a 7400’ para aislar la arena C-7; quedando el pozo finalmente completado simple

en C-6-S/M (6847’-6857’, 6858’-6868’). La producción inicial fue de 1335 BPPD, 640

pc/bln de RGP y 0 % AyS; luego el pozo fue cerrado por trabajo de reacondicionamiento

en Agosto de 1964 y fue completado de manera selectiva por la intención de convertir el

pozo en inyector de agua en la arena C-6-S/M (6847’-6857’ (zona I), 6858’-6868’, 7034’-

7054’, 7092’-7102’, 7129’-7140’, 7165’-7193’, 7214’-7235’, 7240’-7247’ (zona II).

Fue abierto para prueba de producción reportando en Octubre de 1964: 846 BPPD, 1266

pc/bln de RGP y 74 % AyS. Posteriormente, en Noviembre de 1964, el pozo fue

incorporado a inyector como parte de una prueba piloto del Rosado con una tasa inicial de

4900 B/D de agua a 560 Lpc. En Agosto de 1966, dicha prueba fue descontinuada y el

pozo fue incorporado en Diciembre de ese mismo año al proyecto de inyección de agua

AW-15 con una tasa inicial de 11000 B/D a 2000 Lpc.

En Octubre de 1969, se realizó trabajo con el fin primario de convertir el pozo también en

inyector de la arena C-6-I conjuntamente con la arena C-6-S/M; es por ello, que se

realizaron nuevos cañoneos, quedando finalmente el pozo completado de manera

selectiva de la siguiente forma: 6847’-6857’, 6858’-6868’, 7034’-7054’, 7092’-7102’, 7129’-

7140’ (zona I), 7165’-7194’, 7214’-7235’, 7240’-7247’ (zona II), de C-6-S/M; 7323’-7341’,

7366’-7378’, 7386’-7398’, 7403’-7415’, 7442’-7472’, 7480’-7498’ (zona III), de C-6-I.

En Junio de 1971, fue detectada una fuga en la tubería a 6220’; por lo que, se realiza un

nuevo trabajo en Septiembre de 1971, en el que se abandonó la arena C-6-I con tapón a

7270’ y se cañonearon nuevos intervalos, quedando el pozo en zona única como inyector

en C-6-S/M (6845’-6869’, 6875’-6881’, 6920’-6926’, 6930’-6936’, 6976’-6982’, 6996’-7004’,

7008’-7014’, 7025’-7031’, 7033’-7057’, 7060’-7066’, 7071’-7077’, 7080’-7086’, 7089’-

7106’, 7115’-7121’, 7130’-7142’, 7160’-7196’, 7200’-7206’, 7214’-7238’, 7242’-7248’).

La inyección de agua continuó hasta Abril de 1973 cuando fue realizado sexto trabajo de

reacondicionamiento, tapón a 7252’ con el fin de hacer más efectiva la inyección de agua

en la arena C-6-S/M, en los intervalos antes mencionados. Posteriormente, fue realizada

111

recompletación del pozo en Marzo de 1978 (cambio de sarta), y el pozo se mantuvo

inyectando agua hasta Enero de 1990 cuando el pozo fue cerrado.

• POZO VLA-0417

El pozo VLA-0417 del área VLA008, fue completado el 08-02-63 en zona única en el

yacimiento C-7(M): 6399’-6423’, 6440’-6460’, 6480’-6485’, 6488’-6518’, 6538’-6545’,

6567’-6575’, 6584’-6599’, 6607’-6615’; mostrando una producción inicial de 4800 BPPD,

549 pc/bln de RGP y 0 % de AyS. Este pozo se mantuvo produciendo hasta Diciembre de

1972 con una tasa que fue parcialmente declinando a medida que el corte de agua fue

incrementándose tanto que para Noviembre de 1972 la medida fue de 1260 BPPD, 580

pc/bln de RGP y 60 % de AyS.

En Diciembre de 1972, es realizado trabajo de reacondicionamiento en el que cañonearon

a través de tubería nuevos intervalos de la arena C-7, quedando completado: 6399’-6423’,

6440’-6460’, 6480’-6485’, 6488’-6518’, 6538’-6545’, 6567’-6575’, 6584’-6599’, 6607’-

6615’, de C-7-M; 6672’-6692’, 6696’-6704’, 6736’-6748’, 6754’-6762’, 6778’-6792’; de

C-7-I. El incremento en la producción no fue realmente lo que se esperaba 1570 BPPD,

530 pc/bln de RGP y 60 % de AyS; seguido a este comportamiento el corte de agua

comenzó a incrementarse ligeramente y en Febrero de 1984 la producción fue de 230

BPPD, 2000 pc/bln de RGP y 85 % de AyS.


112

El pozo permaneció sin medidas hasta Abril de 1985 cuando fue llevado a cabo un

reacondicionamiento, en el que se completó el pozo selectivamente en tres zonas

pertenecientes a la arena C-7 para tener un mayor control de la entrada de agua: 6399’-

6423’, 6440’-6460’, 6480’-6485’, 6488’-6518’, 6538’-6545’ (zona I); 6567’-6575’, 6584’-

6599’, 6607’-6615’ (zona II), de C-7-M; 6672’-6692’, 6696’-6704’, 6736’-6748’, 6754’-

6762’, 6778’-6792’ (zona III), de C-7-I. La producción inicial mostrada de 23 BPPD, 5520

pc/bln de RGP y 99 % de AyS; fue evidente el alto corte de agua, por lo que se realizaron

ciertos ajustes con las mangas de producción y el pozo logró tener medidas superiores a

los 200 BPPD con un 70 % de AyS

En Enero de 1997, después que el pozo quedó sin producción fue realizado un nuevo

trabajo reacondicionamiento: 5452’-5464’ (zona I), de BLR; 5578’-5588’, 5605’-5630’,

5652’-5658’, 5800’-5816’ (zona II), de C-6-S/M; 5914’-5922’, 5928’-5935’, 5952’-5962’,

5970’-5982’, 5992’-6008’, 6028’-6040’, 6052’-6056’, 6062’-6068’, 6120’-6134’, de C-6-I;

6182’-6194’, 6214’-6222’ (zona III), de C-7-S. El pozo mantuvo una producción estable de

las arenas C-6-I/C-7-S, alrededor de los 300 BPPD, y fue declinando a medida que el

corte de agua se fue incrementando. De C-6-S/M, la producción se ha mantenido y en la

actualidad, se tiene una medida de 40 BPPD, 2311 pc/bln de RGP y 82 % de AyS.

• POZO VLA-0462

El pozo VLA-0462 del área VLA008, quedó completado el 05-10-64 en zona única en el

yacimiento C-7: 6390’-6420’, 6450’-6470’, 6500’-6520’, 6540’-6546’, 6570’-6576’, 6584’-

6590’, de C-7-M; 6620’-6636’, 6662’-6670’, 6678’-6692’, 6748’-6766’, 6778’-6798’, 6836’-

6856’, 6892’-6902’, de C-7-I; mostrando una producción inicial de 5837 BPPD, 520 pc/bln

de RGP y 0 % de AyS, declinando a medida que el corte de agua aumentaba.

El primer trabajo de reacondicionamiento fue realizado en Agosto de 1965 debido al

incremento rápido del corte de agua, perforaron nuevos intervalos en C-6-I/C-7 y

completaron el pozo selectivamente para tener un mayor control de la entrada de agua,

de la siguiente forma: 5906’-5912’, 5928’-5960’ (zona I), 6014’-6044’, 6060’-6078’, 6095’-

6113’ (zona II), de C-6-I; 6156’-6168’, 6188’-6196’, 6222’-6248’, 6268’-6294’, 6318’-6324’

(zona III), de C-7-S; 6390’-6420’, 6450’-6470’, 6500’-6520’, 6540’-6546’ (zona IV), 6570’-

6576’, 6584’-6590’, de C-7-M; 6620’-6636’, 6662’-6670’, 6678’-6692’ (zona V), 6748’-

6766’, 6778’-6798’ (zona VI), 6836’-6856’, 6892’-6902’ (zona VII), de C-7-I.

El pozo registró una producción inicial del yacimiento C-7 de 1730 BPPD, 760 pc/bln de

RGP y 50 % de AyS; la cual, se mantuvo bastante estable con cierta declinación hasta

113

finales de 1986 cuando se registra como última medida de 76 BPPD, 4332 pc/bln de RGP

y 80 % de AyS. Por otra parte C-6-I, quedó abierto en Octubre de 1998 después de

haberse reportado algunas medidas desde Septiembre de 1965. La producción aportada

fue bastante pobre y nunca superó los 50 BPPD.

A finales del año 2000 el pozo fue recompletado en zona única en C-6, en los siguientes

intervalos: 5622’-5626’, 5632’-5640’, 5774’-5780’, de C-6-S/M; 5842’-5856’, de C-6-I. El

pozo fue posteriormente abierto a producción y no arrojó medidas de producción.


• POZO VLA-0545


selectivo en seis zonas: 6340’-6352’ (zona I), de C-6-I; 6428’-6434’, 6438’-6450’ (zona II),

6472’-6484’, 6494’-6506’, 6510’-6516’, 6520’-6532’, 6537’-6543’ (zona III), de C-7-S;

6590’-6608’, 6630’-6642’, 6666’-6678’ (zona IV), 6710’-6722’, 6740’-6752’, de C-7-M;

6762’-6774’, 6784’-6796’, 6800’-6812’ (zona V), 6860’-6878’, 6898’-6916’ (zona VI), de

C-7-I.

El pozo se mantuvo produciendo en forma conjunta de C-6-I y C-7 con una tasa inicial de

2800 BPPD, 400 pc/bln de RGP y 0 % de AyS; declinando hasta Enero de 1997 cuando

se registró 150 BPPD con 95 % de AyS. En ese momento es realizado primer trabajo de

reacondicionamiento en el que abandonaron los intervalos de C-7 y completaron el pozo

sencillo selectivo en tres zonas: 5548’-5554’ (zona I), de BLR; 5730’-5770’ (zona II),

6096’-6104’, 6122’-6132’, de C-6-S/M; 6152’-6178’, 6223’-6232’ (zona III), de C-6-I. Desde

ese entonces el pozo se ha mantenido produciendo en forma conjunta de C-6-S/M y C-6-I,

con tasas no superiores a los 300 BPPD.

114


Para Agosto de 2001, cuando la tasa había declinado a 40 BPPD, es realizado una

inyección de química y posteriormente un cañoneo en Octubre de 2001 en los intervalos:

6008’-6018’, 5952’-5966’, 5930’-5938’, pertenecientes a C-6-S/M. El pozo fue abierto a

producción y se ha mantenido con una tasa conjunta de C-6-S/M y C-6-I por encima de

los 150 BPPD.

• POZO VLA-0546


selectivo en cinco zonas pertenecientes a C-7: 6272’-6278’, 6298’-6310’, 6313’-6325’,

6334’-6340’, 6344’-6350’, 6360’-6366’ (zona I), 6407’-6419’, de C-7-S; 6493’-6511’, 6518’-

6524’, 6534’-6540 (zona II), 6614’-6626’, 6647’-6653’, 6659’-6665’, 6676’-6682’ (zona III),

de C-7-M; 6734’-6746’, 6779’-6785’, 6790’-6800’, 6810’-6816’, 6822’-6834’, 6839’-6851’,

6868’-6880’ (zona IV), 6900’-6912’, 6916’-6928’, 6942’-6960’ (zona V), de C-7-I.

El pozo se mantuvo produciendo selectivamente de las arenas de C-7 con una tasa inicial

de 2000 BPPD, 515 pc/bln de RGP y 15 % de AyS; y fue declinando a medida que le

corte de agua fue incrementándose y para Septiembre de 1996 era de 50 BPPD con 95%

de AyS.

En Abril de 1997, se realizó primer trabajo de reacondicionamiento en el que se

abandonaron los intervalos inferiores de C-7 y se cañonearon nuevos intervalos en BLR;

115

quedando el pozo completado de la siguiente manera: 5360’-5368’ (zona I), de BLR;

6230’-6238’, de C-6-I; 6258’-6265’, 6274’-6279’, 6288’-6295’, 6300’-6309’, 6314’-6320’

(zona II), de C-7-S.

El pozo produjo de las dos zonas en conjunto hasta Mayo de 1999 con tasas en el orden

de los 400 BPPD. Durante este período BLR fue probado y su producción fue mínima, por

lo que fue aislado selectivamente quedando solo abierta la zona II de forma conjunta C-6-I

y C-7. El pozo se ha mantenido en producción hasta la actualidad con una tasa de 250

BPPD, 780 pc/bln de RGP y 35 % de AyS.


• POZO VLA-0547

El pozo VLA-0547 del área VLA-8, quedó completado el 24-06-69 como productor sencillo

no selectivo de C-7: 6375’-6393’, 6397’-6409’, 6429’-6441’, 6446’-6458’, 6463’-6475’,

6480’-6498’, 6526’-6532’, 6538’-6550’, 6562’-6580’, 6602’-6614’, 6629’-6641’, 6650’-

6662’, de C-7-S; 6684’-6696’, 6700’-6706’, 6713’-6731’, 6749’-6755’, 6804’-6816’, de C-7-

M; 6864’-6870’, 6882’-6894’, 6922’-6928’, 6954’-6966’, 6970’-6988’, de C-7-I.

El pozo mostró una producción inicial de 2330 BPPD, 350 pc/bln de RGP y 0 % de AyS;

declinando debido al incremento en el corte de agua, por lo que fue cerrado para

reacondicionamiento en Septiembre de 1996 con una tasa de 180 BPPD y 90 % de AyS.

116

En el reacondicionamiento, fue asentado tapón paragua a 6742’ para aislar los intervalos

inferiores de C-7. Después de este trabajo la producción no se levantó de los 200 BPPD;

por lo que rápidamente fue realizado un nuevo trabajo en Agosto de 1997, tapón paragua

a 6520’ para así de esta forma controlar el corte de agua; luego cañonearon

adicionalmente el intervalo 6366’-6380’ (C-7-S).

La producción inicial fue de 580 BPPD, 950 pc/bln de RGP, 0.5 % de AyS y se mantuvo

así hasta Mayo de 2000 cuando el corte de agua se hizo notar y la producción cayó a 200

BPPD, manteniéndose así hasta la actualidad (Agosto de 2002).


• POZO VLA-0569

El pozo VLA-0569 del área VLA-8, quedó completado selectivamente el 29-04-70 en los

siguientes intervalos: 6462’-6474’, 6482’-6500’, 6551’-6569’, 6665’-6683’, 6718’-6724’,

6782’-6800’, 6810’-6834’, 6862’-6868’, 6877’-6883’, de C6-S/M; 7326’-7338’, 7356’-7368’,

7421’-7433’, 7462’-7474’, 7528’-7540’, 7586’-7598’, 7606’-7618’, 7648’-7660’, de C-7.

Este pozo esta ubicado en la parte más baja del Pilar entre los lineamientos de la falla del

Ático / Lama Este, y fue completado con la finalidad de inyectar agua en las arenas C-6-

117

S/M y C-7. La inyección comenzó en C-6-S/M a través del anular a una tasa de 8127

BAPD y una presión de 1900 Lpc, mientras que C-7, no se le pudo inyectar agua, debido

a que quedó esperando por la aprobación de futuros proyectos de inyección. En Agosto

de 1972, es realizado un registro de inyección, el cual demostró que parte de la inyección

a C-6-S/M estaba entrando a las arenas de C-7, por medio de una fuga registrada en la

tubería.

En Febrero de 1974, se realizó reacondicionamiento quedando el pozo completado

sencillo selectivo: 6462’-6474’, 6482’-6500’, 6551’-6569’ (zona I), 6665’-6683’, 6718’-6724’

(zona II), 6782’-6800’, 6810’-6834’, 6862’-6868’, 6877’-6883’ (zona III), de C-6-S/M; y de

7326’-7338’, 7356’-7368’, 7421’-7433’, 7462’-7474’, 7528’-7540’, 7586’-7598’, 7606’-

7618’, 7648’-7660’. Durante este trabajo no fue posible recuperar toda la sarta de

completación anterior, quedando pez en el pozo a 6785’; lo que impidió que se colocara el

tapón propuesto para aislar C-7. Seguido a este trabajo la inyección en C-6-S/M continuó

y fue cerrado en Enero de 1990 con un acumulado de 26 MMBLS.

• POZO VLA-0739

El pozo VLA-0739 del área VLA-8, quedó completado sencillo selectivo el 06-08-77, de la

siguiente forma: 6486’-6504’, 6512’-6560’, 6588’-6610’, 6620’-6634’, 6660’-6677’, 6682’-

6690’, 6696’-6704’ (zona I), de C-6-I; 6754’-6772’, 6782’-6688’, 6794’-6812’ (zona II),

6858’-6898’ (zona III), de C-7-S. La producción inicial fue de 1058 BPPD, 1257 pc/bln de

RGP, 1 % de AyS, de C-6-I; declinando rápidamente debido al incremento en el corte de

agua a 81% para Junio de 1984; por su parte el aporte inicial de C-7 fue de 660 BPPD,

1942 pc/bln de RGP, 1 % de AyS. El pozo continuó produciendo selectivamente de las

zonas I, II, III; hasta Abril de 1979 cuando se aisló selectivamente C-7 y se deja

produciendo solamente C-6-I hasta Julio de 1984 cuando es registrada una producción de

70 BPPD con 80 % de AyS.

En Septiembre de 1999, fue realizado primer reacondicionamiento, tapón puente a 6322’,

aislando los intervalos abiertos y dejando finalmente el pozo completado en zona única de

C-6-S/M, intervalos: 6290’-6298’, 6302’-6310’, 6310’-6320’. La producción después del

trabajo fue de 55 BPPD, 726 pc/bln de RGP, 42 % de AyS; la cual, declinó rápidamente y

el pozo quedó sin producción en Septiembre de 2000.

118


• POZO VLA-0760

El pozo VLA-0760 del área VLA-8, quedó completado el 06-07-78 de manera selectiva de

la siguiente forma: 6606’-6636’ (zona I), 6670’-6676’, 6686’-6696’ (zona II), 6752’-6760’

(zona III), de C-6-I; 6970’-6980’, 6990’-7000’ (zona IV), de C-7-S.


119

La producción inicial fue de: 280 BPPD, 340 pc/bln de RGP, 20 % de AyS, para C-7; y 60

BPPD, 1804 pc/bln de RGP, 68 % de AyS, para C-6-I. El pozo continuó produciendo de

manera selectiva y fue a partir del mes de Octubre de 1979, que C-7 queda aislada

selectivamente por el bajo aporte.

La producción continuó proveniente del yacimiento C-6-I con una medida inicial de 269

BPPD, 1635 pc/bln de RGP, 20 % de AyS; hasta que en Mayo de 2000 el corte de agua

alcanzó un 96 % y el pozo quedó inactivo con una producción de 2 BPPD. En Marzo de

2001, se reportó plataforma en malas condiciones.

• POZO VLA-0798

El pozo VLA-0798 del área VLA-8, quedó completado el 28-06-79 sencillo selectivo de la

siguiente manera: 6382’-6390’, 6402’-6410’, de C-6-I; 6433’-6437’, 6454’-6462’, 6468’-

6482’, 6500’-6518’ (zona I), 6546’-6560’ (zona II), 6600’-6612’ (zona III), de C-7-S; 6678’-

6684’, 6688’-6694’ (zona IV), 6772’-6780’, de C-7-M; 6865’-6870’, 6900’-6904’, 6946-

6957’, 6993’-6997’ (zona V), de C-7-I.


BPPD, 450 pc/bln de RGP y 70 % de AyS; luego en Julio de 1980 fue cerrada la zona I y

el pozo produjo solamente de C-7 con tasas en el orden de 115 BPPD. La producción fue

120

declinando debido al incremento del corte de agua, es por ello que en Mayo de 2001 es

abierta nuevamente la zona I en conjunto con las zonas II y III, mostrándose medidas por

encima de 150 BPPD, las cuales se han mantenido y en la actualidad, se tiene 60 BPPD,

1192 pc/bln de RGP y 88 % de AyS.

• POZO VLA-0929

El pozo VLA-0929 del área VLA-8, quedó completado sencillo selectivo el 30-10-84, de la

siguiente forma: 6022’-6028’, 6043’-6048’, 6090’-6100’ (zona I), 6294’-6310’, de C-6-I;

6338’-6370’ (zona II), de C-7-S. La producción inicial mostrada (zonas I / II), fue de 500

BPPD, 1200 pc/bln de RGP y 2 % de AyS; la cual, ya para Abril de 1999 era de 100 BPPD

con un 60 % de AyS. El pozo continuó produciendo de manera conjunta y selectiva hasta

Noviembre de 1995 cuando se deja solamente abierta la zona I, con el fin de controlar la

producción de agua (> 60%).

En Enero de 1997, se colocó tapón a 6319’ y fue cañoneado el intervalo 6222’-6230’ de

C-6-I. La respuesta de producción no fue tan satisfactoria y rápidamente en Junio de

1997, fue realizado un nuevo trabajo, tapón a 6315’ y cañonearon a través de tubería los

intervalos prospectivos de la arena C-6-I (6170’-6186’, 6200’-6210’, 6222’-6230’). El pozo

produjo inicialmente 95 BPPD, 1250 pc/bln de RGP, 50 % de AyS; manteniéndose hasta

que fue detectado por medio de un registro entrada de agua en el fondo.


121

En Febrero de 2000, se realizó segundo trabajo de reacondicionamiento, tapón a 6248’, y

completado en los intervalos: 6022’-6028’, 6043’-6048’, 6090’-6100’ (zona I), 6170’-6186’,

6200’-6210’, 6222’-6240’ (zona II); pertenecientes a C-6-I. La respuesta inicial del pozo

fue de 50 BPPD, 3015 pc/bln de RGP, 65 % de AyS; manteniéndose hasta la actualidad.

• POZO VLA-1035

El pozo VLA-1035 del área VLA-8, quedó completado el 06-12-92 como zona única en el

yacimiento C-7 (zona horizontal 1200’ de longitud ranurada), con una producción inicial de

686 BPPD, 430 pc/bln de RGP y 3 % de AyS; la cual se mantuvo hasta principios del año

2000, cuando comenzó a declinar en forma más acelerada a causa del incremento en el

corte de agua. Actualmente el pozo se mantiene en producción del yacimiento C-7 con

L.A.G, aportando una tasa de 58 BPPD, con 2360 pc/bln de RGP y 86 % de AyS.


• POZO VLA-1166

El pozo VLA-1166 del área VLA-8, quedó completado el 07-08-95 selectivamente de la

siguiente forma: 6261’-6274’, 6285’-6308’, 6318’-6324’ (zona I), de C-6-I; 6392’-6401’,

6406’-6414’, 6418’-6428’, 6442’-6460’, 6476’-6482’ (zona II), de C-7-S; 6709’-6716’,

6719’-6722’, 6726’-6731’, 6787’-6789’, de C-7-M; 6789’-6797’, 6801’-6808’, 6811’-6815’

122

(zona III), de C-7-I. La producción inicial de C-6-I fue de 1270 BPPD, 2147 pc/bln de RGP

y 2 % de AyS; declinando rápidamente y ya para Agosto de 1996 era de 142 BPPD, 1320

pc/bln de RGP y 63 % de AyS. Por otra parte, C-7 fue probado selectivamente en varias

oportunidades con altos cortes de agua y en Septiembre de 1996 se reporta una

producción de 65 BPPD, 1867 pc/bln de RGP y 85 % de AyS; manteniéndose por muy

poco tiempo.

En Junio de 1998, se realizó un primer reacondicionamiento con el fin de aislar los

intervalos abiertos debido a su baja producción, tapón puente a 5650’ y luego dejaron el

pozo completado selectivamente en dos zonas: 5388’-5394’, 5400-5404’ (zona I), de BLR;

5498’-5502’, 5526’-5538’, 5596’-5604’ (zona II), de C-5-I. El pozo fue probado

selectivamente sin tener éxito en la producción, BLR no tuvo ningún aporte mientras que

C-5 solo logró acumular 0.6 MBLS. En el año 2000 después de realizar cementación

forzada hasta 4902’, limpiaron y fueron cañoneados los intervalos: 5452’-5456’, 5459’-

5463’, 5472’-5476’; de C-5. Luego de este trabajo el pozo quedó esperando por

evaluación del ingeniero de explotación.

Gráfico 8.17. Comportamientode producción del pozo VLA-1166

8.3. DISTRIBUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN

Para la realización de la distribución de los fluidos presentes en el yacimiento C-7 del

Pilar, se utilizaron los archivos oficiales de cada pozo; estos archivos se utilizan para

elaborar las historias de producción que permiten identificar los intervalos productores y

123

basándose en el estudio geológico y petrofísico se determinan los topes y propiedades de

cada yacimiento.

La distribución se realizó por la herramienta Oil Field Manager (OFM) utilizando las

producciones de fluidos de cada yacimiento; también se emplearon las propiedades

petrofísicas y de fluidos: valores de permeabilidad y de viscosidad respectivamente. De la

revisión geológica realizada a cada pozo en el yacimiento C-7 se determinó que los topes

estructurales cambiaron y por consiguiente se le estaba cargando producción de un

yacimiento a otro; es por esto, la necesidad de una distribución de la producción de

fluidos. Finalmente y mediante la herramienta OFM, fue aplicado el concepto de

transmisibilidad (k*h/u) para todos los pozos pertenecientes al proyecto y de esta manera

conocer el aporte de cada yacimiento y/o lente. Cabe destacar que toda la producción

perteneciente a C-7 fue también distribuida para cada uno de los lentes determinados en

el presente estudio (S/M/I).

8.4. COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN DEL YACIMIENTO C-7 DEL PILAR

Es importante analizar el comportamiento de presión durante toda la vida productiva del

yacimiento, ya que este parámetro es necesario para plantear una estrategia de

explotación; también es indispensable para realizar el balance de materiales, una

simulación, una predicción con el fin de evaluar cuanto petróleo puede ser recuperado

partiendo de la energía natural disponible en el reservorio. Del análisis de presiones en

conjunto con la data de producción, datos P.V.T. e historias de los pozos pueden

observarse desviaciones del comportamiento normal del yacimiento, se pueden

caracterizar acuíferos y/o analizar otros comportamientos.

PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILD UP)

Consiste en bajar dos o más elementos de presión hasta el tope de las perforaciones,

luego de su ubicación se cierra el pozo y se deja restaurar la presión, por un período de

tiempo establecido en el diseño de la prueba, con la finalidad de obtener en el área de

drenaje del pozo la presión de pozo, permeabilidad efectiva, daño o estimulación, índice

de productividad, límites o barreras de permeabilidad en el yacimiento.

PRUEBA DE PRESIÓN ESTÁTICA

Consiste en registrar la presión del fondo del pozo, estando cerrado. Existe un cierre

óptimo que garantiza una medida estática confiable para la fecha de la corrida.

124

Normalmente se bajan dos elementos, a través de guayas, para la medición de presión y

son ubicados preferiblemente cerca del tope de las perforaciones.

8.5. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN DELYACIMIENTO

Al yacimiento C-7 se le analizaron 101 pruebas estáticas, 97 Build Up

y 2 RFT. Los resultados de las pruebas están referidos a un datum de 6500 pies.

Posteriormente, con toda la data de presión del yacimiento C-7, se realizó la

correspondiente validación y/o depuración, tomando en cuenta el tiempo de cierre, los

gradientes medidos, la calibración de las herramientas, la profundidad y las presiones

medidas de las pruebas. Al analizar los comportamientos de presiones se puede observar

que todas las pruebas tomadas siguen un patrón modelo para todo el yacimiento y para

las áreas respectivas. Seguidamente con la data de presión validada para el yacimiento

C-7 del Pilar en cada una de las áreas de estudio, se consideró el concepto de presión

volumétrica:

Donde:

P: Presión final, Lpc.

Pi: Presión registrada por el pozo, Lpc.

NPi: Producción acumulada por el pozo al momento que se registra Pi, Bls.

Este concepto de presión volumétrica fue aplicado por año, de manera de tener una sola

presión en dicho año. Posteriormente se procedió a realizar un comportamiento modelo

de presión para el yacimiento en las áreas de estudio tomando en cuenta un promedio

aritmético de todos los valores y llevándolo a una curva patrón para todos los pozos.

Los comportamientos de presión del yacimiento C-7, Vla0015, del área VLA008, del Pilar

Sur, muestra una fuerte declinación de presión al inicio de la vida productiva, luego a

medida que dicha presión de yacimiento iba disminuyendo se daba lugar a la expansión

de un acuífero adyacente a las arenas C-6-I y C-7, que ha mantenido los valores de

presión tanto que en la actualidad, se tienen una presión de 1745 Lpc. Las presiones de

burbuja del yacimiento C-7 del Pilar se muestra en la tabla 6.1.

Σ Pi x NPi P = Σ NPi

125

ÁREA Pinicial, Lpc AÑO Pb, Lpc NP, MMBN

C-7, VLA-8 3209 1962 2430 18.0

Tabla 8.1. Presiones de burbuja del yacimiento C-7 del Pilar

8.6. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN

El mecanismo de producción del yacimiento C-7 del Pilar es empuje hidráulico, el cual se

produce cuando la disminución de la presión del yacimiento origina la expansión de un

acuífero adyacente al mismo. Este mecanismo se ha evidenciado durante la vida

productiva del yacimiento en los altos cortes de agua de los pozos y en el mantenimiento

de la presión observada en la historia de presiones del área.

8.7. COMPORTAMIENTO DE PRESION

La presión inicial del yacimiento fue calculada en 3200 lpc, obtenida del pozo VLA-0015

en Noviembre de 1953. Al analizar el comportamiento de presión del yacimiento. Para

mantener la presión del yacimiento y mejorar el recobro del mismo es necesario continuar

con la inyección en el yacimiento.

Figura 8.18. Comportamiento de Producción del Yacimiento C-7 VLA-15

HISTORIA DE PRESION- C-7 VLA0015, AREA 8HISTORIA DE PRESION- C-7 VLA0015, AREA 8HISTORIA DE PRESION- C-7 VLA0015, AREA 8HISTORIA DE PRESION- C-7 VLA0015, AREA 8DATUM = 6500 PIESDATUM = 6500 PIESDATUM = 6500 PIESDATUM = 6500 PIES

Presion = 1750.4941 + 1.18288E+30*Time^-6.248805, R2= 0.9134Presion = 1750.4941 + 1.18288E+30*Time^-6.248805, R2= 0.9134Presion = 1750.4941 + 1.18288E+30*Time^-6.248805, R2= 0.9134Presion = 1750.4941 + 1.18288E+30*Time^-6.248805, R2= 0.9134

0000

500500500500

1000100010001000

1500150015001500

2000200020002000

2500250025002500

3000300030003000

3500350035003500

4000400040004000

03/10/195403/10/195403/10/195403/10/1954 25/03/196025/03/196025/03/196025/03/1960 15/09/196515/09/196515/09/196515/09/1965 08/03/197108/03/197108/03/197108/03/1971 28/08/197628/08/197628/08/197628/08/1976 18/02/198218/02/198218/02/198218/02/1982 11/08/198711/08/198711/08/198711/08/1987 31/01/199331/01/199331/01/199331/01/1993 24/07/199824/07/199824/07/199824/07/1998 14/01/200414/01/200414/01/200414/01/2004 06/07/200906/07/200906/07/200906/07/2009

FECHAFECHAFECHAFECHA

PRESION,LPCA

PRESION,LPCA

PRESION,LPCA

PRESION,LPCA

VLA0015VLA0015VLA0015VLA0015









TENDENCIATENDENCIATENDENCIATENDENCIA

126

La figura 8.18, muestra el comportamiento de la presión del yacimiento C-7 del VLA-015.

Como se puede observar en esta gráfica la presión actual del yacimiento es del orden de

1800 lpc a 6500 pies. El compartimento histórico de la presión muestra que el mecanismo

de energía fue por gas en solución durante los primeros años de producción declinando

hasta aproximadamente 2000 LPC donde empezó a actuar el acuífero como

mantenimiento de presión. La perforación de los últimos pozos VL-1489 y VLA-1499 han

validado la presión actual del yacimiento C-7 del VLA-015.

127

CAPÍTULO IX

CÁLCULO DE RESERVAS

Las reservas son los volúmenes de hidrocarburos presentes en los yacimientos, y

constituyen el capital de la industria por lo tanto es importante su clasificación en términos

de la seguridad que se tenga de su existencia. Existen diversos criterios que puedan

usarse para clasificar reservas, de acuerdo al establecido por el Ministerio de Energía y

Minas, las reservas se clasifican en:

• Reservas Probadas: Se consideran reservas probadas el volumen de hidrocarburos

contenido en yacimientos, constatadas mediante pruebas de producción, y que según la

información geológica y de ingeniería de yacimientos disponible, pueden ser producidas

comercialmente.

• Reservas Probables: Son aquellos volúmenes contenidos en áreas donde la

información geológica y de ingeniería indican, desde el punto de vista de su recuperación,

un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probadas.

• Reservas Posibles: Son aquellos volúmenes contenidos en áreas donde la

información geológica y de ingeniería indican, desde el punto de vista de su recuperación,

un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probables.

9.1. ESTIMACIÓN DE RESERVAS

Entre los principales métodos para la estimación de las reservas de un yacimiento se

encuentran:

• Método volumétrico.

• Balance de materiales.

• Curvas de declinación de producción.

El cálculo del petróleo original en sitio en el presente trabajo se llevó a cabo a través de la

aplicación de tres métodos: volumétrico, grid maps en OFM, balance de materiales.

9.1.1. MÉTODO VOLUMÉTRICO

Un yacimiento volumétrico es aquel con una intrusión de agua insignificante o no existente

y se considera de volumen constante. El método volumétrico empleado para calcular el

petróleo en el yacimiento se basa en:

128

• Información obtenida de registros y de análisis de núcleos de donde se determina el

volumen total, porosidad y saturación de fluidos.

• Del análisis de los fluidos del yacimiento de donde se determina el factor volumétrico

del petróleo.

La estimación de petróleo original en sitio (POES) utilizando esta aplicación, reconoce la

incertidumbre en los datos del yacimiento C-7 del Pilar, y se expresa a través del cálculo

de valores promedios para estos datos. De acuerdo con la información que se tenga,

estos promedios pueden ser ponderados por espesor, área o volumen relacionados a los

pozos que aportan los datos. La ecuación del método volumétrico en su aplicación

determinística es la siguiente:

( )

oi

wi

B

ShAN

−=

1****7758 φ

Donde:

N: Petróleo original en sitio (POES), BN.

A: Área del yacimiento, acres.

h: Espesor promedio de arena neta petrolífera (ANP), pies.

φ : Porosidad promedio de la formación, fracción.

wiS : Saturación de agua inicial, fracción.

oiB : Factor volumétrico del petróleo a condiciones iniciales de yacimiento, BY/BN.

El factor 7758 permite obtener el valor del POES en barriles normales de petróleo, BN. El

área del yacimiento se obtuvo a partir del mapa estructural y aplicando el Software

Microstation, el cual supone un área continua y elabora un polígono envolvente alrededor

de los límites y contacto de agua petróleo del yacimiento con la mayor cantidad de los

lados (vértices) posibles. Internamente el Software aplica la ecuación de Gauss D' Huiller

para calcular el área en función de las coordenadas de vértices, la cual viene expresada

en mts2.

129

El espesor promedio de arena neta petrolífera fue determinado de la siguiente forma:

i

ANP

h

n

i

i∑== 1

Donde:

h: Espesor de arena neta petrolífera, pies.

ANP: Arena neta petrolífera, pies.

i : Número de pozos con arena neta petrolífera.

Con la ayuda de la herramienta JOVEJARA, se obtuvieron los siguientes valores de factor

volumétrico de petróleo inicial (Boi): 1.2576 BY/BN (C-7, VLA-6/9/21), 1.2503 BY/BN (C-7,

VLA-8), 1.3348 BY/BN (C-7, VLA-12), 1.2916 BY/BN (C-7, VLA-11).

La saturación de agua inicial promedio del yacimiento se obtuvo de la siguiente ecuación:

∑

∑

=

==n

i

i

n

i

iw

wi

ANP

ANPS

S

1

1

*

Donde:

wiS : Saturación de agua inicial, fracción.


La porosidad promedio se determinó a través de la siguiente ecuación:

∑

∑

=

==n

i

i

i

n

i

i

i

ANP

ANP

1

1

*φ

φ

Donde:

iφ : Porosidad promedio inicial, fracción.


A continuación se presenta una tabla de valores con los siguientes resultados:

130

Área de Estudio VLA-8

Área, acres 647

Boi, BY/BN 1.2503

C7S 100

C7M 49 h, pies

C7I 61

C7S 0.2680

C7M 0.2710 Swi,

fracción C7I 0.2700

C7S 0.7320

C7M 0.7290 Soi, fracción

C7I 0.7300

C7S 0.2002

C7M 0.2025 Ø, fracción

C7I 0.1980

C7S 59.0

C7M 29.2

C7I 35.6 POES, MMBN

TOTAL 123.8

Tabla 9.1.Resultados del cálculo del POES por el método volumétrico

El POES determinado mediante el método volumétrico para todo el yacimiento C-7 del

Pilar es de 389.6 MMBN, el cual se encuentra distribuido de la siguiente forma: 123.8

MMBN (área VLA-8). Al comparar este valor con el POES oficial se nota una diferencia de

57.4 MMBN, ya que este es de 447.0 MMBN (calculado para todo el yacimiento a lo largo

de su extensión); esto se debe a que existen diferentes valores de propiedades

calculados en este estudio y a la diferencia que existe con respecto a los nuevos topes

estratigráficos del recién estudio geológico.

9.1.2. MÉTODO DE GRID MAPS EN OIL FIELD MANAGER (OFM)

Esta aplicación tiene como objetivo obtener el petróleo original en sitio mediante

operaciones con mapas de celdas (grids maps) de propiedades petrofísicas y ver su

distribución en el yacimiento.

131

Por medio de la herramienta OFM se determinó el POES del yacimiento C-7 del Pilar para

cada una de sus subunidades en las áreas VLA-6/9/21, VLA-8, VLA-12, VLA-11. Esto se

logra mediante la multiplicación de cada mapa de isopropiedad de arena neta petrolífera y

porosidad, los cuales se realizaron con la ayuda de la misma herramienta.

El procedimiento para poder determinar el valor del POES mediante esta aplicación es el

siguiente:

• Cargar la data petrofísica para cada subunidad en la herramienta.

• Determinar la cantidad de data petrofísica disponible por lente, para esto se hace un

reporte que muestre dicha data.

• Se hace un mapa base donde estén solo los pozos que tengan valores mayores que

cero, esto para estar seguro que todos los pozos tengan valores petrofisicos.

• Se elabora un grid map con los pozos del mapa base (Porosidad>0).

• Se hace un grid map para cada variable petrofísica (ANP, Porosidad) se salva cada

gráfico a medida que se van haciendo.

• Se introduce al proyecto mediante una variable calculada la ecuación que permite

calcular los valores de POES para el yacimiento. Esta ecuación es la siguiente:

Boi

SoihAPOES

****916.1 φ=

Donde el valor de 1.916 es un factor de conversión que permite obtener el grid map del

POES en BN/mts2. El área (A: mts2) del yacimiento es calculada por la herramienta, pues

esta toma un promedio de las celdas que conforman el mapa base del yacimiento. La

porosidad ( )φ y el espesor de arena neta petrolífera (h) se obtienen de los grid maps

realizados de cada uno de estos. La saturación de petróleo inicial (Soi) y el factor

volumétrico inicial (Boi) del yacimiento fueron introducidos en la ecuación como valores

constantes.

Tabla 9.2.Resultados del cálculo del POES por el método de grid maps en OFM

VLA-6/9/21 VLA-8 VLA-12 VLA-1112.576 12.503 13.348 12.916

Soi, fracción C7S 0.7090 0.7320 0.7280 0.7251C7M 0.6800 0.7290 0.7400 0.6882C7I 0.6620 0.7300 0.7360 0.51700

POES, MMBN C7S 54.4 51.6 33.9 52.9C7M 29.7 28.9 33.9 18.7C7I 17.4 42.3 27.9 2.1

TOTAL 101.5 122.8 95.7 73.7

Área de EstudioBoi, BY/BN

132

Una vez obtenido el grid map del POES/ÁREA, se lee directamente el valor del POES en

BN en una ventana de salida perteneciente a la herramienta OFM. A continuación se

muestra una tabla con los valores de POES obtenidos mediante el uso de este método:

El POES determinado mediante el método de grid maps en OFM para todo el yacimiento

C-7 del Pilar es de 393.7 MMBN, el cual se encuentra distribuido de la siguiente forma:

101.5 MMBN (área VLA-6/9/21), 122.8 MMBN (área VLA-8), 95.7 MMBN (área VLA-12), y

73.7 MMBN (área VLA-11). Este valor presenta una gran similitud con el calculado por el

método volumétrico, lo cual indica la confiabilidad del mismo.

9.1.3. BALANCE DE MATERIALES

TEORÍA DEL BALANCE DE MATERIALES

Cuando se produce un volumen de petróleo de un yacimiento, el espacio que estuvo

ocupado por ese petróleo debe ser llenado por otro elemento. Si no se inyecta fluido, la

producción de petróleo resulta en una declinación de la presión del yacimiento. Esta

declinación puede causar la afluencia de fluidos desde un casquete de gas o de un

acuífero colindante, la expansión de los fluidos originales del yacimiento y la expansión de

los granos que forman la roca reservorio.

El volumen poroso puede dividirse en seis volúmenes distintos para responder a todas las

maneras posibles que el espacio dejado por el petróleo producido puede rellenarse (no

todos estos volúmenes pueden considerarse en cada yacimiento), los seis volúmenes

designados son los siguientes:

1. La expansión de un casquete o capa de gas colindante, si existe alguna.

2. El volumen de gas liberado del petróleo, si la presión desciende por debajo del punto

de burbujeo.

3. El volumen de petróleo todavía existente en el yacimiento.

4. La expansión de los granos de la roca que forman el yacimiento.

5. El agua connata original (saturación de agua irreducible que es la existente en la

zona de petróleo), que ahora se ha expandido.

6. La afluencia de agua procedente de un acuífero colindante, si existe.

9.1.3.2. OBJETIVOS

La ecuación de balance de materiales se emplea para los siguientes objetivos:

133

1. Estimar la cantidad de hidrocarburos inicialmente en el yacimiento.

2. Evaluar la cantidad de fluidos presentes en el yacimiento.

3. Predecir el comportamiento futuro de los fluidos y la recuperación total de los mismos.

SUPOSICIONES

Al aplicar este método se deben considerar las siguientes suposiciones:

• El yacimiento es considerado como un tanque, y por esto es visto como un modelo de

dimensión cero.

• Las propiedades de los fluidos y las rocas se consideran uniformes.

• Las presiones y las saturaciones se distribuyen en forma continua.

• Cualquier cambio en presión y saturación se distribuye en forma instantánea en el

yacimiento.

ECUACIÓN GENERAL DEL BALANCE DE MATERIALES

El yacimiento C-7 del Pilar en cada una de las áreas de estudio se encontraba

inicialmente en estado subsaturado, ya que el comportamiento mostrado durante su vida

productiva así lo demuestra, además se puede observar en los gráficos de “porcentaje de

la relación entre la presión a un determinado petróleo acumulado y la presión inicial

(%P/Pi) en función del porcentaje de la relación entre el petróleo producido y el petróleo

original en sitio (%NP/N)”, que el mecanismo de producción primario que ha predominado

durante la vida productiva de este yacimiento ha sido el empuje hidráulico proveniente del

acuífero colindante.

La ecuación general de balance de materiales es la siguiente:

( )[ ] ( ) ( )

−+−+−=+−+ 1***[****

Bgi

BgBoimBgRsRsiBoiBoNBwWpBgRsRpBoNp

BwWePSwc

CfSwCwBoim *]*

1

***)1( +∆

−

+++

Donde:

134

Rp : Relación gas petróleo acumulado, PCN/BN.

BoNp * : Petróleo producido acumulado, BLS.

( ) BgRsRpNp ** − : Gas producido acumulado, BLS.

BwWp * : Agua producida acumulada, BLS.

( )BoiBoN −* : Expansión del líquido, BLS.

( ) BgRsRsiN ** − : Expansión del gas liberado, BLS.

−1***

Bgi

BgBoiNm : Expansión de la capa de gas, BLS.

( ) PSwc

CfSwcCwBoiNm ∆

−

++ *

1

****1 : Reducción del volumen poroso y expansión del agua

connata, BLS.

BwWe* : Intrusión de agua, BLS.

La ecuación de balance de materiales desarrollada anteriormente debe evaluarse siempre

entre la presión inicial del yacimiento y cualquier otra presión P donde se tengan valores

de la producción acumulada de petróleo, gas y agua. A pesar de que la presión aparece

solo explícitamente en los términos de expansión del agua y reducción del volumen

poroso ( PPiP −=∆ ), esta implícita en los datos de propiedades de fluidos; los valores

de Bo, Bg, Rs deben ser calculados para cada presión. Por su parte Boi, Bgi y Rsi se

obtendrán de los datos de fluidos (P.V.T.), a la presión inicial del yacimiento.

La aplicación de la ecuación general de balance de materiales se simplifica mediante la

técnica de Havlena y Odeh. Esta técnica se basa en linealizar la ecuación de balance de

materiales donde, después de definir esta tendencia, el cálculo de la pendiente y el

intercepto permiten obtener el valor del POES, según sea el caso. Havlena y Odeh a partir

de la ecuación general de balance de materiales definieron los siguientes factores:

• Producción de los fluidos:

( )[ ] BwWpBgRsRpBoNpF *** +−+=

135

• Expansión del petróleo y gas en solución:

BgRsRsiBoiBoEo *)()( −+−=

• Expansión de la capa de gas:

−= 1*

Bgi

BgBoiEg

• Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso:

( ) PSwc

CfSwcCwBoimwEf ∆

−

++= *

1

***1,

Cf : El valor de la compresibilidad de la roca utilizado para la realización del balance de

materiales fue obtenido del gráfico de Hall y se obtuvo un resultado de 610*57.3 − 1/lpc.

:Swc La saturación de agua connata fue tomada del análisis de núcleo realizado al pozo

VLA-0417, con un valor de 21.5%.

Al sustituir estos términos en la ecuación general de balance de materiales se obtiene la

siguiente ecuación simplificada:

( ) BwWewEfEgmEoNF *,** +++=

Tomando en cuenta que el mecanismo de producción primario es el empuje hidráulico la

ecuación de balance de materiales se reduce a lo siguiente:

Considerando We*Bw cero, fue graficado F Vs (Eo+Ef,w) para cada una de las áreas de

estudio; esto con data de producción, presión y fluidos propia del yacimiento C-7, en el

área. Además también fue aplicado el método de balance de materiales a todo el

yacimiento debido a la existencia de comunicación entre las áreas; para esto fue utilizado

un comportamiento de presión modelo y la data generada del P.V.T. sintético para todo

C-7 del Pilar.

ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS DEL BALANCE DE MATERIALES

Los resultados obtenidos de la aplicación del método de balance de materiales, muestran

los siguientes valores de POES: 103.4 MMBN (C-7, VLA-6/9/21), 534.5 MMBN (C-7, VLA-

( ) BwWewEfEoNF *,* ++=

136

8), 207.8 MMBN (C-7, VLA-12), 326.7 MMBN (C-7, VLA-11), lo cual genera un total de

1172.4 MMBN. También se estimó el POES por balance de materiales para todo el

yacimiento C-7 del Pilar con un valor de POES de 837.1 MMBN, el cual presenta una

diferencia de 335.3 MMBN con respecto a la suma de los balances realizados en las

diferentes áreas del estudio, producto de la data de fluidos y presiones usadas para la

realización del mismo. Estos valores de POES difieren en gran sentido de los calculados a

partir de la aplicación de los dos métodos anteriores (volumétrico y grid maps) y del valor

oficial, lo cual lleva a pensar en la intrusión de fluidos de algún lado, planteándose varias

alternativas posibles:

• La primera de ella es la intrusión de agua proveniente del acuífero vecino, generando

en los comportamientos del balance de materiales una alta pendiente que hace pensar

que son fluidos pertenecientes al yacimiento en estudio.

• El yacimiento superior C-6-I presenta una gran afinidad con C-7, propiedades de

fluidos, petrofísicas y comportamientos de presiones bastante similares, además ambos

se encuentran influenciados en gran sentido por el acuífero vecino. Cabe destacar que en

algunos pozos presentes en el proyecto se puede observar cierta comunicación vertical

producto de la no existencia de un marcador lutítico que separe dichas arenas.

• Por otro lado, es importante mencionar que en el área del Pilar existen diversos

eventos geológicos que han hecho de esta área una de las más difíciles de estudiar por

su gran complejidad, tanto que se desconoce el carácter de falla, por lo que en el

presente estudio de manera de definir en cierto modo algún tipo de comunicación entre

las fallas, se probó con data de presiones a nivel del yacimiento C-7 del Pilar y solo se

lograba ver una sola tendencia de presión.

Algunas de las fallas tienen un gran salto y en muchos casos las formaciones presentes a

lo largo de la estructura presentan cierta comunicación con otras vecinas; un caso a

mencionar es la falla del Ático la cual presenta un salto superior a los 300 pies, suficientes

como para permitir que el yacimiento C-6-I de la parte más deprimida del Pilar este

comunicado horizontalmente con C-7 del Ático.

Además, fallas internas en el Ático como las llamadas Intra-Ático 1 y 2, presentan saltos

por encima de 200 pies, permitiendo que las formaciones superiores se comuniquen con

otras inferiores.

137

Por todo lo antes expuesto, en el presente trabajo fue desarrollado el balance de

materiales de C-6-I y C-7 en conjunto a lo largo de las áreas presentes, con data original

de producción, presiones, fluidos (P.V.T. sintético), entre otras. Finalmente el valor

estimado de POES fue de 2537.4 MMBN, el cual al comparar con el valor de POES oficial

(930 MMBN para C-6-I en conjunto con C-7), presenta una gran diferencia producto de la

intrusión de fluidos.

Es importante mencionar que la historia de producción debe ser lo más confiable posible,

ya que esta afecta en gran sentido el balance de materiales. De los parámetros que tiene

que ver con la historia de producción, la producción de petróleo (NP) es la que presenta,

por razones obvias, el menor grado de incertidumbre. Los valores medidos de gas

producido acumulado (GP) presentan un alto grado de incertidumbre, ya que en

yacimientos alejados de los centros de recolección, el gas es venteado o usado como

generador de electricidad, sin medirse, o en otros casos su medición es realizada sin

mucha precisión. En relación con el agua producida (WP), por razones económicas, su

grado de incertidumbre es mucho mayor que en el caso anterior.

Teniendo en cuenta el POES estimado por el método volumétrico y que el yacimiento está

comunicado a lo largo de su extensión, se consideró que todo lo que esté por encima de

los valores de “F” calculados para una pendiente de 389.6 MMBN es intrusión de fluidos,

tanto del acuífero como de zonas vecinas.

9.2. DETERMINACIÓN DE LA INTRUSIÓN POR UN MÉTODO DIFERENTE AL DE BALANCE DE MATERIALES

La determinación de la intrusión para un sistema donde el flujo de fluidos se comporte de

manera no continuo, es posible estimarla a partir del método de van Everdingen y Hurst.

Para este método la intrusión (W): F (del diferencial de presión en el contacto ( P∆ ), del

tiempo y de ciertos parámetros de yacimiento); existen metodologías que consideran que

el P∆ en el contacto es constante, sin embargo en la realidad dicho P∆ cambia en el

tiempo, y en vista de ello hay que aplicar el principio de superposición de efectos, el cual

consiste en aproximar la historia de presión en forma escalonada como se muestra a

continuación:

138

Donde:

P’1 = (½)*(Pi + P1)

P’2 = (½)*(P1 + P2)

P’3 = (½)*(P2 + P3)

P’n = (½)*(Pn-1 + Pn)

P∆ 1 = Pi P’1

P∆ 2 = P’1 P’2

P∆ 3 = P’2 P’3 P∆ 4 = P’3 P’4

P∆ n = P’n-1 P’n

Este método se basa en la ecuación de difusividad:

∂ 2 P 1 ∂ P 1 ∂ PD

∂ r2 r ∂ r η ∂ tD

Donde:

P : Presión.

r : Radio.

t : Tiempo.

η : Constante de difusividad.

η = k / (µφ Ct)

Donde:

PERIÓDOS DE TIEMPO

P R E S I Ó N

Pi

P1

P2

P3

1 2 3 0 n

139

K : Permeabilidad.

µ : Viscosidad.

φ : Porosidad.

Ct : Compresibilidad total, Lpc-1.

Esta ecuación de difusividad fue resuelta por van Everdingen y Hurst y las soluciones

generadas se limitan sólo a yacimientos circulares rodeados por acuíferos horizontales

circulares (finitos o infinitos) con valores uniformes de espesor, porosidad, permeabilidad

y compresibilidad efectiva del agua. A pesar de esto y con el fin de resolver muchos

problemas de ingeniería, las soluciones de van Everdingen y Hurst pueden aplicarse a

situaciones no estrictamente ideales, como generalmente es el caso, obteniendo

resultados satisfactorios.

El valor aproximado del radio del yacimiento es el radio de un círculo de área igual a la del

yacimiento; la misma aproximación puede emplearse para el radio del acuífero cuando se

conoce la extensión aproximada del mismo.

En caso de no conocer los valores de presión en el límite del yacimiento, pueden

sustituirse en su lugar las presiones promedias del yacimiento, lo que reduce la exactitud

en los resultados. Además, para resultados más exactos la presión promedio en el límite

siempre debe ser la presión en el contacto agua petróleo inicial y no en el actual, ya que

entre otras cosas no se toma en cuenta la reducción en el valor del radio del yacimiento.

En forma general, la ecuación del método de van Everdingen y Hurst se puede expresar

de la siguiente manera:

n

We = C* WD (tn-ti) D * P∆ (i+1)

i = 0 La conversión a volumen real en barriles (Bls), se hace empleando la siguiente constante

(C):

C = 1.119*(θ/360)*φ *h*Ct*rw

2

Donde:

θ : Ángulo de encrochamiento, grados.

140

φ : Porosidad, fracción.

h : Espesor, pies.


rw : Radio del yacimiento, pies.

El radio del yacimiento fue estimado de la siguiente manera:

Área = (½)*3.1416* rw

2

El valor de ½ que antepone a la ecuación del área para flujo radial se debe a la existencia

de la falla Lama Icotea, la cual separa al yacimiento C-7 en dos partes: una perteneciente

al Flanco Oeste y otra al Flanco Este (El Pilar). El valor de área estimado para todo el

yacimiento C-7 del Pilar es de 2014 acres (87730191 pies2), llevando a tener un resultado

de radio del yacimiento (rw) de 7473 pies.

La constante de agua adimensional WD, viene dada en función del tiempo adimensional tD,

y la relación entre el radio del acuífero y el radio del yacimiento:

tD = (6.323*10-3*k*t) / (φ *µ*Ct* rw

2)

Donde:

tD : Tiempo adimensional.

k : Permeabilidad, md.

t : Tiempo, días.


µ : Viscosidad, cps.



Por su parte, el radio del acuífero fue estimado por medio de la siguiente ecuación:

We (BM) = 3.1416*Ct*(re2-rw

2)*φ *h*(θ/360)* P∆

Donde: We (BM) : Intrusión estimada del balance de materiales, pies3.


re : Radio del acuífero, pies.


141


h : Espesor, pies.

θ : Ángulo de encrochamiento, grados.

P∆ : Diferencial de presión ( P∆ i P∆ ), Lpc.

Cabe destacar que el ángulo de encrochamiento fue asumido con un valor de 180° debido

a la forma como el acuífero actúa sobre el yacimiento. De esta ecuación se estimó un

radio del acuífero re de 39737 pies, lo cual genera una relación re/rw de 5.32.

Los valores de intrusión adimensional WD, fueron determinados con los valores de tD y las

tablas generadas por van Everdingen y Hurst para acuíferos de extensión finita con la

relación re/rw anteriormente dicha.

La gran complejidad de la estructura lleva a pensar que toda la intrusión de fluidos en el

yacimiento C-7 del Pilar no sea única y exclusivamente el agua proveniente del acuífero

cercano sino que también parte de ese volumen de intrusión venga de otras zonas y/o

yacimientos vecinos; es por esto, que en el presente estudio fueron planteados diferentes

casos de manera de no descartar ninguna posibilidad. En estos casos fueron asumidos

distintos porcentajes de intrusión tanto para el agua (acuífero) como para los fluidos

provenientes de otros yacimientos y/o zonas vecinas.

CASOS I II III IV V VI

ACUÍFERO (% DE INTRUSIÓN)

100 80 60 40 20 0

FLUIDOS (% DE INTRUSIÓN)

0 20 40 60 80 100

Tabla 9.3. Casos planteados para determinar la intrusión por el método de van Everdingen y

Hurst

A pesar que las ecuaciones anteriores fueron planteadas por van Everdingen y Hurst para

determinar la intrusión de agua proveniente de un acuífero; en este estudio fueron usadas

también de manera análoga para la determinación de la intrusión de otras zonas,

utilizando propiedades de fluidos iguales a las del yacimiento C-7 del Pilar. El radio re

estimado para este caso fue de 26801 pies, lo cual genera una relación re/rw de 3.59. Los

valores de viscosidad, compresibilidad del crudo y del agua usados para estimar la

intrusión por medio de la aplicación del método de van Everdingen y Hurst, fueron los

obtenidos del análisis P.V.T. sintético generado para todo el yacimiento. Los valores de

permeabilidad, porosidad y espesor fueron asumidos en primera instancia iguales a los

promedios del yacimiento.

142

CASOS CASO I CASO II CASO III CASO IV CASO V CASO VI

INTRUSIÓN, % 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 ACUÍFERO

h, pies 430,5 344,4 258,3 172,2 86,1 0,0

INTRUSIÓN, % 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 FLUIDO

h, pies 0,0 43,8 87,5 131,3 175,1 218,9

FECHA We (BM) We We We We We We

DD/MM/AA MMBLS MMBLS MMBLS MMBLS MMBLS MMBLS MMBLS

01/06/1954 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

01/01/1957 5,5 18,8 16,7 14,5 12,4 10,2 8,1

01/07/1957 10,4 56,0 49,7 43,4 37,1 30,8 24,5

01/08/1958 16,8 89,7 79,9 70,1 60,3 50,6 40,8

01/08/1959 22,4 121,7 108,9 96,1 83,4 70,6 57,8 01/01/1962 25,5 151,7 136,4 121,1 105,8 90,5 75,1

01/11/1962 27,6 178,0 160,7 143,3 125,9 108,5 91,1

01/05/1963 30,8 200,6 181,5 162,4 143,3 124,2 105,1

01/11/1963 33,7 220,6 200,2 179,9 159,6 139,2 118,9

01/05/1964 38,3 240,2 218,9 197,7 176,4 155,1 133,9

01/10/1964 44,0 256,2 234,2 212,2 190,2 168,2 146,2 01/01/1965 47,7 269,6 246,9 224,3 201,6 179,0 156,4

01/06/1965 55,8 280,4 257,5 234,6 211,7 188,8 165,9

01/11/1965 62,2 288,6 265,6 242,6 219,6 196,5 173,5

01/06/1966 70,8 297,8 274,7 251,6 228,5 205,4 182,3

01/12/1966 79,6 305,1 281,9 258,7 235,5 212,3 189,2

01/07/1967 89,4 309,4 286,5 263,7 240,9 218,1 195,2 01/03/1968 100,6 312,9 290,7 268,5 246,4 224,2 202,0

01/11/1968 111,0 315,7 294,2 272,6 251,1 229,6 208,1

01/09/1969 123,6 318,9 298,2 277,4 256,6 235,9 215,1

01/04/1970 134,6 322,2 302,0 281,7 261,5 241,3 221,1

01/12/1970 148,8 324,2 304,9 285,5 266,1 246,8 227,4

01/07/1971 162,9 325,4 306,8 288,3 269,7 251,1 232,6 01/06/1972 179,4 326,5 309,2 291,9 274,6 257,3 240,0

01/05/1973 196,8 327,8 311,8 295,8 279,8 263,8 247,8

01/07/1974 214,8 331,1 316,8 302,4 288,1 273,7 259,4

01/02/1976 232,5 331,9 319,6 307,3 295,0 282,7 270,4

01/09/1977 251,4 340,7 329,0 317,3 305,5 293,8 282,1 01/09/1979 273,9 346,4 336,3 326,3 316,2 306,1 296,1

01/05/1982 296,5 353,3 345,0 336,8 328,5 320,2 311,9

01/07/1986 321,9 360,9 354,9 348,9 343,0 337,0 331,0

01/06/1991 347,3 370,4 367,1 363,8 360,6 357,3 354,1

01/09/1998 380,6 381,7 381,4 381,2 381,0 380,7 380,5

01/08/2002 387,8 387,8 387,8 387,8 387,8 387,8 387,8

Tabla 9.4. Resultados del cálculo de intrusión de agua por el método de van Everdingen y

Hurst

143

Posteriormente y debido a la incertidumbre que existe con el espesor promedio tanto para

el acuífero como para las zonas vecinas que estén aportando los fluidos de intrusión se

realizaron sensibilidades con el espesor de manera de tener valores de intrusión bastante

similares a los que muestra el balance de materiales. El espesor que debe tener el

acuífero es de 430.5 pies, mientras que si fuese una zona petróleo el espesor aproximado

es de 218.9 pies; estos valores dependen de la viscosidad y compresibilidad usada. Por

su parte, los valores de intrusión de gas y agua fueron estimados a partir de la proporción

que estos tienen con el petróleo a condiciones de yacimiento. En la tabla 7.4, se pueden

observar detalladamente los resultados obtenidos de la aplicación del método de van

Everdingen y Hurst.

9.3. CURVAS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN

Este método se fundamenta en la historia de producción del yacimiento o pozo y es uno

de los más utilizados para la estimación de las reservas recuperables por su sencillez; el

mismo supone que todos los factores que han afectado al yacimiento en el pasado lo

seguirán afectando en el futuro. A pesar de ello no quiere decir que se puedan introducir

correcciones si alguno de estos factores se puede predecir.

La aplicación de este método parte de que existe suficiente historia de producción como

para establecer una tendencia de comportamiento, y entonces, la predicción del

yacimiento se hace a partir de la extrapolación de dicha tendencia, por lo tanto cualquier

factor que altere o modifique esta tendencia limitará la aplicación del método. Entre los

factores tenemos:

• Períodos desiguales de tiempo en las medidas de producción.

• Cambio en la productividad de los pozos.

• Completación de nuevos pozos.

• Interrupción de los programas de producción.

• Veracidad de la información disponible.

• Prorrateo, es decir, restricciones en las tasas de producción.

9.3.1. ANÁLISIS DE LAS CURVAS DE DECLINACIÓN

Se realizaron las curvas de declinación de la producción del yacimiento, mediante la

gráfica de tasa real de petróleo (BPPD) en función del tiempo. La ecuación para la tasa

de producción bajo este tipo de declinación se expresa de la siguiente manera:

144

tDeQiQ ** −=

Donde:

Q = Tasa de producción, BPPD.

Qi = Tasa de producción inicial, BPPD.

D = Declinación anual, fracción.

t = Período de tiempo a definir.

Los resultados obtenidos de la aplicación de este método se muestran en la siguiente

tabla:

Declinación, días-1 0.0002704 NPremanentes, MMBN 1.8

Qabandono, BPPD 50 NPproducidas, MMBN 161.4

Tabandono, mes-año Octubre-2026 NPrecuperables, MMBN 163.2

Tabla 9.5. Resultados de la declinación del yacimiento C-7 del Pilar

9.4. FACTOR DE RECOBRO

De todo el volumen de hidrocarburos presente en un yacimiento (POES), sólo una

fracción puede ser conducida hasta la superficie, debido a la existencia de fuerzas

retentivas de fluidos en el yacimiento (presión capilar). Además, sólo una fracción de esta

última puede hacerse en condiciones de rentabilidad económica. El factor que agrupa

estas dos fracciones se denomina “factor de recuperación de petróleo” (FRP), es

característico para cada yacimiento y función de las propiedades de las rocas, los fluidos,

de su nivel de presión y del mecanismo de producción predominante. La estimación de

este factor es de gran importancia para evaluar la rentabilidad económica de cualquier

proyecto, debido que permitirá calcular el volumen de petróleo recuperable.

9.4.1. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE RECOBRO PRIMARIO

El Instituto Americano del Petróleo (API) dedujo mediante estudios estadísticos algunas

ecuaciones para estimar el factor de recobro primario de petróleo dependiendo del tipo de

mecanismo de empuje. En el caso del yacimiento C-7 del Pilar el mecanismo de

producción es empuje hidráulico y la ecuación generada fue la siguiente:

145

( )

2159.0

1903.0

077.00422.0

*

**

1**898.54

−

=

Pa

PiSwi

oi

wiK

Boi

Swi

Frµ

µφ

Donde:

Fr : Factor de recobro, %.

Swi : Saturación intersticial de agua, fracción.

Boi : Factor volumétrico inicial de petróleo, BY/BN.

K : Permeabilidad absoluta, Darcy.

wiµ : Viscosidad del agua a la presión inicial del yacimiento, cps.

woµ : Viscosidad del petróleo a la presión inicial del yacimiento, cps.

Pi : Presión inicial del yacimiento, Lpca.

Pa : Presión de abandono del yacimiento, Lpca.

En la tabla mostrada a continuación se pueden observar cuales son los parámetros

utilizados en la ecuación anterior y el factor de recobro primario:

POROSIDAD Swi Pi Pa K

(fracción) (fracción) (Lpca) (Lpca) (Darcy)

0.2123 0.215 3223.7 714.7 0.178

Visc. Agua Visc. Petróleo Boi Fr primario

(cps) (cps) (BY/BN) (%)

0.34711 0.90725 1.2618 39.66

Tabla 9.6. Parámetros utilizados para determinar el factor de recobro

El factor de recobro actual fue estimado a través del comportamiento de producción

del yacimiento, para esto se utilizó el POES volumétrico y el petróleo producido

acumulado hasta Agosto de 2002. La ecuación es la siguiente:

Fr = (Np/N)*100

Fr = 41.43%

El factor de recobro que se estima a través de la declinación de producción usando la

ecuación anterior es:

146

Fr = 41.89%

Las estimaciones del factor de recobro muestran consigo un alto grado de incertidumbre

debido la intrusión de fluidos no propios del yacimiento en estudio; esto porque si

consideramos las condiciones y propiedades del yacimiento utilizando la ecuación del

Instituto Americano del Petróleo (API), este valor de factor de recobro sería de 39.66%,

pero esto no corresponde con la data originada de la declinación de la producción, donde

podríamos alcanzar hasta un factor de recobro de 41.89%.

9.4.2. DETERMINACIÓN DE LAS RESERVAS RECUPERABLES

Reservas Recuperables = Fr*POES

Reservas Recuperables (API) = 154.5 MMBN

Reservas Recuperables (declinación) = 163.2 MMBN

9.4.3. DETERMINACIÓN DE LAS RESERVAS REMANENTES

Reservas Remanentes = Reservas Recuperables – Petróleo Acumulado

El petróleo producido acumulado (Np) hasta Agosto de 2002 es de 161.4 MMBN; por lo

que las reservas remanentes se estiman en 1.8 MMBN con la aplicación del método de

declinación de producción del yacimiento.

Si tomamos en cuenta el cálculo de recobro estimado mediante el método del Instituto

Americano del Petróleo, tendríamos para la fecha una sobreproducción acumulada de 6.9

MMBN de petróleo.

9.5. INDICADORES DE RECOBRO

9.5.1. PETRÓLEO RECUPERADO (REC)

El porcentaje de recobro nos permite determinar la eficiencia que ha tenido la explotación

del yacimiento.

REC = (Np/Res. Recup.)*100

Donde:

REC: Petróleo recuperado, %.

147

Np: Producción acumulada, MMBN.

Res. Recup.: Reservas recuperables, MMBN.

El valor de REC es de 98.90% tomando en cuenta las reservas recuperables de la

aplicación del método de declinación.

9.5.2. AGOTAMIENTO DEL YACIMIENTO (AGOT)

AGOT = (Np/N)*100

Donde:

AGOT: Agotamiento del yacimiento, %.

Np: Producción acumulada, MMBN.

N: Petróleo original en sitio, MMBN.

El valor de agotamiento del yacimiento es de 41.43%.

9.5.3. RELACIÓN PRODUCCIÓN – RESERVAS REMANENTES (RPR)

RPR = (Qo*365*100)/RRem

Donde:

RPR: Relación producción – reservas remanentes, %.

Qo: Tasa de petróleo, BPPD.

RRem: Reservas remanentes, BN

Se determinó una producción promedia de petróleo de 533 BPPD en el yacimiento C-7 del

Pilar (Agosto de 2002), aplicando la ecuación anterior se obtuvo una RPR de 10.81%.

148

CAPÍTULO X

PLAN DE EXPLOTACIÓN

Para establecer un plan de explotación, ha sido necesario conocer el comportamiento de

producción y la distribución de los fluidos en el área de estudio. Se analizó el

comportamiento individual de los pozos perforados en el yacimiento C-7 del Pilar Sur, y

analizando los datos obtenidos (mapas de isopropiedades, evaluación petrofísica, análisis

de los fluidos, comportamiento de producción/presión, entre otros), se recomienda la

perforación de una nueva localización, en vista de la prospectividad presente en el

yacimiento, lo cual permitirá drenar las reservas del yacimiento, al adicionar un punto de

drenaje que permitirá incrementar el recobro total.

LOCALIZACIÓN A

Desde el punto de vista Geológico-Estructural la localización propuesta se ubica en la

cuña levantada que contiene los pozos VLA1489 y VLA1499, ligeramente buzamiento

debajo de dicho pozo, a una distancia de 453 mts del mismo. El pozo más cercano a la

localización A, es el VLA0161 el cual se encuentra a una distancia de 419 metros en la

dirección este, dicho pozo así como la localización propuesta se encuentran separados

por una falla antitética de salto vertical de aproximadamente 600 pies de carácter sellante

corroborado por la distribución de fluidos en los pozos perforados contra la Falla Lama

Icotea (VLA1489-1499). De acuerdo a la evaluación petrofísica y los mapas oficiales de

ANP, a nivel de C-7, el punto propuesto se ubica en la curva de los 270 pies de espesor.

Sin embargo, la posición estructura arriba del punto propuesto favorece la tendencia del

desarrollo de la calidad de arena del yacimiento y mejora la distribución de fluidos en la

columna de la unidad C-7 y a nivel de C-6I.

10.1 Cálculo de Radio Drenaje

Se realizó el cálculo de radio de drenaje de manera tal que nos ayudara a visualizar o

darnos una idea de la acumulación de petróleo alrededor del pozo y así poder ver si existe

interferencia entre los pozos vecino y la nueva localización a través de los años en que el

pozo se encuentre produciendo, en este caso se colocó un limite de diez años para

observar dicha interferencia o no de los mismos (31/07/2004 – 01/01/2004). Para los

cálculos del radio de drenaje en los pozos VLA-137, VLA-417, VLA-462, VLA-546, VLA-

149

1035, VLA-1166, VLA-1489, VLA-1499 y Loc sur del VLA-1499 se utilizó la siguiente

ecuación:

(1) (ft))SS(1φxhxπx7758

BxNx43560r

orw

oip

ev−−

=

Para el cálculo del Np vs tiempo, se usó una tasa de declinación inicial del 25% y variando

hasta alcanzar un valor del 9% al final del año 2014. A continuación se muestra en la

Tabla 1 con los resultados del cálculo del radio de drenaje para los siguientes pozos

vecinos a la localización: VLA-137, VLA-417, VLA-462, VLA-546, VLA-1035, VLA-1166,

VLA-1489 , VLA-1499 y Loc sur del VLA-1499.

Tabla 10.1. Resultados de los Cálculos de Radios de Drenaje

Obteniéndose de lo anterior:

De acuerdo con estos cálculos y la Figura 10.1, la localización del nuevo pozo drenaría un

área no drenada actualmente. De la Tabla 10.1, se puede observar que el máximo radio o

diámetro de drenaje esperado para la Localización Loc sur del VLA-1499 será

aproximadamente igual a: Rd= 82 mts .

De la Figura 6. 28, se observa cierta interferencia entre la localización propuesta y los

pozos vecinos al año 2014. Por lo tanto, seria recomendable realizar pruebas de

POZOS FechaNp

MblsBoi

BN/BY H

piesPhi

fraccionSw

fraccionSor

fraccionRdrenaje

piesRdrenaje

mtsVLA-0137 7/31/2004 12718566 1.24 135 0.19 0.24 0.35 1637 499VLA-0417 7/31/2004 12357000 1.24 370 0.18 0.26 0.35 1027 313VLA-0462 7/31/2004 8398004 1.24 528 0.18 0.27 0.35 718 219VLA-0546 7/31/2004 7119000 1.24 295 0.20 0.20 0.35 771 235VLA-1035 7/31/2004 1860000 1.24 528 0.18 0.22 0.35 318 97VLA-1166 7/31/2004 15000 1.24 130 0.18 0.35 0.35 69 21VLA-1489 7/31/2004 55000 1.24 130 0.22 0.22 0.35 100 30VLA-1499 7/31/2005 0 1.24 160 0.18 0.23 0.30 0 0

Loc. Sur VLA-1499 7/31/2005 0 1.24 385 0.16 0.22 0.35 0 0

VLA-1489 1/1/2014 1315217 1.24 130 0.22 0.22 0.35 487 148VLA-0546 1/1/2014 7912862 1.24 240 0.20 0.20 0.35 901 275VLA-1499 1/1/2014 1019200 1.24 160 0.18 0.23 0.30 408 125

Loc. Sur VLA-1499 1/1/2014 855286.69 1.24 385 0.16 0.22 0.35 268 82

Vecinos a la Localización: Sur VLA-1499

A) Res. Recup. con Pozos Actuales: 2951.700 Mbls

B) Res. Recup. con Pozos Actuales + Pozo Propuesto : 3451.700 Mbls

C) Reservas Recuperables Pozo Propuesto (B - A): 500.000 Mbls

150

interferencia y/o pruebas de presión prolongadas y/o simulación numérica con el fin de

determinar la presencia de estas fallas, compartimentos e interferencia con pozos

vecinos. Esto permitirá analizar la rentabilidad de la perforación de pozos en el futuro para

esta área.

Figura 10.1. Radios de drenajes de la Loc sur del VLA-1499 y los pozos vecinos

RADIO DE DRENAJEYACIMIENTO C-7 VLA0015

1119000

1119500

1120000

1120500

1121000

219168.0389 221777.1822

COORD. X, mts.

CO

OR

D.

Y,

mts

."ENERO-1-2014"

"AGOSTO-31-2004"

VLA-1166

AUG-2

VLA-137

VLA-1499

VLA-462

VLA-1035

VLA-417VLA-1489

VLA-546

Sur VLA-1499

151

CONCLUSIONES

� El estudio permitió separar toda la información disponible del yacimiento para cada

una de las áreas presentes VLA-6/9/21, VLA-8, VLA-12 y VLA-11.

� El presente estudio geológico determinó un nuevo modelo estructural diferente al

modelo oficial.

� El yacimiento C-7 del Pilar fue subdividido en tres subunidades (C-7-S, C-7-M, C-7-

I), con el fin de visualizar las áreas más prospectivas del mismo.

� Las áreas más prospectivas del yacimiento según la evaluación petrofísica se

encuentran a nivel de las subunidades C-7-S y C-7-M, ya que no se encuentran

totalmente influenciadas por el acuífero reinante en el área. En el área VLA-6/9/21, VLA-8,

y VLA-12 las mejores propiedades petrofísicas del yacimiento se tienen hacia el sur de

cada una de dichas áreas; mientras que en el área VLA-11 están hacia el norte.

� El POES volumétrico y el POES por grid maps en OFM, fueron calculados para

cada una de las subunidades en las respectivas áreas que abarca el yacimiento, dando

como resultados valores bastante similares: 389.6 MMBN (método volumétrico), y 393.7

MMBN (método de grid maps en OFM). Estos dos se diferencian del valor oficial 447

MMBN, producto del cambio de espesor promedio basado en el nuevo modelo estructural

realizado, como también de las propiedades y saturación inicial de petróleo.

� Los yacimientos C-6-I y C-7 se encuentran influenciados en gran sentido por la

presencia de un acuífero cercano. Estos dos yacimientos tienen comportamientos de

presiones, propiedades de fluidos y petrofísicas bastante similares; además en algunos

pozos se puede notar cierta comunicación vertical por la no existencia de una lutita bien

definida que selle los espacios entre estas dos arenas.

� Existe comunicación entre las regiones Ático y Pilar por lo que se consideró como

una sola región de estudio.

� Existen fallas a lo largo de la estructura que presentan un gran salto y permiten que

las formaciones presentes se comuniquen con otras vecinas.

� El balance de materiales realizado mostró en gran magnitud la intrusión de fluidos

no propios del yacimiento en estudio.

152

� El método de van Everdingen y Hurst fue usado para determinar la intrusión de

fluidos. Este método permitió plantear varios escenarios de acuerdo a la capacidad de

intrusión que tiene el acuífero y las zonas vecinas.

� El factor de recobro del yacimiento fue estimado por el método del Instituto

Americano del Petróleo para yacimientos con empuje hidráulico con un valor de 39.66%.

Este valor no concuerda con la historia de producción, ya que en la actualidad se tiene un

factor de recobro de 41.43% y se estimó mediante el método de declinación de

producción con un valor de 41.89%; esto afirma la intrusión de fluidos de otros

yacimientos y/o zonas.

� No existe concordancia alguna entre el modelo estático y dinámico del yacimiento

producto de la incertidumbre que existe con la data de producción disponible, la intrusión

de fluidos no propios del yacimiento, entre otras cosas. A pesar de ello las reservas

recuperables fueron estimadas mediante el método de declinación con la información de

producción disponible obteniéndose un valor de 163.2 MMBN, con un total de remanentes

en la actualidad de 1.8 MMBN.

153

RECOMENDACIONES

� Realizar un estudio sísmico-geológico en todo El Pilar, para definir a ciencia cierta el

modelo estructural presente en el área y de esta manera tener un mejor provecho de las

reservas aún remanentes de las formaciones involucradas.

� Realizar un plan de toma de núcleos que permita establecer un modelo

sedimentológico y caracterizar de manera más precisa todas las formaciones presentes

en El Pilar.

� Validar la data de producción (gas, petróleo y agua).

� Establecer un programa anual para efectuar pruebas de presión (Build Up y

estática), con el objeto de actualizar las presiones del yacimiento, determinar el grado de

agotamiento e identificar tendencias preferenciales de flujo en los pozos activos.

� Implantar el plan de explotación propuesto en este estudio y desarrollar un sistema

que garantice el máximo recobro de las reservas remanentes a fin de evitar la rápida

conificación del acuífero a los pozos productores.

� Cañonear las arenas de C-6 y C-7 de manera más racional con el fin de preservar la

vida útil de los yacimientos.

Realizar programas de tomas de registros de saturación y producción en aquellos

yacimientos que se encuentren en gran sentido influenciados por la presencia de un

acuífero; esto permitirá definir a ciencia cierta los frentes de agua e identificar zonas

prospectivas de hidrocarburos.

154

REFERENCIAS

1. ABDUS, SATTER y GANESH, THAKUR. (1994). “Integrated Petroleum Reservoir

Management”. Tulsa, Oklahoma.

2. ARCHIVO CENTRAL. (2000). “Carpetas de Archivos de Pozos (Well File), carpetas

de registros de pozos”.

3. BÁNZER S, CARLOS. (ENERO/1996). “Correlaciones Numéricas P.V.T.” Fundación

Laboratorio de Servicios Técnicos Petroleros.

4. CIED. (1997). “Caracterización Energética de los Yacimientos”.

5. LP. Dake. “Fundamentals of Reservoir Engineering”

6. SMITS, L. (1968). “Sp log, Interpretation in Sands”, Soc. of. Pet. Eng. J. vol.

7. PÉREZ P, RAMIRO. “Empuje hidráulico”.

8. ROJAS, G. “Muestreo y Pruebas de PVT de Crudos de Baja Volatilidad.

9. TIMUR, A. “An Investigation of Permeability, Porosity and Residual Water Saturation

Relationships” SPWLALogging Symposium Transaction.

10. UNIDADES DE EXPLOTACIÓN LAGOMAR/LAGOMEDIO. (1999). “Manual de

Referencia Curso OFM 3.1, Nivel Intermedio/Avanzado”.

11. UNIDAD DE EXPLOTACIÓN LAGOMAR. “Estudio Integrado en el Ático”.

12. González de Juana et al., 1980; Bot y Perdomo, 1987 y Ambrose et al., 1998.

ANEXOS

Figura A.1. Vista 3D del pozo VLA-1167, desde el SE. Su ubicación relativa muestra que todo C-6 y parte de C-7 están dentro del Ático, se observa el intervalo que cae en el Pilar

Figura A.2. Vista 3D del pozo VLA-0408_2, desde el SE. Su ubicación relativa muestra que toda su columna Eoceno esta dentro del Ático. Se estima que penetró hasta el Pilar cerca de su TD

Falla Atic o

Falla An titétic a E-OFalla Atic o – Tramo N orte

Figura A.3. Esquema tectónico regional (Oum Simón, González Helen, PDVSA 1999)

Falla LamaPrincipal

Falla Atico Norte

FallaIntra

Falla IntraAtico 2

SuperficieC-6-I

Superficie

C-6-I

Intersección

Falla

Lama

ATICO-4

N

Falla Lama

Principal

Falla IntraAtico 2

Falla Intra

Atico 1

ATICO-4

ATICO-4

C-70

C-6-ITope C-6-I

Tope C-60

Falla Int 2

Falla Int 1

Anexos B.1.Estratigrafía generalizada de la Cuenca del Lago de Maracaibo

Figura B.2. Estratigrafía de la Cuenca del Lago de Maracaibo

DESCRIPCION LITOLOGICA LITOLOGIA UNIDADES GEOLOGICAS EDAD

ARENA B1 - B6

FORMACIÓN MISOA

FORMACIÓN COLÓN

FORMACIÓN MITO JUAN

ARENA B6 - B9

ARENA C1 - C3

ARENA C4 - C7

Figura B.3.Mapa base del yacimiento C-7 del Pilar

Figura B.4.Mapa estructural del yacimiento C-7 del Pilar

FALLA LÍMITE 763

FALLA LAMA ICOTEA

FALLA DEL ÁTICO

FALLA LÍMITE 547-116

Figura B.5.Mapa base de C-7 (área VLA-8) Figura B.6.Mapa estructural de C-7 (área VLA-8)

Gráfico B.1.- Comportamiento de presión del yacimiento C-7, VLA-

6/9/21

Gráfico B.2.- Comportamiento de presión del yacimiento C-7, VLA-8

Gráfico B.5.- Comportamiento de presión del yacimiento C-7 del Pila

Gráfico B.6.- Modelo de presión del yacimiento C-7, VLA-6/9/21

Pb = 2450 Lpc

Gráfico B.7.- Modelo de presión del yacimiento C-7, VLA-8

Pb = 2430 Lpc


Pb = 2550 Lpc


Pb = 2760 Lpc

Gráfico B.10.- Modelo de presión del yacimiento C-7 del Pilar

Gráfico B.11.- Mecanismo de producción del yacimiento C-7, VLA-6/9/21

Gráfico B.12.- Mecanismo de producción del yacimiento C-7, VLA-8

Gráfico B.15.- Mecanismo de producción del yacimiento C-7 del

Pilar

LR BLR EREO C4S C4M C4I C5S C5I C6S C6I C7S C7M C7I GSR

VLA-0015 5506 5672 5710 - - - 5852 6076 6205 6668 6983 7212 7384 7610 VLA-0042 5520 5665 5687 - - - 5687 5842 6101 6513 6821 7084 7295 - VLA-0053 5268 5388 5445 - - - 5445 5728 5940 6372 6727 6844 7087 - VLA-0110 5573 5695 5723 - - - 5723 - 5869 6272 6622 6877 7063 7266 VLA-0114 5527 5695 5735 - - - 5735 6029 6209 6594 6881 7114 - - VLA-0116 5617 5744 5772 - - - - - 5772 5942 6374 6643 6854 - VLA-0135 6046 6183 6218 - - - - - 6218 6339 6688 7022 - - VLA-0137 5260 5390 5419 - - - - 5488 5663 6134 6409 6613 6841 7143 VLA-0141 5930 6049 6076 - - - - - 6076 6530 6978 7207 - - VLA-0173 6133 6293 6340 - - - - - - 6431 6860 7105 - - VLA-0189 - - - 5256 5419 - 5642 5908 6136 6686 7059 7287 - - VLA-0255 6083 6215 6240 - - - - - 6240 6345 6680 7007 - - VLA-0396 6421 6565 6578 - - - - - 6578 6618 6885 7166 7376 - VLA-0408 5035 5182 5199 - - 5199 5440 5689 5902 6390 6789 7032 7256 - VLA-0411 5805 5927 5966 - - - - - - 5966 6408 6665 6891 - VLA-0417 5336 5440 5477 - - - - 5477 5523 5902 6181 6397 6626 6897 VLA-0421 6464 6587 6597 - - - - - 6597 6689 6998 7169 7390 - VLA-0425 6103 6269 6310 - - - 6310 - 6570 6781 7150 - - - VLA-0427 5860 5940 5967 - - - - - - 5967 6248 6495 6855 - VLA-0435 6291 6455 6476 - - - - - 6476 6636 7018 7229 - - VLA-0439 6056 6260 6280 - - - - - 6280 6527 6962 7224 - - VLA-0454 5090 5214 5242 - - - 5242 5399 5646 6155 6499 6692 6931 7217 VLA-0457 5693 5805 5835 - - - - - - 5835 6050 6265 6497 6753 VLA-0459 5088 5208 5241 - - - 5241 5509 5714 6172 6497 6679 6916 7172 VLA-0462 5307 5416 5434 - - - - - 5434 5815 6140 6351 6609 7055 VLA-0464 5720 5854 5884 - - - - - 5884 5937 6306 6525 6789 7016 VLA-0466 5941 6066 6095 - - - - - 6095 6294 6719 6992 7265 - VLA-0475 - - - - - - 5350 5444 5652 6169 6539 6875 - 7690 VLA-0505 6177 6325 6346 - - - - - 6346 6612 6963 7234 - - VLA-0545 5427 5536 5561 - - - - - 5726 6150 6404 6576 6759 6934 VLA-0546 5300 5417 5448 - - - - 5448 5563 5994 6251 6487 6707 6979 VLA-0547 5571 5690 5718 - - - - - 5718 5916 6303 6664 6858 7096 VLA-0548 5608 5758 5776 - - - - - - 5776 6048 6280 6521 - VLA-0569 5838 5987 6022 - - - 6022 6292 6451 6862 7146 - - - VLA-0637 5868 6028 6053 - - - 6053 6276 6398 6786 7092 - - - VLA-0730 5760 5909 5940 - - - 5940 6243 6405 6827 7108 - - - VLA-0739 5401 5507 5550 - - - 5584 5843 5989 6398 6729 6970 7163 - VLA-0755 6234 6357 6374 - - - - - 6374 6478 6877 7112 - - VLA-0760 5464 5564 5598 - - - 5598 6008 6186 6601 6861 7117 - - VLA-0762 5867 5984 6008 - - - - - - 6008 6486 6815 7181 - VLA-0763 5308 5415 5462 - - - - 5626 5793 6243 6570 6716 6925 7163

VLA-0780(V) 5093 5193 5231 - - - 5231 5441 5669 6132 6542 - - - VLA-0780ST - - - - - - - 5461 5695 6197 - - - -

VLA-0788 5634 5748 5774 - - - - - - 5827 6205 6398 6604 - VLA-0798 5467 5611 5625 - - - - - 5681 6005 6419 6671 6859 7132 VLA-0807 5252 5263 5295 - - 5295 5551 5829 6062 6546 6911 7136 - - VLA-0809 6055 6180 6220 - - - - - 6220 6397 6773 7078 - - VLA-0818 5800 5925 5942 - - - - - 5942 6039 6414 6614 - - VLA-0884 6103 6247 6288 - - - - - 6288 6449 6855 7109 - - VLA-0929 5360 5468 5501 - - - - 5501 5582 6002 6329 6613 6852 7111 VLA-1035 5339 5433 5460 - - - - 5460 5460 5914 6245 6505 6820 - VLA-1111 6375 6535 6551 - - - - - - 6674 7055 7257 - - VLA-1157 6282 6444 - - - - - - 6486 6740 6974 - - - VLA-1166 5325 5447 5480 - - - - 5480 5656 6078 6365 6572 6789 - VLA-1420 5601 5762 5798 - - - 5891 6095 6227 6688 6986 - - - VLA-1445 5151 - 5253 - - - - - 5830 6142 6405 6635 6838 7046

Tabla B.1.Marcadores estratigráficos

Figura C.1. Mapa de distribución de pozos control y pozos no control

POZOS CONTROL

POZOS NO CONTROL

Figura C.2. Mapa de ANP. Subunidad C7S

Figura C.3. Mapa de PHIT. Subunidad C7S

Figura C.4. Mapa de K. Subunidad C7S

K (md)

Figura C.5. Mapa de So. Subunidad C7S

So (fracción)

Figura C.6. Mapa de ANP. Subunidad C7M

ANP (pies)

Figura C.7. Mapa de PHIT. Subunidad C7M

PHIT (fracción)

Figura C.8. Mapa de K. Subunidad C7M

K (md)

Figura C.9. Mapa de So. Subunidad C7M

Figura C.10. Mapa de ANP. Subunidad C7I

ANP (pies)

Figura C.11. Mapa de PHIT. Subunidad C7I

PHIT (fracción)

Figura C.12. Mapa de K. Subunidad C7I

K (md)

Figura C.13. Mapa de So. Subunidad C7I

So (fracción)

ÁREA VLA-8

POZO SUBUNIDAD ANP

(pies) PHIT

(fracción) Vsh

(fracción) Sw

(fracción) So

(fracción) K

(md) VLA0015 C-7-S 78 0,1723 0,2678 0,3212 0,6788 66 VLA0015 C-7-M 2 0,2199 0,0154 0,4900 0,5100 175 VLA0015 C-7-I 0 0,1814 0,2199 0,9951 0,0049 83 VLA0042 C-7-S 184 0,1763 0,2467 0,2930 0,7070 76 VLA0042 C-7-M 37 0,1698 0,2811 0,2829 0,7171 61 VLA0042 C-7-I 0 0,1975 0,1341 0,7330 0,2670 117 VLA0417 C-7-S 144 0,2114 0,0683 0,2931 0,7069 195 VLA0417 C-7-M 146 0,2092 0,0272 0,3021 0,6979 186 VLA0417 C-7-I 161 0,1816 0,2723 0,2738 0,7262 85 VLA0462 C-7-S 136 0,1780 0,2378 0,3053 0,6947 75 VLA0462 C-7-M 174 0,1630 0,3173 0,2614 0,7386 54 VLA0462 C-7-I 278 0,1656 0,3034 0,2977 0,7023 57 VLA0545 C-7-S 163 0,1715 0,2005 0,2937 0,7063 78 VLA0545 C-7-M 63 0,1630 0,1976 0,2717 0,7283 54 VLA0545 C-7-I 128 0,1495 0,2454 0,2556 0,7444 35 VLA0546 C-7-S 89 0,1698 0,2223 0,3114 0,6886 67 VLA0546 C-7-M 86 0,2008 0,1900 0,2866 0,7134 131 VLA0546 C-7-I 173 0,1795 0,1619 0,2792 0,7208 81 VLA0547 C-7-S 236 0,1684 0,1745 0,2637 0,7363 69 VLA0547 C-7-M 82 0,1734 0,2468 0,2943 0,7057 70 VLA0547 C-7-I 123 0,1714 0,1775 0,2862 0,7138 65 VLA0569 C-7-S 0 0,1692 0,2282 0,8945 0,1055 69 VLA0569 C-7-M 0 0,1700 0,2300 0,9100 0,0900 70 VLA0569 C-7-I 0 0,1700 0,2300 0,9100 0,0900 70 VLA0637 C-7-S 0 0,1869 0,2239 0,8647 0,1353 106 VLA0637 C-7-M 0 0,1800 0,2200 0,9200 0,0800 106 VLA0637 C-7-I 0 0,1800 0,2000 0,9300 0,0700 106 VLA0730 C-7-S 0 0,2116 0,4469 0,4600 0,5400 185 VLA0730 C-7-M 0 0,2100 0,4400 0,9000 0,1000 185 VLA0730 C-7-I 0 0,2000 0,4000 0,9000 0,1000 180 VLA0760 C-7-S 59 0,2207 0,2365 0,3283 0,6717 283 VLA0760 C-7-M 0 0,1838 0,3571 0,8491 0,1509 112 VLA0760 C-7-I 0 0,1800 0,3600 0,8500 0,1500 112 VLA0798 C-7-S 149 0,1793 0,2149 0,3091 0,6909 81 VLA0798 C-7-M 43 0,1932 0,2325 0,4068 0,5932 122 VLA0798 C-7-I 67 0,1843 0,2300 0,4607 0,5393 87 VLA1420 C-7-S 20 0,2000 0,2600 0,4800 0,5200 126 VLA1420 C-7-M 0 0,2000 0,2500 0,7500 0,2500 120 VLA1420 C-7-I 0 0,2000 0,2500 0,8000 0,2000 100 VLA1445 C-7-S 29 0,1867 0,3202 0,3151 0,6849 549 VLA1445 C-7-M 93 0,2863 0,2863 0,2508 0,7492 703 VLA1445 C-7-I 103 0,2396 0,1558 0,2522 0,7478 367

Tabla C-1Sumario petrofísico

Gráfico C.1.- Balance de materiales del yacimiento C-7, VLA-6/9/21

Gráfico C.2.- Balance de materiales del yacimiento C-7, VLA-8

|Gráfico C.5.- Balance de materiales del yacimiento C-7 del Pilar

19

Gráfico C.6.- Balance de materiales de los yacimientos C-6-I/C-7

Gráfico C.7.- Declinación de producción del yacimiento C-7 del Pilar

Figura D.1. Mapa de ubicación de la localización A, yacimiento C-7, área VLA-8

Gráfico D.1.- Comportamiento de la RGP Vs tiempo (C-7, VLA-8

C-7, VLA-8

FECHA

435 pcn/bn

RGPpcn/bn

POZO ÁREA VLA FECHA PRESIÓN, Lpc TIPO

VLA-0053 6/9/21 16/09/1955 3181 ESTÁTICA VLA-0053 6/9/21 26/09/1955 3041 BUILD-UP VLA-0053 6/9/21 23/11/1955 3047 BUILD-UP VLA-0053 6/9/21 28/04/1956 3074 BUILD-UP VLA-0053 6/9/21 02/05/1956 2899 ESTÁTICA VLA-0053 6/9/21 03/05/1956 2955 ESTÁTICA VLA-0053 6/9/21 05/02/1957 2768 ESTÁTICA VLA-0053 6/9/21 04/06/1957 2750 BUILD-UP VLA-0053 6/9/21 28/12/1957 2626 BUILD-UP VLA-0053 6/9/21 31/12/1957 2623 ESTÁTICA VLA-0053 6/9/21 07/01/1958 2645 ESTÁTICA VLA-0053 6/9/21 18/01/1958 2649 ESTÁTICA VLA-0053 6/9/21 18/01/1958 2652 ESTÁTICA VLA-0053 6/9/21 23/01/1958 2671 ESTÁTICA VLA-0053 6/9/21 30/01/1958 2730 ESTÁTICA VLA-0053 6/9/21 30/01/1958 2725 ESTÁTICA VLA-0053 6/9/21 22/08/1958 2630 BUILD-UP VLA-0053 6/9/21 15/11/1958 2653 BUILD-UP VLA-0053 6/9/21 17/03/1959 2602 BUILD-UP VLA-0053 6/9/21 14/06/1960 2654 ESTÁTICA VLA-0053 6/9/21 13/07/1960 2659 ESTÁTICA VLA-0053 6/9/21 17/08/1960 2657 ESTÁTICA VLA-0053 6/9/21 23/09/1960 2657 ESTÁTICA VLA-0053 6/9/21 19/06/1961 2678 ESTÁTICA VLA-0053 6/9/21 16/12/1961 2647 ESTÁTICA VLA-0053 6/9/21 12/06/1962 2518 BUILD-UP VLA-0053 6/9/21 22/11/1962 2256 BUILD-UP VLA-0053 6/9/21 03/07/1963 2129 BUILD-UP VLA-0053 6/9/21 26/08/1964 2064 BUILD-UP VLA-0189 6/9/21 28/06/1957 2632 ESTÁTICA VLA-0189 6/9/21 19/07/1957 2738 BUILD-UP VLA-0189 6/9/21 21/12/1957 2368 BUILD-UP VLA-0189 6/9/21 23/12/1957 2374 ESTÁTICA VLA-0189 6/9/21 23/12/1957 2376 ESTÁTICA VLA-0189 6/9/21 04/01/1958 2467 ESTÁTICA VLA-0189 6/9/21 04/01/1958 2468 ESTÁTICA VLA-0189 6/9/21 14/01/1958 2507 ESTÁTICA VLA-0189 6/9/21 22/01/1958 2525 ESTÁTICA VLA-0189 6/9/21 22/01/1958 2527 ESTÁTICA

Tabla D.1.- Presiones correspondientes al yacimiento C-7 del Pilar (Referidas a un datum de 6500 pies)

7POZO ÁREA VLA FECHA PRESIÓN, Lpc TIPO

VLA-0189 6/9/21 25/01/1958 2597 ESTÁTICA VLA-0189 6/9/21 28/01/1958 2695 ESTÁTICA VLA-0189 6/9/21 04/08/1958 2639 BUILD-UP VLA-0189 6/9/21 26/09/1959 2532 ESTÁTICA VLA-0189 6/9/21 03/10/1960 2674 ESTÁTICA VLA-0189 6/9/21 02/11/1960 2683 ESTÁTICA VLA-0189 6/9/21 08/12/1960 2690 ESTÁTICA VLA-0189 6/9/21 17/07/1961 2686 ESTÁTICA VLA-0189 6/9/21 13/12/1961 2742 ESTÁTICA VLA-0189 6/9/21 09/08/1962 2674 ESTÁTICA VLA-0408 6/9/21 06/07/1962 2613 ESTÁTICA VLA-0408 6/9/21 16/07/1962 2184 BUILD-UP VLA-0408 6/9/21 06/08/1962 2488 BUILD-UP VLA-0408 6/9/21 03/07/1963 2159 BUILD-UP VLA-0408 6/9/21 20/08/1965 1965 ESTÁTICA VLA-0408 6/9/21 20/04/1966 1904 BUILD-UP VLA-0408 6/9/21 30/03/1967 1775 BUILD-UP VLA-0408 6/9/21 29/07/1969 2045 BUILD-UP VLA-0408 6/9/21 15/04/1973 2033 BUILD-UP VLA-0408 6/9/21 12/05/1974 1986 BUILD-UP VLA-0408 6/9/21 20/03/1975 1796 BUILD-UP VLA-0408 6/9/21 20/05/1977 1796 BUILD-UP VLA-0408 6/9/21 23/05/1977 1977 ESTÁTICA VLA-0408 6/9/21 15/01/1980 1919 BUILD-UP VLA-0454 6/9/21 17/07/1964 2286 ESTÁTICA VLA-0454 6/9/21 27/07/1964 2179 BUILD-UP VLA-0454 6/9/21 22/04/1966 1923 BUILD-UP VLA-0454 6/9/21 10/07/1977 1760 BUILD-UP VLA-0454 6/9/21 20/05/1980 1717 BUILD-UP VLA-0454 6/9/21 10/08/1983 1806 ESTÁTICA VLA-0459 6/9/21 25/08/1964 2208 ESTÁTICA VLA-0459 6/9/21 22/09/1964 2371 BUILD-UP VLA-0459 6/9/21 26/04/1966 2289 ESTÁTICA VLA-0459 6/9/21 25/08/1969 2125 BUILD-UP VLA-0459 6/9/21 14/06/1972 2035 BUILD-UP VLA-0459 6/9/21 14/03/1973 2112 BUILD-UP VLA-0459 6/9/21 11/05/1974 2142 ESTÁTICA VLA-0459 6/9/21 21/07/1977 1818 BUILD-UP VLA-0459 6/9/21 14/05/1980 1700 BUILD-UP

Tabla D.1.- Presiones correspondientes al yacimiento C-7 del Pilar (Referidas a un datum de 6500 pies) Cont.


VLA-0459 6/9/21 19/07/1983 1816 ESTÁTICA VLA-0459 6/9/21 12/09/1990 1773 ESTÁTICA VLA-0475 6/9/21 12/07/1965 2125 BUILD-UP VLA-0475 6/9/21 16/03/1973 1266 BUILD-UP VLA-0475 6/9/21 18/11/1974 1571 ESTÁTICA VLA-0475 6/9/21 05/11/1975 1650 ESTÁTICA VLA-0475 6/9/21 14/07/1976 1861 ESTÁTICA VLA-0763 6/9/21 20/09/1979 1697 BUILD-UP VLA-0763 6/9/21 24/02/1983 1638 ESTÁTICA VLA-0763 6/9/21 13/08/1993 1298 ESTÁTICA VLA-0763 6/9/21 25/10/1993 1468 ESTÁTICA VLA-0807 6/9/21 19/06/1980 1773 ESTÁTICA VLA-0807 6/9/21 14/03/1983 1711 ESTÁTICA VLA-0015 8 17/07/1954 3209 ESTÁTICA VLA-0015 8 05/08/1954 3162 BUILD-UP VLA-0015 8 06/08/1954 3121 BUILD-UP VLA-0042 8 06/06/1955 3124 ESTÁTICA VLA-0042 8 09/06/1955 3131 ESTÁTICA VLA-0042 8 15/06/1955 3167 ESTÁTICA VLA-0042 8 23/06/1955 3155 ESTÁTICA VLA-0042 8 27/07/1955 3095 BUILD-UP VLA-0042 8 15/10/1955 3070 BUILD-UP VLA-0042 8 09/03/1956 2898 BUILD-UP VLA-0042 8 13/03/1956 3005 BUILD-UP VLA-0042 8 21/08/1956 2916 BUILD-UP VLA-0042 8 12/02/1957 2763 BUILD-UP VLA-0042 8 31/07/1957 2568 ESTÁTICA VLA-0042 8 02/10/1957 2642 BUILD-UP VLA-0042 8 14/01/1958 2609 BUILD-UP VLA-0042 8 16/01/1958 2607 ESTÁTICA VLA-0042 8 16/01/1958 2606 ESTÁTICA VLA-0042 8 21/01/1958 2621 ESTÁTICA VLA-0042 8 21/01/1958 2623 ESTÁTICA VLA-0042 8 28/01/1958 2638 ESTÁTICA VLA-0042 8 28/01/1958 2638 ESTÁTICA VLA-0042 8 19/08/1958 2582 BUILD-UP VLA-0042 8 15/03/1959 2575 BUILD-UP VLA-0042 8 18/03/1959 2562 ESTÁTICA VLA-0042 8 11/04/1960 2618 ESTÁTICA

Tabla D.1.- Presiones correspondientes al yacimiento C-7 del Pilar (Referidas a un

datum de 6500 pies) Cont.


VLA-0042 8 24/10/1960 2613 ESTÁTICA VLA-0042 8 22/06/1961 2633 BUILD-UP VLA-0042 8 13/12/1961 2601 BUILD-UP VLA-0042 8 17/09/1962 2242 BUILD-UP VLA-0042 8 01/07/1963 2080 BUILD-UP VLA-0042 8 17/10/1964 1913 BUILD-UP VLA-0042 8 13/04/1966 1747 BUILD-UP VLA-0042 8 09/12/1968 1525 BUILD-UP VLA-0042 8 19/05/1971 1502 BUILD-UP VLA-0042 8 12/06/1972 1545 BUILD-UP VLA-0042 8 11/05/1974 1570 BUILD-UP VLA-0042 8 03/08/1976 1617 BUILD-UP VLA-0042 8 04/02/1979 1809 BUILD-UP VLA-0110 8 29/11/1956 2961 ESTÁTICA VLA-0110 8 11/01/1957 2879 BUILD-UP VLA-0110 8 11/04/1957 2715 BUILD-UP VLA-0110 8 17/12/1957 2824 ESTÁTICA VLA-0110 8 17/12/1957 2828 ESTÁTICA VLA-0110 8 26/12/1957 2822 ESTÁTICA VLA-0110 8 26/12/1957 2821 ESTÁTICA VLA-0110 8 04/01/1958 2826 ESTÁTICA VLA-0110 8 04/01/1958 2829 ESTÁTICA VLA-0110 8 04/01/1958 2824 ESTÁTICA VLA-0110 8 11/01/1958 2825 ESTÁTICA VLA-0110 8 11/01/1958 2828 ESTÁTICA VLA-0110 8 19/01/1958 2816 ESTÁTICA VLA-0110 8 19/01/1958 2814 ESTÁTICA VLA-0110 8 24/01/1958 2799 ESTÁTICA VLA-0110 8 31/01/1958 2805 ESTÁTICA VLA-0110 8 31/01/1958 2806 ESTÁTICA VLA-0110 8 29/04/1958 2753 ESTÁTICA VLA-0110 8 10/05/1958 2788 ESTÁTICA VLA-0110 8 17/05/1958 2757 ESTÁTICA VLA-0110 8 25/05/1958 2778 ESTÁTICA VLA-0110 8 02/06/1958 2783 ESTÁTICA VLA-0110 8 11/06/1958 2774 ESTÁTICA VLA-0110 8 18/06/1958 2788 ESTÁTICA VLA-0110 8 27/06/1958 2803 ESTÁTICA VLA-0110 8 01/06/1959 2579 BUILD-UP



VLA-0110 8 02/06/1959 2687 BUILD-UP VLA-0110 8 09/01/1960 2613 ESTÁTICA VLA-0110 8 21/06/1961 2717 ESTÁTICA VLA-0110 8 12/12/1961 2650 BUILD-UP VLA-0110 8 20/02/1962 2704 BUILD-UP VLA-0110 8 22/11/1962 2581 BUILD-UP VLA-0110 8 08/07/1963 2377 BUILD-UP VLA-0110 8 25/04/1966 2133 ESTÁTICA VLA-0110 8 21/08/1969 2072 BUILD-UP VLA-0110 8 13/10/1970 1998 BUILD-UP VLA-0114 8 12/12/1956 2785 ESTÁTICA VLA-0114 8 16/01/1957 2750 BUILD-UP VLA-0114 8 02/07/1957 2690 BUILD-UP VLA-0114 8 23/10/1957 2543 BUILD-UP VLA-0114 8 09/12/1957 2424 BUILD-UP VLA-0114 8 12/12/1957 2422 ESTÁTICA VLA-0114 8 19/12/1957 2453 ESTÁTICA VLA-0114 8 19/12/1957 2452 ESTÁTICA VLA-0114 8 28/12/1957 2467 ESTÁTICA VLA-0114 8 28/12/1957 2465 ESTÁTICA VLA-0114 8 05/01/1958 2478 ESTÁTICA VLA-0114 8 13/01/1958 2496 ESTÁTICA VLA-0114 8 13/01/1958 2495 ESTÁTICA VLA-0114 8 20/01/1958 2503 ESTÁTICA VLA-0114 8 20/01/1958 2506 ESTÁTICA VLA-0114 8 20/01/1958 2505 ESTÁTICA VLA-0114 8 27/01/1958 2635 ESTÁTICA VLA-0114 8 01/07/1959 2398 BUILD-UP VLA-0114 8 04/07/1959 2410 BUILD-UP VLA-0114 8 05/07/1959 2418 BUILD-UP VLA-0114 8 08/07/1959 2399 BUILD-UP VLA-0114 8 10/07/1959 2444 BUILD-UP VLA-0114 8 13/07/1959 2446 BUILD-UP VLA-0114 8 16/07/1959 2445 BUILD-UP VLA-0114 8 17/08/1959 2457 BUILD-UP VLA-0114 8 07/09/1959 2478 BUILD-UP VLA-0114 8 07/10/1959 2437 BUILD-UP VLA-0114 8 21/06/1961 2561 BUILD-UP VLA-0114 8 06/12/1961 2467 BUILD-UP



VLA-0114 8 06/10/1964 2102 BUILD-UP VLA-0114 8 11/04/1966 1924 BUILD-UP VLA-0137 8 03/02/1957 2993 ESTÁTICA VLA-0137 8 06/02/1957 2992 BUILD-UP VLA-0137 8 08/02/1957 2940 ESTÁTICA VLA-0137 8 27/02/1957 2890 ESTÁTICA VLA-0137 8 15/03/1957 2898 BUILD-UP VLA-0137 8 14/06/1957 2859 BUILD-UP VLA-0137 8 09/12/1957 2730 BUILD-UP VLA-0137 8 12/12/1957 2755 ESTÁTICA VLA-0137 8 19/12/1957 2777 ESTÁTICA VLA-0137 8 19/12/1957 2775 ESTÁTICA VLA-0137 8 27/12/1957 2786 ESTÁTICA VLA-0137 8 27/12/1957 2786 ESTÁTICA VLA-0137 8 04/01/1958 2821 ESTÁTICA VLA-0137 8 05/01/1958 2797 ESTÁTICA VLA-0137 8 05/01/1958 2798 ESTÁTICA VLA-0137 8 13/01/1958 2813 ESTÁTICA VLA-0137 8 13/01/1958 2813 ESTÁTICA VLA-0137 8 20/01/1958 2817 ESTÁTICA VLA-0137 8 20/01/1958 2816 ESTÁTICA VLA-0137 8 27/01/1958 2819 ESTÁTICA VLA-0137 8 27/01/1958 2820 ESTÁTICA VLA-0137 8 05/02/1958 2815 ESTÁTICA VLA-0137 8 05/02/1958 2814 ESTÁTICA VLA-0137 8 10/02/1958 2825 ESTÁTICA VLA-0137 8 10/02/1958 2824 ESTÁTICA VLA-0137 8 20/02/1958 2882 ESTÁTICA VLA-0137 8 20/02/1958 2882 ESTÁTICA VLA-0137 8 11/05/1959 2641 BUILD-UP VLA-0137 8 12/05/1959 2644 BUILD-UP VLA-0137 8 30/11/1959 2691 ESTÁTICA VLA-0137 8 14/07/1960 2702 ESTÁTICA VLA-0137 8 11/10/1960 2708 ESTÁTICA VLA-0137 8 21/06/1961 2657 BUILD-UP VLA-0137 8 12/12/1961 2656 BUILD-UP VLA-0137 8 01/07/1963 2380 BUILD-UP VLA-0137 8 05/04/1966 1939 ESTÁTICA VLA-0137 8 19/08/1969 1852 BUILD-UP



VLA-0137 8 29/06/1971 1781 BUILD-UP VLA-0137 8 13/05/1974 1812 BUILD-UP VLA-0137 8 15/12/1974 1956 ESTÁTICA VLA-0137 8 17/02/1977 1799 BUILD-UP VLA-0137 8 19/02/1979 1830 BUILD-UP VLA-0417 8 12/11/1964 2128 BUILD-UP VLA-0417 8 12/04/1966 1992 BUILD-UP VLA-0417 8 08/05/1972 1941 BUILD-UP VLA-0417 8 08/05/1972 1940 BUILD-UP VLA-0417 8 06/02/1973 2019 BUILD-UP VLA-0417 8 06/02/1973 2000 BUILD-UP VLA-0417 8 02/04/1977 1900 ESTÁTICA VLA-0417 8 17/02/1979 1858 ESTÁTICA VLA-0462 8 07/10/1964 2434 ESTÁTICA VLA-0462 8 13/10/1964 2350 BUILD-UP VLA-0462 8 07/09/1965 1911 ESTÁTICA VLA-0462 8 24/09/1965 1893 BUILD-UP VLA-0462 8 02/09/1969 2054 BUILD-UP VLA-0462 8 11/04/1977 1866 ESTÁTICA VLA-0462 8 30/03/1979 1696 BUILD-UP VLA-0462 8 27/10/1980 1704 ESTÁTICA VLA-0462 8 01/10/1984 1781 ESTÁTICA VLA-0545 8 04/06/1969 1997 BUILD-UP VLA-0545 8 15/10/1970 2097 BUILD-UP VLA-0545 8 28/05/1978 1705 BUILD-UP VLA-0545 8 15/01/1979 1735 BUILD-UP VLA-0545 8 17/01/1979 1721 ESTÁTICA VLA-0545 8 19840931 1696 ESTÁTICA VLA-0546 8 12/06/1969 2179 BUILD-UP VLA-0546 8 12/06/1969 2188 BUILD-UP VLA-0546 8 29/06/1971 2025 BUILD-UP VLA-0546 8 14/06/1972 2030 BUILD-UP VLA-0546 8 13/05/1977 1875 BUILD-UP VLA-0546 8 19/09/1977 1842 BUILD-UP VLA-0546 8 20/06/1979 1842 BUILD-UP VLA-0547 8 29/07/1969 2063 BUILD-UP VLA-0547 8 17/08/1971 1997 BUILD-UP VLA-0547 8 14/06/1972 1966 BUILD-UP VLA-0547 8 07/11/1977 1837 BUILD-UP



VLA-0547 8 27/02/1979 2012 BUILD-UP VLA-0547 8 12/11/1980 1810 BUILD-UP VLA-0547 8 09/04/1981 1815 ESTÁTICA VLA-0547 8 31/07/1992 1722 ESTÁTICA VLA-0547 8 09/05/2000 1718 BUILD-UP VLA-0569 8 24/02/1970 2507 ESTÁTICA VLA-0569 8 29/07/1970 2308 ESTÁTICA VLA-0739 8 24/01/1978 1705 BUILD-UP VLA-0739 8 10/02/1979 1751 BUILD-UP VLA-0739 8 25/02/1980 1518 ESTÁTICA VLA-0798 8 25/06/1980 1489 BUILD-UP VLA-0798 8 01/07/1980 1887 ESTÁTICA VLA-0798 8 02/07/1980 1856 ESTÁTICA VLA-0798 8 04/07/1980 1890 ESTÁTICA VLA-0798 8 13/08/1993 1758 ESTÁTICA VLA-0798 8 17/10/1998 1833 ESTÁTICA VLA-1166 8 01/08/1995 1282 RFT VLA-1166 8 01/08/1995 1283 RFT VLA-1166 8 01/08/1995 1290 RFT VLA-1166 8 01/08/1995 1728 RFT VLA-1166 8 01/08/1995 1727 RFT VLA-1166 8 01/08/1995 1744 RFT VLA-1166 8 01/08/1995 1730 RFT VLA-1166 8 01/08/1995 1770 RFT VLA-1166 8 01/08/1995 1778 RFT VLA-1166 8 01/08/1995 1825 RFT VLA-1166 8 01/08/1995 1818 RFT VLA-1166 8 01/08/1995 1817 RFT VLA-1166 8 01/08/1995 1817 RFT VLA-1420 8 11/04/2002 1507 RFT VLA-1420 8 11/04/2002 1501 RFT VLA-1420 8 11/04/2002 1847 RFT VLA-1420 8 11/04/2002 1856 RFT VLA-1420 8 11/04/2002 1862 RFT VLA-0116 12 16/12/1956 2953 ESTÁTICA VLA-0116 12 03/05/1957 2918 BUILD-UP VLA-0116 12 02/11/1957 3013 BUILD-UP VLA-0116 12 13/12/1957 2929 BUILD-UP VLA-0116 12 16/12/1957 2605 ESTÁTICA




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VLA-0173 11 02/08/1963 2574 BUILD-UP VLA-0173 11 18/04/1966 2455 BUILD-UP VLA-0255 11 13/10/1958 2998 ESTÁTICA VLA-0255 11 22/10/1958 3066 BUILD-UP VLA-0255 11 01/07/1959 2894 BUILD-UP VLA-0255 11 05/07/1959 2904 BUILD-UP VLA-0255 11 07/07/1959 2921 BUILD-UP VLA-0255 11 10/07/1959 2927 BUILD-UP VLA-0255 11 13/07/1959 2927 BUILD-UP VLA-0255 11 16/07/1959 2942 BUILD-UP VLA-0255 11 24/07/1959 2943 BUILD-UP VLA-0255 11 31/07/1959 2944 BUILD-UP VLA-0255 11 07/08/1959 2948 BUILD-UP VLA-0255 11 28/08/1959 2946 BUILD-UP VLA-0255 11 28/10/1959 2949 ESTÁTICA VLA-0255 11 28/11/1959 2948 ESTÁTICA VLA-0255 11 30/12/1959 2970 ESTÁTICA VLA-0255 11 28/01/1960 2937 ESTÁTICA VLA-0255 11 06/12/1961 2860 BUILD-UP VLA-0255 11 16/11/1962 2770 BUILD-UP VLA-0255 11 02/08/1963 2667 BUILD-UP VLA-0255 11 25/05/1966 2459 BUILD-UP VLA-0255 11 10/05/1968 2421 ESTÁTICA VLA-0255 11 15/10/1970 2262 BUILD-UP VLA-0396 11 16/11/1961 2960 BUILD-UP VLA-0396 11 03/01/1962 2942 BUILD-UP VLA-0396 11 01/08/1962 2680 BUILD-UP VLA-0396 11 01/07/1963 2176 BUILD-UP VLA-0396 11 13/07/1963 2386 ESTÁTICA VLA-0396 11 20/04/1966 2234 BUILD-UP VLA-0396 11 22/07/1969 2343 ESTÁTICA VLA-0396 11 24/06/1972 2121 BUILD-UP VLA-0396 11 13/05/1974 2170 BUILD-UP VLA-0396 11 12/02/1976 2258 ESTÁTICA VLA-0396 11 24/03/1979 2171 BUILD-UP VLA-0421 11 13/03/1963 2913 ESTÁTICA VLA-0421 11 08/04/1963 2925 ESTÁTICA VLA-0421 11 15/04/1963 2904 BUILD-UP VLA-0421 11 04/05/1966 2222 BUILD-UP



VLA-0421 11 14/06/1972 1954 BUILD-UP VLA-0439 11 19/01/1964 2701 ESTÁTICA VLA-0439 11 29/01/1964 2631 BUILD-UP VLA-0439 11 01/04/1968 2472 ESTÁTICA VLA-0439 11 12/06/1972 2360 BUILD-UP VLA-0439 11 07/01/1974 2292 BUILD-UP VLA-0466 11 09/11/1964 2550 ESTÁTICA VLA-0466 11 13/11/1964 2507 ESTÁTICA VLA-0466 11 19/11/1964 2502 BUILD-UP VLA-0466 11 31/05/1966 2284 BUILD-UP VLA-0466 11 15/01/1968 2220 ESTÁTICA VLA-0466 11 14/08/1969 2228 ESTÁTICA VLA-0466 11 13/10/1970 2250 ESTÁTICA VLA-0466 11 07/02/1979 2116 ESTÁTICA VLA-0466 11 08/05/1980 2042 ESTÁTICA VLA-0755 11 07/10/1978 2001 BUILD-UP VLA-0755 11 06/05/1985 1973 ESTÁTICA VLA-0809 11 21/02/1999 2026 ESTÁTICA VLA-0809 11 21/02/1999 2056 ESTÁTICA VLA-0884 11 19/01/1993 2105 ESTÁTICA VLA-1157 11 17/05/1995 1875 RFT VLA-1157 11 17/05/1995 1849 RFT VLA-1157 11 17/05/1995 1959 RFT VLA-1157 11 17/05/1995 1960 RFT



C-7, VLA-8

P Rs Rsw Z Bo Bg Bw µo µg µw ρo ρg ρw Co Cg Cw

Lpc pcn/bn pcn/bn adim. bls/bn bls/pcn bls/bn cps Cps cps grs/cc lbs/pc grs/cc Lpc-1 Lpc-1 Lpc-1

3209 435 12,999 - 1,2503 - 1,03169 1,02393 - 0,34483 0,7743 - 0,9678 1,119E-05 - 3,016E-06

3100 435 12,999 - 1,2515 - 1,03202 1,01732 - 0,34289 0,7734 - 0,9681 1,159E-05 - 3,024E-06

3000 435 12,999 - 1,2527 - 1,03233 1,01126 - 0,34112 0,7725 - 0,9684 1,197E-05 - 3,031E-06

2900 435 12,999 - 1,2540 - 1,03264 1,00520 - 0,33938 0,7716 - 0,9687 1,238E-05 - 3,038E-06

2725 435 12,999 - 1,2564 - 1,03319 0,99459 - 0,33638 0,7725 - 0,9692 1,317E-05 - 3,051E-06

2640 435 12,999 - 1,2577 - 1,03345 0,98944 - 0,33494 0,7716 - 0,9694 1,359E-05 - 3,057E-06

2500 435 12,999 - 1,2600 - 1,03390 0,98095 - 0,33259 0,7701 - 0,9698 1,435E-05 - 3,067E-06

2430 435 12,999 0,8194 1,2613 0,0011149 1,03412 0,97671 0,01920 0,33144 0,7693 9,3026 0,9701 1,066E-04 4,139E-04 2,347E-05

2365 421 12,766 0,8198 1,2546 0,0011451 1,03421 0,99682 0,01893 0,33037 0,7716 9,0508 0,9700 1,121E-04 4,304E-04 2,449E-05

2310 409 12,565 0,8204 1,2490 0,0011736 1,03430 1,01447 0,01870 0,32947 0,7735 8,8356 0,9699 1,171E-04 4,449E-04 2,540E-05

2200 386 12,342 0,8212 1,2379 0,0012342 1,03446 1,03449 0,01845 0,32850 0,7756 8,5986 0,9698 1,227E-04 4,613E-04 2,739E-05

2120 370 11,847 0,8239 1,2299 0,0012841 1,03458 1,08084 0,01793 0,32642 0,7801 8,0785 0,9696 1,362E-04 4,992E-04 2,898E-05

1945 334 11,115 0,8295 1,2129 0,0014069 1,03484 1,15055 0,01726 0,32367 0,7861 7,3668 0,9694 1,573E-04 5,558E-04 3,298E-05

1850 314 10,767 0,8334 1,2039 0,0014853 1,03498 1,19245 0,01691 0,32219 0,7894 6,9768 0,9692 1,705E-04 5,090E-04 3,551E-05

1745 293 10,327 0,8384 1,1941 0,0015850 1,03514 1,24258 0,01654 0,32059 0,7929 6,5442 0,9691 1,867E-04 6,301E-04 3,867E-05

Tabla D.1.- Propiedades de los fluidos del yacimiento C-7 del Pilar, del área VLA008

INTEGRACIÓN DE SÍSMICA 3D, DATOS DE PRODUCCIÓN, REGISTROS...

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