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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO CONTROL DE LA ALTA PRODUCCIÓN DE AGUA EN LOS POZOS DE BLOQUE IV

DEL YACIMIENTO URDANETA-01

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de

MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO

Autor: Ing. Johan Michael Balzan Mogollón Tutor: Msc. Américo Perozo

Maracaibo, Junio de 2010}

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Balzan Mogollon Johan Michael. Control de la Alta Producción de Agua en los Pozos de Bloque IV del Yacimiento Urdaneta-01. (2010) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 187p. tutor: Msc Américo Perozo.

RESUMEN El Yacimiento URDANETA-01(URD-01), fue descubierto en julio de 1946 y su desarrollo comercial se inició a partir de 1982. Se encuentra ubicado en la zona norte del lago de Maracaibo (campo Urdaneta Oeste, adyacente a las áreas de Ambrosio y Urdaneta Este). Tiene una extensión aproximada de norte-sur de 19 kms y este-oeste de 6 kms, con un volumen de 8,9 MM de Acres-pies, el Poes asociado es de 12,3 MMMBLS de crudo pesado 12° API. El Bloque IV perteneciente al Yacimiento URD-01, comenzó su producción en agosto de 1975 con la completación del pozo UD-104, con una tasa inicial de 253 BPPD, 252 PCN/BN y 14 % AyS, Los límites del Bloque IV son: hacia el norte una falla normal de +/- 100 pies de salto que separa los Bloques III y IV encontrándose abierto hacia el este y oeste, y hacia el sur limita con el Bloque V. El bloque IV, presenta un Poes volumétrico asociado de 1976 MMBls. Se pretende proponer posibles soluciones para el control de la alta producción de agua basados en una metodología integrada que suministre una orientación efectiva para el diagnostico y solución del mismo, con el objetivo de mejorar los resultados operacionales (minimizar el corte de agua) de las actividades llevadas a cabo para la generación y mantenimiento del potencial así como también que permita implementar técnicas innovadoras para lograr un mejor entendimiento de la distribución de fluidos en el Bloque IV del Yacimiento URDANETA-01, todo esto partiendo de la data de análisis de agua, data de registros de pozo, data de producción, gráficos de control( gráficos de Chan) y demás datos del Yacimiento. El estudio de la alta producción de agua asociada al Bloque IV en el Yacimiento URDANETA-01 perteneciente al Lago de Maracaibo permitirá realizar una mejor caracterización del área en estudio, y a su vez nos ayudara a establecer estrategias futuras de explotación que permitirán maximizar la recuperación de las reservas existentes al menor costo de operación, producto de la definición de las potenciales zonas de producción de agua con la integración los modelos geológicos, petrofísicos, y dinámicos, lo que da como resultado mayor certidumbre en la perforación y mejor esquema de explotación del Yacimiento. Por lo anteriormente expuesto, y para la optimización de las actividades de mantenimiento y generación de potencial en el Yacimiento URDANETA-01, se cree necesaria la aplicación efectiva de la metodología integrada. Palabras claves: crudo pesado, caracterización, recuperación, optimización, modelos, explotación. E-mail del autor: [email protected], [email protected] .

mailto:[email protected]


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Balzan Mogollon Johan Michael. Control of High Water Production Well in the Block IV Urdaneta Reservoir. (2010) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 187p. Tutor: Msc Américo Perozo.

ABSTRACT The Reservoir URDANETA-01 (URD-01) was discovered in July 1946 and started its commercial development since 1982. It is located in the northern part of Lake Maracaibo (Urdaneta West field, adjacent to areas of Ambrose and Urdaneta East). It has an area of approximately north-south 19 kms and east-west 6 Kms, with a volume of 8.9 MM acre-feet, the associated Poes is 12.3 MMMBLS of 12 ° API heavy crude. Block IV belonging to the deposit URD-01, began production in August 1975 with the completion of the well UD-104, with an initial rate of 253 BPPD, 252 PCN / BN and 14% AYS, Block IV limits are: north normal fault + / - 100 feet jump that separates the blocks III and IV, was found open to the east and west and south borders V. Block IV, has a volumetric associated Poes 1976 MMbls. The aim is to propose possible solutions for controlling high water production based on an integrated approach to provide effective guidance for the diagnosis and solution of it, with the aim of improving operational performance (minimize the water cut) of activities carried out for the generation and maintenance as well as the potential that allows to implement innovative techniques to achieve a better understanding of fluid distribution in Block IV Reservoir URDANETA-01, all starting from the water analysis data, data of well logs, production data, control charts (charts Chan) and other data on the site. The study of the high production of water associated with the Block IV in the Deposit URDANETA-01 belonging to the Lake of Maracaibo will allow a better characterization of the study area, and in turn help us to develop future strategies that will maximize operational recovery existing reserves to lower operating costs, resulting from the identification of potential areas of water production by integrating the geological, petrophysical, and dynamic, resulting in greater certainty in hole and better exploitation of the deposit scheme. For the foregoing reasons, and to optimize maintenance activities and generation of potential in the Oilfield URDANETA-01, is believed necessary to effectively enforce the integrated methodology. Key word: heavy oil, characterization, recovery, optimization, modeling, explotation. Author’s e-mail: [email protected], [email protected] .



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AGRADECIMIENTOS A Dios todo poderoso por darme salud, sabiduría y fortaleza para llevar a cabo esta

meta que fue un reto para mí.

A la ilustre Universidad del Zulia.

A Petróleos de Venezuela.

A una persona muy especial mi esposa Johana Villasmil por apoyarme día a día y

brindarme el aliento que en ocasiones perdía por desesperación.

A mis Padres Elena Mogollon y Atilio Balzan por su guía, continuos consejos y

apoyo infinito en todo lo que me he propuesto en la vida. Gracias padres.

A mis hermanas Vanessa y Astrid por ser parte fundamental en este gran proyecto

de mi vida.

Al Prof. Américo Perozo por que además de ser por segunda vez tutor académico, es

una amigo que siempre esta dispuesto a la continua transmisión de sus

conocimientos técnicos y ha orientarme cada vez que lo requería.

A los ingenieros María Oviedo, José Cortez, Jarvi Fernandez, Victor Villarroel, Heidy

Franco, Mario Lopez por ayudarme a cumplir esta gran meta.

Al Sr. Tito Aguilar, Sra. Belkis Chacin; Sra Milagros Rodríguez por brindarme su apoyo

incondicional sin dudar en ningún momento y siempre dando aliento para la culminación

de esta gran meta que es mi tesis de postgrado.

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TABLA DE CONTENIDO Página

RESUMEN................................................................................................................ 4 ABSTRACT............................................................................................................... 5 AGRADECIMIENTOS.................................................................................................. 6 TABLA DE CONTENIDO.............................................................................................. 7 LISTA DE TABLAS....................................................................................................11 LISTA DE FIGURA....................................................................................................12 EL PROBLEMA .........................................................................................................16

1.1 Planteamiento y Formulación Del Problema ..........................................16 1.2 Objetivos de la Investigación..............................................................17

1.2.1 Objetivo General de la Investigación...............................................17 1.2.2 Objetivos Específicos de la Investigación .........................................17

1.3 Justificación y Delimitación de la Investigación......................................18 1.4 Viabilidad de la Investigación. ............................................................19 1.5 Resultados esperados de la investigación y estrategias de difusión o

implementación .......................................................................................19 MARCO TEÓRICO.....................................................................................................20

2.1 Terminología Básica. .........................................................................20 2.1.1 Evaluación del Yacimiento. ............................................................20 2.1.2 Yacimiento..................................................................................21 2.1.3 Permeabilidad. ............................................................................21

2.1.3.1 Tipos de permeabilidad: .....................................................21 2.1.4 Porosidad. ..................................................................................22

2.1.4.1 Tipos de porosidad: ...........................................................22 2.1.4.2 Razón de Movilidad............................................................23

2.1.5 Fallas. ..................................................................................25 2.1.5.1 Tipos de fallas: .................................................................26

2.1.5.1.1 Falla normal:..........................................................26 2.1.5.1.2 Falla inversa: .........................................................26 2.1.5.1.3 Falla vertical: .........................................................26 2.1.5.1.4 Depresiones:..........................................................26 2.1.5.1.5 Fallas cerradas o abiertas: .......................................27

2.1.5.2 Mecanismos de producción de hidrocarburos. ........................28 2.1.5.2.1 Empuje hidráulico. .................................................28

8 2.1.5.2.2 Acuífero lateral:......................................................29 2.1.5.2.3 Acuífero de fondo: ..................................................29 2.1.5.2.4 Reconocimiento de un empuje hidráulico:...................29 2.1.5.2.5 Empuje por gas en solución......................................30 2.1.5.2.6 Empuje por capa de gas...........................................31 2.1.5.2.7 Empuje por expansión líquida. ..................................32 2.1.5.2.8 Empuje por gravedad. .............................................32 2.1.5.2.9 Empuje Combinado. ................................................32

2.2 Fundamentación Teórica:...................................................................34 2.2.1 Orígenes del agua. .......................................................................34 2.2.2 Problemas del agua......................................................................35

2.2.2.1 Problemas asociados al yacimiento. .....................................35 2.2.2.1.1 Conificación o formación de cúspide...........................35 2.2.2.1.2 Capa inundada sin flujo transversal. ..........................36 2.2.2.1.3 Capa inundada con flujo transversal. .........................37 2.2.2.1.4 Contacto agua-petróleo dinámico. .............................38 2.2.2.1.5 Adedamiento..........................................................39 2.2.2.1.6 Capa con segregación gravitacional. ..........................40 2.2.2.1.7 Fracturas o fallas de una capa de agua.......................41 2.2.2.1.8 Fracturas o fallas entre inyector y productor. ..............42 2.2.2.1.9 Barrido areal deficiente............................................42

2.2.2.2 Problemas asociados al pozo. ..............................................43 2.2.2.2.1 Filtraciones en el revestidor, tuberías de producción o

empacaduras. ..................................................................43 2.2.2.2.2 Flujo canalizado detrás del revestidor. .......................44 2.2.2.2.3 Ruptura de barreras. ...............................................45 2.2.2.2.4 Taponamiento por incrustaciones - precipitados. .........46 2.2.2.2.5 Cañoneo muy cerca de la zona de agua......................46 2.2.2.2.6 Estimulaciones en las cercanías del pozo. ...................47 2.2.2.2.7 Daño de la formación. .............................................47

2.2.2.3 Consecuencias de la alta producción de agua.........................47 2.2.2.3.1 Disminución de la tasa de petróleo. ...........................47 2.2.2.3.2 Acortamiento de la vida útil del pozo. ........................48 2.2.2.3.3 Incrementos en los costos operacionales. ...................48 2.2.2.3.4 Problemas ambientales. ...........................................48

2.2.2.4 Técnicas de Diagnóstico para el control del Agua....................49 2.2.2.4.1 Gráfico de Recuperación. .........................................49

9 2.2.2.4.2 Gráfico de la historia de producción. ..........................50 2.2.2.4.3 Análisis de la curva de declinación.............................50 2.2.2.4.4 Gráficos de diagnóstico (Gráficos de Chan). ................50 2.2.2.4.5 Análisis de cierre y estrangulamiento. ........................54 2.2.2.4.6 Análisis NODAL.......................................................54 2.2.2.4.7 Registros de producción...........................................55

2.2.2.5 Caracterización del agua de formación..................................56 2.2.2.5.1 Definición de agua de formación: ..............................56 2.2.2.5.2 Clasificación de las aguas de formación:.....................57 2.2.2.5.3 Métodos de identificación gráfica en la caracterización de

las aguas de formación: .......................................................61 2.2.2.5.3.1 Método Gráfico de Stiff. .............................63 2.2.2.5.3.2 Método de Mc. Kinnell. ..............................64

2.2.2.6 Diagnósticos especiales para la comunicación vertical. ............65 2.2.2.6.1 Pruebas con tasas variables......................................66 2.2.2.6.2 Probadores de la formación operados con cable de acero.

..................................................................66 2.2.2.6.3 Prueba de interferencia vertical.................................67 2.2.2.6.4 Correlaciones de lutitas............................................67 2.2.2.6.5 Registros del medidor de flujo durante el cierre...........67 2.2.2.6.6 Prueba de estrangulamiento. ....................................67

2.2.2.7 Soluciones para el control del agua. .....................................68 2.2.2.7.1 Tasa Óptima de Mantenimiento.................................68 2.2.2.7.2 Soluciones químicas. ..............................................68

2.2.2.7.2.1 Sellantes. ................................................68 2.2.2.7.2.2 No sellantes o Modificadores de Permeabilidad.

.................................................71 2.2.2.7.3 Soluciones Mecánicas. .............................................71

2.2.2.7.3.1 Tapón Puente y Empacaduras: ...................71 2.2.2.7.3.2 Separación de fondo (ESP Downhole

Separation System): .................................................71 2.2.2.7.4 Otras Soluciones. ....................................................72

2.2.2.7.4.1 Completaciones Dobles..............................72 2.2.2.7.4.2 Pozos Horizontales....................................72 2.2.2.7.4.3 Abandono Temporal de Pozos.....................73

MARCO METODOLÓGICO. .........................................................................................74 3.1 Tipo De Investigación........................................................................74

10 3.1.1 Investigaciones Explicativas. .........................................................74

3.2 Población.........................................................................................75 3.3 Tipo de Muestra................................................................................75

3.3.1 Muestra No – Probabilística. ..........................................................76 HISTORIA DEL YACIMIENTO. ....................................................................................81

4.1 Descripción de Urdaneta. ..................................................................81 4.2 Aspectos Geológicos..........................................................................84

4.2.1 Estructura...................................................................................84 4.2.2 Estratigrafía. ...............................................................................85 4.2.3 Formaciones Productoras. .............................................................89 4.2.4 Modelo de Depositación ................................................................90

ANALISIS DE RESULTADOS. .....................................................................................93 5.1 Caracterización Estratigráfica. ............................................................93 5.2 Modelo Petrofísico.............................................................................95

5.2.1 Mapas de Isopropiedades..............................................................97 5.3 Características del Yacimiento. .........................................................100 5.4 Caracterización Dinámica. ................................................................101

5.4.1 Propiedades de los fluidos. ..........................................................101 5.4.1.1 Linealidad de la Función “Y”:.............................................102 5.4.1.2 Prueba de la Desigualdad. ................................................105 5.4.1.3 Prueba de Densidad.........................................................105 5.4.1.4 Balance de Materiales. .....................................................106 5.4.1.5 PVT Combinado...............................................................106

5.4.2 Comportamiento de Producción del Yacimiento y Bloque IV. .............109 5.4.3 Comportamiento de presiones en el Yacimiento..............................112

5.5 Comportamiento por Pozo................................................................130 5.5.1 Selección de pozos Candidatos.....................................................130 5.5.2 Análisis por pozos. .....................................................................131

5.6 Metodologías Existentes...................................................................176 5.7 Metodología Integrada para el Estudio de problemas de Alta Producción de

Agua....................................................................................................176 5.8 Soluciones para el control de la alta producción de agua basada en la

metodología. .........................................................................................181 CONCLUSIONES....................................................................................................183 RECOMENDACIONES..............................................................................................185 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS..............................................................................187

11

LISTA DE TABLAS Tabla Página

1. Características del Yacimiento Urdaneta-01- Área BLOQUE IV. .................................100 2. Datos básicos reportados en los PVT del yacimiento Urdaneta-01. ............................101 3. Datos reportados en prueba PVT Pozo UD-342 .......................................................102 4. Resultados del ajuste realizado. ...........................................................................104 5. Datos y resultados de la Prueba de Desigualdad.....................................................105 6. Datos y Resultados Prueba Balance de Masa..........................................................106 7. Resumen de datos y Resultados de Validación PVT, POZO UD 342. ...........................108 8. Pruebas de presiones Bloque IV ...........................................................................114 9. Pozos con pruebas de presión Zona A ...................................................................119 10. Pozos con prueba de presión Zona B...................................................................120 11. Pozos con pruebas de presión Zona C .................................................................122 12. Pozos con registro Zona D.................................................................................124 13. Pozos con pruebas de presión Zona E .................................................................126 14. Pozos con pruebas de presión Zona F..................................................................128 15. Listado de pozos Candidatos..............................................................................131 16. Propiedades petrofísicas correspondientes al intervalo abierto a producción. Pozo UD-159

..........................................................................................................................132 17. Propiedades petrofísicas correspondientes al intervalo...........................................136 18. Propiedades petrofísicas correspondientes al intervalo abierto a producción. Pozo UD-402

..........................................................................................................................140 19. Propiedades petrofísicas correspondientes al intervalo abierto a producción.Pozo UD-411

..........................................................................................................................146 20. Propiedades petrofísicas correspondientes al intervalo Abierto a producción.Pozo UD-427

..........................................................................................................................151 21.Propiedades petrofísicas correspondientes al intervalo Abierto a producción.Pozo UD-433





..........................................................................................................................173

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LISTA DE FIGURA Figura Página

1. Comportamiento gráfico de los Mecanismos de producción de un yacimiento................33 2. Conificación ........................................................................................................36 3. Capa inundada sin flujo Transversal .......................................................................37 4. Capa inundada con flujo transversal .......................................................................38 5. Contacto Agua – Petróleo Dinámico ........................................................................39 6. Adedamiento “Fingering”. .....................................................................................39 7. Capa con segregación gravitacional ........................................................................40 8. Fracturas o fallas de una capa de Agua ...................................................................41 9. Fracturas o fallas entre inyector y productor ............................................................42 10. Barrido Areal Deficiente ......................................................................................43 11. Filtraciones en el revestidor, tuberías de producción o empacaduras..........................44 12. Flujo canalizado detrás del revestidor ...................................................................45 13. Ruptura de barreras ...........................................................................................46 14. Gráfico de Chan. Caso I: Conificación....................................................................51 15. Gráfico de Chan. Caso II: Flujo proveniente de las cercanías del pozo........................51 16. Gráfico de Chan. Caso III: Zona ladrona de alta permeabilidad.................................52 17. Gráfico de Chan. Caso I: Barrido normal del yacimiento...........................................53 18. Gráfico de Chan. Caso II: Canalización en un sistema multicapa. ..............................53 19. Análisis Nodal....................................................................................................55 20. Patrón Mezcla. Método de Mc. Kinnell....................................................................65 21. Columna Estratigráfica del Campo Urdaneta Oeste..................................................86 22. Secuencia Estratigráfica Urdaneta-01. (STA.2001)..................................................87 23. Limites de Secuencia. Unidades estratigráficas Urdaneta-01. (STA.2001) ...................88 24. Diagrama de Bloque del Delta Elongado de Dominio Fluvial. .....................................91 25. Muestra conceptual de patrones de tachuela resultandoen un alto grado de

heterogeneidad lateral y vertical. (STA.2001) ........................................................92 26. Columna Estratigráfica Yacimiento Urdaneta-01.....................................................94 27. Mallado Estratigráfico Bloque IV Yacimiento Urdaneta-01.........................................95 28. Mapas de Isopropiedades de la Formación Icotea Yacimiento Urdaneta-01, ÁREA

BLOQUE IV. ......................................................................................................98 29. Mapas de Isopropiedades de la Formación Misoa Yacimiento Urdaneta-01, ÁREA

BLOQUE IV. ......................................................................................................99

13 30. Función “Y”, PVT del pozo UD-342. ....................................................................103 31. Ajuste realizado...............................................................................................104 32. Datos de La prueba de densidad PVT. Pozo UD-342 ..............................................105 33. Factor Volumétrico del Petróleo Vs P, Pvt Combinado. POZO UD-342. ......................107 34. RS vs P, PVT COMBINADO. POZO UD-342............................................................107 35. Viscosidad del Petróleo vs P. POZO UD-342. .......................................................108 36. Área Bloque IV ................................................................................................110 37. Corte de Agua vs. Tiempo ...............................................................................112 38. Mapa de distribución de presiones Bloque IV........................................................116 39. Presión vs Tiempo Bloque IV..............................................................................117 40. BLOQUE IV Dividido en Zonas por Fallas Secundarias. ...........................................118 41. Presión vs Tiempo Bloque IV (RFT) .....................................................................118 42. Presión Vs. Tiempo Zona B (Bxsup+Bxinf) ..........................................................121 43. Presión vs Np Zona B (Bxsup+Bxinf) ..................................................................121 44. Presión vs Tiempo Zona C (Bxsup+Bxinf) ............................................................123 45. Presión vs Np Zona C (Bxsup+Bxinf) ..................................................................123 46. Presión vs. Tiempo Zona D (Icotea+Bxsup) .........................................................124 47. Presión vs. Np Zona D (Icotea+Bxsup)................................................................125 48. Presión vs Tiempo Zona D (Bxsup) .....................................................................125 49. Presión vs Tiempo Zona E (Icotea+Bx-S/D) ........................................................127 50. Presión vs Tiempo Zona E (Bx-S/D)....................................................................127 51. Presión vs. Np Zona E (Bx-S/D) .........................................................................128 52. Presión vs Tiempo Zona F (Icotea+Bx-S/D) ........................................................129 53. Presión vs Np Zona F (Icotea+Bx-S/D)...............................................................129 54. Análisis de Declinación......................................................................................130 55. Diagrama mecánico actual y registro (GR / Resistividad) del Pozo UD-159 ..............132 56. Comportamiento de Producción Período 2003-2005. Pozo UD-159...........................133 57. RAP y RAP derivada vs. Días Acumulados. Período 2003-2005. Pozo UD-159 Gráfico de

Chan. ............................................................................................................133 58. Diagrama mecánico actual y registro (GR / Resistividad) del Pozo UD-184 ..............136 59. Comportamiento de Producción Período 2003-2005. Pozo UD-184...........................137 60. RAP y RAP derivada vs. Días Acumulados. Período 2003-2005. Pozo UD-184 Gráfico de

Chan. ............................................................................................................138 61. Diagrama mecánico actual y registro (GR / Resistividad) del Pozo UD-402 ..............141 62. Comportamiento de Producción Período 2003-2008. Pozo UD-402...........................142 63. RAP y RAP derivada vs. Días Acumulados. Pozo UD-402 Gráfico de Chan. ................143 64. Diagrama mecánico actual y registro (GR / Resistividad) del Pozo UD-411 ..............147

14 65. Comportamiento de Producción Pozo UD-411.......................................................148 66. RAP y RAP derivada vs. Días Acumulados. Período 2003-2005. Pozo UD-411 Gráfico de


Chan. ............................................................................................................152 70. Diagrama mecánico actual y registro (GR / Resistividad) del Pozo UD-433..............155 71. Comportamiento de Producción Período 2003-2010. Pozo UD-427...........................156 72. RAP y RAP derivada vs. Días Acumulados. Período 2003-2005. Pozo UD-433 Gráfico de

Chan. ............................................................................................................156 73. Diagrama mecánico actual y registro (GR / Resistividad) del Pozo UD-440..............159 74. Comportamiento de Producción Período 2003-2010. Pozo UD-440...........................160 75. RAP y RAP derivada vs. Días Acumulados. Período 2003-2005. Pozo UD-440 Gráfico de

Chan. ............................................................................................................160 76. Diagrama mecánico actual y registro (GR / Resistividad) del Pozo UD-481..............164 77. Comportamiento de Producción Período 2003-2009 Pozo UD-481............................165 78. RAP y RAP derivada vs. Días Acumulados. Período 2003-2005. Pozo UD-481 Gráfico de


Chan. ..................................................................................................................171 82. Diagrama mecánico actual y registro (GR / Resistividad) del Pozo UD-708..............173 83. Comportamiento de Producción Período 2008-2010. Pozo UD-708...........................174 84. RAP y RAP derivada vs. Días Acumulados. Período 2003-2005. Pozo UD-708 Gráfico de

Chan. ............................................................................................................174

INTRODUCCION

El agua se encuentra presente en todos los campos petroleros, es el fluido más

abundante y afecta todas las etapas de la vida del campo; desde la exploración el

Contacto Agua – Petróleo (CAP) constituye un factor fundamental en la

determinación de las reservas, pasando por el desarrollo y producción del mismo

hasta finalmente llegar a su abandono.

Cuando el agua barre eficientemente un volumen de crudo se puede hablar de un

proceso normal de desplazamiento de fluido, “agua buena”. Por el contrario, cuando

el agua inhibe la producción de petróleo, el volumen de los fluidos deja de ser

provechoso, y la gran cantidad de agua producida se vuelve “agua mala”.

Conocer el origen de la alta producción de agua representa un componente

fundamental dentro de la ingeniería de yacimientos; con frecuencia ésta se debe a

fenómenos asociados al yacimiento o al pozo; la cual ocasiona un incremento en los

costos operativos, además de disminuir la recuperación del crudo

Con la finalidad de solventar dicho problema, surge la realización de este estudio

que tiene como propósito generar una metodología integral que permita evaluar el

sistema yacimiento – pozo, mediante la utilización de diversos métodos y técnicas

orientadas a identificar el origen del alto corte de agua así como plantear soluciones

específicas según el problema, para reducir la producción de agua, mejorar la

eficiencia de recobro, alargar la vida productiva del pozo y minimizar costos

operativos en el manejo, tratamiento y disposición del agua.

16

CAPÍTULO I

EL PROBLEMA

1.1 Planteamiento y Formulación Del Problema

La realización de este estudio surge de la necesidad de reducir la significativa

producción agua de Bloque IV del Yacimiento URDANETA-01, este Bloque es

considerado por su estructura y propiedades petrofísicas / fluidos como uno de los

bloques prospectivos del Yacimiento URDANETA-01, lo cual tiene impacto en el

costo del barril, así como el aseguramiento en la recuperación de las reservas

remanentes pronosticadas en el Portafolio de Oportunidades (PDO). Actualmente el

Bloque IV del Yacimiento URDANETA-01 cuenta con pozos que presentan altos

cortes de agua lo que no permite explotar eficientemente sus reservas y cumplir con

la actividad de generación de potencial.

La producción de agua es un factor limitante que controla la vida productiva del

pozo. Una producción excesiva de agua es costosa no solo por el volumen de fluido

que causa problemas de separación y disposición, sino también que origina una

disminución en la producción de crudo, problemas de corrosión en la completación

mecánica del pozo, facilidades de superficies y problemas ambientales.

Tomando en consideración lo anteriormente planteado, se enuncia la siguiente

interrogante:

¿Es factible propones soluciones para el control de la alta producción de agua en

los Yacimientos de hidrocarburos basados en una metodología integrada?

17

1.2 Objetivos de la Investigación.

1.2.1 Objetivo General de la Investigación.

Proponer soluciones para el control de la alta producción de agua en los pozos

de Bloque IV del Yacimiento URDANETA-01.

1.2.2 Objetivos Específicos de la Investigación

1 Revisar el modelo estratigráfico-petrofísico de Bloque IV del Yacimiento

URDANETA-01 para descartar problemas de producción de agua asociados a

frente heterogéneo de contacto de agua (Adedamiento), coalescencia de arenas

y baja anisotropía.

2 Establecer la caracterización dinámica de Bloque IV del Yacimiento URDANETA-

01.

3 Analizar metodologías existentes para el control de la alta producción de agua en

pozos petroleros.

4 Analizar el comportamiento por pozo del Bloque IV del Yacimiento URDANETA-

01.

5 Identificar el origen y procedencia de la producción de agua en los pozos

problema.

6 Proponer una metodología integrada para el estudio de problemas de alta

producción de agua en pozos de Bloque IV del Yacimiento URDANETA-01

7 Proponer posibles soluciones para el control de la alta producción de agua

basado en la metodología planteada.

18

1.3 Justificación y Delimitación de la Investigación

Justificación:

El Yacimiento URDANETA-01, es considerado unos de los yacimientos más

amplios en extensión de crudo pesado, además es considerado la acumulación

petrolífera de vanguardia en Pdvsa Occidente, así mismo es el Yacimiento con

mayor Poes (12.3 MMMBls), es por ello que se encuentra en continua evaluación y

observación, con la finalidad de abrir nuevas oportunidades que permitan aumentar

la producción total del Yacimiento y realizar un drenaje optimo de las reservas

existentes.

Es por esto que ha surgido la necesidad de establecer una metodología integrada

para diagnosticar y solucionar la alta producción de agua, permitiendo establecer

mejores estrategias de explotación al momento de seleccionar las áreas de mejor

desarrollo, y de mayores capacidades de almacenamiento y flujo, en donde las

características de los fluidos presentes en los Yacimientos, nos lleve a definir las

áreas potencialmente productivas y las no productivas, e igualmente contribuir a un

mejor entendimiento del comportamiento del sistema roca-fluido que permita definir

un plan optimo a corto plazo, a un menor costo operacional, en horizontes y áreas

no desarrolladas en la Industria Petrolera.

Es importante resaltar que en relación con otros proyectos anteriormente

desarrollados esta metodología permitirá establecer un patrón y/o guía al momento

de realizar análisis de alta producción de agua en un Yacimiento petrolífero, este

estudio contempla una integración del modelo estático con la distribución de fluidos

presentes en el Yacimiento.

Delimitación de la Investigación.

Espacial: El estudio propuesto se realizará en las instalaciones de la Empresa

PDVSA Edificio 5 de Julio.

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

comprendidos entre Enero y Junio del 2010.

19

Población y Muestra: Se pretende aplicar la metodología al “Bloque IV del

Yacimiento URDANETA-01” el cual cuenta con un total de 76 pozos.

1.4 Viabilidad de la Investigación.

Para dar curso a la investigación se cuenta con la información disponible del

área: análisis de agua, mapas geológicos, registros de pozos, datos de presión,

datos de Yacimientos, datos petrofísicos, artículos técnicos, bibliografía técnica,

software especializados; además de la asesoría continua de los tutores.

1.5 Resultados esperados de la investigación y estrategias de difusión o implementación

Se espera generar una metodología integrada que minimice la incertidumbre en

la perforación de nuevas localizaciones en los Yacimientos con alto corte de agua y

a su vez permita maximizar el recobro óptimo de las reservas existentes.

Para su difusión se entregará copia/CD del estudio a la Gerencia de Estudios

Integrados Occidente, y a la biblioteca de la división de postgrado, de sobrepasar

las expectativas se desarrollará un artículo técnico sobre la metodología, se

presentará en congresos y seminarios..

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO.

2.1 Terminología Básica.

2.1.1 Evaluación del Yacimiento.

Para conocer el yacimiento, sus características y comportamiento, es necesario

definir sus propiedades físicas y químicas. En lo concerniente a la generación del

modelo geológico (estático) de un yacimiento es indispensable realizar un análisis

de los diferentes ambientes en los cuales se depositaron los sedimentos que a lo

largo del tiempo geológico dieron origen a las rocas yacimientos o rocas tipo

almacén.

Para realizar este análisis se deben tomar en consideración dos tipos de

información básica; la primera derivada de la observación directa de la roca en los

afloramientos de las formaciones en cortes de carreteras o quebradas, sin embargo

la información más valiosa se encuentra en el subsuelo (núcleos y muestras de

pared) ya que en ocasiones no existen secciones tipo en superficies de las

formaciones que están entrampando los hidrocarburos; adicionalmente se cuenta

con un segundo tipo de información que es la aportada por los registros (métodos

indirectos) que se toman en los pozos.

Considerando este orden de ideas es pertinente definir los términos básicos en

las áreas de petrofísica y geología, las cuales son características determinantes en

la evaluación de cualquier yacimiento.

21

2.1.2 Yacimiento.

Se define como una unidad geológica de volumen limitado, porosa y permeable,

capaz de contener hidrocarburos líquidos y/o gaseosos. Este concepto implica la

correlación de dos aspectos fundamentales para la industria petrolera, como lo son

las consideraciones geológicas y las propiedades de los fluidos contenidos en el

yacimiento.

2.1.3 Permeabilidad.

La permeabilidad de una roca yacimiento se define como su conductividad a los

fluidos o la facultad que posee para permitir que éstos se muevan a través de la red

de poros interconectados. Si sus poros no están interconectados, no existe

permeabilidad; por consiguiente es de esperar que exista una relación entre la

permeabilidad de un medio y la porosidad efectiva. Los factores que afectan la

permeabilidad son:

Presión de sobrecarga.

Tamaño, empaque y forma de los granos.

Distribución de los granos de acuerdo al tamaño.

Grado de cementación y consolidación.

2.1.3.1 Tipos de permeabilidad:

De acuerdo a las fases almacenadas en el medio poroso, la permeabilidad se puede

clasificar en tres tipos:

Permeabilidad Absoluta o Específica (K): Es la conductividad de una roca o

material poroso cuando esta saturado completamente por un solo fluido.

Permeabilidad Efectiva (Ke): Es la conductividad de un material poroso a una

fase cuando dos o más fases están presentes. Cuando dos o más fases están

22

fluyendo simultáneamente en un medio poroso permeable, como por ejemplo

en un proceso de desplazamiento la permeabilidad efectiva a una fase dada

es menor que la permeabilidad absoluta y es función de la saturación de la

fase.

Permeabilidad Relativa (Kri): Es la razón entre la permeabilidad efectiva y

una permeabilidad base (permeabilidad absoluta). Esta permeabilidad es

función de la saturación del fluido.

2.1.4 Porosidad.

Es una propiedad física que depende de la roca y se refiere a la medida del

espacio intersticial; es decir, el espacio entre grano y grano. Este término es

definido teóricamente como la relación entre el volumen poroso y el volumen total

de la roca.

Φ= (volumen poroso) / (volumen total) = Vp / Vt

Donde: El volumen poroso es el volumen total menos el volumen de los granos o

sólidos contenidos en dicha roca. La porosidad puede expresarse indistintamente en

fracción o porcentaje.

2.1.4.1 Tipos de porosidad:

Porosidad Absoluta o Total: En su estimación se considera el volumen total de

poros, estén o no interconectados.

Porosidad Efectiva: En su estimación solo se consideran los poros

interconectados, para el cálculo del volumen poroso. Esta se mide

generalmente en los porosímetros y es en realidad la que interesa para las

estimaciones de petróleo y gas en sitio. Solo los volúmenes de hidrocarburos

almacenados en los poros interconectados, pueden ser extraídos

parcialmente del yacimiento.

23

Porosidad no Efectiva: Es la diferencia existente entre la porosidad absoluta y

la porosidad efectiva.

Movilidad.

Es la facilidad con la cual un fluido se mueve en el yacimiento, se define como la

relación entre la permeabilidad efectiva de la roca a un fluido y la viscosidad del

mismo.

2.1.4.2 Razón de Movilidad.

Se define como la movilidad de la fase desplazante dividida por la movilidad de

la fase desplazada. Cuando el agua es la fase desplazante y el petróleo la fase

desplazada, la razón de movilidad se define como:

Donde:

M = Razón de movilidad.

W = Fase desplazante.

0 = Fase desplazada.

La permeabilidad efectiva a la fase desplazante se evalúa a la saturación

promedio de dicha fase en la zona del yacimiento invadida, esto es, detrás del

frente de invasión. La permeabilidad efectiva a la fase desplazada se evalúa a la

saturación de dicha fase en la zona delante del frente de invasión, los valores de la

razón de movilidad “M”, comúnmente encontrados, están en el rango de 0.02 a 2.

Debido a la influencia del término Movilidad (M) sobre las eficiencias de barrido

areal y vertical, donde a bajos valores de la razón de movilidad “M” se obtienen

mejores resultados que a altos valores, se ha adoptado la convención de denominar

razón de movilidad favorable la que es menor a la unidad (1), y no favorable la que

es mayor a la unidad. Es decir, si M<1 la razón de movilidad es favorable y si M>1

la razón de movilidad es desfavorable, mientras mayor sea “M” menor será el

recobro en el momento de alcanzarse la ruptura; en consecuencia, mayor será la

24

cantidad de agua producida para recuperar la misma cantidad de petróleo, esto se

debe a los efectos de pequeñas áreas barridas a la ruptura y la influencia del grado

de estratificación.

En yacimientos heterogéneos, las características de las permeabilidades relativas

varían areal y verticalmente, como resultado, el fluido desplazante (agua) no

formará un frente uniforme a medida que avanza y tendera a canalizarse hacia los

estratos o áreas que tengan mayor razón de movilidad. A medida que el

desplazamiento progresa, la razón de movilidad sigue aumentando en las partes del

yacimiento previamente contactadas por el agua.

Cuando dos fluidos están en movimiento simultáneo, por ejemplo agua y

petróleo, la razón de la movilidad del agua a la del petróleo determina las tasas

individuales del flujo, y por consiguiente, los cortes de agua.

Tensión Superficial e Interfacial.

Cuando dos fases inmiscibles coexisten en medios porosos, la energía de

superficie relacionada con las interfaces de los fluidos influye en su saturación,

distribución y desplazamiento. El agua y el petróleo existen en el yacimiento a pesar

de que este no haya sido invadido con agua, entonces la tensión superficial

(superficie de contacto líquido y su vapor o aire) se define como la fuerza que

tiende a mantener a las moléculas en la superficie, actuando como una membrana

tensa que tiende a reducirse lo más posible, esta fuerza de tensión es la que actúa

en el plano de la superficie por unidad de longitud. Si la superficie es entre dos

líquidos inmiscibles se usa la expresión tensión interfacial.

Humectabilidad.

Es una propiedad que define la habilidad de la fase de un fluido para adherirse

preferencialmente a una superficie sólida en presencia de otra segunda fase

inmiscible. Así, en el caso de yacimientos, la superficie sólida es la roca y los fluidos

son: gas, petróleo y agua. Una medida de la humectabilidad es el ángulo de

25

contacto (θc), el cual se relaciona con las energías de superficie, por medio de la

siguiente ecuación:

At = θos - θws = θow x cosθc

Donde:

θos = Energía interfacial entre el sólido y el petróleo, dinas/cm

θws = Energía interfacial entre el sólido y el agua, dinas/cm.

θow = Tensión interfacial entre el petróleo y el agua, dinas/cm.

θc = Ángulo de contacto petróleo-sólido-agua, medido a través del agua,

grados.

Presión Capilar.

Es definida como la presión en la fase no mojante menos la presión en la fase

mojante, en otras palabras la presión capilar se define como la diferencia de presión

a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja

preferencialmente la roca.

2.1.5 Fallas.

La dinámica de la corteza terrestre puede dar lugar a diferentes deformaciones

estructurales del tipo de los plegamientos. Cuando las fuerzas que actúan sobre la

corteza son predominantemente del tipo vertical, al sobrepasarse el límite de

resistencia de la roca, sobreviene la ruptura en forma de dislocaciones y

desplazamientos en sentido vertical preferencialmente, lo que determina

hundimientos por fracturas. A este tipo de ruptura se le denomina falla.

Las fallas se presentan en todo tipo de rocas, pero se reconocen más fácilmente

en las rocas sedimentarias, ya que el desplazamiento de una de las partes con

relación a la otra provoca que las capas no se correspondan a uno y otro lado de la

superficie de fractura.

26

2.1.5.1 Tipos de fallas:

Una de las maneras más sencillas de clasificar las fallas es refiriéndose a los

movimientos relativos de ambas superficies de la falla que pueden estar situadas

verticalmente o inclinadas formando mayor o menor ángulo; si la superficie de una

falla esta inclinada, el lado superior se llama respaldo superior o cubierta (bloque

levantado) y el lado inferior, recibe el nombre de respaldo bajo o muro de base

(bloque deprimido). Por su parte, las fallas verticales no tienen respaldo ni muro de

base.

2.1.5.1.1 Falla normal:

Aparece cuando el respaldo superior o cubierta (bloque levantado) se ha movido

hacia abajo con relación al muro de base (bloque deprimido).

2.1.5.1.2 Falla inversa:

Se origina cuando el respaldo superior (bloque levantado) se ha desplazado hacia

arriba, con respecto al muro de base (bloque deprimido).

2.1.5.1.3 Falla vertical:

Como su nombre lo indica, es causada por movimientos de la corteza terrestre

predominantemente verticales, donde la superficie de la misma es vertical.

2.1.5.1.4 Depresiones:

Ocurre cuando un bloque alargado se mueve hacia abajo, entre dos fallas normales

sub. paralelas, dándose una estructura de depresión.

27

2.1.5.1.5 Fallas cerradas o abiertas:

Se caracterizan según los bordes de la falla estén en estrecho contacto o separados

por una grieta mas o menos ancha.

Discordancia en las sucesiones.

Hay otro tipo de estructura, también originada por diastrofismos, que merece

una breve descripción. La sedimentación es un proceso interrumpido, en ningún

sitio de la tierra se ha descubierto una sucesión de sedimentos que indique un

depósito continuo. Las alteraciones más importantes se llaman discordancia en la

sucesión, teniéndose dos tipos de estas.

Disconformidad:

Es un período de interrupción de la sucesión de estratos, los estratos que deberían

estar presentes como representación del intervalo correspondiente a su depósito,

faltan, sea porque no hubo depósitos, o porque no fueron arrastrados por la erosión

antes de que se depositaran los estratos anteriores, entre otras causas.

Discordancia angular:

Es análoga en esencia a la disconformidad, pero más fácil de reconocer, se define

como la interrupción de los estratos. Sin embargo; durante el período de tiempo

correspondiente al desacuerdo, no solo dejaron de depositarse algunos estratos o

fueron arrastrados en la erosión, sino que tuvo lugar una cierta deformación y

erosión entre la época en que se depositaron los estratos mas jóvenes de la serie

inferior y la época en que tuvo lugar el depósito de los más antiguos de la serie

superior.

28

Facie.

La facie es una estructura sedimentaria bien definida con características

comunes de geometría, litología, paleocorrientes y fósiles; que refleja las

condiciones de origen que la diferencia de otras unidades adyacentes. Una facie

observada en una unidad estratigráfica, puede mostrar características similares a

las descritas en otras unidades de diferentes edades o que están localizadas en

diferentes regiones. Esto se debe a que las facies fueron depositadas en las mismas

condiciones fisicoquímicas.

2.1.5.2 Mecanismos de producción de hidrocarburos.

Los mecanismos de producción de hidrocarburos, se refieren específicamente a

todas las fuerzas naturales que proporcionan energía al yacimiento y a los pozos,

logrando de esta manera el desplazamiento de los fluidos desde la formación hasta

el hoyo. Los mecanismos naturales se consideran los métodos de recuperación más

rentables para la industria o los operadores por ser el yacimiento el que proporciona

la energía necesaria para su explotación sin adicionar gastos para tal efecto. Entre

los mecanismos de producción se encuentran:

2.1.5.2.1 Empuje hidráulico.

Es la energía proveniente de la fuerza del agua que se encuentra en los

yacimientos a condiciones de presión y temperatura. Este mecanismo de

producción se presenta cuando existe una disminución en la presión del yacimiento

(producto de las actividades petroleras), lo que origina la expansión del acuífero

adyacente al yacimiento, logrando así desplazar el petróleo que se encuentra en los

poros de la roca hacia la zona de menor presión que en este caso es el pozo.

Los parámetros que definen la eficiencia de este mecanismo natural de

recuperación de hidrocarburo básicamente esta relacionada al tamaño del acuífero y

la permeabilidad de la roca, existen acuíferos activos e inactivos, algunos están

conectados a fuentes naturales de suministro de energía que aportan

29

constantemente la cantidad volumétrica de agua necesaria para producir el empuje

del crudo en el espacio poroso permeable. La forma del acuífero es muy variada, la

misma depende del tipo de estructura y entrampamiento del sistema

yacimiento - acuífero y pueden ser:

2.1.5.2.2 Acuífero lateral:

Generalmente es el resultado de entrampamientos por fallas. Comúnmente se

encuentran ubicados en la periferia de la formación productora del yacimiento,

también reciben el nombre de acuíferos de flanco. Su empuje es lateral debido a

que avanza lateralmente hacia el pozo productor; es decir, paralelamente a los

planos de estratificación. La solución analítica para determinar la intrusión de agua

es en el sistema lineal.

2.1.5.2.3 Acuífero de fondo:

Se encuentran en su mayor parte en anticlinales y domos, se produce cuando el

acuífero esta debajo de la zona de petróleo. Su empuje hidráulico es verticalmente

hacia arriba en dirección a los pozos productores. Para determinar la intrusión de

agua el análisis se hace en el sistema radial.

2.1.5.2.4 Reconocimiento de un empuje hidráulico:

Debido a la gran variedad de las características y propiedades de los acuíferos

(tamaño y formación) que se desconocen al momento de descubrir un campo, se

hace necesario esperar la historia de producción y analizar su comportamiento. Sin

embargo, los indicativos más comunes son:

Si durante la perforación se localizan contactos agua-petróleo (basado en los

registros que se corrieron).

30

Si la presión inicial del yacimiento esta por encima de la presión de burbujeo

(lo que sugiere la ausencia de una capa de gas inicial), por lo que es valido

suponer la existencia de una fuente de energía hidráulica que contribuye al

mantenimiento de la presión.

Cuando la presión de un yacimiento tiende a permanecer constante o su

variación a través del tiempo de producción es muy poca, lo más probable es

que exista un empuje hidráulico activo.

Si mediante el cálculo del balance de materiales la intrusión de agua es

diferente de cero.

La producción de agua aumenta, especialmente si existen pozos vecinos

cercanos al contacto agua-petróleo (CAP). El estudio de estos pozos en

particular, contribuyen al reconocimiento de la intrusión de agua.

2.1.5.2.5 Empuje por gas en solución.

Este es otro tipo de empuje o mecanismo que aporta energía al yacimiento para

que los fluidos que se encuentran saturando la formación porosa permeable (roca)

puedan fluir hacia las zonas de menor presión, básicamente utiliza el gas del

yacimiento para tal efecto y funciona bajo parámetros naturales de presión y

temperatura. Cuando el fluido del yacimiento se encuentra en una sola fase o en

dos fases uniformemente distribuidas (sin formar capa de gas), una disminución de

presión origina una expansión de los fluidos del yacimiento especialmente el gas

(liberándose hidrocarburos livianos disueltos en el petróleo y ocupando el lugar del

fluido producido).

Esta expansión genera una energía y hace que los fluidos de la formación sean

expulsados del yacimiento a través de los pozos. En el caso de yacimiento de gas,

este tipo de mecanismo es el más común y de mayor importancia.

31

A medida que la producción del pozo o yacimiento continúa, la presión en la

formación experimenta una reducción gradual, por lo que comienza a salir gas

inicialmente disuelto en el petróleo, donde se verá que la producción de gas

aumenta en proporción a la disminución del petróleo extraído del pozo. Es el

mecanismo de producción más corriente y generalmente contribuye a la producción

de la gran mayoría de los yacimientos.

Cabe destacar que cuando este tipo de mecanismo es el único existente, la

recuperación es baja, normalmente de 10 al 20% del petróleo inicialmente en el

yacimiento; además esto genera problemas de corrosión en los tubulares del pozo y

en la superficie, entre otros.

2.1.5.2.6 Empuje por capa de gas.

Es muy común la producción de petróleo a través de este mecanismo cuando el

fluido del yacimiento se encuentra en dos fases (gas y petróleo) distribuidas en el

yacimiento. Se obtiene una capa de gas encima de la zona de petróleo ya que la

presión del yacimiento es menor que la presión de burbujeo. A medida que la

presión del yacimiento disminuye por efectos de la producción, está capa se

expande desplazando el petróleo hacia los pozos productores. Al mismo tiempo

debido a su dilatación, la capa de gas retarda la disminución de la presión y la

liberación de gas en solución dentro de la zona de petróleo, mejorando en esta

forma la recuperación por reducción en las RGP de producción de los pozos.

Con este tipo de mecanismo la recuperación es del 30-50% del petróleo

inicialmente en el yacimiento. Sin embargo para que este mecanismo sea efectivo,

es necesario que la capa de gas sea de un tamaño considerable y que la formación

tenga una alta permeabilidad vertical y un espesor considerable o buzamiento

apreciable.

32

2.1.5.2.7 Empuje por expansión líquida.

Este tipo de empuje ocurre específicamente en los yacimientos subsaturados en

los cuales el gas en solución no sale hasta que la presión del yacimiento declina por

debajo de la presión de burbujeo. Cuando el petróleo es altamente subsaturado,

mucha de la energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y

de los fluidos; como consecuencia, la presión declina rápidamente a medida que se

extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbujeo. Entonces, este

empuje por gas en solución se transforma en la fuente de energía para el

desplazamiento de los fluidos.

2.1.5.2.8 Empuje por gravedad.

El drenaje por gravedad puede ser un método primario de producción en

yacimientos de gran espesor que tienen una buena comunicación vertical y un

marcado buzamiento. El drenaje por gravedad es un proceso lento porque el gas

debe migrar a la parte más alta de la estructura o al tope de la formación para

llenar el espacio originalmente ocupado por el petróleo y crear una capa secundaria

de gas. La migración es relativamente rápida comparada con el drenaje del

petróleo, de forma que las tasas de petróleo son controladas por la tasa de drenaje

del petróleo.

2.1.5.2.9 Empuje Combinado.

Ocurre cuando en el yacimiento actúan dos o más mecanismos de expulsión

simultáneamente. La identificación del mecanismo de producción es vital para

realizar cualquier estudio del yacimiento.

En la mayoría de los yacimientos se presenta más de un tipo de empuje durante

su vida productiva, bien sea en forma alternada o simultánea.

33

Cada uno de estos mecanismos de producción de hidrocarburos poseen sus

ventajas y desventajas; pues, si bien representan una energía natural de recobro

que ofrece el yacimiento, no puede ser manipulada directamente para mejorar u

optimizar la producción; también es cierto que las mismas pueden originar

problemas en el sistema de levantamiento y traslado de los hidrocarburos. Sin

embargo, para los operadores estas fuentes de energías representan la alternativa

mas económicamente rentable de producción por tal efecto se denominan métodos

de recuperación primarios.

P actual / P inicial

Np / POES

Figura 1. Comportamiento gráfico de los Mecanismos de producción de un yacimiento.

34

2.2 Fundamentación Teórica:

Gerencia del Agua.

2.2.1 Orígenes del agua.

El agua se encuentra presente en todos los campos petroleros y es el fluido más

abundante en el campo. En la producción de crudo, es fundamental distinguir entre

el agua de barrido, agua buena (beneficiosa) y agua mala (perjudicial).

Agua de "barrido”: Proviene de un pozo inyector o de un acuífero activo que

contribuye al barrido del petróleo del yacimiento. El manejo de este tipo de

agua es una parte fundamental del manejo del yacimiento y puede constituir

un factor determinante en la productividad de los pozos y de las reservas

finales.

Agua "buena”: Es el agua producida en el pozo a una tasa inferior al límite

económico de la relación de agua-petróleo (RAP). Es una consecuencia

inevitable en el yacimiento cuando existe un flujo simultáneo de petróleo y

agua en toda la matriz hacia el pozo. También puede provenir de las líneas de

flujo convergentes dentro del pozo. Por ejemplo, en un cuadrante de un

esquema de inyección de cinco pozos un inyector alimenta un productor. El

flujo del inyector se puede caracterizar como una serie infinita de líneas de

flujo, la más corta es una línea recta entre ambos pozos, mientras que la más

larga sigue los bordes de flujo nulo desde el inyector al productor. La invasión

de agua ocurre en un primer momento en línea de flujo más corta, mientras

el petróleo todavía se produce de las líneas de flujos más largas. Esta agua se

debe considerar aceptable, ya que no es posible cegar determinadas líneas de

flujos mientras se permite la producción de otras.

Agua "mala”: El agua mala se puede definir como el agua producida en el

pozo que no produce petróleo, o bien cuando la producción de petróleo no es

35

suficiente para compensar el costo asociado con el manejo del agua, es decir,

es agua producida por encima del límite económico de la RAP.

El origen del agua mala puede estar dado por diversas condiciones en el

yacimiento (conificación, fisuras y zonas de alta permeabilidad) o por determinadas

condiciones en las cercanías del pozo (adherencia deficiente en el cemento,

cavernas formadas por la producción de arena, flujo de petróleo reducido debido a

daños en la formación y estimulaciones frecuentes). Por lo general, el flujo

proveniente de las cercanías del pozo es la causa más crítica, pero, dado que esta

relacionada con la completación del pozo, permite también más oportunidades de

éxito, en un tratamiento para el control de agua.

2.2.2 Problemas del agua.

Los problemas básicos comprenden desde los más fáciles de resolver hasta los

más difíciles; y se pueden clasificar en dos categorías; los asociados a todos

aquellos fenómenos a nivel del yacimiento y que dependen de las propiedades del

mismo, y los que tienen su origen en deficiencias o averías en el ensamblaje

mecánico, completación y/o cementación primaria, y que son conocidos como

problemas asociados al pozo.

2.2.2.1 Problemas asociados al yacimiento.

2.2.2.1.1 Conificación o formación de cúspide.

La conificación o formación de cúspide se puede definir como el movimiento

vertical del agua a través de la fase de hidrocarburo en las cercanías del pozo. Esta

es siempre una posibilidad cuando la formación productora esta localizada por

encima de la zona de agua.

36

Figura 2. Conificación

En un pozo vertical se produce conificación cuando existe un CAP cerca de los

disparos en una formación cuya permeabilidad vertical es relativamente elevada. La

tasa crítica de conificación, que es la tasa máxima a la cual se puede producir

petróleo sin producir agua por conificación, a menudo es demasiado baja para que

resulte económica. En los pozos horizontales, este problema se puede asociar con la

formación de una cresta o cúspide.

Los cambios en la densidad del fluido, registros neutrón y decaimiento termal de

neutrones, pruebas de pozos y monitoreo del comportamiento en el campo, pueden

ser utilizados para detectar la invasión del agua de fondo.

2.2.2.1.2 Capa inundada sin flujo transversal.

Un problema habitual en la producción proveniente de capas múltiples se

produce cuando una zona de alta permeabilidad separada de las otras capas por

una barrera de flujo (como una capa de arcilla) está inundada. En este caso, la

fuente de agua puede ser un acuífero activo o un pozo inyector de agua. Por lo

general, la capa inundada presenta el nivel de permeabilidad más elevado. Al no

existir flujo transversal en el yacimiento, este problema se resuelve fácilmente

mediante la aplicación de fluidos sellantes rígidos o de un aislamiento mecánico, ya

sea en el inyector o el productor. La decisión de colocar un fluido sellante - en

general se utiliza tubería flexible - o utilizar un sistema de aislamiento mecánico

37

depende de si se conoce cuál es el intervalo inundado. La ausencia de flujo

transversal depende de la continuidad de la barrera de permeabilidad.

Figura 3. Capa inundada sin flujo Transversal

2.2.2.1.3 Capa inundada con flujo transversal.

El flujo transversal de agua puede existir en capas de alta permeabilidad que no

se encuentran aisladas por barreras impermeables. El problema de la producción de

agua a través de una capa sumamente permeable con flujo transversal es similar al

de una capa inundada sin flujo transversal, pero se diferencia de éste en el hecho

de que no existe una barrera para detener el flujo entre capas en el yacimiento. En

estos casos, los intentos realizados para modificar los perfiles de producción o de

inyección cerca del pozo están condenados al fracaso debido a la existencia de flujo

transversal lejos del pozo. Es fundamental poder determinar si existe flujo

transversal en el yacimiento, puesto que ésta es la única diferencia entre los dos

problemas.

Cuando no existe flujo transversal, el problema se puede solucionar fácilmente,

mientras que cuando existe flujo transversal es menos probable encontrar un

tratamiento exitoso. Sin embargo, en casos aislados, puede ser posible colocar un

gel muy penetrante en forma económica en la capa permeable ladrona, siempre que

ésta sea delgada y tenga alta permeabilidad comparada con la zona de petróleo.

Aún bajo estas condiciones óptimas, antes de iniciar el tratamiento es necesario

realizar una cuidadosa operación de ingeniería.

38

Figura 4. Capa inundada con flujo transversal

2.2.2.1.4 Contacto agua-petróleo dinámico.

Si un contacto agua - petróleo uniforme asciende hacia una zona abierta de un

pozo durante la producción normal por empuje de agua, puede existir producción de

agua indeseada. Esto ocurre en aquellos lugares donde existe una permeabilidad

vertical muy baja. Dado que el área de flujo es extensa y que el contacto asciende

lentamente, puede incluso ocurrir en casos en que las permeabilidades verticales

intrínsecas son sumamente bajas (menos de 0,01 mD). En los pozos con mayores

permeabilidades verticales (Kv > 0,01 Kh), es más probable encontrar conificación

de agua y otros problemas.

En realidad, si bien este tipo de problema podría considerarse como un sub-

grupo dentro de la conificación, la tendencia a la conificación es tan baja que el

aislamiento cerca del pozo resulta efectivo. El diagnóstico no se puede realizar

únicamente sobre la base de la invasión de agua identificada en el fondo del pozo,

ya que otros problemas también pueden provocar este mismo fenómeno. En un

pozo vertical, este problema se puede resolver fácilmente por abandono del pozo

desde el fondo utilizando algún sistema mecánico, como un tapón de cemento o un

tapón colocado por medio de cable de acero. Si el CAP se desplaza muy por encima

de la parte superior del tapón, será necesario realizar un segundo tratamiento.

39

Figura 5. Contacto Agua – Petróleo Dinámico

2.2.2.1.5 Adedamiento.

En casos de existencia de recuperación por inyección de agua, relaciones de

movilidad muy elevados pueden hacer que el fluido desplazante (agua) tienda a

ramificarse dejando de barrer (empujar) grandes cantidades de crudo. Una vez que

el adedamiento ha ocurrido solo podrá ser recuperable una pequeña cantidad de

petróleo; el agua fluirá directamente, con muy poca eficiencia de barrido, hasta el

pozo productor. Un análisis de núcleo y de movilidad de fluidos es sumamente

importante para determinar las probabilidades de adedamiento.

ALTA PERMEABILIDAD

BAJA PERMEABILIDAD

MODERADA PERMEABILIDAD

MODERADA PERMEABILIDAD

ALTA

PERMEABILIDAD

Figura 6. Adedamiento “Fingering”.

40

2.2.2.1.6 Capa con segregación gravitacional.

Cuando en un yacimiento existe una capa de gran espesor con buena

permeabilidad vertical, la segregación gravitacional - denominada a veces barrido

de agua en el fondo de la arena (water under-run) - puede provocar la invasión de

agua no deseada en un pozo en producción. El agua, ya sea que provenga de un

acuífero o de un proceso de recuperación secundaria por inyección de agua, se

escurre hacia abajo en la formación permeable y barre sólo la parte inferior del

yacimiento.

Cuando existe una relación de movilidad petróleo - agua desfavorable el

problema puede agravarse, incluso más en las formaciones con texturas

sedimentarias que se vuelven más finas hacia arriba, dado que los efectos viscosos

junto con la segregación gravitacional fomentan el flujo en la base de la formación.

Cualquier tratamiento realizado en el inyector con el fin de sellar los intervalos

inferiores tendrá sólo un efecto marginal en el barrido de un mayor volumen de

petróleo antes de que la segregación gravitacional vuelva a ser dominante. Los

tramos laterales de drenaje pueden resultar efectivos para alcanzar al hidrocarburo

no barrido y los fluidos de inyección viscosos y gasificados también pueden mejorar

el barrido vertical.

INYECTOR PRODUCTOR

Figura 7. Capa con segregación gravitacional

41

2.2.2.1.7 Fracturas o fallas de una capa de agua.

El agua puede provenir de fracturas que interceptan una zona de agua más

profunda. Estas fracturas pueden ser tratadas con un gel; lo cual resulta

especialmente efectivo en los casos en que las fracturas no contribuyen a la

producción de petróleo. Los volúmenes de tratamiento deben ser lo suficientemente

grandes para sellar las fracturas a una distancia considerable del pozo.

Sin embargo, el ingeniero de diseño se encuentra con tres dificultades. En

primer lugar, es difícil determinar el volumen del tratamiento porque se desconoce

el volumen de la fractura. En segundo lugar, como el tratamiento puede sellar las

fracturas productoras de petróleo, conviene efectuar un tratamiento con sobre

desplazamiento para mantener la productividad cerca del pozo. Por último, si se

utiliza un fluido gelificado, éste deberá ser capaz de resistir el flujo de retorno

posterior al tratamiento. En los casos de fracturas localizadas, convendrá sellarlas

cerca del pozo, sobre todo si el pozo se encuentra revestido y cementado. Cuando

las fracturas hidráulicas penetran una capa de agua se produce un deterioro de la

producción. Sin embargo, en esos casos por lo general se conoce mejor el problema

y el medio circundante y resulta más fácil aplicar las soluciones adecuadas.

Figura 8. Fracturas o fallas de una capa de Agua

42

2.2.2.1.8 Fracturas o fallas entre inyector y productor.

En las formaciones naturalmente fracturadas bajo recuperación secundaria por

inyección de agua, el agua inyectada puede invadir rápidamente los pozos

productores. Este fenómeno se produce en forma habitual cuando el sistema de

fracturas es extenso o se encuentra fisurado y se puede confirmar mediante el uso

de trazadores radioactivos y pruebas de presión transitoria.

También se pueden utilizar registros de trazadores para cuantificar el volumen

de las fracturas, valor que se utiliza para el diseño del tratamiento. La inyección de

un gel en el pozo inyector puede reducir la producción de agua sin afectar la

producción de petróleo de la formación. Si se utiliza un flujo de geles reticulados,

podría no resultar efectivo dado que su penetración en la matriz es limitada y, por

lo tanto, penetra en las fracturas en forma selectiva. Por lo general, la mejor

solución para este problema consiste en aislar la producción de agua.

Figura 9. Fracturas o fallas entre inyector y productor

2.2.2.1.9 Barrido areal deficiente.

Muchas veces el agua marginal o subyacente de un acuífero o de un pozo

inyector de agua en una zona productiva, provoca un barrido areal deficiente. Por lo

general, la anisotropía areal de la permeabilidad origina este problema, que es

especialmente serio en los depósitos de canales de arena. La solución consiste en

desviar el agua inyectada fuera del espacio de los poros, que ya han sido barridos

43

por agua. Esto requiere un tratamiento de gran volumen o una inyección continua

de un elemento viscoso, lo que normalmente resulta poco económico.

En este tipo de situaciones, con frecuencia se logra mejorar la recuperación

mediante la perforación de pozos de relleno, si bien los tramos laterales de drenaje

se pueden utilizar para llegar al petróleo no barrido en forma más económica.

Figura 10. Barrido Areal Deficiente

2.2.2.2 Problemas asociados al pozo.

2.2.2.2.1 Filtraciones en el revestidor, tuberías de producción o empacaduras.

Las filtraciones a través del revestidor, la tubería de producción o empacaduras

permiten que el agua proveniente de zonas que no producen hidrocarburos ingrese

en la columna de producción. La detección de los problemas y la aplicación de las

soluciones correspondientes dependen fundamentalmente de la configuración del

pozo. Los registros básicos de producción tales como la densidad del fluido, la

temperatura y el flujo pueden resultar suficientes para diagnosticar estos

problemas. En los pozos de mayor complejidad puede ser necesario contar con

registros de flujo de agua (WFL) o perfilaje multifásico de fluidos, como el registro

de la fracción volumétrica (holdup) de cada una de las tres fases (TPHL). Las

44

herramientas con sondas eléctricas, como la herramienta Floview, pueden identificar

pequeñas cantidades de agua en el flujo de producción.

Las soluciones habituales incluyen la inyección forzada de fluidos sellantes y el

aislamiento mecánico por medio de tapones, cemento o empacaduras.

Figura 11. Filtraciones en el revestidor, tuberías de producción o empacaduras

2.2.2.2.2 Flujo canalizado detrás del revestidor.

La existencia de fallas en la cementación primaria puede provocar la conexión de

zonas acuíferas con zonas de hidrocarburos. Estos canales permiten que el agua

fluya por detrás del revestidor e invada el espacio anular. Una causa secundaria

puede ser la creación de un ‘vacío’ detrás del revestidor cuando se produce arena.

Este flujo de agua se puede detectar mediante los registros de temperatura o los

registros WFL basados en la activación del oxígeno. La solución principal consiste en

el uso de fluidos sellantes, que pueden ser cementaciones forzadas de alta

resistencia, fluidos a base de resinas colocados en el espacio anular o fluidos a base

de geles de menor resistencia colocados en la formación para detener el flujo dentro

del espacio anular.

45

Figura 12. Flujo canalizado detrás del revestidor

2.2.2.2.3 Ruptura de barreras.

Aún cuando las barreras naturales, tales como cuerpos de lutitas, separan las

diferentes zonas de fluidos y exista un buen trabajo de cementación, las lutitas

pueden fracturarse cerca del hoyo del pozo. Como resultado, la diferencia de

presión a través de dichas formaciones permite que el fluido emigre entre las

perforaciones del pozo. Este tipo de falla esta asociado con trabajos de

estimulación, donde los ácidos disuelven los canales atravesando las barreras

lutíticas. Registros de temperatura, neutrón y decaimiento termal de neutrones,

pueden ser usados para detectar la migración del fluido.

46

Figura 13. Ruptura de barreras

2.2.2.2.4 Taponamiento por incrustaciones - precipitados.

Las incrustaciones y precipitados presentes en las cercanías de las zonas

perforadas o en las cercanías del pozo inyector pueden restringir el flujo a través de

las perforaciones, decayendo la inyectividad, y posiblemente desviando el agua

hacia zonas indeseadas. Haciendo un análisis detallado de la compatibilidad entre el

agua de inyección y el agua de formación, es posible detectar este tipo de

problema.

2.2.2.2.5 Cañoneo muy cerca de la zona de agua.

El cañoneo de una zona cercana al contacto agua – petróleo (CAP), puede

originar la producción inmediata del fluido no deseado (agua). Aún cuando las

perforaciones estén por encima del contacto original, la proximidad a la interfase

ocasiona la producción de agua como consecuencia de una conificación.

Los registros, información de núcleos y reporte de área de perforación deben

examinarse para determinar el punto donde esta situada la zona de agua.

47

2.2.2.2.6 Estimulaciones en las cercanías del pozo.

La estimulación frecuente puede provocar la formación de cavernas en las rocas

y establecer una comunicación con zonas de agua. La estimulación de areniscas o

carbonatos pueden también disolver el relleno en las fracturas cementadas o afectar

la adherencia del cemento, y del mismo modo establecer una comunicación con el

agua.

2.2.2.2.7 Daño de la formación.

La caída de presión abrupta causada por un daño en la formación puede provocar

que el agua invada el intervalo productor de otra zona. Si así fuera la producción de

agua se puede reducir estimulando el intervalo productor, y reduciendo el

diferencial de presión en las perforaciones.

2.2.2.3 Consecuencias de la alta producción de agua.

2.2.2.3.1 Disminución de la tasa de petróleo.

El alto corte de agua en un pozo implica la disminución porcentual de la

producción de crudo. Cuando la irrupción ocurre la producción de petróleo

disminuye de acuerdo a la tasa de producción de agua, en otras palabras, si el

porcentaje de agua producida es alto la capacidad de recuperación de crudo se ve

afectado por altas tasas de agua. Hay que tomar en cuenta que existen casos de

pozos sometidos a un empuje por capa de gas, en donde el agua afecta

significativamente la producción de crudo ya que disminuye la relación gas-líquido

dentro de la tubería de producción, lo cual hace que la capacidad de levantamiento

sea ineficiente, obteniéndose como resultado que los pozos fluyan irregularmente o

dejen de producir.

48

2.2.2.3.2 Acortamiento de la vida útil del pozo.

Cuando ocurre la ruptura de agua en un pozo petrolero, se hace más difícil tratar

de recuperar el petróleo en sitio. Muchas veces los métodos que utilizan para

controlar el agua pueden ocasionar daños permanentes en las arenas productoras.

También cabe destacar que a medida que el pozo incrementa su corte de agua, este

se hace menos rentable ya que hay que aumentar los costos para reciclaje o

tratamiento del agua. Esto se traduce en pérdidas, ya que la producción de crudo

disminuye y a la larga conduce al cierre o abandono del pozo o yacimiento.

2.2.2.3.3 Incrementos en los costos operacionales.

A medida que el pozo aumenta el corte o producción de agua, los costos

operacionales también aumentan, se tiene que destinar más recursos para plantas

de tratamientos de las aguas de formación producidas o muchas veces movilizar

grandes tanques para su almacenamiento. Otro problema que ocasiona el influjo

excesivo de agua y repercute en el incremento de los costos, es el que se deba

destinar más recursos al mantenimiento y recuperación de los equipos de superficie

o de subsuelo debido a que estos van a estar más expuestos a la corrosión y al

desgaste, es decir, la vida útil de los equipos será más corta. También en los pozos

con alta producción de agua el consumo de energía es mayor esto se debe a que se

tiene que hacer un mayor esfuerzo en las maquinarias para hacer posible la

recuperación de crudo, la energía empleada también va aumentar en el mismo

momento que se necesiten más equipos para el tratamiento del agua de formación

y para el mantenimiento o reemplazo de cualquiera de los mismos.

2.2.2.3.4 Problemas ambientales.

El agua de formación puede ser dañina para los suelos hasta el punto que los

hace infértil para la agricultura. Estos suelos en presencia y en contacto con una

cantidad apreciable de agua se degradan o pierden su equilibrio debido a la

presencia de sales u otros compuestos. En el lago, los desechos de las aguas de

formación pueden variar el pH, lo que influye directamente en la fauna marina.

49

Control de Agua.

El control de agua es la aplicación de procesos al yacimiento y pozos que

permiten reducir la producción de agua, mejorar la eficiencia de recobro y satisfacer

las normativas ambientales. Aún cuando el uso de los procesos de control de agua

puede no resultar en un incremento de la producción, consiguen frecuentemente

mejorar la rentabilidad operacional y como resultado generar los siguientes

beneficios:

Alargar la vida productiva del pozo.

Reducir los costos de levantamiento y mantenimiento del pozo.

Minimizar el manejo, tratamiento y disposición del agua.

En general aminorar los problemas ambientales.

2.2.2.4 Técnicas de Diagnóstico para el control del Agua.

2.2.2.4.1 Gráfico de Recuperación.

Es un gráfico semi logarítmico de la RAP con respecto a la producción acumulada

de petróleo. La tendencia de producción se puede extrapolar al límite económico de

la RAP para determinar la producción de petróleo que se obtendrá si no se toma

ninguna medida para controlar el agua.

Si la producción extrapolada es aproximadamente igual a las reservas esperadas

para el pozo, quiere decir que el pozo produce un nivel de agua aceptable y no se

necesita ninguna medida de control del agua.

Si este valor es mucho menor que las reservas recuperables esperadas, significa

que el pozo está produciendo agua perjudicial y de existir suficientes reservas para

compensar el costo de la intervención, se debería considerar alguna medida de

reparación.

50

2.2.2.4.2 Gráfico de la historia de producción.

Es un gráfico doble logarítmico de tasas de petróleo y agua con respecto al

tiempo. Por lo general, los pozos en los que conviene aplicar un sistema de control

del agua muestran un aumento de la producción de agua y una disminución de la

producción de petróleo en forma casi simultánea.

2.2.2.4.3 Análisis de la curva de declinación.

Este es un gráfico semi logarítmico de la tasa de producción de petróleo con

respecto al petróleo acumulado. El agotamiento normal produce una curva cuya

tendencia es rectilínea, mientras que una declinación pronunciada puede indicar la

existencia de algún otro problema, como por ejemplo la disminución severa de la

presión, el aumento del daño o el incremento de la producción de agua.

2.2.2.4.4 Gráficos de diagnóstico (Gráficos de Chan).

Para determinar el tipo de problema específico estableciendo comparaciones con

los esquemas de comportamiento conocidos, se utiliza un gráfico de diagnóstico

doble logarítmico de la RAP con respecto al tiempo. Existen tres signos básicos que

permiten distinguir entre los diferentes mecanismos de invasión de agua: flujo

abierto por fallas, fracturas o flujo por canal detrás del revestidor; flujo de agua

marginal o un CAP dinámico; y problemas de conificación.

También se puede utilizar la derivada de la RAP con respecto al tiempo, si bien

su aplicación se ve limitada por las incertidumbres o el ruido propio de las

mediciones de campo.

En las figuras que se muestran a continuación se observa la respuesta simulada

de tres casos comunes de agua “mala” (perjudicial) y el método para distinguirlos:

51

Si se observa que la RAP’ disminuye con el tiempo, podría tratarse de una

caso de Conificación.

0,001

0,01

0,1

1

10

10 100 1000 10000

Tiempo (días)

RA

P -

RA

P'

RAP

RAP’

Figura 14. Gráfico de Chan. Caso I: Conificación.

Mientras que un aumento abrupto de la RAP-RAP’ indica la existencia de

Flujo proveniente de las Cercanías del Pozo.

0,01

0,1

1

10

100

10 100 1000

Tiempo (días)

RA

P -

RA

P'

RAP

RAP’

Figura 15. Gráfico de Chan. Caso II: Flujo proveniente de las cercanías del pozo.

52

Un aumento súbito de la RAP-RAP’ seguido de una meseta es típico de una

zona ladrona de Alta Permeabilidad.

Figura 16. Gráfico de Chan. Caso III: Zona ladrona de alta permeabilidad.

En las figuras que se muestran a continuación se observa la respuesta simulada

de dos casos comunes de agua “buena” (beneficiosa) y el método para

distinguirlos:

El primer caso consiste en el “Barrido Normal de un Yacimiento” por efecto

del agua, aún cuando se trata de un elevado volumen de agua (el corte de

agua de siempre >60%).

53

0 ,0 0 1

0 ,0 1

0 ,1

1

1 0

1 0 1 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 0

T ie m p o (d ía s )

RA

P -

RA

P'

R A P

R A P ’

Figura 17. Gráfico de Chan. Caso I: Barrido normal del yacimiento.

En el segundo caso se observa una canalización en un sistema multicapa,

en el cual cada capa es barrida en forma sucesiva. Cabe destacar que el

proceso de canalización también podría presentarse de una manera poco

severa, que con el tiempo podría incrementarse, lo cual puede provocar el

abandono prematuro del yacimiento, aún cuando exista petróleo remanente

detrás del frente de agua que no ha sido desplazado por la presencia de

este problema.

0,001

0,01

0,1

1

10

10 100 1000 10000

Tiempo (días)

RA

P -

RA

P'

RAP

RAP’

Figura 18. Gráfico de Chan. Caso II: Canalización en un sistema multicapa.

54

2.2.2.4.5 Análisis de cierre y estrangulamiento.

La historia de producción de la mayoría de los pozos incluye períodos de

estrangulación o cierre. El análisis de la RAP fluctuante puede proporcionar indicios

muy valiosos para determinar el tipo de problema.

Cuando la calidad de los datos de la historia de producción es pobre, se puede

realizar una prueba de estrangulamiento de la producción a corto término con varios

tamaños de orificios. La presión se debe monitorear junto con la RAP desde un

separador o mejor aún, con un medidor de flujo trifásico, para determinar con

precisión los cambios ocurridos en la RAP en función de la caída de presión. Esto se

puede realizar sólo si la presión en el cabezal del pozo es suficiente para fluir a

varias tasas, por lo que convendría realizarlo en las primeras etapas de la vida del

pozo.

2.2.2.4.6 Análisis NODAL.

El diseño de un sistema de producción depende del rendimiento combinado del

yacimiento y la tubería de fondo o sistema mecánico del yacimiento. Las cantidades

de petróleo, gas y agua que fluyen en un pozo provenientes del yacimiento

dependen de la caída de presión en el sistema de tuberías, y la caída de presión

depende de la cantidad de cada fluido que corre por la tubería. La productividad de

un pozo, a menudo, se puede ver disminuida en gran medida debido al rendimiento

inadecuado o a una falla de diseño de alguno de los componentes del sistema.

El análisis del comportamiento de un pozo en afluencia junto al de las tuberías

asociadas con el mismo, se conoce como análisis NODAL y se utiliza con frecuencia

para evaluar el efecto de cada componente en un sistema de producción desde el

fondo de un pozo hasta el separador.

El análisis NODAL también se emplea para determinar la ubicación de zonas de

resistencia excesiva al flujo, lo que provoca grandes pérdidas de presión en los

sistemas de tuberías. Por otra parte, también es posible determinar el efecto que

55

produce el cambio de cualquiera de los componentes del sistema sobre las tasas de

producción.

Figura 19. Análisis Nodal

2.2.2.4.7 Registros de producción.

Los registros de producción precisos, pueden mostrar la invasión de agua en el

pozo. Esta herramienta tiene la capacidad de determinar el flujo y el holdup de cada

fase de fluido en pozos verticales, desviados y horizontales. A partir de la adición de

los nuevos sensores ópticos y eléctricos, que incorporan mediciones locales de

sensores y mediciones de velocidad de cada fase, se han logrado importantes

avances en el diagnóstico de casos simples y complejos con flujo trifásico. Tales

avances en la obtención de registros de producción confiables y precisos, en

particular en pozos desviados con cortes de agua elevados, representan un paso

importante en aras de la identificación y el conocimiento de los diferentes tipos de

problemas de agua.

Las herramientas que obtienen imágenes a través del revestidor, como la

herramienta de Imágenes Ultrasónicas USI, permiten evaluar la calidad del trabajo

de cementación en un pozo e identificar los canales de flujo detrás del revestidor.

56

2.2.2.5 Caracterización del agua de formación.

2.2.2.5.1 Definición de agua de formación:

El agua de formación se define como el agua que se encuentra naturalmente en

las rocas. Esta agua ha podido tener diferentes orígenes y ser clasificada como:

aguas marinas, interticiales y diagenéticas.

Las aguas de formación son el producto de un proceso geológico ocurrido

durante muchos años de deposición de sedimentos quedando entrampadas entre

los mismos. Una vez que el agua entre en el ambiente del subsuelo existirán

diferencias y razones de mezclas en sus constituyentes.

Las características del agua de formación, entrampada originalmente en los

espacios porosos de la roca, dependerán del ambiente sedimentario de deposición,

la era geológica, la profundidad, el gradiente hidráulico, los elementos solubles de la

roca asociada, la movilidad de los elementos químicos disueltos y la magnitud del

intercambio iónico o reacción química de los constituyentes.

El agua de formación de un horizonte productor, puede ser químicamente

diferente al de otro, por lo tanto, si en un pozo productor de hidrocarburo el agua

irrumpe abruptamente, un análisis físico-químico del agua producida, podría

utilizarse como elemento de juicio adicional para identificar la fuente de producción

de este fluido. Además, permite detectar comunicación vertical entre yacimientos,

identificar acuíferos, optimizar programas de reparación de pozos, entre otros.

El objetivo principal es reconocer mediante prototipos de aguas definidos, la

fuente de producción de este fluido en los pozos productores. También es cierto que

el agua puede ser producida como un proceso natural de avance del frente, de

forma anormal causada por comunicación entre varias arenas a través de los pozos

y por último, pudiera existir el fenómeno de conificación de agua, producto de la

alta relación entre la permeabilidad vertical con respecto a la permeabilidad

horizontal.

57

Otro objetivo es determinar la resistividad del agua de formación (Rw), lo cual

permitiría ajustar los análisis petrofísicos, específicamente la saturación inicial de

agua, con lo que se demuestran los volúmenes del petróleo original en sitio.

2.2.2.5.2 Clasificación de las aguas de formación:

Las aguas de formación se encuentran clasificadas de la siguiente manera:

Clasificación Genética: La influencia de los factores externos sobre las aguas de

formación hacen que esta sea inestable en el tiempo basado en su historia, las

aguas del subsuelo se pueden clasificar en tres (3) clases: meteóricas, connatas y

juveniles.

Aguas Meteóricas: Geológicamente, las aguas meteóricas son aquellas que

en la actualidad forman parte del ciclo hidrológico o formaron parte de él en

el pasado. Aquí se incluye el agua de los océanos, el agua evaporada en la

atmósfera, agua de lluvia y de nieve, aguas superficiales y aguas de

subsuelo en movimiento. Las aguas subterráneas, bajo ciertas

circunstancias geológicas circulan a través de estratos permeables a

grandes profundidades (3000 metros o más). Químicamente las aguas

meteóricas se caracterizan por presentar bajas concentraciones de sólidos

disueltos por lo general menor de 10.000 mgrs/lts; normalmente estas

aguas contienen cantidades considerables del íon bicarbonato.

Aguas Connatas: Las aguas connatas se han depositado en sistemas

hidráulicos cerrados, y no forman parte del ciclo hidrológico. La palabra

“connata” que significa “lavada con”; se introdujo con la idea de explicar

que estas aguas son restos del mar original en el cual se depositaron los

sedimentos. Esto puede considerarse cierto si se toma en cuenta que el

grado de compactación de la roca implica la expulsión del agua de la roca

de los poros y alguna migración lateral. Las aguas connatas son altamente

saladas, contienen de 20.000 mgrs/lts a 250.000 mgrs/lts de sólidos totales

58

disueltos. Se caracterizan por presentar altas concentraciones de cloruros y

baja concentraciones de sulfatos y bicarbonatos.

Cuando los sedimentos son muy profundos, ocurre una recristalización de los

minerales por efecto del incremento de la presión y la temperatura. Este proceso

químico da como resultado la pérdida del agua que originalmente formaba parte de

la estructura de los silicatos hidratados (hidrosilicatos).

El proceso de recristalización trae como consecuencia secundaria una pérdida de

porosidad. Esta agua desprendida debe encontrar una salida o ruta hacia la

superficie, debido a que el metamorfismo de los sedimentos hace que estos pierdan

permeabilidad. Conforme se mueve hacia zonas de temperaturas y presiones más

bajas, la sílica y otros minerales se precipitan, formando venas o vetas de cuarzo. El

agua que se encuentra en estas venas de cuarzo normalmente es salada. Es

probable que la mayoría de estas venas hidrotermales sean formadas por aguas

connatas que han sido expulsadas de sedimentos durante el proceso de

metamorfismo.

Aguas Juveniles: Estas son aguas que ascienden del manto de la tierra y

nunca han formado parte del ciclo hidrológico, son difíciles de identificar.

Composición química: El Instituto Americano del Petróleo, presenta los

métodos analíticos donde recomiendan que se obtengan siete constituyentes

principales del agua de formación: Sodio (Na+), Calcio (Ca++), Magnesio

(Mg++), Cloruro (Cl-), Sulfato (SO4=), Bicarbonatos (HCO3-) y Carbonatos

(CO3=).

Usualmente se asume que los iones de Cl-, SO4=, HCO3- y CO, conforman

prácticamente el 99% ó más de los radicales ácidos, ya que los aniones (I-),

Bromuro (Br-), Fluoruro (F-), entre otros, se presentan en pequeñas cantidades en

las aguas de formación. También, se supone que los iones positivos son Na+, Ca++

y Mg++, pero esto no es totalmente cierto, porque los iones de potasio (K+), Hierro

(Fe++), Estroncio (Sr++) y Bario (Ba++) pueden presentarse en cantidades

59

considerables en el agua; cuando esto ocurre hay que determinarlos analíticamente

en los laboratorios de análisis físico-químicos.

En la composición química del agua de formación la suma de los pesos

equivalentes de los iones positivos (cationes) debe ser igual a la suma de los pesos

equivalentes de los iones negativos (aniones), esto se debe a que los elementos se

combinan entre sí en relaciones exactas a sus pesos equivalentes.

Caracterización: Término utilizado cuando se trata de identificar y determinar

la composición química del agua de formación proveniente de un intervalo

productor de un yacimiento; y se logra siguiendo una metodología apropiada

para dicha caracterización, para luego de seleccionada la muestra

representativa generar un patrón de las aguas provenientes de un intervalo

productor, mediante cualquiera de los métodos de identificación gráfica

utilizados para la caracterización de las aguas de formación.

Además, de la composición química, también se determinan algunas

propiedades del agua de formación tales como: pH, resistividad, alcalinidad, sólidos

totales disueltos, índice de Stiff y Davis, entre otros. De este modo se amplía la

caracterización de las aguas de formación provenientes de cualquier horizonte

productor de un yacimiento.

A continuación se explican las propiedades mencionadas anteriormente:

pH: El pH representa el logaritmo natural del inverso de la concentración de

iones hidrógenos, expresados en moles por litros. El pH es un número entre 0

y 14 que índica el grado de acidez o alcalinidad de una solución, de tal forma

que un pH igual a 7 es neutro, por debajo de 7 es ácido y por encima de éste

valor es alcalino.

Resistividad: Es la medida de la resistencia que ofrece el agua de formación

al paso de la corriente eléctrica, con la cual se mueven los diferentes iones

constituyentes del agua. Hay que tener en cuenta que la temperatura de la

muestra afecta la velocidad iónica y consecuentemente la resistividad del

60

agua, por lo tanto la medida de esta propiedad debe ser reportada a la

temperatura de la muestra.

Alcalinidad: Se define como la presencia de minerales alcalinos en el agua y

es medida por la presencia de los iones de bicarbonato (HCO3-) y Carbonatos

(CO3=) en hidróxilos (OH), los cuales son minerales alcalinos que pueden ser

neutralizados por ácidos.

La alcalinidad total también llamada alcalinidad “M” es la que se produce u

origina a un pH sobre el punto final del anaranjado de metilo de aproximadamente

4.2 a 4.4 y miden todos los iones hidróxilos, carbonatos y bicarbonatos.

Sólidos totales disueltos: La cantidad total de sólidos disueltos representa la

suma de la concentración de aniones más cationes, constituyentes del agua

de formación.

Indice de Stiff y Davis (SI): Este parámetro permite predecir la formación de

depósitos de carbonatos de calcio en las aguas que se producen asociadas al

crudo. Este valor se calcula usando el índice de estabilidad iónica el cual

permite establecer la tendencia que posee el agua a ser corrosiva o formar

incrustaciones. Cuando el índice de Stiff y Davis (SI) es positivo el agua es

sobresaturada con CaCO3 y la formación de escamas es bastante probable.

Cuando SI es negativo el agua no es saturada con CaCO3, entonces su

tendencia es ser corrosiva y las posibilidades de formar escamas son escasas.

Por último si el SI es igual a cero, el agua está en condiciones de equilibrio,

es decir, está saturado con CaCO3, caso de las mayorías de las aguas de

formación en condiciones estáticas.

Incrustaciones: Se entiende por incrustaciones a las capas pedregosas que se

forman alrededor de ciertos cuerpos que permanecen en un agua calcárea.

Existen dos condiciones que guían a la formación de incrustaciones. La

primera es que el agua este sobresaturada del mineral incrustante.

Sobresaturación significa que existe más cantidad del mineral presente en el

agua que normalmente puede mantenerse disuelto y que no precipita. La

61

segunda razón que produce precipitación son los cambios en algunas

condiciones del agua; estos pueden ser físicos y químicos.

Los minerales incrustantes comúnmente encontrados en los campos petroleros

incluyen el carbonato de calcio, sulfato de calcio, sulfato de bario, sulfato de

estroncio y componentes de hierro.

El carbonato de calcio es la incrustación mineral más común.

Ca++ + 2 (HCO3-) CaCO3 + CO2 + H2O

La ecuación anterior, describe la precipitación del carbonato de calcio del agua.

Esta es una reacción de equilibrio pero esta muy fuertemente a favor de la

formación del carbonato de calcio con muy poco retorno del ion calcio y

bicarbonato.

Se nota en la ecuación que el CO2 esta presente como gas en el lado derecho de

la ecuación. Si por alguna razón el CO2 es liberado o se escapa del agua, esto

desestabiliza el equilibrio empujando la reacción hacia la derecha, la induce a más

precipitación de CaCO3.

2.2.2.5.3 Métodos de identificación gráfica en la caracterización de las aguas de formación:

Para emprender un estudio de caracterización de las aguas de formación, el recurso

más adecuado es el análisis fisico-químico completo de la misma. Este análisis

muestra el contenido de los principales iones que la conforman: calcio (Ca++),

sodio (Na+), magnesio (Mg++) y hierro (Fe++) como cationes; y cloruro (Cl-),

carbonato (CO3-), bicarbonato (HCO3-) y sulfato (SO4-) como aniones, además del

sílice que esta en forma de coloide. La unidad en que se expresa dichas

concentraciones se presenta comúnmente en partes por millón (ppm) o en

miligramos por litro (mgr/ ltrs).

62

La identificación del agua de formación es una forma de ubicar en un pozo

productor de hidrocarburos el horizonte que la aporta. La ubicación de esta fuente

extraña o infiltración en el pozo permitirá hacer los trabajos de reparación bien sea

en la completación, si es por la falla en uno de sus componentes o cementando si es

por una comunicación del revestidor.

La caracterización se logra comparando los valores de concentración iónica

aportados por los análisis del agua. Este trabajo es tedioso y consume tiempo; sin

embargo, existen varios métodos gráficos de identificación rápida y positiva que han

sido desarrollados específicamente para tal fin.

En el informe de análisis físico-químico que se le hace al agua de formación, se

reportan las concentraciones iónicas en unidades de peso partes por millón (ppm), o

en unidades de volumen, miligramos por litro (mgr/ltrs). Trabajar con cualquiera de

las dos unidades es igual, aunque la mayoría de los métodos gráficos son

volumétricos, las concentraciones se determinan en un volumen de agua medido.

Cuando el agua tiene una concentración salina superior a los 30.000 ppm es

recomendable hacer la conversión de unidades, a través de la ecuación:

mgr/lts = ppm / densidad

Para que un análisis de agua sea representativo y tenga validez debe tener un

buen balance iónico entre sus cationes y aniones, es decir, deben tener cargas

eléctricas iguales. Para hacer el balance la concentración de cada ion debe ser

expresada en miliequivalentes por litros (meq/lts) y solo se acepta una diferencia

menor que uno entre ambas. La ecuación utilizada para la conversión es

VR ó (meq/lts) = (mgr/lts ó ppm) * valencia /( Peso atómico del ion)

El término de valor de reacción (VR) no es más que una medida normalizada de

los cationes y los aniones disueltos en el agua. De la ecuación anterior el término

valencia / peso atómico se denomina Coeficiente de Reacción.

Otra unidad útil para graficar es el porcentaje de equivalentes por litro (% eq/

lts), este se obtiene simplemente dividiendo el valor de concentración (meq/lts ) de

63

cada íon, positivos y negativos por separado, entre la suma total de aniones o

cationes según sea el caso.

2.2.2.5.3.1 Método Gráfico de Stiff.

Es considerado como un método de gran utilidad, sencillo y de cómoda

representación gráfica. Esta basado en las relaciones de concentración propuesta

por Sulin. Relaciona la composición química del agua de formación, con una figura

característica que permite identificar el comportamiento y tendencia de las aguas

para distintos niveles estratigráficos. La elaboración del gráfico puede hacerse en

forma cartesiana o logarítmica.

Las concentraciones se expresan en unidades de miliequivalentes por litros. Los

iones positivos ( Na+, Ca++, Mg++, Fe++) se colocan a la izquierda y los iones

negativos (Cl-, HCO3-, SO4 -, CO3 - ) a la derecha. En ambas escalas el área a los

lados de la línea cero debe ser equivalente.

En casos cuando las concentraciones son bajas, se utiliza una escala lineal,

siendo necesario el uso de multiplicadores de los números debajo de cada ion de los

extremos, éstos multiplicadores pueden ser variados y no sistemáticos. La

desventaja de usar ésta escala lineal, es que no se sepa interpretar y dar una

evaluación errónea. Es entonces cuando se hace necesario el uso de una escala

logarítmica, en la cual no existe el cero y los valores menores que un

miliequivalente (1) se ubican en el uno de la escala, usada para aguas con

concentraciones mayores a 7000 mgrs / lts.

64

2.2.2.5.3.2 Método de Mc. Kinnell.

Este método permite determinar el porcentaje de mezclas de dos aguas

conocidas, sin tener que hacer los ensayos de laboratorio. El gráfico esta

representado por las ecuaciones:

eqv. (A) + eqv. (B) = eqv.(C)

% A + % B = 100

Donde A y B son componentes puros, y C es el producto de su mezcla.

La primera ecuación es la suma algebraica de los iones equivalentes de cada

componente, la otra representa el balance de materiales que rige la mezcla de

agua.

Para la elaboración del gráfico se plantea lo siguiente:

En la ordenada izquierda superior se representan las concentraciones, en

miliequivalentes por litros, de los iones componentes de la muestra pura tipo A.

Figura II.21

En la ordenada derecha, se colocan todas las concentraciones del agua tipo B.

La abscisa es lineal, y va dividida del cero al cien en escala porcentual, para tipo

de agua.

Se unen con líneas rectas los iones iguales de cada ordenada, indicando la

variación de cada ión entre ambas muestras.

En otro gráfico se ubican los miliequivalentes por litros del agua del pozo con

problema en la escala logarítmica. Sobreponiendo los dos gráficos, se desplaza en

forma horizontal hasta que los meq/lts se aproximen a las líneas dibujadas. El

65

mejor punto de correlación dará en la abscisa el porcentaje de la mezcla analizada.

En caso de no acercarse a las correlaciones del gráfico, entonces el analista decidirá

si la muestra es desconfiable o se trata de agua contaminada.

El gráfico de McKinnell es aplicable a trabajos de rehabilitación; debido a que

sirve como herramienta de apoyo para recomendar trabajos en pozos cuya

producción presente un alto corte de agua a nivel de un intervalo que produzca en

conjunto con otro. Con éste gráfico, es posible determinar la fuente que aporta la

mayor cantidad de agua, en un pozo que presente problemas de comunicación entre

diferentes zonas completadas; esto sólo será posible si se tiene previamente la

identificación de las aguas de formación de dichos intervalos.

Figura 20. Patrón Mezcla. Método de Mc. Kinnell.

2.2.2.6 Diagnósticos especiales para la comunicación vertical.

El flujo transversal de agua adopta dos formas claramente definidas. Además del

flujo transversal en el yacimiento, existe también flujo transversal dentro del pozo;

ambos tipos son interdependientes.

66

Cada vez que el pozo penetra múltiples capas que se encuentran con diferentes

presiones existe la posibilidad de que se produzca flujo cruzado (cross flow). La

diferencia de presión se mantiene sólo cuando y donde existe una aislación continua

entre cada capa, lo cual implica que el flujo cruzado del yacimiento y del pozo son

mutuamente excluyentes en cualquier par de capas. La identificación de la

presencia de flujo transversal en la formación es de fundamental importancia. Las

capas inundadas sin flujo transversal pueden ser tratadas fácilmente a nivel del

pozo, sin embargo, no existen soluciones simples cuando las capas no se

encuentran aisladas por barreras impermeables. Además, las capas inundadas sin

flujo transversal estarán sujetas al flujo transversal interno del hueco durante el

cierre.

Existen varios métodos de diagnóstico que resultan útiles para determinar la

comunicación vertical.

2.2.2.6.1 Pruebas con tasas variables.

Con poco esfuerzo adicional, un registro de producción puede convertirse en un

registro de producción con tasas variables o "prueba multicapa," midiendo la tasa

de producción de cada capa frente a varias presiones de producción diferentes, con

mediciones estacionarias posicionadas entre cada capa. De esta forma se podrá

determinar el índice de productividad y la presión promedio del yacimiento para

cada capa. El flujo transversal potencial se puede estimar utilizando el análisis

NODAL.

2.2.2.6.2 Probadores de la formación operados con cable de acero.

Tanto las mediciones de presión de la formación obtenidas con herramientas

operadas con cable de acero, como las obtenidas con las herramientas MDT o el

Probador de la Formación a Repetición RFT, pueden mostrar si existe comunicación

de la presión entre las capas. Si las capas tienen presiones diferentes y no se

comunican en el pozo, quiere decir que no se encuentran. Cuando presentan la

misma presión, puede ocurrir que estén comunicadas o bien que hayan producido (o

67

hayan sido inyectadas) con tasas similares, por lo cual la presión resultante es la

misma.

2.2.2.6.3 Prueba de interferencia vertical.

Una prueba de interferencia vertical realizada con la herramienta MDT muestra

la permeabilidad vertical efectiva cerca del hueco. La permeabilidad vertical se

puede determinar a partir de los cambios en la presión de la formación medida con

un sensor de presión, mientras el fluido de la formación se bombea a través de una

sonda de muestreo separada unos 0,7 m [2,3 pies] del sensor, sobre la pared del

hueco.

2.2.2.6.4 Correlaciones de lutitas.

Las correlaciones de los registros pueden demostrar si en un campo existen

grandes barreras de lutitas. Cuando se observa una excelente correlación de las

lutitas entre los diferentes pozos, quiere decir que las capas del yacimiento

se encuentran aisladas por roca impermeable y es improbable que exista flujo

transversal dentro del yacimiento.

2.2.2.6.5 Registros del medidor de flujo durante el cierre.

El registro de producción (a través del molinete del medidor de flujo) puede

detectar el flujo transversal en el hueco durante el cierre del pozo; de existir,

constituiría un signo evidente de presión diferencial entre las capas aisladas.

2.2.2.6.6 Prueba de estrangulamiento.

Las pruebas de estrangulamiento o datos de producción, pueden proporcionar un

útil diagnóstico de comunicación vertical mediante la detección de presiones

diferenciales.

68

2.2.2.7 Soluciones para el control del agua.

Cada tipo de problema tiene distintas opciones de solución que varían desde las

simples soluciones mecánicas y químicas, que son relativamente de bajo costo,

hasta las más complejas y costosas soluciones de completaciones re-trabajadas. Es

habitual la existencia de diversos problemas de control del agua y, a menudo, se

hace necesario adoptar una combinación de varias soluciones. Hoy en día, además

de las soluciones tradicionales descritas anteriormente, existen métodos nuevos,

innovadores y convenientes desde el punto de vista económico para los problemas

de control del agua.

2.2.2.7.1 Tasa Óptima de Mantenimiento

Se define como la tasa de producción que permite contrarrestar la producción de

petróleo con alto corte de agua y migración de finos, dentro de límites manejables,

de manera tal que se pueda minimizar el impacto técnico-económico que trae

consigo el manejo, tratamiento y disposición del agua.

2.2.2.7.2 Soluciones químicas.

Sustancias externas que se inyectan en el pozo / yacimiento.

2.2.2.7.2.1 Sellantes.

Sistemas que bloquean el paso de gas, crudo y agua.

Cemento. Este método consiste en forzar la mezcla de cemento a alta

presión hacia la formación en puntos determinados para corregir ciertas

anomalías, a través de orificios que por cañoneo son abiertos en los

revestidores. El cemento se inyecta en casos como: la falta de cemento en

cierto tramo de la tubería; aislamiento de un intervalo gasífero y/o acuífero

de una zona productiva, con miras a eliminar la producción de gas y/o agua;

69

corrección de fugas de fluidos a través del revestidor, debido a desperfectos;

abandono de zonas productivas agotadas, otros.

Arena. El método de aislamiento con el uso de arena es uno de los más

usados y económicos que existen. Este se basa en el aislamiento de zonas

con alta producción de fluidos indeseables a través de la colocación de un

tapón de arena en la tubería de producción.

El método es muy apropiado para aislar zonas inferiores. Generalmente, se hace

una mezcla de dos tipos de arena con una solución polimérica de baja viscosidad.

Normalmente, se usa un polímero especial de bajo peso molecular.

Emulsiones. Estudios de laboratorio y campo han demostrado que las

emulsiones agua-petróleo pueden ser usadas para taponar canales

preferenciales de agua en las cercanías del pozo. Con esto se logra una

mayor eficiencia de barrido y es posible aumentar substancialmente el

recobro de crudo.

Las emulsiones agua-petróleo pueden ser obtenidas por dos métodos:

Por adición de surfactantes al crudo pesado.

Añadiendo álcali para activar los surfactantes naturales en algunos

crudos.

Geles o Resinas. Un sistema gelificante está compuesto básicamente por un

polímero soluble en agua y un entrecruzador; ambos compuestos son

capaces de reaccionar bajo condiciones específicas. El tiempo de gelificación

del sistema es función de la naturaleza y concentración de los reactivos, de

la temperatura y pH. El control de la velocidad de reticulación es de vital

importancia a la hora de realizar una aplicación en campo; tiempos de

gelificación muy cortos generan dificultades operacionales, y tiempos de

gelificación muy prolongados no son deseables.

70

La aplicación de geles en yacimientos muy profundos debe ser tratada con

mucho cuidado. Mientras mayor sea la temperatura, menor es el tiempo de

gelificación, y mayores son los riesgos de entrecruzamiento prematuro.

Sales.: Precipitación de sales inducida por alcoholes: El método de

precipitación de sales inducida por alcoholes se basa en la precipitación por

efecto salting-out. Si a una solución saturada se le añade una sustancia

líquida adecuada, se reducirá la solubilidad del soluto en el solvente.

Los experimentos en arenas no compactadas permiten observar el grado de

reducción de permeabilidad cuando se aplica dosis de salmuera-alcohol para inducir

la precipitación de sal, bien sea el método de dosis sencilla o el de dosis alternada.

El proceso de precipitación inducida y su efecto dentro de un medio poroso con

crudo puede resumirse en las siguientes etapas:

Los fluidos tienden a pasar a través de las áreas de mayor permeabilidad,

evitando el contacto con el crudo remanente de las regiones menos permeables.

Una vez que se inyecta alcohol en el medio poroso cuando este ya ha sido

saturado con salmuera concentrada, la sal precipitará en las zonas en las que

contactaron ambos fluidos, es decir, en los canales de mayor permeabilidad. De

esta forma la sal precipitada bloquea totalmente los canales altamente permeables.

Con los canales de fácil tránsito bloqueados, se obliga a los fluidos,

posteriormente inyectados, a pasar por un camino alternativo y a barrer nuevas

porciones de crudo.

Los parámetros que permiten evaluar la efectividad del tratamiento salino

aplicado son permeabilidad, porcentaje de taponamiento e índice de inyectividad

relativa.

71

2.2.2.7.2.2 No sellantes o Modificadores de Permeabilidad.

Sistemas que reducen significativamente la permeabilidad al agua, con muy

poco efecto en la permeabilidad al crudo.

Geles no Sellantes.

Es la tecnología de geles desarrollada para el control de la producción excesiva

de agua, aplicable a pozos inyectores y productores. Este producto reduce

significativamente la permeabilidad al agua, con muy poco efecto en la

permeabilidad al crudo. Puede ser usado para tratar: comunicación detrás del

revestidor, canalizaciones provenientes de acuíferos, comunicación a través de

barreras lutíticas, canalización por zonas de alta permeabilidad o fracturas en pozos

inyectores, otros.

2.2.2.7.3 Soluciones Mecánicas.

Herramientas que se colocan en la completación del pozo.

2.2.2.7.3.1 Tapón Puente y Empacaduras:

Se utilizan para sellar definitivamente ciertos intervalos y abandonar una zona

productora indeseable.

2.2.2.7.3.2 Separación de fondo (ESP Downhole Separation System):

Es un sistema que permite separar crudo y agua en el fondo del pozo. El crudo

es bombeado a la superficie, mientras que el agua es reinyectada

a una zona receptora aislada. La separación de los fluidos ocurre en un “Vortoil

Hidrociclon” debido a la acción de fuerzas centrifugas; una o dos bombas electro -

sumergibles (ESP) facilitan la producción del petróleo. Los beneficios de la

herramienta son los siguientes:

72

a) Estratégicos:

- Se prolonga la vida útil del yacimiento.

- Aumentan las reservas recuperables.

- Se reducen los riesgos de daño al ambiente.

b) Económicos:

- Se reducen los costos de levantamiento.

- Se reducen los costos de procesamiento de agua.

- Se reducen los costos de perforación y completación de pozos inyectores.

- Se reducen los costos en instalaciones de superficie.

2.2.2.7.4 Otras Soluciones.

2.2.2.7.4.1 Completaciones Dobles.

Algunas veces es necesario producir simultáneamente e independientemente dos

yacimientos por un mismo pozo; en estos casos se recurre a la completación doble.

Generalmente, el yacimiento superior produce por el espacio anular creado por el

revestidor y la tubería de producción y el inferior por la tubería de producción, cuya

empacadura de obturación se coloca entre los dos intervalos productores.

2.2.2.7.4.2 Pozos Horizontales.

En yacimientos con acuífero activos los pozos horizontales han sido usados para

minimizar los problemas de conificación y mejorar la producción de petróleo.

Recientemente, el interés hacia los pozos horizontales se ha venido acelerando,

debido a los avances en la tecnología de perforación y completación. Esto ha

conducido a un incremento económicamente eficiente del recobro de crudo. Las

ventajas de los pozos horizontales se puede resumir de la siguiente manera:

73

Incremento de la productividad o inyectividad.

Incremento de la eficiencia de barrido.

Incremento del área de drenaje.

Reducción de la conificación y/o interdigitización viscosa.

2.2.2.7.4.3 Abandono Temporal de Pozos.

Se hace generalmente cuando existe una conificación de agua severa. En estos

casos se recomienda tener el pozo cerrado por un período de tiempo, hasta que el

cono se revierta.

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO.

3.1 Tipo De Investigación.

De acuerdo a los objetivos planteados en el presente proyecto y a los resultados

que se esperan obtener, se desarrollará una investigación del tipo Explicativa ya que

esta guarda relación con los procedimientos y métodos a utilizar con el fin de

identificar el origen y procedencia de la producción de agua en el Bloque en estudio,

y además contempla aspectos fundamentales en el desarrollo de la Metodología que

se aplicará para este fin.

3.1.1 Investigaciones Explicativas.

Los estudios explicativos están dirigidos a responder a las causas de los

fenómenos o eventos físicos. Su misión se centra en explicar por qué ocurre un

fenómeno y bajo qué condiciones, o por qué dos o más variables están

relacionadas. De acuerdo al grado de estructuración, las investigaciones explicativas

son más estructuradas que las demás clases de estudios y de hecho implican los

propósitos de las investigaciones de exploración, descripción y correlación; y en

adición proporcionan un sentido de entendimiento del fenómeno al que hacen

referencia, en este caso el origen de la producción de agua.

El presente estudio persigue realizar un análisis integral del Bloque IV

perteneciente al yacimiento Urdaneta-01 y los pozos que actualmente lo drenan, así

se hace necesario relacionar todas las características del Bloque IV, tanto estáticas

como dinámicas, con la finalidad de llegar a conocer el comportamiento del mismo a

lo largo de su historia, desde la perforación y puesta en producción del primer pozo

hasta las condiciones actuales del Bloque IV (presión, producción de gas, petróleo y

agua, reservas recuperables, entre otras). Así mismo se evaluarán una serie de

aspectos importantes de cada pozo “CANDIDATO”, para relacionarlos finalmente

como un sistema integral.

75

3.2 Población.

Se considera como población al conjunto de casos que concuerdan con una serie

de especificaciones. Para el presente proyecto el criterio utilizado para seleccionar la

población se basa en la delimitación de un área (BLOQUE IV) que presenta

actualmente problemas de alta producción de agua y un corte de agua promedio

superior a cuarenta por ciento (40%).

La población esta conformada por todos los pozos, activos e inactivos ubicados

en el Bloque IV en el Nor-Oeste del Lago de Maracaibo, y completados en el

Yacimiento Urdaneta-01, en las Formaciones Icotea y Misoa.

La población esta representada por: noventa y siete (97) pozos asociados a

noventa y cinco (97) completaciones en el Bloque IV del Yacimiento Urdaneta-01,

de los cuales: Veintiseis (26) pozos asociados a Veintiseis (26)completaciones se

encuentran actualmente (Mayo 2010) activos y sesenta y uno (71) pozos asociados

a sesenta y uno (71) completaciones se encuentran inactivos.

Es importante acotar que para la caracterización dinámica del yacimiento se

tomará la historia de producción de todos los pozos (población), ya que es necesaria

para representar fielmente el drenaje del yacimiento desde que comenzó su

explotación. Para procedimientos posteriores se considerará la muestra como

objeto de estudio.

3.3 Tipo de Muestra.

De acuerdo al criterio de selección de la muestra, esta puede ser de dos tipos:

probabilística y no probabilística. Tomando como bases, las características del

presente estudio, la muestra será del tipo “no probabilística”.

76

3.3.1 Muestra No – Probabilística.

La selección de la muestra depende de causas relacionadas con las

características que debe cumplir para ser objeto de estudio. La muestra no

probabilística depende del proceso de toma de decisiones del investigador o grupo

de investigadores tomando en consideración los objetivos del estudio, el esquema

de la investigación y la contribución que se quiere hacer con el estudio.

Para la selección de la muestra se tomaran en consideración las siguientes

premisas o condiciones:

Estado del Pozo: Activo.

Corte de Agua mayor a quince por ciento (45%).

Metodología para el Control de la Producción de Agua.

La metodología para el control de la producción de agua descrita a continuación

se basa en el análisis integral del sistema yacimiento – pozo, y comprende cuatro

etapas fundamentales, como lo son: la historia del yacimiento, revisión de pozos

candidatos, diagnóstico e identificación del origen de la producción de agua y

finalmente la propuesta de soluciones (acciones a tomar) por pozo.

Historia del Yacimiento.

El término historia se refiere en este caso a la caracterización del yacimiento,

tanto en el aspecto estático como en el dinámico, con la finalidad de proporcionar la

descripción más exacta del Bloque IV del yacimiento Urdaneta-01, tomando en

consideración la estructura, estratigrafía y sedimentología en conjunto con las

propiedades de los fluidos, propiedades roca – fluido, comportamiento de

producción y presiones.

77

Caracterización Estática.

La caracterización estática de un yacimiento abarca el estudio y / o revisión de

cuatro aspectos importantes como son: las consideraciones geológicas, la

evaluación petrofísica, los mapas de Isopropiedades y las características iniciales

yacimiento (producción, petróleo original en sitio “POES”, Factor de Recobro y

reservas recuperables).

Mediante la revisión de la estratigrafía, sedimentología y estructura del Bloque

IV del yacimiento Urdaneta-01, es posible conocer aspectos geológicos

determinantes como estructura, límites estructurales, ambientes y facies

depositacionales del área, también permite asociar los distintos ambientes que

predominaron en la deposición de los sedimentos por medio de las correlaciones de

pozos (elaboración de secciones estructurales / estratigráficas).

La evaluación petrofísica permite determinar los parámetros básicos del

yacimiento, tales como: arcillosidad (Vsh), porosidad (φ), permeabilidad (k),

saturación de agua (Sw) y espesores de arena neta petrolífera (ANP); así como

también integrar el modelo Petrofísico al modelo geológico mediante los mapas de

propiedades físicas de las rocas.

A partir de los mapas de Isopropiedades se pueden visualizar las zonas de

mayor prospectividad, con la finalidad de enfocar la distribución de las propiedades

petrofísicas como: Permeabilidad (k), arcillosidad (Vsh), saturación de agua (Sw),

porosidad (φ), calidad de la roca y espesores de arena neta petrolífera (ANP).

Caracterización Dinámica.

Es importante resaltar que el estudio de yacimientos involucra una serie de

factores que cambian a medida que comienza la explotación del mismo y en algunos

casos como consecuencia de ello. La caracterización dinámica comprende la

evaluación de las propiedades de los fluidos, propiedades roca – fluido,

78

comportamiento de producción y comportamiento de presiones en el Bloque IV del

yacimiento Urdaneta-01.

Las propiedades de los fluidos se establecen en función de análisis PVT

correspondientes al área en estudio, los cuales son sometidos a pruebas tales como:

linealidad de la función “Y”, prueba de densidad, prueba de balance de masa,

prueba de desigualdad; y mediante la utilización del PVT Compuesto se corrigen los

datos PVT, con el propósito de verificar la validez de la data que contienen.

Una vez realizadas estas pruebas se efectúan comparaciones entre los

resultados obtenidos (propiedades PVT) y la data de producción correspondiente,

con la finalidad de determinar cual o cuales análisis PVT representan el

comportamiento de las propiedades de los fluidos en el yacimiento.

Para el establecimiento de las propiedades roca – fluido se debe utilizar un

análisis especial de núcleos representativo del área en estudio, de no existir más

que análisis convencionales o en el caso de no tener núcleos en el área, es

recomendable tomar un análisis especial de núcleos de un área vecina con

características similares al área en estudio y por medio de correlaciones crear

curvas de permeabilidad relativa petróleo – agua en función de la saturación de

agua y curvas de permeabilidad relativa gas – petróleo en función de la saturación

de gas, de ser necesario también pueden ser generadas curvas representativas de

Presión Capilar.

Un aspecto de gran importancia en la historia de un yacimiento es la manera

como ha sido drenado desde que su primer pozo perforado comienza a producir. En

el comportamiento de producción del yacimiento se observan los cambios del

número de pozos activos, tasa real de petróleo, tasa real de líquido y relación

gas – petróleo en el tiempo.

Para finalizar esta etapa se hace un análisis del comportamiento de presiones en

el yacimiento, lo cual incluye la recolección y validación de la información de presión

disponible (actualizada hasta octubre 2009), la construcción de gráficos de presión

en función de la producción acumulada de petróleo, así como también la

79

identificación de tendencias de presión por área y el mecanismo de producción

predominante en el yacimiento.

Análisis de Resultados.

Esta etapa de la metodología abarca cinco (5) aspectos importantes en la

revisión de los pozos. Tiene como propósito identificar el origen de la alta

producción de agua y plantear soluciones específicas para cada caso. Estos aspectos

son: Selección de los pozos candidatos, historia del pozo, análisis, diagnóstico y

acciones a tomar. A continuación se describe cada uno de ellos.

Selección de Pozos Candidatos.

En esta parte se seleccionan los pozos objeto de estudio (candidatos) en función

de ciertos parámetros, entre los cuales se citan como más importantes, el alto corte

de agua y el estado del pozo.

Historia del pozo.

Una vez seleccionados los pozos CANDIDATOS, se procede a elaborar una ficha

histórica para cada uno de ellos; dicha ficha consta de la siguiente información:

Eventos resaltantes ocurridos en el pozo durante su vida productiva

(completación original y actual, reparaciones y trabajos menores / mayores

de relevancia, pruebas realizadas, otros).

Propiedades petrofísicas de los intervalos abiertos a producción.

Diagrama mecánico actual – Registro (GR / Resistividad) del pozo.

Comportamiento de producción (tasa real de líquido, tasa real de petróleo y

corte de agua) del pozo para el período en estudio.

Realización de los gráficos de diagnóstico de K. S Chan para el período en

estudio del pozo; con la finalidad de determinar si el problema esta en el

yacimiento (conificación, adedamiento, contacto agua – petróleo dinámico,

entre otros), o en el pozo (comunicación, fugas, mala cementación, entre

otros).

80

Análisis.

Para llevar a cabo un análisis completo del pozo, es necesario realizar una

integración yacimiento – pozo, con la finalidad de determinar si el problema radica

en el yacimiento o es un problema asociado al pozo; para ello es preciso revisar la

información correspondiente a:

Ubicación estructural del pozo.

Completación actual del pozo (arenas – unidades de flujo – intervalos

abiertos a producción).

Facies y ambientes de depositación predominantes en las unidades de flujo

completadas.

Propiedades petrofísicas de las unidades de flujo abiertas a producción.

Comparación de la producción del pozo con resto de los que se encuentran

ubicados en la misma zona, pozos vecinos o completados en la misma arena.

Verificación de la cementación del pozo a través de los registros CBL / VDL.

Diagnóstico.

A partir de los resultados obtenidos en el análisis, se podrá identificar o conocer

el origen de la alta producción de agua, para luego establecer controles y aplicar

métodos que permitan minimizar dicha producción de agua.

Acciones a tomar.

Una vez identificado el tipo de problema y el origen del mismo, se plantean

soluciones acordes con las necesidades de cada pozo.

Si el problema radica en el yacimiento se recomienda realizar el cálculo de tasas

óptimas de mantenimiento para conificación o adedamiento; la tasa a la cual se

puede producir petróleo con la mínima cantidad de agua asociada. Si el problema

esta en el pozo existen un gran número de soluciones que pueden ser sugeridas de

acuerdo a lo expuesto en la fundamentación teórica del presente estudio y que

dependen de las condiciones actuales en que se encuentra el pozo.

CAPÍTULO IV

HISTORIA DEL YACIMIENTO.

4.1 Descripción de Urdaneta. El campo Urdaneta Oeste fue descubierto con la perforación del pozo UD-01 en

el año de 1952, pero fue a partir de 1982 cuando se inicio su explotación masiva.

Hoy en día, es una de las áreas de gran desarrollo desde el punto de vista técnico y

estratégico para la corporación. Tiene hasta la fecha como potencial de explotación,

el yacimiento Urdaneta-01, ubicado en la zona Oeste del Lago de Maracaibo (Campo

Urdaneta Oeste adyacente a las áreas de Ambrosio y Urdaneta Este. Los límites que

lo configuran indican que tiene una extensión aproximada Norte-Sur de 19 Km. y

Este-Oeste de 6 Km y un volumen de 8,9MM de acres-pie. Posee POES de 12.2

MMMBLS, reservas recuperables de 1.4 MMMBLS, reservas remanentes de 877.4

MMBLS, relación producción reservas de 3.1 % y recobro de 11.8 %. Actualmente

en este yacimiento existen 144 pozos activos, 390 pozos inactivos, °API de 12,

porosidad de 20-30 %, permeabilidad de 200-1100 md.

En el Estudio Integrado realizado a este yacimiento (Intevep, 1998/1999) y

mediante la interacción de diferentes disciplinas tales como: geofísica, geología,

petrofísica, ingeniería de yacimientos, ingeniería de perforación y producción se

logró caracterizar el yacimiento definiendo un nuevo modelo geológico conformado

por seis Bloques estática y dinámicamente diferenciables. El estudio geofísico y las

correlaciones geológicas permitieron describir un sistema de fallas primarias de

orientación ESTE-OESTE, con un salto promedio de 150 pies y se consideró que

podrían ser sellantes para el Bloque I, por lo que se recomendó realizar pruebas de

interferencia al resto de los Bloques para determinar si eran sellantes o no. Estos

bloques a su vez se caracterizan por tener un mecanismo de producción por

compresión de roca en su mayor porcentaje y por expansión de fluidos, asociados a

acuífero de poca actividad.

82

El Yacimiento Urdaneta-01 se encuentra produciendo oficialmente en las arenas

del Oligoceno (Formación Icotea) y Eoceno (Formación Misoa - Miembro BX-S/D),

situadas supra e infrayacentes a la discordancia del Eoceno.

Las propiedades de las rocas que controlan la capacidad de producción de los

yacimientos son porosidad, permeabilidad y capilaridad. Estas son características

intrínsecas de la roca y sólo cambian si la roca se altera. El análisis de las

tendencias de la relación entre porosidad y permeabilidad, es importante para

entender el comportamiento de los yacimientos no sólo como almacenadores

(porosidad) y facilitadores del flujo de hidrocarburos (permeabilidad), sino desde el

punto de vista de las alteraciones que se hacen a estas propiedades durante los

procesos de perforación, completación y estimulación a lo largo de la vida activa de

los pozos.

En la formación Icotea, se puede apreciar una clara relación directa entre

porosidad y permeabilidad con valores promedios de porosidad de 25% (con

variaciones entre 5% y 29%) y de permeabilidad de 200 md (con variaciones entre

0.02md y 1000 md). En cuanto al comportamiento areal de estas tendencias se

observa una gran uniformidad a través de toda el área del yacimiento Urdaneta 01.

En la formación Misoa, la gran mayoría de los datos de porosidad y

permeabilidad se ubican dentro de una tendencia uniforme y con poca dispersión.

La porosidad promedio para las mejores areniscas en todos los pozos está

concentrada dentro del rango de 20% - 30% (promedio de 26%), con valores

máximos de 33% y mínimos de 9%. Por otro lado, la permeabilidad promedio es

500 md, con mínimos de 0,1 md y valores máximos que llegan a los 2000 md.

Con respecto al modo de completar los pozos en Urdaneta, existen varios tipos

de completación como lo son: Hoyo Desnudo, Hoyo Entubado, Hoyo Desnudo

Ampliado, Pozos Inclinados con rejillas preempacadas, y el más común completado

con revestidor de 7”, tubing y liner ranurados de 3 1/2”. Con respecto a la forma de

cañonear estos pozos, tenemos que entre los años 1997/1998 las arenas de interés

se abrían a producción bien sea mediante cañoneo tipo TCP con cañón de 3 3/8” a

83

seis tiros por pie ó con cañones de 2 1/8” bajados con guaya con densidades de

cañoneo que van desde cuatro a seis huecos por pie. Actualmente, se cañonea con

TCP BigHole con cañón de 4 1/2” a 60° Fase variante dependiendo de las

características presentes en el yacimiento. El control de arena se realiza a través

del forzamiento de arena-petróleo y empaque de grava interno con rejillas

preempacadas, con este tipo de completación se tiene la flexibilidad de completar

las zonas de interés controlando la producción de gas y agua con el cañoneo

selectivo. Cabe destacar que con este tipo de completación se requiere un análisis

preciso de los registros de producción del yacimiento y buen control de la

profundidad del hueco, ya que se corre el riesgo de perder los pozos por la

presencia de agua, por lo que su aplicación se concentra a pozos que se puedan

completar 150 pies por encima del contacto agua petróleo y que muestren buen

desarrollo de arenas.

A su vez, en el campo Urdaneta se utilizan los métodos de levantamiento

artificial por gas y bombeo electrosumergible, hasta la fecha se cuenta con 334

pozos activos distribuídos de la siguiente manera: 144 pozos LAG y 185 pozos BES.

Descripción de Bloque IV.

Este Bloque está ubicado en el Yacimiento Urdaneta-01 y cuenta con un área de

4531.67 acres. Se encuentra limitado al Norte por una falla normal de

aproximadamente 150 pies de salto que separa los Bloques III y IV, y al Sur una

falla normal de aproximadamente 100 pies de salto que separa los Bloques IV y V.

Como características principales del Bloque se tiene, presión inicial de 3489 Lpc

a 8000 pies, presión de burbuja de 650 Lpc. La presión actual de 1500 a 2100 Lpc

al datum de 8000 pies y temperatura de fondo de 180°F, viscosidades entre 200 y

270 Cps a condiciones de yacimiento

Según el último inventario, el Bloque IV, tiene un potencial de 3.2 MBNPD, una

producción acumulada de petróleo de 103.6 MBNP. Posee 97 pozos, 43 Bes, 41 Gas

lift, 2 método combinado Gas lift-Bes y 11 sin método vigente. Para el momento del

estudio se encontraban 28 pozos activos. El cálculo de declinaciones para cada pozo

84

perteneciente al Bloque IV encontró rangos de declinación por pozo esta entre 1 y

15 % anual.

4.2 Aspectos Geológicos. 4.2.1 Estructura.

El yacimiento Urdaneta-01, regionalmente posee como estructura predominante

un anticlinal fallado de rumbo NE-SO, el cual ocupa la zona central y norte del

yacimiento. Este anticlinal deriva hacia el sur en un monoclinal de buzamiento más

suave, siguiendo la misma dirección. El resto de la demarcación oriental, así como

la del sur y la occidental son arbitrarias siendo la costa del lago la línea límite de la

asignación al oeste.

Las fallas son normales y siguen dos patrones de rumbo, uno muy regular de

dirección perpendicular al eje del anticlinal, es decir, NO-SE que manifiesta

principalmente en el área norte; el otro patrón de rumbo NE-SO se presenta

mayoritariamente en el área sur. El desplazamiento vertical producido por las fallas

oscilan entre 50° y 170° y no constituyen sello total efectivo al desplazamiento de

los fluidos entre los bloques deprimido y levantado. El yacimiento está constituido

por dos componentes verticales, el miembro “BX-S/D” de la Formación Misoa y la

Formación Icotea. La Formación Icotea se encuentra supradyacente a la formación

Misoa, habiéndose depositado sobre la superficie de erosión post-Eocena de

naturaleza regional, superficie ésta que no representa sello al paso de fluidos y por

esto forma un solo yacimiento.

La Formación Icotea (Edad Oligoceno); está constituida básicamente por un

intervalo arenoso, continuo y homogéneo. Particularmente hacia la parte sur del

yacimiento, cuando se hace mas gruesa alcanzando hasta 400 pies o más de

espesor, representando la mayor parte del volumen del yacimiento. En la zona

norte del yacimiento se hace delgada con un espesor alrededor de 50 pies, con

grandes intercalaciones de lutitas y areniscas. La Formación Misoa está constituida

por lutitas con predominio de estas últimas en general, con fuerte variación lateral

85

de facies y marcada ínter estratificación. Genéticamente corresponde a depósitos en

canales distributarios, barras de meandros y otros cuerpos sedimentarios de un

ambiente fluvio-deltaico.

Las areniscas de la Formación Misoa, son constituyentes principales del

yacimiento en el área norte y central del mismo, alcanzando espesores de hasta 500

pies. En la zona sur aparece completamente mojado.

La parte basal de la sección eocena son unas areniscas de litofacies arcillosas y

100% saturadas de agua. La determinación del tope estructural de éstas areniscas

se toma como referencia para establecer la profundidad final (P.F.); de las nuevas

localizaciones a perforar en el área. Estructuralmente se presentan escalonadas

(“echelon”); dentro de los bloques y no cumplen estrictamente con el concepto de

Contacto Agua Petróleo (C.A.P.). Informalmente se le ha dado el nombre de

terminación de la columna de petróleo (“oil to”).

4.2.2 Estratigrafía.

La sección estratigráfica del área de Urdaneta se inicia en el Cretáceo con las

areniscas de Río Negro. La Formación Río Negro tiene poco espesor al norte y este,

aumentando hacia el oeste donde llega a alcanzar 7075'. Está construida en su base

por areniscas transgresivas, a veces conglomeráticas, de ambiente marino costero,

que pasan a una secuencia de limonitas y lutitas calcáreas de ambiente de laguna

costanera, con intercalaciones de lutitas fosilíferas hacia el tope de la formación

Suprayacente y transicional continua la Formación Apón y las otras formaciones de

carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo. Las calizas de La Luna y Socuy y

las lutitas de Colón y Mito Juan completan la sección cretácica, Lutitas, areniscas,

calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y Marcelina se

encuentran suprayacentes, alcanzando un espesor de 675 pies. Sobre esta serie,

yace una sección de lutitas y areniscas eocenas típicas de ambiente fluvio-deltaico

pertenecientes a la Formación Misoa.

86

Figura 21. Columna Estratigráfica del Campo Urdaneta Oeste

En el campo de Urdaneta es ampliamente aceptado que la B-2-X ha sido

completamente erosionada por debajo de la Disc. Eoceno. Por lo tanto, B-3-X es el

miembro más nuevo de Misoa que ocurre en el campo.

La interpretación estratigráfica actual está basada parte en la secuencia

estratigráfica, y parte en los conceptos de estratigrafía genética.

87

Figura 22. Secuencia Estratigráfica Urdaneta-01. (STA.2001)

Se identifican tres límites de secuencia mayores que están asociados con el

intervalo de Misoa. Estos límites de secuencia se aprecian en la siguiente figura.

88

Figura 23. Limites de Secuencia. Unidades estratigráficas Urdaneta-01. (STA.2001)

SB25: Este límite de secuencia se refiere a la discordancia, y ocurre en la cima de la

Formación Misoa.

SB42.5: Este límite de secuencia define la superficie B5.4. Este ocurre dentro de Misoa,

cerca de la base del principal intervalo productor.

SB44: Este límite de secuencia ocurre en el punto de contacto entre la Misoa B y la

Misoa C subyacente.

89

Una superficie mayor de inundación máxima (MFS) es identificada en el modelo

estratigráfico actual cerca de la cima del intervalo de La Rosa. Esta superficie ha sido

llamada MFS La Rosa. Esta superficie fue anteriormente conocida como MFS

Oligoceno.

Intervalos estratigráficos densos entre la Disc. Eoceno (SB25) y el B5.4 (SB42.5) son

el B3X y B4X de Misoa B. Estas capas y sus subcapas internas son definidas utilizando

conceptos de secuencia estratigráfica y conceptos de estratigrafía genética.

Algunas superficies coinciden con capas de cieno endurecido regionalmente

extensa, las cuales son probablemente superficies de máxima inundación. 4.2.3 Formaciones Productoras.

El yacimiento está constituido por dos componentes verticales, el miembro “B-X-SD”

de la Formación Misoa y la Formación Icotea. La Formación Icotea se encuentra

suprayacente a la formación Misoa, habiéndose depositado sobre la superficie de

erosión post-Eocena de naturaleza regional, superficie ésta que no representa sello al

paso de fluidos y por esto forma un solo yacimiento.

La Formación Icotea (Edad Oligoceno); está constituida básicamente por un intervalo

arenoso, continuo y homogéneo. Particularmente hacia la parte sur del yacimiento,

cuando se hace más gruesa alcanzando hasta 400 pies o más de espesor,

representando la mayor parte del volumen del yacimiento. En la zona norte del

yacimiento se hace delgada con un espesor alrededor de 50 pies, con grandes

intercalaciones de lutitas y areniscas.

En general su litología consiste en limolitas y arcillitas duras, macizas, típicamente

de color blanco a gris claro, pero localmente abigarradas en verde claro, amarillo o rojo

parduzco, ocasionalmente carbonáceas.

La Formación Misoa está constituida por lutitas con predominio de estas últimas en

general, con fuerte variación lateral de facies y marcada ínter estratificación.

90

Genéticamente corresponde a depósitos en canales distributarios, barras de

meandros y otros cuerpos sedimentarios de un ambiente fluvio-deltáico. Las areniscas

de la Formación Misoa, son constituyentes principales del yacimiento en el área norte y

central del mismo, alcanzando espesores de hasta 500 pies.

La Formación Misoa del Eoceno en el campo está comprendida por el intervalo de la

Misoa “C” y la superposición del intervalo de la Misoa “B”. Aproximadamente la mitad de

la parte más alta contiene los principales yacimientos del campo, mientras que la Misoa

C no está produciendo actualmente. Aunque existe el potencial de producción de

petróleo en un futuro en la Misoa C. Hay una inconformidad en el tope de la Formación

Misoa, la cual es referida como la “Discordancia Eoceno”. Esta superficie separa la

Formación Icotea Oligoceno de la Formación subyacente Misoa Eoceno. La

interpretación muestra que la Formación Icotea sobrepone progresivamente la

inconformidad y se adelgaza hacia el noreste. También se muestra que la Formación

Misoa se adelgaza hacia el sureste del campo, detrás de la inconformidad. 4.2.4 Modelo de Depositación

La formación Misoa fue depositada principalmente por deltas dominados fluvialmente.

Esta interpretación fue basada primariamente en los estudios de núcleo de nueve pozos

dentro del Campo de Urdaneta, y es apoyada por las relaciones de facies y la compleja

heterogeneidad del yacimiento.

91

Figura 24. Diagrama de Bloque del Delta Elongado de Dominio Fluvial. (AFTER COLEMAN &PRIOR. 1980)

La figura IV.45, es una foto instantánea en tiempo, de un sistema delta, donde se

debe destacar la variabilidad vertical y lateral significativa que ocurre en este ambiente

de depósito; canal distributario, barra de desembocadura, arenas shoreface del delta

frontal y superior, las cuales son consideradas como las principales arenas productoras

en el Campo de Urdaneta.

Se cree que la formación Misoa en el Campo Urdaneta está compuesta de una serie

de secuencias deltaicas, dominadas fluvialmente amontonadas, producidas por

múltiples episodios de avance y retiro deltaico. Este modelo de depósito explica la

naturaleza de alta heterogeneidad de la formación Misoa.

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Figura 25. Muestra conceptual de patrones de tachuela resultandoen un alto grado

de heterogeneidad lateral y vertical. (STA.2001)

La porción superior de la Figura 25 muestra una variabilidad lateral significativa

dentro de un sólo depósito progradacional. La porción más baja de la figura muestra

cuatro secuencias delta, fluvialmente dominadas, amontonadas, las cuales aumentan la

heterogeneidad debido al amontonamiento, y explica los múltiples ciclos ricos en arenas

observados en muchos de los pozos.

CAPÍTULO V

ANALISIS DE RESULTADOS.

5.1 Caracterización Estratigráfica. Para la revisión del modelo estratigráfico del Bloque IV (Formación Icotea y

Misoa) del yacimiento Urdaneta-01, se utilizó el estudio integrado de yacimientos

realizado por la empresa consultora STA (System Technology Associates, Inc)

correspondiente a la tercera fase (Febrero 2002), con la finalidad de conocer los

aspectos geológicos determinantes en el área en el ámbito estratigráfico.

Una vez realizada la revisión se procedió con el mallado de secciones

estratigráficas del Bloque IV con la finalidad de elaborar el control geológico del área

y revisar y/o validar los topes asociados al Bloque, ejemplo de estos se pueden

visualizar en el registro tipo anexo pozo UD-165, se cuenta con un total de 12

Secciones en dirección NE-SW y 9 Secciones en dirección W-E. Se interpretó buena

continuidad lateral de los cuerpos de arena acorde con el modelo depositacional y

buena distribución vertical en cuanto a intercalaciones arena-lutita, es decir que no

se observó presencia de coalescencia en las arenas productoras. Por lo tanto

asumimos que no existen eventos geológicos asociados a la heterogeneidad del

frente de agua.

La estratigrafía fue evaluada integrando secciones estratigráficas, mapas

estructurales, contacto agua-petróleo, registros a pozos, data de presión y

producción e información de núcleos.

Como resultado de la revisión realizada se tiene lo siguiente:

Tope Icotea: 7600’-7800’

Tope Misoa: 8400’-8600’

CAP: 8100’-8350’

Núcleo utilizado: UD-552

Registro pozo tipo: UD-165

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Figura 26. Columna Estratigráfica Yacimiento Urdaneta-01.

control de la alta producciÓn de agua en los pozos de …51:41z-524… · control de la alta...

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