levancampos
TRANSCRIPT
2011
Escuela Politécnica Nacional Alexander A. Torres Ing. Ángel Ushiña Levantamiento Artificial Miércoles 4 de mayo del 2011
ESTUDIO DE LOS CAMPOS PETROLEROS DEL ORIENTE ECUATORIANO, ANÁLISIS DE
LAS PRUEBAS PVT Detalle de datos sobresalientes de los campos explotados en nuestra empresa como: historia, geología, caracterización del campo, propiedades de la zona, distribución de los pozos, análisis de pruebas PVT. Datos proporcionados por PETROECUADOR.
CAMPO AUCA
HISTORIA
El campo Auca se encuentra ubicado en la cuenca oriental del Ecuador, provincia del
Napo, entre las coordenadas 0° 40’ de latitud Sur y 76° 55’ longitud Oeste, a unos 260 Km al
Este de la ciudad de Quito y aproximadamente a 100 Km al Sur de la frontera con Colombia,
figura 1.1. Se considera como el cuarto campo de importancia en función de la producción
nacional.
Fue descubierto por el consorcio Texaco- Gulf en marzo de 1970, al perforarse el pozo
exploratorio Auca 1 con una producción de 3072 barriles de los reservorios cretácicos “T” con
un grado API de 31 y “Hollín” con un grado API de 27. La mayoría de los pozos en Este campo
están a una profundidad de 10300 ft de profundidad promedio.
Los yacimientos que contienen hidrocarburo son: las arenas cretácicas “Hollín” de la
formación Hollín, “T” y “U” de la formación Napo y “Basal Tena” de la formación Tena.
Estructuralmente Auca es un anticlinal asimétrico de bajo relieve de tendencia Norte-Sur. La
explotación de los yacimientos comenzó en Abril de 1975 con 9 pozos de los cuales 7 producen
de “Hollín”, 1 pozo de “U” y uno de “T”.
Hasta Mayo de 1993 se perforaron 37 pozos incluido Auca Sur 1 y Auca Sur 2 de los cuales el
Auca 23 resultó seco por ser perforado en una barrera estratigráfica y el Auca 19 fue taponado
por problemas mecánicos siendo reemplazado por el Auca 19B. En 1994 se perforaron 4 pozos
adicionales.
El yacimiento Hollín es el que más aporta debido al espesor de arena saturado y un acuífero de
fondo activo. Los yacimientos “U” y “T” de la formación Napo han venido aportando con una
producción de petróleo significativa, pero debido a que los acuíferos presentes en esta
formación son laterales y parcialmente activos lo que no ayuda al mantenimiento de la presión,
esta ha ido descendiendo rápidamente.
La presión inicial fue de 4100 psia y después de 30 años de producción la presión a caído a 1500
psia llegando en algunos casos a 1200 psia. Esta es la razón por la que se escogió para el estudio
los yacimientos “U” y “T”.
Tendencia de la Presión para la Arena “U”
GEOLOGÍA DE LA ZONA
Estructuralmente la cuenca Oriente resultó de fenómenos transgresivos desde el Cretácico
Terminal y se divide en tres elementos distintos:
Sistema Subandino
Corredor Sacha-Shushufindi
Sistema Invertido Capiron-Tiputini El campo Auca-Auca Sur pertenece al corredor Sacha-Shushufindi y esta rodeado por los campos Sacha, Culebra-Yulebra y Yuca al Norte, Cononaco al Sur, Pindo al Este y Puma al Oeste.
La estructura del Campo Auca-Auca Sur se presenta como un anticlinal de 23 Km por 4
Km, alongado según el eje Norte-Sur. Ninguna falla importante se observa por encima de la
parte basal de la formación Tena.
Sobre el Jurásico volcánico-clástico y continental se depositó en discordancia las formaciones
del Cretácico y del Terciario con largos hiatos sedimentarios.
Durante el Cretácico, la cuenca estaba caracterizada por una subsidencia débil y los depósitos
someros han ocurrido en un ambiente de agua poco profunda o de tipo de estuario, excepto
por la parte basal que parece más fluvial. La dirección principal de los aportes durante esta fase
de sedimentación llegaba del Este.
Las variaciones del nivel del mar han controlado los ciclos de sedimentación y de erosión en la
plataforma marina donde se acumularon los depósitos antes de ser recubiertos durante la
transgresión siguiente
CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO
ESTADO ACTUAL DEL CAMPO
El Área Auca está conformada por los campos: Auca, Auca Sur, Auca Este, Puma, Conga, Conga
Sur, Cononaco, Yuca, Yulebra, Culebra, Anaconda, Armadillo, y Rumiyacu; además de los
campos marginales Palanda, Pindo y Yuca Sur operados por Petróleos Sudamericanos desde el
6 de agosto de 1999, y el campo Tiguino operado por Petrocol desde el 29 de febrero del 2000
y luego por Petrobell a partir del 01 de septiembre del 2001.
PETROPRODUCCIÓN opera actualmente los campos: Auca, Auca Sur, Auca Este, Conga Norte,
Conga Sur, Culebra, Yulebra, Anaconda, Yuca, Cononaco, Rumiyacu, Armadillo y Puma. El
petróleo in situ (Ni), de esta área es de 2232.4 MM bls.
Las reservas iniciales probadas del área Auca son de 652,8 MM bls, con una producción
acumulada de 329,12 MM bls y 323,21 MM bls de reservas remanentes, habiéndose
recuperado el 50% de las reservas iniciales. El factor de recobro (FR) del área es de 29.2%.
En el Área Auca se han perforado 165 pozos: 34 pertenecen a Campos Marginales y 132 pozos
bajo operaciones de PETROPRODUCCIÓN de los cuales 84 pozos son Productores, 35 pozos se
encuentran cerrados esperando ser reacondicionados, 8 pozos están Abandonados y 5 pozos
son Reinyectores de Agua de Formación.
De los pozos productores, 35 pozos se encuentran produciendo por Bombeo Hidráulico, 46
pozos con Bombeo Electro sumergible y 3 pozos a Flujo Natural.
PARÁMETROS DE LOS FLUIDOS (PVT)
En base al ultimo estudio de yacimientos realizado por PETROECUADOR donde analizaron en
detalle las propiedades de los fluidos de las muestras tomadas en los pozos AU-02, AU-8, y AU-
24 para la arena “U” y el AU-1, AU-12 y el AU-22 para “T” se obtuvo
Propiedades de las Arenas “U” y “T”
: Arena API
Temper
atura Pb Boi Bos Uoi Uso
Rango Prom (°F) (psi) (BY/BN) (BY/BN)
U 17-20 19 229 243 1,0342 1,08 13 12
T 26-29 28 233 677 1,139 1,1723 1,4 1,3
A continuación se detalla las demás propiedades de los fluidos promedios del campo usados en
evaluaciones de presión y para el estudio de recuperación secundaria. Las curvas obtenidas del
estudio realizado por PETROPRODUCIÓN
Propiedades Promedias de las Arenas del Campo Auca
Del los análisis PVT se tiene:
Datos obtenidos de los análisis PVT para la Arena “U”
Datos obtenidos de los análisis PVT para la Arena “T”
Todas las diferentes medidas de presión capilar fueron tomadas a partir de la inyección
de mercurio hasta 2000 psia. Estas pruebas solo son disponibles de los pozos AU25, AU30,
AU31 así como las medidas de permeabilidad relativa.
Datos de Permeabilidad Relativa y Presión capilar la Arena “U”
Datos de Permeabilidad Relativa y Presión capilar la Arena “T”
En Auca se han analizado convencionalmente núcleos de los pozos AU-16, 19B, 20,25,30 y 31.
Con respecto al espesor neto saturado de hidrocarburo se tiene:
Espesor Neto Saturado de Hidrocarburo
Arena
Ho
Rango
Promedi
o
U 30-40 35
T 40-80 40
CAMPO SHISHUFINDI
CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO SHISHUFINDI
Ubicación del Área de Estudio
El Campo Shushufindi-Aguarico está situado a 250 km, al Este de la ciudad de Quito y 35 km, al
Sur de la frontera con Colombia; Su estructura es un anticlinal fallado y de tendencia Norte –
Sur; estructuralmente está situado en el llamado Corredor "Sacha-Shushufindi" en la Cuenca
Oriental del Ecuador.
Los reservorios que se encuentran en producción en el Campo Shushufindi-Aguarico son
principalmente los reservorios U Superior (G2), del U Inferior y del reservorio T (intervalos
superior e inferior) de la Formación Napo que son los que más producción aportan en el Campo
Las litologías identificadas en el Campo Shushufindi-Aguarico y contenidas en la columna
estratigráfica, son representativas de toda la cuenca. Las arenas que pueden considerarse de
importancia como reservorio, son predominantemente de grano medio, de buena selección,
con valores relativamente altos de esfericidad y, en la gran mayoría de casos, totalmente
impregnadas de hidrocarburos.
Los yacimientos del Campo Shushufindi han estado en producción desde el año 1972 por lo que
se le considera un Campo Maduro, pero existen zonas que no han sido drenadas.
Este Campo posee las reservas de petróleo liviano más grandes del Oriente ecuatoriano. Su
producción proviene principalmente de los reservorios T y U, pertenecientes a la formación
Napo de edad cretácica. El reservorio Basal Tena de la formación Tena, se presenta en
determinadas áreas del Campo en forma lenticular, por lo que se considera productor en
menor escala que los otros reservorios. son reservorios probados que tienen hidrocarburos y se
hallan a una profundidad aproximada de 8800 pies, con espesores aproximados entre 50 – 70
pies, separadas por lutitas y calizas las cuales impiden la comunicación entre si y permiten que
se comporten independientemente una de otra.
A nivel de Basal Tena, se observa la presencia de la falla principal del Campo de rumbo N-S que
preserva el anticlinal de Shushufindi.
Para la unidad U Superior, U Inferior y T, de la Formación Napo, se observa la consistencia del
modelo estructural con respecto a Basal Tena, por lo que se mantienen el rumbo de la falla
principal y el de las fallas secundarias; así como, el buzamiento de la estructura del Campo
Shushufindi-Aguarico.
Los reservorios del Campo Shushufindi-Aguarico poseen una distribución areal discontinua de la
depositación de los cuerpos de arena.
Es importante señalar que este estudio se ha dividido en cuatro compartimentos de acuerdo a
las fallas geológicas presentes que limitan su comportamiento de presión los que se
denominarán para este estudio como A, B, C y D, lo cuales son:
El Campo Shushufindi fue descubierto por el Consorcio TEXACO-GULF en 1968 con la
perforación del pozo Shushufindi 01, ubicado en las coordenadas geográficas:
Latitud 00° 10’ 12, 62” S
Longitud 76° 38’ 19, 11” W
La perforación del pozo Shushufindi 01 inició el 4 Diciembre de 1968 hasta una profundidad de
9772 pies, las pruebas se efectuaron a partir del 10 de Enero, y se completó el 13 de Enero de
1969, se obtuvo una producción de 2621 BPPD, de 32.5 API provenientes de los reservorios “T”
y “U”, luego fueron perforados los pozos SFD-2 y SFD-3.
PROPIEDADES DEL CAMPO SHUSHUFINDI
ARENAS PRODUCTORAS
FORMACIÓN NAPO
Está ubicada en concordancia sobre la formación Hollín e infrayace con una ligera discordancia
erosional a la formación Tena. Posee una serie de calizas fosilíferas intercaladas con areniscas
calcáreas y lutitas negras, ha sido depositada en un ambiente marino. Su potencia aproximada
es de 1080 pies. Los reservorios principales de la formación Napo son:
Arena U Superior
Es una arenisca, con intercalaciones de lutitas. Presenta porosidades entre 10% a 20% y espesor
neto petrolífero medio de 16 pies, con saturación de agua promedio de 28%.
La resistividad del agua de formación es de 0.054 0hm-m a 200 °F. La salinidad del agua de
formación varía entre 40000 a 60000 ppm de Cl. No se evidencia la presencia de un contacto
agua-petróleo.
Arena U Inferior
Es una arenisca de matriz arcillosa con intercalaciones de lutitas. Tiene porosidades entre 12% a
24% con un espesor neto petrolífero promedio de 36 pies, con una saturación de agua
promedio es de 14%. La resistividad del agua de formación es de 0.054 0hm-m a 200 °F. La
salinidad del agua de formación varia, entre 40000 a 60000 ppm de Cl. El contacto agua-
petróleo identificado para el norte del campo está a 8380 pies de profundidad, para el centro
del campo está a 8440 pies y para el sur del campo está a 8450 pies lo cual nos indica un
contacto agua-petróleo inclinado en dirección Norte-Sur.
Arena T Superior
Es una arenisca, con interacciones de lutitas. Presenta porosidades entre el 9% al 20% con un
espesor neto petrolífero aproximado de 4 pies y una calidad de roca moderada, con saturación
de agua de 28% aproximadamente.
La resistividad del agua de formación es de 0.093 0hm-m a 200 °F. La salinidad del agua de
formación varía entre 15000 a 25000 ppm de Cl. No se evidencia la presencia de un contacto
agua-petróleo.
Arena T Inferior
Es una arenisca cuarzosa, con intercalaciones de lutitas. La porosidad variable entre 12% y 23%,
con espesor neto de 44 pies y una saturación media de agua en el orden de 16%, presenta
buena calidad de roca.
La resistividad del agua de formación es de 0.093 0hm-m, a 200 °F. La salinidad del agua de
formación varía entre 25000 a 15000 ppm de Cl.
Para esta arena, se identificó el contacto agua/petróleo a 8630 pies para el norte del campo,
para el centro del campo a 8710 pies y para el sur del campo a 8720 pies.
FORMACIÓN TENA
Está ubicada sobre la formación Napo en todo el Oriente ecuatoriano, definida por areniscas
que marcan la entrada a la formación Napo, está constituida por limolita de coloración rojo ó
café, areniscas cuarzosas de coloración clara y un tamaño de grano entre medio a fino, la matriz
es arcillosa. La formación en forma general alcanza una potencia entre 1640–3280 pies. El único
reservorio es la arena Basal Tena.
Arena Basal Tena
Esta arena presenta una distribución discontinua constituida por lutitas y limos finos. Presenta
porosidades entre 9% a 23%, con un espesor neto petrolífero promedio de 3 pies y una
saturación de agua en el orden del 28%.
La resistividad del agua de formación es de 0,086 ohmm, a 200 °F, con una salinidad de 35000
ppm de Cl. No se evidencia la presencia de un contacto agua-petróleo.
RESERVAS DEL CAMPO SHUSHUFINDI
Reservorio Volumen de petróleo
(Acre-pie)
Boi(BY/BN) POES (bls)
Basal Tena 12601 1,129 86.588.900
U superior 112926,7 1,208 725.236.143
U inferior 177562,3 1,150 1.197.850.649
T superior 18773,3 1,227 118.698.412
T inferior 243050 1,227 1.536.741.818
TOTAL 564913,3 3665.115.922
ÁREA SACHA
DESCRIPCIÓN DENERAL DEL CAMPO
UBICACIÓN GEOGRÁFICA El campo sacha se encuentra ubicado en el cantón “Joya de los Sachas”, provincia Francisco de
Orellana, a 50 km al sur de Lago Agrio.
Está situado dentro de las coordenadas: 00˚1100 a 00˚2430 Latitud Sur, y 76˚4940 a
76˚5416 Longitud Oeste. Teniendo una extensión de alrededor de 124 Km2. Está limitado el
norte por las estructuras Palo Rojo, Eno, Ron y Vista; al sur por los campos Culebra-Yulebra; al
este por los campos Mauro Dávalos Cordero y Shushufindi-Aguarico; mientas que al oeste por
los campos Pucuna, Praíso y Huachito. Se encuentra formando parte del tren de estructuras
orientadas en sentido Norte-Sur.
Tiene una ancho de 4 km al norte y alrededor de 7 km al centro y sur, una longitud aproximada
de 33 km, cubre una superficie de aproximadamente 33 km2, aportando con un 27% a la
producción petrolera nacional.
MAPA DE UBICACIÓN DEL CAMPO SACHA
ANTECEDENTES DEL CAMPO SACHA
El campo Sacha es operado actualmente por la estatal PETROPRODUCCIÓN, es considerado
como un campo en desarrollo y ha sido de los mayores productores de petróleo desde su
descubrimiento por el consorcio Texaco-Gulf, el 25 de febrero de 1969 con la perforación del
pozo Sacha-1 mediante una torre heli-transportada, alcanzando una profundidad total de
10160 pies con una producción inicial de 1328 BPPD de 29,9 ˚API y con un corte de agua y
sedimentos (BSW) de 0,1%. El inicio de la producción del campo se produjo en el mes de julio
de 1972 con una tasa promedio de 29269 BPPD.
GEOLOGÍA ESTRUCTURAL
Constituye un anticlinal asimétrico, producto de la compresión andina-Cretácico, Que afecta al
área en forma diagonal de SO a N, cuyo eje en la parte norte tiene un rumbo NNE_SSO, hacia la
mitad inferior tiene un rumbo aproximado N-S. en la parte sur del campo está controlado por
un sistema de fallamiento E-O , en esta parte del campo el cierre estructural es anclinal a
suave.
Bajo la estructura Sacha se desarrolla el anticlinal “Sacha Profundo” de posible edad jurásico
inferior a medio, que se desplegó a los depósitos paleozoicos triásico jurásicos de la formación
Sacha (Santiago) el mismo que fue probado con la perforación del pozo Sacha profundo a
16317 pies sin resultados positivos.
Tiene aproximadamente 31,5 km de longitud, un ancho que varía de 4 km al norte 8,5 km al
centro y 6 km al sur, con un cierre vertical de 100 pies.
Los principales reservorios del campo son:
RESERVORIO
PROFUNDIDAD (PIES)
Hollín 8975
Napo "U" 8765
Napo "T" 8530
Basal Tena 7800
La estructura Sacha se encuentra situada al Oeste del eje Axial de la cuenca sedimentaria
Cretácica Napo, Ubicado en el corredor Sacha-Shushufindi. Esta estructura se encuentra en el
lado levantado de la falla de tendencia general NE-SO, conectada al sur con la cuenca Marañon
y al norte con la cuenca Putumayo, La cual está ubicada al este del cinturón Andino.
CONDICIONES ACTUALES DEL CAMPO
Se tiene a la fecha un total de 237 pozos perforados, según listado de pozos proporcionados
hasta diciembre de 2010, 166 pozos de producción. Los cuales están completados para
diferentes sistemas de producción tales como: flujo natural, bombeo electrosumergible y
bombeo hidráulico, 49 pozos están cerrados, 7 pozos son re-inyectores, 6 pozos son inyectores
y 9 pozos están abandonados, como se observa en el siguiente cuadro:
TIPO DE POZOS NÚMERP DE POZOS FORMACIÓN
Pozos en producción 166 Basal Tena-Napo U-Napo T-
Hollín
Pozos cerrados 49 Basal Tena-Napo U-Napo T-
Hollín
Pozos Re-inyectores 7 Tiyuyaco-Orteguaza
Pozos inyectores 6 Napo U-Napo T
Pozos Abandonados 9 Napo U-Napo T- Hollín
Total Pozos 237
UBICACIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO SACHA
LITOLOGÍA DE LOS YACIMIENTOS PRODUCTORES
ARENISCA HOLLÍN SUPERIOR
Arenisca cuarzosa parda oscura, gris oscura, gris verdosa, translúcida, consolidad, grano muy
fino, subredondeada, subangular, buena selección, matriz arcillosa, cemento silícico con
inclusiones de glauconita y clorita.
Se encuentra intercala de lentes de lutita y caliza, el posible ambiente de depósito es del tipo
estuarino dominado por mareas.
Buena saturación de hidrocarburos, con un espesor saturado promedio de 25 pies al centro del
campo, la porosidad 12%, saturación de agua 35%, salinidad 3890 ppm de ClNa y un ˚API de 27.
Este yacimiento hacia la parte norte del campo presenta una forma estratigráfica,
disminuyendo el espesor neto saturado a 5 pies.
ARENISCA HOLLÍN INFERIOR
De edad cretácica inferior, está constituido por una arenisca cuarzosa, parda oscura clara,
consolidada, grano muy fino a medio y muy fino, ocasionalmente grano grueso, subredondeada
a subangular, buena selección, matriz arcillosa, cemento silícico con inclusiones locales de
carbón, ámbar y caolín-
Buena saturación de hidrocarburos, tiene un espesor promedio saturado de 45 a 55 pies,
porosidad de 15%, saturación de agua entre 20 y 40 % y salinidad de 500 ppm de ClNa y un ˚API
de 29, el posible ambiente de depósito es de tipo fluvial.
ARENISCA “U”
De edad Cenomaniano, está constituida por lutitas, areniscas calcáreas y calizas marinas.
La arenisca “U” Superior está constituida por una arenisca cuarzosa, blanca, translúcida,
transparente, grano fino a muy fino, ocasionalmente grano fino a medio, matriz calcárea,
cemento silicio, inclusiones de glauconita y pirita, tazas de gilsonita.
La arenisca “U” Inferior está constituida por una arenisca cuarzosa, marrón, café clara, friable,
grano fino a muy fino, ocasionalmente grano medio, regular selección, cemento silicio, buena
saturación de hidrocarburos, fluorescencia amarillo-blanquecino, corte lento, residuo café
claro.
Este yacimiento tiene un espesor neto promedio de 30 pies, porosidad de 14%, saturación de
agua de 20% y una salinidad promedio de 30000-35000 ppm de NaCl y un ˚API de 27.
ARENISCA “T”
De edad albiano superior a inferior.
La arenisca “T” Superior es una arenisca cuarzosa, gris, translúcida, grano muy fino a fino,
cemento calcáreo, inclusiones de glauconita, manchas de hidrocarburos café-oscuro, corte
instantáneo, residuo café claro.
La arenisca “T” Inferior, se trata de una arenisca cuarzos, gris, translúcida, grano muy fino a
fino, localmente grano grueso, buena saturación de hidrocarburo, corte rápido residuo café
muy claro. Tiene un espesor neto saturado de 20 pies, una porosidad promedio de 14,5 %, una
saturación de agua de 28%, una salinidad promedio de 20000 a 25000 ppm de ClNa y un ˚API
de 27.
YACIMIENTO BASAL TENA
De edad Maestrichtiano, constituida por areniscas cuarzosas, translúcida, subangular,
subredondeada, regular clasificación, cemento calcáreo, buena saturación de hidrocarburos,
fluorescencia amarillo-blanquecina, corte lento, residuo café claro. Mayormente está formado
por secuencias de grano fino a medio y ocasionalmente grano grueso: lo que indica un
desarrollo en irregular, propiciando la formación de estratos lenticulares o trampas
estratigráficas en el campo en la cuenca amazónica.
Posee un espesor neto promedio de 10 a 15 pies, porosidad de 15%, saturación de agua de
35%, salinidad promedio que ve de 24000 a 13000 ppm de ClNa y un ˚API de 26.
ESTACIONES DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SACHA
El área Sacha está conformada por cuatro estaciones:
Estación Norte 2
Estación Norte 1
Estación Central
Estación Sur
ESTACIÓN SACHA NORTE 2
La estación Sacha norte 2 está ubicada en las siguientes coordenadas geográficas, latitud 0˚ 13’
9.923’’ Sur y longitud 76˚ 50’ 32,92598’’ Oeste, encargada de receptar y tratar el crudo
producido por los diferentes pozos productos y direccionar el gas producido en la etapa de
separación hacia los mecheros de la referida estación, por lo cual consta con instalaciones de
superficie totalmente equipadas tal como separadores de producción, separadores de prueba
para el sistema SCADA, densificadores, tanques de lavado, tanques de surgencia, medidores de
BSW, gabinete de comunicaciones y todo lo necesario y pertinente para optimizar y procesar la
producción y procesar la producción, así también tiene la capacidad del gua de formación
producida mediante un sistema cerrado de inyección de agua.
Esta estación es un punto de fiscalización y la producción es entregada al SOTE a través del
oleoducto secundario, esto gracias al mismo mecanismo de ACT (Automatic Custody Transfer)
localizada en su correspondiente aérea de contadores.
ESTACIÓN SACHA NORTE 1
La estación Sacha Norte 1 está ubicada en las siguientes coordenadas geográficas, latitud 0˚ 18’
26,533’’ Sur y longitud 76˚ 51’ 26,69756’’ Oeste, cuya función es receptar y tratar el crudo
producido por los diferentes pozos productores para luego ser enviado a la estación Sacha
Central, el agua de formación producida también tiene como destino final la estación de
producción mencionada, a mas de direccionar el gas producido en la tapa de separación hacia
los mecheros, utiliza un porcentaje de esta producción para el sistema Power Oil como
combustible, para lo cual cuenta con instalaciones en superficie totalmente equipadas tal como
separadores de producción uno de ellos automatizado, separadores de prueba con
instrumentación para el sistema SCADA, desgasificadores, tanques de lavado, tanques de
surgencia , medidores BSW, gabinete de comunicaciones, bombas de inyección, unidad de
tratamiento de agua, etc.
ESTACIÓN SACHA CENTRAL
La estación Sacha Central está ubicada en las siguientes coordenadas geográficas, latitud 0˚ 19’
23,613’’ Sur y Latitud 76˚ 52’ 30,41101’’ Oeste, recepta y trata la producción de los diferentes
pozos de productores de esta estación y de las estaciones: Sacha Norte 1 Y Sacha Sur del
Campo Pucuna. El agua de producción producida es enviada a la estación de producción Sacha
Sur, a mas de quemar en los mecheros el gas producido en la etapa de separación, utiliza un
porcentaje de producción para el sistema Power Oil.
En esta estación se encuentra las oficinas administrativas así como también la torre principal de
telecomunicaciones, está dotada de instalaciones de superficie totalmente equipadas tales
como separadores de prueba de instrumentos y de producción, tableros para los
computadores de flujo, área de contadores ACT (Automatic Custody Transfer), tanques de
lavado, tanques de surgencia, tanques de almacenamiento, área de inyección de químicos,
unidad para el sistema de Power Oil.
ESTACIÓN SACHA SUR
La estación Sacha SUR está ubicada en las siguientes coordenadas geográficas, latitud 0˚ 22’
16,733’’ Sur y Latitud 76˚ 52’ 48,12256’’ Oeste, recepta y trata la producción de los diferentes
pozos de productores de esta estación. El agua de formación producida por esta estación, y la
que es enviada desde la estación Central es receptada por las facilidades pertinentes y
adecuadas para la recepción de la misma, además de quemar en los mecheros el gas producido
en la etapa de separación, utiliza un porcentaje de producción para el sistema Power Oil.
Esta estación tiene instalaciones de superficie totalmente equipadas tales como separadores de
prueba instrumentados y de producción, área de contadores ACT (Automatic Custody Transfer),
tanques de lavado, tanques de surgencia, cuenta con un área de bombas para sistemas de
bombeo hidráulico, gabinete de telecomunicaciones, etc.
PRODUCCIÓN DEL CAMPO DEL CAMPO SACHA POR ESTACIONES A DICIEMBRE DEL 2010
CAMPO SACHA PRODUCCIÓN
TOTAL BPD ESTACIÓN NORTE 2
ESTACIÓN NORTE 1
ESTACIÓN CENTRAL
ESTACIÓN SUR
PRODUCCIÓN DE PETROLEO (BPPD)
53094 11804 17374 9854 14063
PRODUCCIÓN DE FLUIDO (BFPD)
108530 28894 42805 13604 23227
PRODUCCIÓN DE AGUA (BAPD)
55372 17090 25431 3686 9164
PRODUCCIÓN DE GAS DE POZOS
(MPCD/D) 6613 2108 1186 1806 1513
BARRILES INYECTADOS DE AGUA POR DÍA
(BAPD)
129965 129965 - - -
BSW PONDERADO DEL CAMPO (%)
51,02 59,15 59,41 27,09 39,46
API PONDERADO DEL CAMPO
27,1 27,7 27 27 26,7
PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS YACIMIENTOS
PARÁMETROS
VALORES PROMEDIOS POR ZONAS PRODUCTIVAS
BASAL TENA NAPO U NAPO T HOLLÍN
SUPERIOR HOLLÍN
INFERIOR
DATUM (FT) 7800 8530 8765 8975 8975
ESPESOR NETO PROMEDIO (FT)
9 20-60 23-44 30-70 30-40
POROSIDAD (%) 18 17 16 14 17
PERMEABILIDAD (md)
300 100 200 70 50
SALINIDAD (PPM Cl) 13000-24000
35000-65000
20000-25000
700-3890 500-1500
DATOS PVT DEL CAMPO SACHA
PARÁMETROS
VALORES PROMEDIOS POR ZONAS PRODUCTIVAS
BASAL TENA NAPO U NAPO T HOLLÍN
SUPERIOR HOLLÍN
INFERIOR
T (F) 225 225 216 211 181
Pi (psi) 4450 4450 4146 4054 3587
Pr (psi) 4119 3300 1900 1750 -
Pb (psi) 78 550 1310 1052 807
GOR (scf/STB) 24 124 436 270 150
API 27,1 27,3 30,3 26,7 24,1
Sw (%) 29,4 33,3 20 12,8 34,3
So (%) 70,6 66,7 80 67,2 65,7
C oil (*10^6 psi-1) 5,7 9,2 9,02 8,02 7
B oil (RB/STB) 1,1625 1,1334 1,3726 1,2302 1,117
u oil (cp) 3,7 1,4 1,6 1,8 2,5
GRAVEDAD DEL GAS 1,5767 1,3511 1,2518 1,1324 1,099
CLASIFICACIÓN DE LOS CRUDOS DE ACUERDO AL GRADO API
CLASIFICACIÓN DE LOS CRUDOS DE ACUERDO AL CONTENIDO DE AZUFRE
ARENA PORCENTAJE DE AZUFRE
TIPO DE CRUDO
HOLLÍN INFERIOR 1,1 CRUDO AGRIO
HOLLÍN SUPERIOR 0,4 CRUDO DULCE
NAPO T 0,9 CRUDO DULCE
NAPO U 1,2 CRUDO AGRIO
BASAL TENA - -
FORMACIÓN GRAVEDAD TIPO DE CRUDO
HOLLÍN INFERIOR 27,1 CRUDO
MEDIANO
HOLLÍN SUPERIOR 27,3 CRUDO
MEDIANO
NAPO T 30,3 CRUDO
MEDIANO
NAPO U 26,7 CRUDO
MEDIANO
BASAL TENA 24,1 CRUDO
MEDIANO
CAMPO CUYABENO
DESCRIPCIÓN DENERAL DEL CAMPO
UBICACIÓN GEOGRÁFICA El campo Cuyabeno está localizado en la región amazónica ecuatoriana, específicamente en la reserva Faunística del Cuyabeno, al noreste de la provincia de Sucumbíos, aproximadamente 23 km al norte de la población de Tarapoa, a 900 metros sobre el nivel del mar. Los límites del campo Cuyabeno son: al norte el campo Sansahuari, al sur el campo Tarapoa, al este el pozo Margaret - 01 y al oeste el campo Libertador, entre las siguientes coordenadas geográficas:
Longitud: 00° 09´ N – 00° 01´ S Latitud: 76° 15´ E – 76° 18´ W
MAPA DE UBICACIÓN DEL CAMPO CUYABENO
HISTORIA DEL CAMPO El primer pozo perforado en el campo fue el Cuyabeno 01 a partir del 23 de octubre de 1972, siendo completado el 24 de noviembre del mismo año. Su producción fue de 648 BPPD de 26 °API del reservorio U, trabajo realizado por la compañía Texaco. Por Decreto Ministerial número 430, el área fue entregada a Petroecuador (ex CEPE); se descubrió entrampamiento en las areniscas de la formación Napo U superior y U inferior, iniciando su producción en enero de 1984. El campo Cuyabeno consta de 22 pozos productores (8 BES y 14 BH), 3 pozos cerrados (CUY- 1, 13, 17) y 3 pozos reinyectores (CUY- 4, 5, 18). El pozo CUY –1 fue reinyector cerrado el 6 de agosto del 2009, el pozo CUY – 17 fue cerrado el 23 de septiembre del 2008 por bajo aporte teniendo 0.1% de petróleo 99.9% de agua, será reacondicionado para reinyectar, mientras que el pozo CUY – 18 fue productor convirtiéndose a reinyector en el año 2006 ESTRUCTURA La estructura del campo es un anticlinal alargado de dirección norte-sur de 16 km de longitud y se ensancha en dirección sur, su límite al oeste es una falla inversa de un salto de 375 pies contra la cual se cierra la estructura, probando así la impermeabilidad de la falla. Con la perforación de los pozos CUY 21 y SSH 10 se determinó que la estructura del campo Cuyabeno y Sansahuari es la misma, la profundidad simétrica del contacto agua-petróleo entre los pozos Cuyabeno 3, 4, 5, 9 y 10 y Sansahuari 1, 2, 3, 4, 5 y 6 ratificó que se trata de un solo yacimiento a este nivel, entre los reservorios “U” y “T”
ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO
ESTRATIGRAFÍA
Los reservorios del área Cuyabeno están situados en la formación Napo, tomando en cuenta la naturaleza reducida de la formación Hollín. El fluido producido proviene de la arenas “Us”, “Ui” y “T” pertenecientes a la formación Napo, la cual contiene los tres yacimientos de hidrocarburo del campo. Cuyabeno que corresponde al periodo Cretácico Medio Superior, se encuentra ubicada sobre la formación Hollín y bajo la formación Tena. La formación Napo alcanza un espesor promedio de 940 pies, representada por una secuencia de areniscas, calizas y lutitas.
ESTRATIGRAFÍA SECUENCIAL CICLO I: Se tienen los sedimentos arenosos de la formación Hollín, con los sedimentos lutiticos del miembro del napo inferior. CICLO II: Sobre el límite de secuencia anterior, se tienen cronológicamente y de forma concordante la arenista T principal, T superior y el miembro lutitico Napo medio. CICLO III: Sobre la secuencia anterior se tiene los sedimentos arenosos de la U Inferior, Superior y de la manera concordante los sedimentos de la caliza A. CICLO IV: Sobre estas se encuentran las calizas M2 y M1, y de la manera concordante se tienen las lutitas de Napo Superior. CICLO V: Se tienen de forma cronológica y de manera concordante la arenisca M1 y la arenisca de Basal Tena. CONSIDERACIONES GEOLOGICAS DE LAS FORMACIONES DE INTERES. La continuidad de las formaciones fue analizada basándose en correlaciones estratigráficas, registros eléctricos y análisis de núcleos, permitiendo definir propiedades geológicas de las formaciones. FORMACIÓN HOLLIN. Compuesta por areniscas cuarzosas de color blanco, translucido de grano medio a grueso con buena clasificación y cemento silicio, con un espesor promedio de 85 pies. FORMACIÓN NAPO Constituida por niveles de areniscas y calizas con intercalaciones de lutitas oscuras con un espesor aproximado de 912 pies. El cual se lo ha dividido en: Napo Superior, Medio e Inferior. Napo Superior. Este miembro está conformado por la arenisca M1 con un espesor de 430 pies. Napo Medio. De espesor casi uniforme de 152 pies, la constituyen arenisca M2, y la caliza A. Napo Inferior. Aproximadamente tiene un espesor de 330 pies y esta constituida por las areniscas U Superior, Medio e Inferior, caliza B, areniscas T Superior e inferior. Arena U Superior. Tienen un espesor de 36 pies y se la puede sintetizar como un cuerpo arenoso casi homogéneo, se presenta como una arenisca cuarzosa de grano fino a medio con cemento calcáreo y trazas de glauconita.
Arena U Medio. Compuesta de una arena de grano fino, arcilloso con cemento ligeramente calcáreo y con presencia de glauconita y mica. Arena U Inferior Con un espesor aproximado de 72 pies, se identifica como una arenisca de grano medio a grueso sub-redondeado con cemento silícico con presencia de glauconita. Arena T Superior. Con un espesor aproximado de 50 pies, este es un miembro arenoso de grano fino. Arena T Inferior Con un espesor promedio de 57 pies, esta unidad se caracteriza por la presencia de grano grueso muy bien seleccionado de cemento cuarzoso. FORMACIÓN TENA Con un espesor promedio de 350 pies, representada por arcillas predominantemente de color café chocolate y gris verdoso ocasionalmente calcárea.
CARACTERIZACIÓN DEL FlUIDO
GRADO API
El grado API es una medida de la densidad del petróleo. Varía con la temperatura y la presión. El crudo de la arena “T” tiene una gravedad API promedio de 29° y la arena “U” 25°API, puede variar de acuerdo al contenido de azufre, el porcentaje de azufre para “T” va de 0.84% a 1.03 % y de 0.86% a 1.48 % para la arena “U”. El API promedio del campo es de 25.8 grados.
CARACTERISTICAS DEL FLUIDO PRODUCIDO
Arena P actual (psi)
Pb (psi) T yac. (°F)
°API GOR (PCS/BF)
Boi (Bbl/BF)
Uo (cp)
Us 2800 570 184 24.5 155 1.163 3.5
Ui 2800 690 203 27.3 185 1.163 3.07
T 3000 1005 205 29.4 357 1.248 1.58
PROPIEDADES PETROFISICAS
SATURACIÓN
Los valores de saturación se presentan en la siguiente tabla, obtenidos tomando en cuenta la
porosidad de las rocas y los valores de saturación irreductible
VALORES DE SATURACIÓN DEL CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI
YACIMIENTO Swi (%)
U superior 32,8
U media 23,5
U inferior 22,2
T superior 25,3
T media 36,4
T inferior 44,9
POROSIDAD
Se presentan dos tipos de porosidad, uno obtenido del estudio de simulación matemática del
campo y otro obtenido de la interpretación de los registros eléctricos.
VALORES DE POROSIDAD DEL “U” SUPERIOR
TIPO MINIMO MAXIMO
Simulación Matemática 0 0.22
Registros eléctricos 0 0.24
VALORES DE POROSIDAD DEL “U” MEDIO
TIPO MINIMO MAXIMO
Simulación Matemática 0 0.22
Registros eléctricos 0 0.22
VALORES DE POROSIDAD DEL “U” INFERIOR
TIPO MINIMO MAXIMO
Simulación Matemática 0 0.24
Registros eléctricos 0 0.25
VALORES DE POROSIDAD DEL “T” SUPERIOR
TIPO MINIMO MAXIMO
Simulación Matemática 0 0.22
Registros eléctricos 0 0.23
VALORES DE POROSIDAD DEL “T” INFERIOR
TIPO MINIMO MAXIMO
Simulación Matemática 0 0.24
Registros eléctricos 0 0.24
PERMEABILIDAD
Los valores de permeabilidad han sido obtenidos de los análisis de los núcleos y en la actualidad
de las pruebas de presión realizadas en los pozos
VALORES DE PERMEABILIDAD DEL CAMPO CUYABENO-SANSAHUARI
PERMEABILIDAD K ( mD )
U superior 451
U inferior 233
T superior 235
T inferior 250
PRUEBAS FORECAST (RESUMEN)
Fecha de cierre: 2010/11/30 Área: 13 N CU CUYABENO
TOTAL POZOS
TIPO DE POZOS # Pozos
Pozos Productores 65
Pozos cerrados 27
TOTAL 92
SISTEMA DE LEVANTAMIENTO Y PRODUCCION DE POZOS PRODUCTORES
SISTEMA # Pozos BFPD (Bl) BPPD (Bl)
BES 45 62586 17857
HIDRAULICO JET 19 20856 3860
HIDRAULICO PISTON 1 698 168
TOTAL 92 84140 21985
PRODUCCION DE POZOS CERRADOS
BPPD (Bl) 2153
PRODUCCION TOTAL DE POZOS PRODUCTORES
PRODUCCION Bls %
BFPD 84140 100
BPPD 21985 26,12
BAPD 62155 73,88
GRADO API DEL CAMPO
GRADO API 22.46 °
GRAFICA DE PRODUCCION
ÁREA LIBERTADOR UBICACIÓN GEOGRÁFICA El Área Libertador constituye una de las áreas productoras de petróleo más importantes del Distrito Amazónico. Se encuentra ubicada en la parte norte de la Cuenca Oriente, en la provincia de Sucumbíos; está conformada por los siguientes campos: Atacapi, Parahuacu, Libertador, Cuyabeno, Sansahuari, Tetete, Tapi, Frontera, Víctor Hugo Ruales (VHR).
FIGURA. 1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL ÁREA LIBERTADOR.
AREA LIBERTADOR
BPPD RESPECTO BAPD (%)
BAPD
BPPD (26.12%)
CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS DE LOS CAMPOS CAMPO LIBERTADOR Reseña Histórica En 1980, CEPE (Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana) perfora las estructuras Secoya, Shuara y Shushuqui con los pozos SEC-01 entre enero y febrero, SHU-01 entre febrero y marzo, y SSQ-01 entre octubre y noviembre. Las primeras interpretaciones sísmicas mostraban tres estructuras independientes pero posteriores interpretaciones hacían suponer que dichas estructuras constituían un solo campo. Esta hipótesis se confirmó en 1983 con el pozo Guarumo-01 (rebautizado posteriormente como Pichincha-01). El campo Libertador produce petróleo desde agosto de 1982, esta conformado por los altos estructurales denominados: Secoya, Shushuqui, Shuara, Pichincha, Carabobo y Pacayacu, cuya producción proviene de los yacimientos “Us”, “Um” “Ui”, “Ti”, “Ts” y “BT”. Ubicación El campo Libertador esta ubicado en la provincia de Sucumbíos, entre las coordenadas geográficas de latitud desde 00o 4’ Sur hasta 00o 6’ Norte y longitud desde 76o 33’ 00’’ hasta 76o 36’ 40’’ Oeste, tiene una extensión de 25000 acres. Estructura Según la interpretación de la sísmica 3D realizada en el 2003, el campo Libertador estructuralmente es un anticlinal de 20 x 8 kilómetros. El anticlinal se hace más compacto y más pronunciado a medida que incrementa su profundidad, tiene un cierre vertical de aproximadamente 240 pies a lo largo de dos fallas inversas orientadas Norte – Sur. Una de las fallas limita el margen Este del campo, la segunda divide el campo en dos partes, es discontinua en el área sur de Secoya permitiendo una comunicación entre las partes Este (Shuara) y Oeste (Secoya) del campo; mientras que Carabobo, Pichincha, Shuara y Pacayacu están localizados a lo largo del bloque Este de la falla; Secoya y Shushuqui se localizan en el bloque Oeste de la falla, aunque algunos pozos de Secoya y Shushuqui se localizan en el Este. Litología Arena “Ti”: Ésta formación contiene arenisca cuarzosa y un importante contenido de glauconita. Arena “Ts”: Contiene arenisca, cuarzo, glauconíticas e importante presencia de segmento calcáreo. Arena “Ui”: Contiene arenisca y cuarzo Arena “Um”: Es una arenisca cuarzosa con delgadas intercalaciones de lutita. Arena “Us”: Contiene arenisca cuarzosa con intercalaciones de lutita. Arena “BT”: Contiene arenisca con importante presencia de caliza y lutitas.
Características Petrofísicas de la Roca y de los Fluidos Las propiedades de la roca y de los fluidos del Campo Libertador se presentan en la tabla 1.1 según análisis PVT realizados en el laboratorio de Petroproducción.
TABLA 1.1 Propiedades petrofísicas de la roca y de los fluidos del Campo Libertador
CAMPO LIBERTADOR
YACIMIENTO "BT" "Us" "Ui" "T"
PRESIÓN INICIAL, PSI 3100 3800 3800 3900
GRAVEDAD, º API 20 27 27,8 29,9
POROSIDAD Ø, % 15,7 14,5 16,8 14
FACTOR VOLUMÉTRICO Bo, BL/BF 1,17 1,263 1,224 1,266
SATURACIÓN DE AGUA Sw, % 21,5 33,2 16,8 14
TEMPERATURA DEL YACIMIENTO, º F 205 232 217 216
ESPESOR NETO ho, PIES 10-26 8-20 15-50 20-60
GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS 1,35 1,42 1,22 1,62
RELACIÓN GAS PETRÓLEO GOR, PIE/BL 70 270 284 383
CAMPO FRONTERA Estructura La estructura del Campo Frontera tiene una orientación Norte Noreste – Sur Suroeste, fallada en su flanco oriental con un cierre estructural de 100 pies, que forma parte del alto estructural San Miguel, el cual separa las sub-cuencas Napo y Putumayo. La estructura se prolonga hacia territorio colombiano al Norte en donde aparece nuevamente la formación Hollín. Litología En la formación Napo, la secuencia estratigráfica está representada por lutitas de plataforma marina de bajo fondo, arenas regresivas y transgresivas e integradas a veces por delgados horizontes de carbón, descripción que influye la Napo inferior, media y superior. Arena “T”: Está constituido por una arenisca de cuarzo con inclusiones de glauconita, laminaciones de lutita y delgados niveles de material carbonáceo. Arena “Us”: Presenta una litología predominantemente de limo y arena. Arena “Ui”: Está conformada por limos, arcillas y carbón.
Características Petrofísicas de la Roca y de los Fluidos Las propiedades de la roca y los de fluidos del Campo Frontera se presentan en la tabla 1.2. TABLA 1.2 Propiedades petrofísicas de la roca y los de fluidos del Campo Frontera
CAMPO FRONTERA
YACIMIENTO "Ui" "T"
PRESIÓN INICIAL, PSI 3762 3777
GRAVEDAD, º API 28 30
POROSIDAD Ø, % 17,8 12
FACTOR VOLUMÉTRICO Bo, BL/BF 1,12 1,36
SATURACIÓN DE AGUA Sw, % 11,5 30
TEMPERATURA DEL YACIMIENTO, º F 220 221
ESPESOR NETO ho, PIES 20 15
GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS 1,44 1,436
RELACIÓN GAS PETRÓLEO GOR, PIE/BL 225 179
CAMPO TAPI – TETETE Estructura Los campos Tapi - Tetete en general, tanto para la Caliza “A”, como para la Caliza “B”, están formados por anticlinales de dirección Noreste – Suroeste. El campo Tapi, en los dos horizontes, presenta una depresión que separa el alto en que se ubican los pozos TAP-01, TAP-02 y TAP-05, del alto en que se perforaron los pozos TAP-03, TAP-04 y TAP-06. El Campo Tetete, tiene una distribución más amplia hacia el Este, aunque mantiene la tendencia general del rumbo de las estructuras. En este campo hay pozos que han sido perforados en áreas marginales como el TTT-05 y el TTT-02, el TTT-03 en cambio se ubica en una nariz estructural de poco desarrollo, y ligados a un bajo estructural general están ubicados los pozos TTT-04, TTT-07 y TTT-10. Litología Arena “Ts”: Se presenta como pequeños espesores de arenisca alternado con capas de lutita calcárea. Arena “Ti”: Se trata de una arenisca limpia glauconítica saturada de hidrocarburos.
Arena “Ui”: Es el yacimiento más importante de este campo, constituido por arenisca limpia, cuarzosa. Características Petrofísicas de la Roca y de los Fluidos En la tabla 1.3. se detallan las propiedades petrofísicas de la roca y de los fluidos de los Campos Tapi y Tetete. TABLA 1.3 Propiedades petrofísicas de la roca y de los fluidos de los Campos Tapi - Tetete
CAMPOS TAPI - TETETE
YACIMIENTO "Ui" "T"
PRESIÓN INICIAL, PSI 3750 3810
GRAVEDAD, º API 27 30
POROSIDAD Ø, % 15,6 13,9
FACTOR VOLUMÉTRICO Bo, BL/BF 1,12 1,364
SATURACIÓN DE AGUA Sw, % 23,2 47
TEMPERATURA DEL YACIMIENTO, º F 192 193
ESPESOR NETO ho, PIES 18 14
GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS 1,54 1,65
RELACIÓN GAS PETRÓLEO GOR, PIE/BL 300 620
CAMPO CUYABENO – SANSAHUARI Estructura La estructura Cuyabeno–Sansahuari, se trata de una estructura elongada en dirección Norte - Sur de 16 kilómetros de longitud aproximada, que se ensancha en dirección Sur y con una falla en el flanco occidental; ubicándose en un anticlinal asimétrico limitado al oeste por una falla no sedimentaria en la misma dirección Norte – Sur. En los anexos 1.5 y 1.6 se pueden observar los mapas estructurales al tope de las arenas T inferior y U inferior respectivamente. Litología Arena “Ts”: Presenta una arenisca en las áreas altas de la estructura y es calcáreo – lutítico hacia los flancos. Arena “Ti”: Presenta arcilla, limos arenosos y mica.
Arena “Us”: Se presenta como una arenisca cuarzosa con cemento calcáreo y bajo contenido de
glauconita.
Arena “Um”: Esta arena presenta una arenisca con cemento ligeramente calcáreo y con presencia de glauconita y mica. Arena “Ui”: Se presenta como una arenisca de cuarzo con cemento silícico y presencia de glauconita. Características Petrofísicas de la Roca y de los Fluidos Las características petrofísicas de la roca y de los fluidos de los Campos Cuyabeno - Sansahuari se presentan en la tabla 1.4. TABLA 1.4 Características petrofísicas de la roca y de los fluidos de los Campos Cuyabeno – Sansahuari
CAMPOS CUYABENO - SANSAHUARI
YACIMIENTO "Us" "Ui" "T"
PRESIÓN INICIAL, PSI 3243 3270 3338
GRAVEDAD, º API 24 26 29
POROSIDAD Ø, % 16,3 19 17
FACTOR VOLUMÉTRICO Bo, BL/BF 1,15 1,165 1,252
SATURACIÓN DE AGUA Sw, % 46 43 52
TEMPERATURA DEL YACIMIENTO, º F 195 203 207
ESPESOR NETO ho, PIES 17 32 24
GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS 1,179 1,223 1,246
RELACIÓN GAS PETRÓLEO GOR, PIE/BL 150 270 300
CAMPO ATACAPI – PARAHUACU Estructura La nueva interpretación en base a los resultados de la sísmica 3D realizada en Abril del 2003 confirma la presencia de dos grandes anticlinales controlados por dos fallas inversas respectivamente que provienen del basamento, además existen pequeñas fallas que desaparecen a nivel de Basal Tena.
De acuerdo con los resultados previos de la sísmica 2D, existe un anticlinal controlado por una sola falla, sin embargo con la interpretación en base a la nueva sísmica 3D, se observa que este anticlinal está controlado por tres fallas que puede ser dividido en tres bloques fallados, tales como narices estructurales, anticlinales y altos estructurales. Litología Arena “BT”: Arena de cuarzo transparente con cemento calcáreo y con muestras de petróleo. Arena “U”: Arena de cuarzo transparente, compacta, cemento calcáreo y con muestras de petróleo. Arena “T”: Arena cuarzosa, compacta, cemento calcáreo y con muestras de petróleo. Características Petrofísicas de la Roca y de los Fluidos Las características petrofísicas de la roca y de los fluidos de los Campos Atacapi y Parahuacu se presentan en la tabla 1.5. TABLA 1.5 Propiedades petrofísicas de la roca y de los fluidos de los Campos Atacapi y Parahuacu.
CAMPOS ATACAPI PARAHUACU
YACIMIENTO "Us" "Ui" "T" "BT" "Ui" "Ti"
PRESIÓN INICIAL, PSI 3942 4012 3970 3000 3600 4150
GRAVEDAD, º API 32 32,4 33 20,3 31 32
POROSIDAD Ø, % 15 17 13 15 14 18
FACTOR VOLUMÉTRICO Bo, BL/BF
1,303 1,231 1,25 1,092 1,369 1,464
SATURACIÓN DE AGUA Sw, % 30 15 18 35 29 30
TEMPERATURA DEL YACIMIENTO, º F
208 209 205 210 236 242
ESPESOR NETO ho, PIES 15 35 65 7,5 15,5 40,5
GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS
1,071 1,088 1,409 1,048 1,070 1,01
RELACIÓN GAS PETRÓLEO GOR, PIE/BL
320 326 355 50-550 350 500
CAMPO VICTOR HUGO RUALES (VHR) Estructura La estructura del Campo Víctor Hugo Ruales (VHR) es de tipo anticlinal, alargado con orientación Norte - Sur cuyas dimensiones son 15 kilómetros de largo por 2 kilómetros de ancho; está limitado por dos fallas inversas con dirección Norte - Sur, la primera falla se ubica al Este y la segunda al Oeste. Litología Arena “T”: Esta arena está compuesta por cuarzo con cemento calcáreo y alto contenido de glauconita. Arena “Us”: Litológicamente es una arena cuarzosa con cemento silíceo y presencia de glauconita. Arena “Um”: Esta arena tiene presencia de glauconita y cuarzo. Arena “Ui”: Presenta areniscas cuarzosas y alto contenido de glauconita. Arena “M-2”: Litológicamente presenta glauconita y un cemento calcáreo. Arena “BT”: Presenta una matriz arcillosa con cemento ligeramente calcáreo. Características Petrofísicas de la Roca y de los Fluidos Las propiedades petrofísicas de la roca y de los fluidos del Campo Víctor Hugo Ruales se detallan en la tabla 1.6. TABLA 1.6 Propiedades petrofísicas de la roca y de los fluidos del Campo Víctor Hugo Ruales
CAMPO VICTOR HUGO RUALES (VHR)
YACIMIENTO "BT" "M-2" "Us" "Um" "Ui" "T"
PRESIÓN INICIAL, PSI 3150 3190 3250 3280 3340 3400
GRAVEDAD, º API 20 29,2 31 31 31,5 32
POROSIDAD Ø, % 15,5 13,2 15,9 15,7 15,7 14
FACTOR VOLUMÉTRICO Bo, BL/BF
1,0852 1,1237 1,179 1,1806 1,9248 1,269
SATURACIÓN DE AGUA Sw, % 37 50 22 25 28 30
TEMPERATURA DEL YACIMIENTO, º F
195 198 201 204 212 220
GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS
1,062 1,051 1,117 1,242 1,11 1,088
RELACIÓN GAS PETRÓLEO GOR, PIE/BL
180 100 210 260 230 50
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN CAMPO LIBERTADOR El mecanismo de producción del Campo Libertador es el empuje lateral hidráulico; los yacimientos reciben presión proveniente de un sistema de acuífero fuertemente activo que ha mantenido la presión sobre el punto de burbuja en todos los pozos. En los estudios y análisis PVT del Campo Libertador se ha determinado que este campo corresponde a un yacimiento subsaturado como se señala en el estudio de Simulación de Yacimientos, Campo Libertador, Volumen I (Febrero 2004). CAMPOS ATACAPI Y PARAHUACU Mediante los estudios y análisis PVT se ha determinado que el mecanismo predominante de producción de la Arena “T” del Campo Atacapi es un acuífero de fondo, mientras que la Arena “U” tiene un empuje lateral. En el Campo Parahuacu el mecanismo de producción es mediante la expansión volumétrica. Las estructuras mencionadas corresponden a un yacimiento subsaturado según los estudios de Simulación de Yacimientos. CAMPOS CUYABENO Y SANSAHUARI Según los estudios de Ingeniería de Petróleos del Área Libertador las estructuras corresponden a un yacimiento subsaturado y el mecanismo de producción de la Arena “U” es un acuífero lateral; de la Arena “Ts” es un acuífero de fondo y la Arena “Ti” está inundada. CAMPOS TAPI Y TETETE El mecanismo predominante de producción de la Arena “U” de estos campos es un acuífero de fondo y de la Arena “T” es mixto: expansión volumétrica y empuje lateral; corresponden a un yacimiento subsaturado, según los estudios de Ingeniería de Petróleos del Área Libertador. CAMPO FRONTERA El mecanismo de producción de la Arena “T” tiene un empuje lateral con acuífero de fondo y la Arena “U” tiene empuje lateral y corresponde a un yacimiento subsaturado, según los estudios de Ingeniería de Petróleos del Área Libertador. CAMPO VÍCTOR HUGO RUALES Según los estudios de Ingeniería de Petróleos del Área Libertador el mecanismo predominante de producción de la Arena “T” es un acuífero de fondo, mientras que la Arena “U” tiene un empuje lateral; corresponde a un yacimiento subsaturado.
CAMPO LAGO AGRIO
BREVE RESEÑA HISTORICA
El Campo Lago Agrio fue descubierto a partir de la perforación del pozo exploratorio Lago Agrio
1 que fue perforado por Texaco, como operadora del consorcio Texaco-Gulf, entre febrero y
abril del 1967, alcanzando 10175 pies de profundidad, con una producción a flujo natural de
2955 BPPD de 29 ˚API, provenientes de la Formación Hollín.
La ubicación del pozo fue definida el 7 de noviembre de 1966, en el flanco oeste de la
estructura determinada por sísmica, sobre la base de un mapa contorneado a un probable
horizonte de caliza Napo que muestra la cresta de la estructura algo más hacia el Sur, y ubicado
a 15.3 km del campamento base de Santa Cecilia en dirección N 75˚E. Dicha ubicación fue
cambiada unos 350 m hacia el Sur, por logística y por encontrarse estructuralmente más alta en
20 pies.
Como objetivo primario en el programa de perforación se define a la formación Hollín como
primaria y como secundaria a las areniscas y calizas Napo y los conglomerados Tiyuyacu.
Este primer descubrimiento confirmó el potencial petrolífero de la cuenca Oriente y marcó el
inicio de una agresiva etapa de exploración, que culminó en los años siguientes con el
descubrimiento de los más grandes campos de la cuenca. En la Cuenca Oriente, Lago Agrio es el
primer campo que se incorpora a la producción en mayo de 1972, con una producción
promedio diaria para ese mes de 10450 BPPD. Al inicio de su vida productiva, muestra una
producción errática con fuertes altibajos.
El mecanismo de producción del Campo Lago Agrio se lo puede definir como de gas en solución
para las arenas de la formación Napo U y T y empuje de agua de fondo para Hollín.
UBICACIÓN
El área de producción Lago Agrio se localiza al Norte-Oeste de la cuenca Amazónica Ecuatoriana
en la provincia de Sucumbíos, cantón Nueva Loja. Tiene una extensión de 11 km de largo por
3.8 km de ancho, con un área de 41.8 con 150 pies de cierre vertical, y está ubicado entre
las latitudes 0˚00’-0˚10’ N y longitudes 76˚50’ - 76˚57’
Tabla 1 Ubicación y coordenadas del Campo Lago Agrio
Geológicamente se encuentra alineado en el Play petrolero de los campos Tiguino, Cononaco,
Auca, Sacha, Palo Azul-Rojo y Chapara que entrampan hidrocarburos en las secuencias
detríticas de las formaciones Hollín, Napo.
Sus reservas remanentes son 32.421.003 barriles de petróleo, con una producción diaria
promedio de 4441 BPPD aproximadamente, provenientes de 22 pozos. Sus niveles productivos
son: Formación Hollín Superior, Formación Napo (U y T) y Basal Tena, cada uno de los cuales
presenta sus propias características litológicas estructurales y fluidos de formación, como
consecuencia del Ambiente paleontológico en que fueron depositados y de los fluidos migrados
acumulados.
LA ESTRUCTURA DEL CAMPO LAGO AGRIO Y SU EVOLUCIÓN
El campo se presenta como una estructura anticlinal fallada, alargada en dirección preferencial
Norte-Nor Este, Sur-Sur Oeste.
En el mapa estructural elaborado de Hollín se muestra un anticlinal con un eje principal de
dirección NNE-SSO con dos altos en la parte norte a lo largo de los pozos LA-28, LA-37,
separado por un valle perpendicular al eje entre los pozos LA-26, LA-06, LA-38, LA-07, y un
tercer alto en la parte sur del campo cuya culminación es el pozo LA-27, cuya dirección
estructural preferencial es perpendicular al sistema de fallas principal.
COORDENADAS COORDENADAS
PUNTO GEOGRÁFICAS MÉTRICAS
1 76˚ 58' 28.43 W 00˚ 09' 43.85˚ N 10.017.936.88 280.223.86
2 76˚ 44' 45.63 W 00˚ 09' 43.85˚ N 10.017.639.89 305.675.86
3 76˚ 44' 45.63 W 00˚ 03' 49.94˚ N 9.992.936.88 305.675.86
4 76˚ 58' 28.53 W 00˚ 09' 43.85˚ N 9.992.938.88 280.223.86
En el área se aprecia un sistema principal de fallas de dirección NNE-SSO, que corta a las
formaciones cretácicas en forma inversa, son lístricas en profundidad y de movimiento de
deslizamiento al rumbo, cuyo salto vertical varía entre 428 pies – 495 pies, sirve de límite del
yacimiento en el flanco Este, mientras en el flanco Oeste presenta un cierre estructural de ±
150 pies.
Adicionalmente existen trazas de fallas rectas de orientación ± N 20˚E, las mismas que son
zonas de fallas de expansión hacia arriba con irregularidades y dobleces a lo largo de las mismas
formando escalones.
Existen dos altos estructurales en la parte más occidental del campo producidos por estas
trazas de fallas inversas, uno ubicado en el pozo LA-03 y la otra hacia el Sur Oeste del Campo.
La estructura Lago Agrio crece en dos etapas, como resultado de esfuerzos transpersivos que
reactivan la falla oriental del campo dando inicio a la formación de la estructura: en el
Maestrichtiano, contemporánea a la depositación de Tena Inferior y parece que en el Mío-
Plioceno, la ultima reactivación tectónica provoca un flexuramiento de las capas que alcanza
horizontes cercanos a la superficies.
En profundidad estas trazas de fallas tienen componentes de extensión y compresión y están
relacionadas al principal sistema de fallas del deslizamiento al rumbo.
La configuración estructural del campo está determinada como una inversión de fallas
extensionales antiguas reactivadas por un régimen tectónico compresivo durante el Cretáceo
Superior, la edad designada está entre el Turoniano-Campiano.
La estructura Lago Agrio, a nivel de la base de la caliza “A”, está limitada en su flanco oriental
por una falla transpersional que, en dirección sur, continua hacia la estructura Palo Rojo, y hacia
el norte corta el flanco oriental del campo Charapa. La falla tiene rechazo variables, alcanzando
el mayor salto en la parte más alta de la estructura y es de 80 mseg.
Muestra un alto norte de mayor relieve y desarrollo areal, con un cierre estructural a la base
caliza “A” de 55 mseg y, un alto sur de menores dimensiones y menor relieve estructural.
Gráfica 1 Mapa estructural al tope de Hollín
Gráfica 2 Mapa estructural de la base de Caliza A
ESTRATIGRAFIA Y LITOLOGIA DE LAS ZONAS DE INTERES
FORMACIÓN HOLLÍN
Zona Hollín inferior
Este yacimiento originalmente contenía la mayor acumulación de hidrocarburos.
El tope se ubica entre 9994 pies a 10161 pies, con un espesor total de 184 pies en el pozo LA-15
a 295 pies en el pozo LA-5, está constituida fundamentalmente de una arenisca limpia con poca
presencia de arcilla, con espesores de saturación de crudo iniciales de 80 pies, en el pozo LA-5
a 220 pies en el pozo LA-18, actualmente tiene un espesor de arena saturada regular en el
campo de ±40 pies, con una porosidad 8% en el pozo LA-25 a 20%en los pozos LA-11B y LA-12.
Este reservorio está siendo afectado por contactos originales agua petróleo a diferentes
profundidades y posiblemente trabajen como unidades hidráulicas distintas en diferentes
compartimentos.
El contacto agua petróleo actual está dado por el ultimo pozo perforado en el campo, que es el
pozo LA-42 con 10087 pies.
Zona Hollín superior:
Inicia en la Lutita que la caracteriza, y termina con evento de erosión marina conteniendo un
deposito conglomerático típico que marca el límite de la secuencia detrítica de Hollín superior a
10020 pies (profundidad del núcleo recuperado en el pozo LA-41). El tope se ubica entre 9903
pies a 10048 pies, con un espesor total de 70 pies en el pozo LA-23 a 16 pies en el pozo LA-30,
está constituida de dos flujos de arenisca gluconíticas intercaladas de lutitas y en ocasionas
calizas, con espesores de saturación de crudo iniciales de 52 pies en el pozo La-15 a 11pies en el
pozo LA- 30, con una porosidad 12% en el pozo LA-01 a 19% en el pozo LA-31, se le ha
determinado un modelo de ambiente idealizado sedimentario inicial de estuario dominado por
olas con facies de cordones litorales, barras de playa, y lagunas.
FORMACION NAPO
Zona T:
Este reservorio de edad Cenomaniano y Paleo Ambiente Transaccional Deltaico, se ubica entre
9746 pies a 9958 pies con un espesor de 35 pies en el pozo LA-29, a 106 pies en el pozo LA-25,
con espesores irregulares de saturación de crudo de 4 pies en el pozo LA-11, a 38 pies en el
pozo LA-32. Su porosidad esta en el orden de 9% en el pozo LA-20, a 18% en el pozo LA-15.
Está constituida por arenisca cuarzosa glauconítica, gris verdosa, grano fino a medio, sub
redondeada, cemento silicio, a veces calcáreo.
Zona U:
Este reservorio de edad Cenomaniano-Turoniano Medio y Paleo Ambiente Transicional Deltaico
(“U” inferior) a Marino de plataforma (“U” Superior), se ubica entre 9508 pies a 9720 pies con
un espesor de 44 pies en LA-33, a 102 pies en el pozo LA-25, con espesores irregulares de
saturación de crudo de 3 pies en el pozo LA-33, a 28 pies en el pozo LA-30. Su porosidad esta
en el orden de 9% en el pozo LA-22, a 20% en el pozo LA-17, está constituida por arenisca
cuarzosa, gris claro, café, grano fino a grueso, con glauconita.
FORMACION TENA
Yacimiento Basal Tena:
Este yacimiento es de edad Maastrichtiano y Paleo Ambiente Marino de Sub Litoral.
El tope de este reservorio se ubica entre 8873 pies a 9002 pies con espesores irregulares
depositados, de 8 pies en el pozo LA-16, a 32pies en el pozo LA-28, con espesores de saturación
de crudo de 2 pies en el pozo La-31, a 17 pies en el pozo LA-33. Su porosidad esta en el orden
de 9% en el pozo LA-08 a 21% en los pozos LA-20 y LA-25.
Está constituida por arenisca cuarzosa, grano fino a grueso color café claro, a veces
microconglomerática mal seleccionada, cemento silicio a veces calcáreo.
Tabla 2 Datos PVT del Campo Lago Agrio
CAMPO LAGO AGRIO
DATOS PVT PROMEDIO
PARÁMETROS RESERVORIO
BT U T H
Porosidad 227 17,33 14,76 13,21
Pi, psia 890 3018 4083 4315
Pb, psi 1212 1398 990
Compresibilidad de formación (*10 6) 3274 3870 4220 3934
Compresibilidad de petróleo (*10 6) 8,01 9,266 8,529 8,486
Factor volumétrico inicial del petróleo; bls./BF 1,11 1,227 1,275 1,149
Factor volumétrico del petróleo a Pb; bls/BF 1,135 1,289 1,303 1,2698
Viscosidad inicial del petróleo, cp 1,527 2,365 1,366 2,224
Viscosidad del petróleo; cp 1250 1,12 1,155 0,981
Gravedad del petróleo; ° API 27,5 29,7 32,3 29,8
Gas en solución (Rs); PCS/BF 231 351 363 308
Compresibilidad del agua de formación (*10 6) 3,04 3,5 3,6 3,7
Factor Volumétrico inicial del agua de formación; bls/BF 1,032 1,038 1,032 1,037
Viscosidad del agua de formación; cp 0,3354 0,3348 0,315 0,2818
Temperatura del yacimiento; °F 192 207 214 232
Permeabilidad promedia del reservorio; md 106 473 261 100
Factor de recobro inicial % 15 25 25 10
Gráfica 3 Columna Estratigráfica esquemática Napo-Hollín campo Lago Agrio pozo LA-18
BIBLIOGRAFÍA
“ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DEL CAMPO SHUSHUFINDI MEDIANTE ANÁLISIS E
INTERPRETACIÓN DE PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN”, Tesis, Muñoz Segovia
Gabriel Andrés, Quito-Ecuador Junio 2010.
“ANÁLISIS TÉCNICO- ECONÓMICO PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
MEDIANTE LA RE-EVALUACIÓN DE LOS POZOS CERRADOS EN EL CAMPO SHUSHUFINDI
PARA SU REAPERTURA”, Tesis, Paul Santana Ñacato Valseca; Alex Santiago Quishpe
Morales, Quito-Ecuador; enero del 2010.
“OPTIMIZACIÓN DE LA RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO COMPARANDO LOS REGISTROS
CONVENCIONALES Y DE SATURACIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI”, Tesis, Fausto
Daniel Sánchez Urrutia; Diego Willman Cunalata Delgado, enero 2010.