REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD...

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

UNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIERÍA

DIVISIÓN DE POSTGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO

CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA MEDIANTE LA

DETERMINACIÓN DE LA TASA CRÍTICA Y LA APLICACIÓN DE

GELES MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA EN EL

YACIMIENTO B-SUP VLG-3729 DEL CAMPO CEUTA

Trabajo de Grado presentado ante la

Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de:

MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO

Autor: Ing. Néstor Orlando Bonilla Orífice

Tutor: PhD. Orlando Zambrano

Maracaibo, julio de 2010

Bonilla Orífice, Néstor Orlando. Control de la producción de agua mediante la determinación

de la tasa crítica y la aplicación de geles modificadores de permeabilidad relativa en el

Yacimiento B-SUP VLG-3729 del Campo Ceuta. (2010). Trabajo de Grado. Universidad del

Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 189 p. Tutor: Prof.

Orlando Zambrano.

RESUMEN

El mecanismo de producción predominante del Yacimiento B-SUPERIOR VLG-3729 es el

empuje hidráulico, debido a la existencia de un acuífero moderadamente activo, el cual se ha

desplazado hasta saturar completamente la arenas inferiores de los pozos que se encuentran

perforados buzamiento abajo del yacimiento. Adicionalmente en los últimos 3 años se ha

producido un incremento abrupto en el corte de agua de algunos pozos ubicados estructura arriba,

como consecuencia del aumento de la tasa de producción, lo que ha generado un flujo

preferencial de agua desde el acuífero hacia los pozos productores en las arenas de mayor

permeabilidad, reduciendo considerablemente la producción de crudo, incrementando los costos

para la disposición del agua, requiriendo mayores volúmenes de gas de inyección de

levantamiento, dejando mayores volúmenes de reservas de crudo. Por esto se hace imperativa la

estimación de la tasa crítica o tasa optima para evitar la irrupción prematura de agua y/o el

incremento del corte actual. De esta forma se reducirán los costos de producción, se incrementará

la recuperación de hidrocarburo y se alargará la vida útil del yacimiento. Dicha tasa se determinó

mediante análisis probabilístico utilizando las correlaciones de Dietz, para lo cual se utilizó un

programa comercial. Se revisaron los pozos con problemas de agua para evaluar la factibilidad de

aplicación de geles modificadores de permeabilidad relativa como método de control de agua, se

realizaron las propuestas de inyección respectivas y se plantearon los programas operacionales a

seguir y se determinó la rentabilidad de los mismos. Se observó que al producir los pozos por

debajo de la tasa crítica se puede controlar el incremento del corte de agua con una reducción de

157 BND de crudo, además con la inyección de geles se pueden reducir 1214 BAD lo que

incrementaría la producción de crudo en 659 BND.

Palabras clave: geles, permeabilidad relativa, tasa crítica, producción de agua, Ceuta.

Correo Electrónico: [email protected]

Bonilla Orífice, Néstor Orlando.Water production control through critical rate determination

and the application of relative permeability modifying gels at B-SUP VLG-3729 Reservoir

of Ceuta field. (2010). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División

de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 189 p. Tutor: Prof. Orlando Zambrano.

ABSTRACT

The relevant production mechanism of reservoir B-SUPERIOR VLG-3729 is the hydraulic push,

due to the existence of a moderately active aquifer, which has displaced to completely saturate

the sands below the wells unleveled perforated under the reservoir. Additionally, during the past

3 years, an abrupt increasing of water interruptions at some wells located upward the structure

has occurred, as a consequence of the increasing production rate, which has generated a water

preferential flow from the aquifer to the producing wells in the sands of higher permeability,

considerably decreasing oil production, increasing costs for water disposition and requiring

higher levels of gas for lifting, leaving higher levels of oil reserves. Therefore, it is imperative the

estimation of critical rate or optimal rate to avoid the premature water irruption and/or the

growing of current interruption. In this manner, production costs will reduce, hydrocarbon

recovery will increase and the life time of the reservoir will be longer. That rate was determined

through probability analysis using Dietz correlations. Wells presenting water problems were

revised in order to evaluate feasibility to apply relative permeability modifying gels as a method

for water control by fingering, injection proposals were performed, operational programs were

stated and their profitability was determined. It was observed that when wells produce below the

critical rate, the increasing of water interruption can be controlled with a reduction of 157 BND

of oil, furthermore, with gels injection 1214 BAD can be reduced, which would increase the oil

production at 659 BND.

Key words: gels, relative permeability, critical rate, water production, Ceuta.

E-mail: [email protected]

DEDICATORIA

A Dios, por brindarme la vida, salud, bienestar y por ayudarme en cada uno de mis pasos para la

consecución de mis metas.

A mis padres Eve y Néstor, por el apoyo incondicional que me ofrecen en todo momento en lo

personal y profesional. Cada uno de mis logros es por y para ustedes, por lo grandiosos que son,

los amo con todo mi corazón.

A mis hermanos Yonnell, Juan y Nerza, porque son muy importantes para mí y han

contribuido en mi desarrollo personal y de carrera, siempre cuento con ustedes. Dios los bendiga

siempre.

A mi sobrina, por ser tan espontanea, ocurrente y aplicada, por sus eternas frases. Que dios te

acompañe siempre.

A mi abuela Yoni, por los consejos, por impartir sus valores, por el apoyo y por ser tan jovial.

A Ligia, por compartir el desarrollo de este nuevo reto, por colaborar en todo momento, por sus

buenos consejos y por la increíble persona que es.

AGRADECIMIENTOS

A Dios por darme fortaleza, apoyo e impulso, por ser mi guía iluminándome el camino y por

acompañarme en todo momento.

A mis padres Eve y Néstor por ser maravillosos padres, por sus excelentes valores, consejos y

por el extraordinario apoyo, estaré eternamente agradecido.

A Ligia por sus consejos, dedicación y gran esfuerzo durante la realización de esta investigación,

en especial cuando el nivel de exigencia fue bastante alto. Por ser una gran fuente de amor.

Al profesor Orlando Zambrano por ser un excelente profesional muy humano y colaborador,

gracias por todo el apoyo.

A la Universidad del Zulia por formarme como profesional.

A todos mis familiares y amigos que de una u otra forma me dieron palabras de aliento en los

momentos difíciles y que aportaron un grano de arena para construir esta meta, mi maestría.

A todos muchas gracias.

Néstor Bonilla

TABLA DE CONTENIDO

Página

RESUMEN ...................................................................................................................................... 3

ABSTRACT .................................................................................................................................... 4

DEDICATORIA .............................................................................................................................. 5

AGRADECIMIENTOS ................................................................................................................... 6

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

LISTA DE FIGURAS ................................................................................................................... 12

LISTA DE TABLAS ..................................................................................................................... 14

INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 15

CAPITULO I ................................................................................................................................. 17

DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO .............................................................................................. 17

1.1. Planteamiento y formulación del problema ....................................................................... 17

1.2. Justificación y delimitación de la investigación ................................................................ 18

1.3. Objetivos de la investigación ............................................................................................. 19

1.3.1. Objetivo general ........................................................................................................ 19

1.3.2. Objetivos específicos ................................................................................................. 19

1.4. Antecedentes de la investigación ....................................................................................... 19

1.5. Metodología a utilizar ........................................................................................................ 21

1.6. Viabilidad de la investigación ........................................................................................... 22

1.7. Resultados esperados de la investigación .......................................................................... 22

Cronograma de actividades ....................................................................................................... 23

CAPITULO II ................................................................................................................................ 24

GEOLOGIA DEL AREA DE ESTUDIO ..................................................................................... 24

2.1. Ubicación geográfica del área ........................................................................................... 24

2.2. Modelo geológico .............................................................................................................. 24

2.2.1. Descripción geológica ............................................................................................... 24

2.2.2. Descripción estratigráfica y sedimentologica ............................................................ 25

2.2.3. Descripción litológica ................................................................................................ 26

2.2.4. Análisis por estratigrafía secuencial .......................................................................... 27

2.2.5. Límites y unidades estratigráficas ............................................................................. 30

2.2.6. Descripción de la unidad Sedimentaria B-4 .............................................................. 32

2.2.7. Descripción de la unidad Sedimentaria B-3/B-2 ....................................................... 34

2.2.8. Descripción de la unidad Sedimentaria B-1 .............................................................. 35

2.2.9. Geometría y evolución sedimentológica de unidades ............................................... 36

2.2.10. Unidad Genética B-4 ................................................................................................. 36

2.2.11. Unidad Genética B-1 ................................................................................................. 38

2.2.12. Estudios de petrografía .............................................................................................. 39

2.13. Características petrográficas y diagenéticas de las arenas B-4 .................................. 39

2.2.14. Características texturales en arenas de B-4. .............................................................. 39

2.2.15. Mineralogía detrital en las arenas de B-4 .................................................................. 40

2.2.16. Estimación de pérdida de porosidad en las arenas de B-4 ......................................... 40

2.2.17. Calidad de yacimiento y procesos diagenéticos de las arenas B-4 ............................ 40

CAPITULO III .............................................................................................................................. 43

MARCO TEÓRICO ...................................................................................................................... 43

3.1. Permeabilidad .................................................................................................................... 43

3.1.1. Tipos de permeabilidad ............................................................................................. 44

3.1.2. Permeabilidad relativa agua-petróleo ........................................................................ 45

3.1.3. Permeabilidad relativa gas-petróleo .......................................................................... 47

3.1.4. Curvas de permeabilidades relativas ......................................................................... 48

3.1.5. Factores que afectan la permeabilidad....................................................................... 50

3.1.6. Medición de la permeabilidad ................................................................................... 50

3.1.7. Determinación de permeabilidad relativa .................................................................. 51

3.2. Saturación de fluidos ......................................................................................................... 52

3.3. Tensión superficial e interfacial ........................................................................................ 53

3.4. Humectabilidad .................................................................................................................. 53

3.5. Presión capilar ................................................................................................................... 54

3.5.1. Métodos para medir presión capilar .......................................................................... 59

3.6. Heterogeneidad del yacimiento ......................................................................................... 60

3.7. Movilidad .......................................................................................................................... 60

3.8. Razón de movilidad ........................................................................................................... 60

3.9. Fuerzas viscosas ................................................................................................................ 62

3.10. Teoría VISCAP ................................................................................................................ 62

3.11. Tasa crítica ....................................................................................................................... 63

3.12. Producción de agua excesiva ......................................................................................... 63

3.12.1. Mecanismos de alta producción de agua asociados a la completación ..................... 63

3.12.1.1. Fuga de revestidores ........................................................................................... 63

3.12.1.2. Comunicación por detrás del revestidor ............................................................. 64

3.12.2. Mecanismos asociados al yacimiento ........................................................................ 64

3.12.2.1. Empuje de agua de fondo .................................................................................... 64

3.12.2.2. Ruptura de las barreras ....................................................................................... 64

3.12.2.3. Conificación ........................................................................................................ 65

3.12.2.3.1. Métodos de determinación de tasa crítica por conificación ......................... 66

3.12.2.3.1.1. Muskat and Arthur ................................................................................. 66

3.12.2.3.1.2. Meyer y Garder ...................................................................................... 66

3.12.2.3.1.3. Chaney, Noble, Henson y Rice .............................................................. 67

3.12.2.3.1.4. Chierici Et Al ......................................................................................... 67

3.12.2.3.1.5. Chaperon ................................................................................................ 68

3.12.2.3.1.6. Schols .................................................................................................... 68

3.12.2.3.1.7. Yang y Wattenbarger ............................................................................. 68

12.2.3.1.8. Guo y Lee .............................................................................................. 69

3.12.2.3.1.9. Hoyland ................................................................................................. 69

3.12.2.3.1.10.Sobocinski y Cornelius ......................................................................... 69

3.12.2.3.1.11.Bournazel y Jeanson .............................................................................. 71

3.12.2.3.1.12.Kuo y Desbrisay .................................................................................... 72

3.12.2.3.1.13.Craft y Hawkins .................................................................................... 72

3.12.2.4. Adedamiento y flujo de agua a través de canales de alta permeabilidad ............ 73

3.12.2.4.1. Inestabilidad viscosa de la interfase agua – petróleo ................................... 74

3.12.2.4.2. Tipos de desplazamientos de petróleo por agua ........................................... 74

3.12.2.4.2.1. Desplazamientos estables ................................................................................. 75

3.12.2.4.2.2. Desplazamientos inestables .............................................................................. 76

3.12.2.4.3. Criterios de inestabilidad de Dietz................................................................ 77

3.12.2.4.4. Ecuaciones predictivas del recobro en desplazamientos inestables ............. 79

3.12.2.5. Estimulación fuera de zona ................................................................................. 79

3.12.2.6. Flujo de petróleo reducido debido a daños de la formación. .............................. 80

3.12.3. Prevención de la alta producción de agua ................................................................. 80

3.12.3.1. Prevención de fuga de revestidores .................................................................... 80

3.12.3.2. Prevención de canalización por detrás del revestidor. ........................................ 81

3.12.3.3. Prevención de la conificación. ............................................................................ 81

3.12.3.4. Prevención de la canalización a través de canales de alta permeabilidad........... 82

3.12.4. Identificación y diagnóstico del origen del agua. ...................................................... 83

3.12.4.1. Registro de producción (PLT) ............................................................................ 83

3.12.4.2. Diagnóstico de los problemas de agua (K. S. CHAN) ........................................ 84

3.12.4.3. Registro de cementación (CBL, VDL) ............................................................... 86

3.12.4.4. Registro de flujo de agua "Water Flow Log" ...................................................... 87

3.12.4.5. Registro de saturación (RST) .............................................................................. 88

3.12.4.6. Correlaciones estratigráficas ............................................................................... 88

3.12.4.7. Clasificación de las aguas de formación ............................................................. 88

3.12.4.8. Composición química ......................................................................................... 89

3.12.4.9. Caracterización ................................................................................................... 90

3.12.4.9.1. Métodos de identificación gráfica para caracterizar aguas de formación. ... 92

3.12.5. Técnicas de control de agua....................................................................................... 95

3.12.5.1. Mecánicas ........................................................................................................... 95

3.12.5.2. Químicas ............................................................................................................. 96

3.12.5.3. Fluidos bloqueantes ............................................................................................ 96

3.12.5.4. Fluidos modificadores de permeabilidad relativa ............................................... 96

3.12.5.5. Fluidos controladores de movilidad del agua ..................................................... 96

3.12.5.6. Sistemas gelificantes ........................................................................................... 97

3.12.5.6.1. Objetivo ........................................................................................................ 97

3.12.5.6.2. Características de los sistemas gelificantes .................................................. 97

3.12.5.6.3. Tipos de sistemas gelificantes ...................................................................... 98

3.12.5.6.3.1. Polimerización ........................................................................................ 98

3.12.5.6.3.2. Agentes reticulantes ............................................................................... 99

3.12.5.6.3.3. Rompedores ............................................................................................ 99

3.12.5.6.3.4. Efecto DPR ............................................................................................. 99

3.12.5.6.4. Ventajas del uso de sistemas gelificantes ................................................... 100

3.12.5.6.5. Desventajas del uso de sistemas gelificantes ............................................. 101

3.12.5.6.6. Aplicaciones de los sistemas gelificantes................................................... 101

12.5.6.7. Sistemas gelificantes comerciales .............................................................. 101

3.12.5.7. Geles ................................................................................................................. 103

3.12.5.7.1. Clasificación de los geles ........................................................................... 103

3.12.5.7.2. Características de los geles ......................................................................... 105

3.12.5.7.3. Variables importantes para la formulación de un gel ................................. 106

3.12.5.7.4. Variables que afectan las características de los geles ................................ 107

3.12.5.7.5. Aplicación de geles en operaciones de producción .................................... 108

3.12.5.7.6. Parámetros a considerar al momento de realizar inyección de Multigel™ 108

3.12.5.7.7. Técnicas de colocación del gel ................................................................... 110

3.12.5.7.7.1. Con unidad de tubería continua ............................................................ 110

3.12.5.7.7.2. Sin unidad de tubería continua ............................................................. 111

3.12.5.7.8. Criterios generales de selección de pozos candidatos ................................ 112

3.12.5.7.8.1. Criterios de yacimientos ....................................................................... 112

3.12.5.7.8.2. Criterios de producción ........................................................................ 112

3.12.6. Bases de datos y aplicaciones .................................................................................. 113

3.12.7. Nomenclatura de los modelos de tasa crítica........................................................... 114

CAPITULO IV ............................................................................................................................ 116

MARCO METODOLÓGICO ..................................................................................................... 116

4.1. Generalidades .................................................................................................................. 116

4.2. Tipo de investigación ...................................................................................................... 116

4.3. Metodología y procedimientos empleados ...................................................................... 117

4.3.1. Recopilación y organización de la información ...................................................... 117

4.3.2. Validación de la información .................................................................................. 118

4.3.2.1. Actualización de las historias de los pozos ......................................................... 118

4.3.2.2. Análisis PVT ....................................................................................................... 118

4.3.2.3. Análisis de presión .............................................................................................. 119

4.3.2.4. Análisis de núcleos ............................................................................................. 120

4.3.2.5. Petrofísica ........................................................................................................... 124

4.3.2.6. Registros PLT y de cementación ........................................................................ 124

4.3.2.7. Datos generales del Yacimiento B-SUP VLG-3729 ........................................... 125

4.3.2.8. Validación de análisis físico-químicos de agua de formación ............................ 125

4.3.3. Determinación del mecanismo de producción......................................................... 125

4.3.4. Comportamiento de producción .............................................................................. 126

4.3.5. Gráficos de Chan ..................................................................................................... 126

4.3.6. Determinación de la tasa crítica............................................................................... 126

4.3.7. Factibilidad de inyección de geles ........................................................................... 127

4.3.7.1. Identificar el problema ........................................................................................ 127

4.3.7.2. Criterios de selección de pozos ........................................................................... 128

4.3.7.3. Selección del polímero ........................................................................................ 129

4.3.7.4. Pruebas de desplazamiento en medio poroso ..................................................... 130

4.3.7.5. Colocación del tratamiento ................................................................................. 133

4.3.7.6. Procedimiento del tratamiento ............................................................................ 134

4.3.7.7. Recomendaciones después de aplicar el tratamiento .......................................... 135

4.3.8. Análisis económico ................................................................................................. 136

Página

CAPITULO V ............................................................................................................................. 137

ANÁLISIS DE RESULTADOS .................................................................................................. 137

5.1. Historias de los pozos ...................................................................................................... 137

5.2. Análisis PVT ................................................................................................................... 137

5.3. Análisis de presiones ....................................................................................................... 137

5.4. Análisis de núcleos .......................................................................................................... 139

5.5. Datos petrofísicos ............................................................................................................ 141

5.6. Registros PLT y de cementación ..................................................................................... 142

5.7. Datos generales del Yacimiento B-SUP VLG-3729 ....................................................... 148

5.8. Análisis físico-químicos de agua de formación ............................................................... 149

5.9. Determinación del mecanismo de producción................................................................. 152

5.10. Comportamiento de producción .................................................................................. 157

5.11. Gráficos de Chan ......................................................................................................... 160

5.12. Determinación de la tasa crítica................................................................................... 165

5.13. Factibilidad de inyección de geles ............................................................................... 170

5.13.1. Diseño del tratamiento de gel .................................................................................. 172

5.13.1.1. Calculo del volumen de gel a inyectar .............................................................. 172

5.13.1.2. Calculo de la tasa de bombeo ........................................................................... 173

5.13.2. Aplicación de gel a nivel de campo ......................................................................... 176

5.13.3. Programa operacional generalizado para la aplicación del gel................................ 177

5.13.4. Evaluación económica ............................................................................................. 178

CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 186

RECOMENDACIONES ............................................................................................................. 187

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................................ 188

LISTA DE FIGURAS

Figura Página

Figura 1. Ubicación geográfica del Yacimiento B-SUP VLG-3729 ............................................................ 24

Figura 2. Columna estratigráfica de Área 8 Sur ........................................................................................... 25

Figura 3. Ubicación de pozos con núcleos ................................................................................................... 27

Figura 4. Distribución de los pozos con núcleos .......................................................................................... 28

Figura 5. Análisis genético secuencial del pozo VLG3873 ......................................................................... 30

Figura 6. Límites estratigráficos por índices palinológicos ......................................................................... 31

Figura 7. Sección sur-norte con pozos con núcleos y límites estratigráficos ............................................... 32

Figura 8. Evolución de ambientes sedimentarios en la unidad B-4 ............................................................. 37

Figura 9. Evolución de ambientes sedimentario en la unidad B-1 ............................................................... 38

Figura 10. Fotomicrografía 1. Pozos VLG-3873 y VLG-3863 .................................................................... 41

Figura 11. Fotomicrografía 2. Pozos VLG-3873 y VLG-3863 .................................................................... 42

Figura 12. Sistema de flujo .......................................................................................................................... 43

Figura 13. Inyección de fluidos en un tapón ................................................................................................ 44

Figura 14. Curvas de Permeabilidad Relativa .............................................................................................. 48

Figura 15. Saturación del medio poroso ....................................................................................................... 52

Figura 16. Elevación capilar......................................................................................................................... 54

Figura 17. Condiciones de humectabilidad, fases A, B, y un sólido ............................................................ 56

Figura 18. Representación de las fuerzas interfaciales que actúan en el contacto de dos fases y un sólido 57

Figura 19. Distribución de fluidos para varias humectabilidades parciales ................................................. 58

Figura 20. Filtraciones en el revestidor, en la tubería de producción ........................................................... 63

Figura 21. Flujo detrás del revestidor ........................................................................................................... 64

Figura 22. Conificación o formación de cúspide ......................................................................................... 65

Figura 23. Empaque de Arena, según Sobocinski ........................................................................................ 69

Figura 24. Altura Adimencional del Cono Vs Tiempo Adimencional ........................................................ 70

Figura 25. Adedamiento ............................................................................................................................... 74

Figura 26. Desplazamiento estable e inestable, yacimiento horizontal ........................................................ 75

Figura 27. Desplazamiento estable e inestable, yacimiento inclinado ......................................................... 75

Figura 28. Tipos de desplazamientos en yacimientos inclinados ................................................................. 78

Figura 29. Tratamiento de obstrucción ........................................................................................................ 82

Figura 30. Diagnóstico de conificación ........................................................................................................ 84

Figura 31. Agua proveniente de las cercanías del pozo ............................................................................... 84

Figura 32. Zona ladrona de alta permeabilidad ............................................................................................ 85

Figura 33. Barrido normal de un yacimiento ............................................................................................... 85

Figura 34. Adedamiento ............................................................................................................................... 86

Figura 35. Resistividad de soluciones de NaCl ............................................................................................ 93

Figura 36. Composición equivalente de NaCl.............................................................................................. 94

Figura 37. Diagrama de Stiff ........................................................................................................................ 95

Figura 38. Colocación por punta de tubería ............................................................................................... 110

Figura 39. Aislamiento Mecánico con empacadura doble-inflable ............................................................ 110

Figura 40. Inyección Dual .......................................................................................................................... 111

Figura 41. Diagrama de la metodología utilizada ...................................................................................... 117

Figura 42. Núcleos tomados en el yacimiento B-SUP VLG-3729 ............................................................. 120

Figura 43. Grafico de Swc vs. FZI, Unidad B-4 ........................................................................................ 122

Figura 44. Grafico de Sor vs. FZI, Unidad B-4 .......................................................................................... 123

Figura 45. Curva de Pcwo Promedio, Unidad B-4, Región 3 (VLG-3863) ............................................... 124

Figura 46. Materiales utilizados para la prueba de desplazamiento ........................................................... 131

Figura 47. Armado de la celda ................................................................................................................... 132

Figura 48. Esquema de tratamiento para la simulación del ensayo en núcleo ........................................... 132

Figura 49. Operación para inyectar gel de forma selectiva ........................................................................ 133

Figura 50. Curva de KoKw promedio, Unidad B-4, Región 3 (VLG-3863) .............................................. 139

Figura 51. Curva de KoKg promedio, Unidad B-4, Región 3 (VLG-3863) .............................................. 140

Figura 52. Correlación Ko-K, Unidades B-1 & B-4 .................................................................................. 140

Figura 53. Registro de producción del pozo VLG-3846. 22/03/2007 ........................................................ 143







Figura 60. Datos del Yacimiento B-SUPERIOR VLG-3729 ..................................................................... 148

Figura 61. Diagrama STIFF. Muestra del 13/05/09 del pozo VLG-3846 .................................................. 150



Figura 64. Gráfico de presión vs NP en Región 3 ...................................................................................... 154

Figura 65. Mecanismo de producción de la Región 3, según patrones ...................................................... 155

Figura 66. Correlación de Presión por Sub-Unidad, Unidad B-4, Región 3, 4 y 6 .................................... 155

Figura 67. Mapa de diferencia de presiones entre Sub-Unidades, Unidad B-4.......................................... 156

Figura 68. Comportamiento de producción del Yacimiento B-Sup. VLG-3729 ....................................... 157

Figura 69. Comportamiento de la Región 3 del Yacimiento B-Sup. VLG-3729 ....................................... 157

Figura 70. Comportamiento de producción del pozo VLG-3846............................................................... 158






Figura 76. Gráfico de Chan del pozo VLG-3846 ....................................................................................... 161






Figura 82. Mapa de burbuja de la tasa de petróleo ..................................................................................... 164

Figura 83. Mapa de burbuja del corte de agua ........................................................................................... 164

Figura 84. Mapa de burbuja de la relación gas petróleo ............................................................................ 165

Figura 85. Cálculo probabilístico de la tasa crítica para el pozo VLG-3846 ............................................. 168






Figura 91. Resultado de los factores de resistencia residual ...................................................................... 170

Figura 92. Muestras de a) control, b) de ensayo y c) inicial ...................................................................... 171

Figura 93. Resultados obtenidos en laboratorio ......................................................................................... 172

Figura 94. Análisis económico de la inyección de geles en el pozo VLG-3846 ........................................ 180






Página Figura

LISTA DE TABLAS

Tabla Página

Tabla 1. Datos requeridos para determinar el gradiente de yacimiento ...................................... 119

Tabla 2. Resultados de la prueba de restauración de presión del pozo VLG-3863 ..................... 139

Tabla 3. Evaluación petrofísica del pozo VLG-3846 .................................................................. 141





Tabla 8. PLT del pozo VLG-3846 ............................................................................................... 143

Tabla 9. PLT del pozo VLG-3847 ............................................................................................... 143

Tabla 10. Segundo PLT del pozo VLG-3847 .............................................................................. 144

Tabla 11. PLT del pozo VLG-3856 ............................................................................................. 145




Tabla 15. Pozos cañoneados en más de una unidad del Yac. B-Sup. VLG-3729 ....................... 148

Tabla 16. Distribución de la producción de B-1 a B-5. Abril 2010 ............................................ 149

Tabla 17. Análisis físico-químico de muestra del pozo VLG-3846 ............................................ 150



Tabla 20. Viscosidad y emulsión de muestras de agua de Región 3 ........................................... 152

Tabla 21. Pruebas de presión validadas en Región 3 .................................................................. 153

Tabla 22. Datos para el cálculo de la tasa crítica del pozo VLG-3846 ....................................... 165

Tabla 23. Cálculos iníciales para el pozo VLG-3846 .................................................................. 166

Tabla 24. Datos y cálculos iníciales para el pozo VLG-3847 ..................................................... 166





Tabla 29. Tasas de mantenimiento de producción para los pozos en estudio ............................. 168

Tabla 30. Tasas probabilísticas para el mantenimiento de la producción ................................... 170

Tabla 31. Tabla de consistencia del Gel ...................................................................................... 171

Tabla 32. Datos para calcular volumen, tasa y tiempo de bombeo de gel................................... 174

Tabla 33. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3846 ............................................... 174

Tabla 34. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3846 con tasa optima ..................... 174






Tabla 40. Resumen de los resultados para la inyección de geles ................................................ 176

15

INTRODUCCIÓN

Los acuíferos son de gran ayuda en los yacimientos de hidrocarburo, ya que proporcionan

energía adicional que en ciertos casos ayudan a mantener la presión incrementando el recobro.

Pero en muchos casos la presencia del acuífero trae problemas asociados a la irrupción prematura

de agua, precipitación de carbonatos, gastos adicionales para el tratamiento y disposición del

agua, excesivo consumo de gas de levantamiento, entre otros. En el caso del Yacimiento B-

SUPERIOR VLG-3729 se ha producido un incremento abrupto en el corte de agua de algunos

pozos ubicados estructura arriba, como consecuencia del aumento de la tasa de producción, lo

que ha generado un flujo preferencial de agua desde el acuífero hacia los pozos productores en

las arenas de mayor permeabilidad, reduciendo considerablemente la producción de crudo y

dejando mayores volúmenes de reservas de crudo en el yacimiento.

En el presente trabajo se presenta el planteamiento del problema, la justificación, alcance y

delimitación, para proporcionar de manera rápida una idea del proyecto. Seguidamente se

presenta la descripción geológica del área, donde se visualiza la ubicación y sus características

principales. Posteriormente se observa el soporte teórico utilizado para realizar el desarrollo del

proyecto.

La metodología empleada se describe a continuación: se realizó un análisis integral de la

información necesaria para diagnosticar la causa del incremento del corte de agua, entre las

cuales se destacan historias de pozos, análisis PVT, pruebas RFT, pruebas estáticas, restauración

de presión, análisis de núcleos, propiedades petrofísicas, registros PLT, registros de cementación,

datos de completación, de yacimiento, tales como POES, reservas recuperables, reservas

remanentes, factor de recobro, espesores cañoneados, radios de drenaje, arenas donde fueron

completados, %AyS de los registros PLT y análisis físico-químicos de agua de formación.

Luego se determinó el mecanismo de producción mediante análisis de declinación de presión.

Se realizaron los gráficos de Chan que sirvieron de ayuda junto a toda la información validada

inicialmente para realizar el cálculo de la tasa crítica mediante análisis probabilístico y

determinístico utilizando las correlaciones existentes y un programa comercial. Además se

revisaron los pozos con problemas de agua y se evaluó la factibilidad de aplicación de geles

16

modificadores de permeabilidad relativa como método de control de agua, se realizaron las

propuestas de inyección respectivas y se plantearon los programas operacionales a seguir, se

determinaron los volúmenes de inyección y se realizó análisis económico para determinar la

rentabilidad de los mismos.

Entre los resultados obtenidos se tiene que al producir los pozos por debajo de la tasa crítica se

puede controlar el incremento del corte de agua con una reducción de 157 BND de crudo, además

con la inyección de geles se pueden reducir 1214 BAD lo que incrementaría la producción de

crudo en 659 BND.

17

CAPITULO I

DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

1.1.Planteamiento y formulación del problema

El Yacimiento B-Superior VLG-3729 se encuentra ubicado al sureste del Campo Ceuta y se

extiende sobre las subdivisiones del mismo denominadas Área 8 Sur (Lago) y Tomoporo

(Tierra). Inicio su explotación en el año 1988 con la perforación del pozo VLG-3729 hacia el

lago para luego continuar su delimitación o extensión con la perforación de los pozos en tierra

TOM-7 (1999), TOM-8 (2000) y TOM-9 (2000).

Comprende un homoclinal de bajo buzamiento asociado a un sistema transgresivo generador

de una falla normal principal, y un conjunto de fallas secundarias que originaron a su vez la

compartamentalización del yacimiento en seis regiones, y comprende las Unidades B-1 a B-5,

donde B-1 y B-4 presentan las mejores rocas almacén con un espesor aproximado de 500 pies

cada una, siendo las responsables de prácticamente de la totalidad del POES y la producción del

campo. El ambiente sedimentario es deltáico localmente estuarino con influencias de mareas, en

donde continuas regresiones y progradaciones marinas originaron siete y nueve sub-unidades

genéticas en B-1 y B-4, respectivamente.

Tanto la porosidad como la permeabilidad varían en intervalos de 10 a 15 % y 50 a 500 mD,

respectivamente. Presentó una presión inicial de 7500 Lpc, mientras que la presión actual varía

entre las 2500 y 6000 Lpc dependiendo de la región y sub-unidad. Está compuesto por crudo

negro subsaturado de aproximadamente 22.5 °API y una presión de burbujeo cercana a las 1500

Lpc, con una leve variación composicional con profundidad. Su roca posee una humectabilidad

intermedia y sus mecanismos de producción varían entre expansión roca-fluido y empuje

hidráulico.

El yacimiento cuenta con un POES de 5217 MMBN, actualmente está en su etapa de

recuperación primaria y en busca de recuperar la mayor cantidad de petróleo surge la necesidad

de analizar las correlaciones disponibles para la determinación de la tasa critica del Yacimiento

18

B-Superior VLG-3729, en la región 3 y factibilidad de inyección de geles para evitar, disminuir

y/o controlar la producción de agua.

La presencia de fluidos indeseables como el agua ocasionan graves problemas, entre los cuales

se tienen: disminución del potencial de producción por aumento del corte de agua y/o gas,

arenamiento de pozos, avance de los contactos agua-petróleo o gas/petróleo, agotamiento

acelerado de los yacimientos, entre otros; dificultando las tareas de levantamiento artificial,

procesos de separación, bombeo, tratamiento y disposición de estos fluidos, aumentando los

costos de operación. Es por ello, que una de las formas más económicas de evitar o minimizar la

producción de agua es mediante la predicción de la tasa crítica y/o de mantenimiento a través de

modelos o correlaciones existentes en la literatura y la inyección de geles modificadores de

permeabilidad.

1.2.Justificación y delimitación de la investigación

La alta producción de agua, constituye uno de los problemas que afectan considerablemente la

producción de petróleo, reduciendo la capacidad de aporte de la arena productora aumentando los

costos de producción. Existen en la literatura una amplia gama de modelos y/o correlaciones que

permitan realizar los cálculos pertinentes a fin de evitar, disminuir y/o controlar el problema de

producción de agua, resulta oportuna y conveniente la determinación de la tasa crítica de

producción mediante un análisis integral del sistema pozo-yacimiento. Esto proporcionará una

herramienta de fácil uso y aplicación en el monitoreo y control de fluidos indeseables,

permitiendo plantear soluciones para optimizar la producción de los pozos y alargar su vida

productiva, maximizando el recobro de las reservas y reduciendo costos de operación.

Delimitación de la Investigación:

• Espacial: El estudio propuesto se realizará en la Segregación Lagotreco ubicada en el Edif. El

Menito en Lagunillas, estado Zulia.

• Temporal: El tiempo estimado para la ejecución de este proyecto se estimó en un lapso de seis

(6) meses comprendido entre Diciembre de 2009 y Mayo de 2010.

19

1.3.Objetivos de la investigación

1.3.1.Objetivo general

Estudiar la factibilidad de reducir la irrupción de agua en el Yacimiento B-SUP VLG-3729 del

Campo Ceuta mediante la determinación de tasa crítica y la aplicación de geles modificadores de

permeabilidad relativa.

1.3.2.Objetivos específicos

• Determinar el mecanismo de producción mediante análisis de declinación de presión.

• Calcular la tasa crítica de producción de agua.

• Analizar el desempeño de las estimaciones probabilísticas con datos disponibles.

• Determinar la factibilidad de aplicación de geles modificadores de permeabilidad relativa para

reducir la producción de agua.

1.4.Antecedentes de la investigación

• Determinación computarizada “DIADECRIT” de Tasa Máxima de Producción de Petróleo por

efecto del Alto Corte de agua. Fuenmayor, R. Junio, 2003. En este trabajo se desarrolló un

software que permite determinar la causa de la producción abrupta de agua basándose

principalmente en correlaciones disponibles en la literatura. Se seleccionó un yacimiento

específico, cuyo mecanismo de producción predominante era el empuje hidráulico. Se evaluaron

propiedades petrofísicas, PVT, comportamiento de presión por lente, datos de completación, para

así construir mediante la utilización del software gráficos de diagnóstico de Chan y Método de

LSU (Universidad de Louisiana), utilizando correlaciones para determinar la tasa crítica o de

mantenimiento en los casos donde el agua ya había irrumpido. De forma similar serán analizados

los pozos en este estudio.

• “Evaluar el riesgo en la determinación de tasas óptimas de producción mediante modelos

probabilísticos en el yacimiento B-6/9 LRF-049, Bloque VI Lamar, para lograr una explotación

eficiente y rentable del yacimiento”. Jiménez, Ángel. (2002). En este estudio propuso optimar la

producción de los pozos, mediante la determinación y evaluación del riesgo asociado a las

máximas tasas de producción permisibles, haciendo uso de esquemas probabilísticos que

contribuyan a disminuir la incertidumbre asociada a las diferentes variables (Yacimiento / Pozos),

20

reflejadas tanto en la actualidad como en trabajos futuros, para así lograr una explotación

eficiente y rentable del yacimiento. Con este trabajo se aportan algunos modelos probabilísticos

para desarrollar las correlaciones para el caso en estudio.

• “Determinación de la tasa crítica de producción del Campo Motatán Domo Sur”. Méndez O.,

Carlos y Urdaneta A., Miguel A. (2001). El propósito de este trabajo de investigación se orientó a

determinar las tasas máximas permisibles (críticas), a la cual se deben producir los pozos que

permitan minimizar los altos cortes de agua, y en futuros planes de desarrollo evitar la irrupción

prematura del agua en el área Domo Sur del Campo Motatán, caracterizada por la presencia de

numerosas fallas y fracturas que complican la geometría y configuración del sistema petrolífero.

La metodología empleada incluyó la construcción de los gráficos de diagnóstico de K. S. Chan

con los cuales se determinó la causa que lleva a estos pozos a producir con altos cortes de agua,

haciendo énfasis en los casos de flujo preferencial a través de canales de alta permeabilidad /

adedamiento. Este trabajo nos permite visualizar las correlaciones disponibles y la metodología

para el caso de producción de agua por adedamiento.

• “Determinación de tasas optimas de producción en el Bloque VI Lamar mediante el uso de un

modelo de simulación 3D”. Jiménez U., Eliezer A. (2000). La finalidad de este trabajo de

investigación fue desarrollar un modelo que simule las condiciones adecuadas de flujo de un

pozo, con la intención de obtener, desde el punto de vista determinístico, la tasa óptima que sea

económicamente rentable con respecto a la inversión, y maximizar el recobro final del

yacimiento. Fue desarrollado en los pozos situados en el área Norte - central de Bloque VI Lamar

de la Segregación Lagocinco, a nivel de los yacimientos C-3, C-4 y C-5. La metodología usada

fue primeramente la aplicada para la generación y actualización de un modelo de simulación

numérica, ya que esta actividad se llevó a cabo en el Modelo de Bloque VI Lamar realizado por

International Reservoir Technologies (IRT). Finalmente, se hizo la evaluación económica de cada

caso/pozo, usando el Modelo de Análisis Económico de Producción (MAEP), donde se obtuvo

los reportes financieros finales. En esta investigación se realizó un análisis integral al evaluar el

sistema pozo-yacimiento utilizando un modelo de simulación 3D y concluyendo con el análisis

económico respectivo para cada caso de determinación de la tasa óptima y económicamente

rentable.

21

• “Determinación de la tasa crítica del yacimiento C-7, SVS-5”. Zambrano C., Yohan E. (2000).

El propósito de este estudio fue calcular la tasa crítica de producción de los pozos del yacimiento

C-7, SVS-5, ubicado en el Flanco Oeste de la Segregación Lagomedio, y de esta forma establecer

criterios que permitan controlar la alta producción de agua. La metodología usada consistió en la

construcción de los gráficos de diagnóstico de la relación agua-petróleo (RAP) y su derivada

(RAP’) vs. Tiempo y los comportamientos de producción de cada pozo, con los cuales se

determinó la causa que lleva a estos pozos a producir con alto porcentaje de agua, haciendo

énfasis en los casos de conificación. Esta investigación permite conocer un plan de trabajo para la

determinación de la tasa crítica de producción de agua y las causas que lo originan, siendo esto de

utilidad para este trabajo.

• “Factibilidad de inyección de geles en pozos pertenecientes a los Bloques III y IV del Lago de

Maracaibo”. Chinchilla y Osorio, marzo 2007. En este estudio se evaluó la posibilidad de

inyectar geles modificadores de permeabilidad relativa en las arenas con producción de agua

estratificada de los Yacimientos VLC-0052/VLD-0192. Se estructuró una metodología de trabajo

para la selección de los pozos candidatos, se analizó mediante pruebas de laboratorio la

factibilidad de aplicación de la tecnología evaluando así en medio poroso el gel a condiciones de

yacimiento. Este trabajo presenta gran valor para la presente investigación, debido a que los geles

fueron probados en pozos reales y no solo a través de ensayos, de donde se pueden obtener los

parámetros de aplicación y así realizar una comparación asertiva.

1.5.Metodología a utilizar

Para llevar a cabo este estudio se realizarán una serie de pasos y procedimientos con el fin de

alcanzar los objetivos planteados, como se describe a continuación:

•Fase I: Recopilación, validación de la información existente y definición de la base teórica que

sustente el trabajo de investigación.

•FASE II: Análisis, clasificación y verificación de las correlaciones, para determinar las que

mejor se apliquen al yacimiento en estudio, obteniendo el mejor ajuste posible con la

determinación de las causas del problema.

22

•Fase III: Análisis probabilístico para estimar cuales serán las tasas de producción esperadas en

los pozos para reducir y/o controlar la producción de con el diseño de una hoja de cálculo

específica de acuerdo a la causa de mayor impacto en la irrupción de agua.

•FASE IV: Estructuración de las propuestas operacionales para la inyección de geles, definiendo

el programa a seguir en cada uno de los trabajos recomendados, junto a las respectivas

evaluaciones económicas.

•FASE V: Evaluación de los resultados obtenidos, emisión de Conclusiones, Recomendaciones y

Presentación del trabajo definitivo.

Elaboración del Trabajo Especial de Grado y Presentación Final.

1.6.Viabilidad de la investigación

Para la realización del presente estudio, se cuenta con toda la información, instalaciones y

pozos para realizar el estudio de control y factibilidad. Asimismo, se cuenta con la asesoría de

tutores que tiene una amplia y excelente experiencia en el tema de investigación planteado.

1.7.Resultados esperados de la investigación

Esta investigación tiene la finalidad de determinar la tasa crítica y la factibilidad de inyección

de geles para reducir la producción de agua, incrementar la recuperación de crudo y optimizar la

potencialidad del Yacimiento B Superior, VLG-3729, Región 3, para alargar su vida productiva.

Además se busca la aplicación de los resultados obtenidos en este estudio para realizar una

prueba piloto con geles modificadores de permeabilidad, lo que permitirá implantar la aplicación

de dichos geles en la mayor cantidad de pozos. Para su difusión, el presente trabajo será

entregado en físico y digital a los ingenieros custodios del área (PDVSA) y a la biblioteca de la

división de Postgrado de Ingeniería de LUZ; y en caso de ser requerido por el jurado evaluador o

por la empresa PDVSA, se desarrollará un artículo técnico sobre la metodología de investigación,

el cual se presentará en congresos, seminarios y/o revistas técnicas de ser necesario.

23

1.8.Cronograma de actividades

CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES (2009-2010)

Determinación de la tasa crítica y factibilidad de aplicación de geles modificadores de permeabilidad relativa para

reducir la irrupción de agua en el Yacimiento B-SUP VLG-3729 del Campo Ceuta”.

Actividad Dic. Ene. Feb. Mar. Abr. May.

FASE I: Revisión bibliográfica

Recopilación, validación de la información existente y definición de la base teórica que sustente el trabajo de investigación.

FASE II: Análisis, clasificación y verificación de las correlaciones.

Análisis, clasificación y verificación de las correlaciones.

FASE III: Análisis probabilístico.

Análisis probabilístico.

FASE IV: Estructuración de las propuestas operacionales para la inyección de geles.

Estructuración de las propuestas operacionales para la inyección de geles.

FASE V: Elaboración de Informe y presentación final

Evaluación de los resultados obtenidos, Conclusiones, Recomendaciones y Presentación final.

CAPITULO I

24

CAPITULO II

GEOLOGIA DEL AREA DE ESTUDIO

2.1.Ubicación geográfica del área

El Yacimiento B-Sup VLG-3729 está ubicado en los Campos Ceuta y Tomoporo, en lago y

tierra respectivamente, al sureste de la Cuenca del Lago de Maracaibo (Figura 1). Inició su

explotación en el año 1988 con la perforación del pozo VLG-3729.

Figura 1. Ubicación geográfica del Yacimiento B-SUP VLG-3729. (PDVSA, 2010)

2.2.Modelo geológico

2.2.1.Descripción geológica

El yacimiento comprende un homoclinal de bajo buzamiento asociado a un sistema

transgresivo generador de una falla normal principal, y un conjunto de fallas secundarias que

originaron a su vez la compartamentalización del yacimiento en seis regiones. Pertenece a la

Formación Misoa del Eoceno, y comprende las Unidades B-1 a B-5, donde B-1 y B-4 presentan

las mejores rocas almacén con un espesor aproximado de 500 pies cada una, siendo las

responsables de prácticamente la totalidad del POES y la producción del campo. El ambiente

sedimentario es deltáico localmente estuarino con influencias de mareas, en donde continuas

regresiones y progradaciones marinas originaron siete y nueve sub-unidades genéticas en B-1 y

25

B-4 respectivamente. Tanto la porosidad como la permeabilidad varían en rangos de 10 a 15 % y

50 a 500 mD. respectivamente.

2.2.2.Descripción estratigráfica y sedimentológica

La secuencia estratigráfica en el área donde se ubica el yacimiento está constituida, de tope a

base, por las formaciones El Milagro y Onia, de edad Pleistoceno-Plioceno, de ambientes deltáico

y lacustre, respectivamente. La secuencia prosigue con las formaciones La Puerta y Lagunillas,

de edad Mioceno, compuestas por depósitos continentales y marinos deltáicos respectivamente y

culmina con la Formación La Rosa, también de edad Mioceno y representada por sedimentos de

origen marino. Infrayacen en forma discordante las lutitas de la Formación Paují, de edad Eoceno

Medio, la cual se encuentran parcialmente erosionadas. Ver Figura 2.

E O C E N

O

F M

M I S O A

A R E N A S

“B”

INFERIOR

SUPERIOR

B-1 B-2 B-3 B-4

B-5

F M

L A G U N I L L A S

FORMACIÓN LA ROSA)

LAGUNILLAS INFERIOR

MIEMBRO LAGUNA

MIEMBRO BACHAQUERO

BACH-1

BACH-2

BACH-3

LAG-1 LAG-2

LAG-3

M I O C E N O

ER-EO

FORMACIÓN PAUJÍ ( P.E )

A R E N A S

“C”

SUPERIOR

INFERIOR

C-1 C-2 C-3

C-4 C-5 C-6 C-7

FORMACION LA PUERTA

PLEISTOCENO FORMACION MILAGRO

PLIOCENO FORMACION ONIA

ER-PC

PALEOCENO GUASARE

B-6 / 9

B-40

B-41

B-42

B-43

B-44

B-45

B-46

B-47

B-48

E O C E N

O

F M

M I S O A

A R E N A S

“B”

INFERIOR

SUPERIOR

B-1 B-2 B-3 B-4

B-5

F M

L A G U N I L L A S

FORMACIÓN LA ROSA)

LAGUNILLAS INFERIOR

MIEMBRO LAGUNA

MIEMBRO BACHAQUERO

BACH-1

BACH-2

BACH-3

LAG-1 LAG-2

LAG-3

M I O C E N O

ER-EO

FORMACIÓN PAUJÍ ( P.E )

A R E N A S

“C”

SUPERIOR

INFERIOR

C-1 C-2 C-3

C-4 C-5 C-6 C-7

FORMACION LA PUERTA

PLEISTOCENO FORMACION MILAGRO

PLIOCENO FORMACION ONIA

ER-PC

PALEOCENO GUASARE

B-6 / 9

B-40

B-41

B-42

B-43

B-44

B-45

B-46

B-47

B-48

Figura 2. Columna estratigráfica de Área 8 Sur. (PDVSA, 2010)

En contacto concordante se encuentra la secuencia completa de la Formación Misoa (Eoceno

Inferior a Medio) integrada por areniscas y lutitas de ambiente deltaico. La sección superior de la

Formación Misoa la integran las arenas B clasificadas informalmente en B-Superior (B-1 a B-5)

26

y B-Inferior (B-6 a B-7); mientras que la sección inferior la conforman las arenas C con los

intervalos C-Superior (C-1 a C-3) y C-Inferior (C-4 a C-7). Subyacente y en contacto discordante

encontramos las calizas de la Formación Guasare de edad Paleoceno. Figura 2.

2.2.3.Descripción litológica

Una facies es una unidad de roca con características específicas (físicas, químicas y

biológicas) que la diferencian de otras unidades rocosas. Idealmente, debería ser una unidad de

roca que se formó bajo ciertas condiciones de sedimentación, reflejando un proceso particular, un

conjunto de condiciones, o bien el ambiente de sedimentación.

En el área la codificación de facies empleada para subdividir las unidades rocosas es la creada

por Rodríguez (1988) con algunas modificaciones, porque además de emplear el término facies

en un sentido enteramente descriptivo, el citado autor incorpora a estas facies valores de

porosidad y permeabilidad. Rodríguez identificó y codificó las facies observadas en los núcleos

del yacimiento Eoceno C en el Bloque III del Lago de Maracaibo, basándose en parámetros

litológicos, texturales, color, estructuras sedimentarias, composición mineralógica y grado de

bioturbación. A continuación se presenta la descripción de las facies empleadas en el área.

Facies S: Arenisca de grano grueso a muy grueso, incluso conglomerática, subangulares a

subredondeados y con un escogimiento de moderado a pobre. Presenta localmente estratificación

cruzada de bajo ángulo. La bioturbación es escasa o está ausente.

Facies S3: Arenisca de grano medio a grueso, subangulares a subredondeados y con un

escogimiento de moderado a bueno. Localmente se observan gránulos de cuarzo dispuestos al

plano de estratificación. Presenta estratificación cruzada de bajo y alto ángulo. La bioturbación es

escasa o ausente.

Facies S11: Arenisca de grano fino a medio, subangulares a subredondeados y con un

escogimiento de moderado a bueno. Presenta laminación cruzada variada. La bioturbación varía

de escasa a moderada.

27

Facies S1: Arenisca de grano fino a medio, subangulares a subredondeados y con un

escogimiento de moderado a bueno. Presenta láminas continuas de arcilla. La bioturbación varía

de escasa a moderada.

Facies S2: Areniscas arcillosas de grano muy fino a fino, subredondeados y con un

escogimiento de moderado a bueno. Presenta estructuras tipo flaser y rizaduras de corriente. La

bioturbación varía de escasa a moderada.

Facies S2B: Areniscas arcillosas de grano muy fino a fino, subredondeados y con un

escogimiento de moderado a bueno. Presenta estructuras tipo flaser y rizaduras de corriente

(oscurecidas debido a la intensa bioturbación).

Facies H: Intercalaciones de arenisca de grano variable (comúnmente fino a muy fino) con

lutitas, se presentan en bandas delgadas y láminas. Es común observar estructuras lenticulares y

de carga. La bioturbación varía de escasa a moderada.

2.2.4.Análisis por estratigrafía secuencial

En el Yacimiento B-Superior VLG-3729 del área 8 Sur del Campo Ceuta se dispone de

información de núcleos en los pozos VLG-3829, VLG-3863, VLG-3873, VLG-3890, VLG-3891

y TOM-09ST. Ver Figura 3.

VLG-3822

VLG-3729

VLG-3829

LA

CEIBA

N

VLG-3850

VLG-3848

3857 VLG-3873

VLG-3890

VLG-3863

TOM-

8

TOM-9

ST

TOM-

7

VLG-3891

TOM-

11

TOM-

12

TOM-

10

TOM-9

TOM-

15

TOM-

13

Figura 3. Ubicación de pozos con núcleos. (PDVSA, 2010)

28

Los núcleos cortados en el pozo VLG-3829 abarca parcialmente las unidades estratigráficas

informales B-2, B-3 y en menor proporción B-4. El núcleo del pozo VLG-3863 comprende la

parte basal de B-3, todo B-4, tope y parte media de B-5. En el pozo VLG-3873 la información

abarca la base de B-3, todo el yacimiento B-4 y la parte superior de B-5. El núcleo cortado en el

pozo VLG-3890, abarca parcialmente la parte inferior de las arenas básales de la formación Paují

así como todo el espesor de B-1. El Núcleo VLG-3891 abarca todo el espesor de B-1 de la

Formación Misoa. Ver Figura 4.

Figura 4. Distribución de los pozos con núcleos. (PDVSA, 2010)

El total de pies recuperados es de 4525.25 pies, correspondiendo 503’ para el pozo VLG-3829,

604’ continuos para el pozo VLG-3863, 562’ continuos para el VLG-3873, 698’ para el VLG-

3890, 483’ para el VLG-3891 y 1593,8’ para el TOM-09ST.

Se dispone además de 228 kms2 de levantamiento sísmico 3D, perfiles eléctricos y muestras

de canal para 82 pozos; así como de tres sismogramas sintéticos para los pozos VLG-3848, VLG-

3858 y VLG-3783, que sirvieron para calibrar la sísmica con la información de pozos.

El análisis de los núcleos, sísmica 3D y registros convencionales (rayos gamma, resistividad,

neutrón, densidad y sónico) tomados en los pozos VLG-3829, VLG-3863, VLG-3873, VLG-

3890 y VLG-3891 y su integración con el resto de los pozos, permitió diferenciar unidades

estratigráficas informales mayores; a nivel de las areniscas B-Superior de la Formación Misoa de

edad Eoceno Medio.

29

La metodología aplicada para definir la arquitectura estratigráfica y de facies en la secuencia

que incluye al Yacimiento B-Superior VLG-3729 (Formación Misoa, de edad Eoceno) fue la

propuesta por Galloway, denominada análisis genético secuencial. Ésta consiste en dividir el

perfil geológico en unidades estratigráficas, genéticamente correlacionables, limitados en su tope

y su base por superficies marinas de máxima inundación (MFS) o superficies de inundación

asociados a eventos marinos de poca extensión (mfs y/o Fs), definiendo así una unidad genética.

Las unidades de flujo fueron definidas en función de estas unidades genéticas.

Para mejoras en la resolución de nuestra interpretación se hicieron subdivisiones de la

secuencia a nivel de parasecuencias y/o unidades de tipo genéticas menores (ciclos sedimentarios

menores). Primero se dividió el registro geológico del área en cincos unidades genéticas mayores

como son: U-Gen-B-5, U-Gen-B-4, U-Gen-B-3, U-Gen-B-2 y U-Gen-B-1. Luego se hicieron

subdivisiones menores en las unidades más importantes desde el punto de vista de roca reservorio

U-Gen-B-4 y U-Gen-B-1:

U-Gen-B-4: se subdividió en nueve (9) unidades genéticas: U-Gen-B-4-8, U-Gen-B-4-7, U-

Gen-B-4-6, U- Gen-B-4-5, U-Gen-B-4-4, U-Gen-B-4-3, U-Gen-B-4-2, U-Gen-B-4-1 y U-Gen-B-

4-0.

U-Gen-B-1: se subdividió en siete (7) unidades genéticas: U-Gen-B-1-6, U-Gen-B-1-5, U-

Gen-B-1-4, U-Gen-B-1-3, U-Gen-B-1-2, U-Gen-B-1-1 y U-Gen-B-1-0. Ver Figura 5.

30

UU--Gen: Unidad GenGen: Unidad Genéética tica MFS: MMFS: Mááxima Superficie de Inundacixima Superficie de Inundacióón n mfsmfs: Superficie de inundaci: Superficie de inundacióón marina n marina FsFs: Superficie de Inundaci: Superficie de Inundacióón n

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5B

5

Figura 5. Análisis genético secuencial del pozo VLG3873. (PDVSA, 2010)

2.2.5.Límites y unidades estratigráficas

Para la definición de las superficies o límites estratigráficos se utilizaron cincos pozos de

referencia o pozos guías. Los pozos VLG-3891, VLG -3873 y VLG-3829 situados al norte, en

una zona conocida como Región 1 del Área 8 Sur; los pozos VG-3863 y VLG-3890 ubicados

hacia sur, en la Región 3. La elección de los pozos referencia fue debido a que estos pozos

presentaron núcleos dentro del intervalo estudiado. Los pozos VLG-3873 y VLG-3829

presentaron la unidad inferior y media nucleadas (comprenden las unidades géticas U-Gen-B-5,

31

U-Gen-B-4, U-Gen-B-3 y U-Gen-B-2), mientras que los pozos VLG-3891 y VLG-3890

presentaron la unidad superior nucleada (U-Gen-B-1 y parte de las arenas basales de la

Formación Paují). Esto permitió tener una completa caracterización sedimentaria y estratigráfica

de toda la columna que incluye B-Superior en el área.

Una vez revisados todos los perfiles de los pozos en el área, se definieron 20 límites

estratigráficos relacionados con superficies de máxima inundación (MFS) y/o con eventos de

inundación relacionados con procesos marinos (mfs y/o Fs). Para la definición de los limites

estratigráficos se utilizo la data bio-estratigráfica proveniente del estudio de los cincos núcleos en

el área. En ella se relacionó el alto índice de abundancia de palinomorfos de origen marino o

dinoflagelados con las superficies de máxima inundaciones. Fue utilizado sólo este índice de alta

abundancia palinomórfica debido a que el contenido de foraminíferos y de nanofósiles calcáreo

fue de escaso a ninguno. Ver Figura 6.

Figura 6. Límites estratigráficos por índices palinológicos. (PDVSA, 2010)

También fueron relacionados estos límites estratigráficos (MFS, mfs y Fs) con litofacies

relacionadas con ciclos de baja energía y de sedimentación homogénea de tipo lutítica (facies

“L”), nivel en las cuales se aprecia tanto en núcleo como perfil una convergencia de los patrones

de sedimentación estrato y grano decreciente del nivel estratigráfico infrayacente con los patrones

estrato y grano creciente del nivel estratigráfico suprayacente sucesivo. Ver Figura 7.

32

Figura 7. Sección sur-norte con pozos con núcleos y límites estratigráficos. (PDVSA, 2010)

Establecidos los límites estratigráficos en los pozos con núcleos de toda la sección evaluada,

se extrapoló esta información a toda el área de estudio, definiéndose así 19 unidades

estratigráficas de tipo genética. El establecimiento de estas unidades genéticas junto a la

integración de los análisis de fluidos adecuados permitió la definición de las diferentes unidades

de flujo dentro de la secuencia evaluada.

2.2.6.Descripción de la unidad Sedimentaria B-4

El análisis de las rocas observadas en esta unidad en conjunto con las estructuras

sedimentarias e icnogéneros identificados, además de las asociaciones de facies definidas y los

resultados bioestratigráficos, permiten interpretar el ambiente de sedimentación como un

33

ambiente deltaico localmente estuarino con influencias de mareas, caracterizado por depósitos de

canales distributarios estuarinos, canales de mareas, barras de mareas y llanuras de mareas.

Los procesos de sedimentación dominantes parecen haber sido fluviales y de mareas, como lo

indica la abundancia de estructuras unidireccionales y bidireccionales (mud drapes, superficies de

reactivación de energía, estratificación cruzada de alto y bajo ángulo). Por otra parte, el estudio

de las asociaciones de icnofósiles presentes en los núcleos de esta unidad, permite asignar los

sedimentos aquí representados a la icnofacies Skolithos y Cruziana. La icnofacies Skolithos

corresponde a niveles relativamente altos de energía, concentrándose mayormente en los

depósitos de canales distributarios estuarinos. La icnofacies Cruziana es más característica de

sustratos submareales (Pemberton et. al, 1993) y puede ser reconocida ampliamente en los

depósitos de llanuras de mareas, barras de mareas y canales de mareas.

La microfauna y microflora analizada en este intervalo corresponde a ambientes que varían de

próximo-costeros a nerítico interno (Farias et. al, 2006), los cuales están en correspondencia con

los ambientes interpretados para esta unidad.

Dado que el entendimiento de la configuración de los diferentes sistemas depositacionales en

un análogo deltaico moderno es clave para la comprensión de los procesos, escalas y geometrías

que formaron los sistemas depositacionales en el pasado geológico.

Se propone que el Delta del Orinoco en su porción más meridional puede representar un buen

análogo para este tipo de ambientes. La zona más meridional del Delta del Orinoco posee

características propias de un estuario debido a que en esta parte del delta, es más intenso el efecto

de las mareas, que sumado al de las corrientes y al del propio caudal del río (es el más caudaloso

brazo o caño del delta), redistribuyen los sedimentos hacia zonas más distales en los períodos de

reflujo de las mareas; en tanto que en los períodos de flujo hacia tierra pueden transportar

material bioclástico y organismos horadadores vivos dentro de los canales distributarios.

La geometría de los depósitos sedimentarios está controlada por la morfología depositacional

de los cuerpos arenosos y por los patrones de apilamiento (Allen et. al, 1994). La determinación

de esta geometría es más sencilla en depósitos de arena aislados, los cuales pueden analizarse

como el cuerpo de arena original, es decir canal, barra o abanico de rotura. Sin embargo, en

34

depósitos arenosos como los observados en el Yacimiento B-Superior VLG-3729 a nivel de la

Unidad B-4, la amalgamación vertical y lateral de las arenas resulta en cuerpos mayores y más

complejos, haciendo de esta manera más problemática la determinación de la geometría

individual de los depósitos de arenas.

2.2.7.Descripción de la unidad Sedimentaria B-3/B-2

Esta unidad posee un alto contenido de facies arcillosas. El espectro de estructuras

sedimentarias e icnológicas evidencian un dominio de procesos maréales con depósitos de

llanuras de mareas, barras y canales de mareas. La identificación de estructuras primarias de

ordenamiento interno se hace difícil debido al alto grado de bioturbación presente en estas rocas.

Otros rasgos distintivos en los núcleos de esta unidad es la presencia de clastos de lutita

sideritizados y restos de conchas que se atribuyen al flujo y reflujo hacia tierra de las corrientes

maréales, que sirven de medio de transporte para el material bioclástico. Adicionalmente, la

presencia de abundante contenido de materia orgánica, láminas carbonosas y niveles con signos

de oxidación permite suponer que la sección estratigráfica de interés estuvo próxima a zonas

emergentes.

El análisis de las estructuras biogénicas revela una abundancia de trazas fósiles

correspondientes a las icnofacies Cruziana (icnogéneros Teichichnus, Chondrites,

Rhizocorallium, Asterosomas) y Skolithos (icnogéneros Thalassinoides, Ophiomorphas,

Diplocraterion y Skolithos). La icnofacies Cruziana se encuentra mayormente en los depósitos de

las llanuras de mareas, en tanto que los arreglos de la icnofacies Skolithos son más típicos de los

depósitos arenosos de las barras y canales de mareas.

En general, la amplia abundancia y moderada diversidad de los icnogéneros hallados en las

rocas de esta unidad revelan condiciones paleoecológicas con niveles de energía de moderados a

bajos en aguas someras salobres (Pemberton et. al, 1993). Por otra parte la evidencia

bioestratigráfica indica la existencia de algunas especies características de ambientes neríticos

internos a externos a próximo-costeras, lo que está en concordancia con los sub-ambientes

interpretados. Localmente, en las rocas de esta unidad pueden observarse estructuras tipo

“Hummocky” (estratificación en forma de hamaca), especialmente hacia la parte superior de B-2

lo que podría indicar la transición de una sedimentación dominada por procesos maréales a una

35

dominada por procesos del oleaje, hacia las unidades más superiores. Para esta unidad no fueron

elaborados mapas paleoambientales debido a la carencia de cuerpos arenosos prospectivos.

2.2.8.Descripción de la unidad Sedimentaria B-1

Los depósitos de esta unidad muestran, en general, tendencias de engrosamiento

granulométrico hacia el tope y los patrones de apilamiento, a gran escala, revelan un sistema

progradante. La conjunción de las distintas líneas de evidencias sedimentológicas, icnológicas y

bioestratigráficas permiten proponer esta unidad como el resultado de la sedimentación en un

sistema depositacional próximo-costero de isla de barreras, con depósitos de plataforma,

anteplaya, barras costeras, canales de mareas y lagunas costeras. El proceso de sedimentación

dominante en esta configuración ambiental es el oleaje seguido por la acción de las mareas.

En esta unidad se observa un dominio de litotipos arenosos con respecto a los lutíticos

(relación 60:40 percentil). La fuerte bioturbación que presentan los sedimentos de anteplaya,

aunados a la presencia de algunas estructuras sedimentarias (estratificación cruzada de bajo y alto

ángulo, estratificación bidireccional y hummocky), permiten inferir un ambiente de alta energía

influenciado por el oleaje. Por otra parte, el estudio de las asociaciones de icnofósiles presente en

los núcleos de esta unidad, permite asignarle a estas rocas las icnofacies Skolithos y Cruziana

inferior a media. La primera de ellas corresponde a niveles relativamente altos de energía de

corriente u olas, y típicamente se desarrolla en sustratos ligeramente lodosos a limpios, bien

escogidos y no consolidados, condiciones que ocurren comúnmente en la playa baja y anteplaya

(Pemberton et. al, 1993). La icnofacies Cruziana es más característica de estratos submareales,

pobremente escogidos e inconsolidados.

Bioestratigráficamente la Unidad B-1 corresponde a ambientes de nerítico interno a nerítico

externo y en algunos casos condiciones marino abiertas, lo cual está en concordancia con el

sistema próximo-costero de isla barrera, aquí propuesto.

Para este tipo de ambientes de isla de barrera con influencia del oleaje, existen muchos

análogos modernos. Sin embargo, a pesar de la fuerte influencia del oleaje evidenciada en la

naturaleza de los sedimentos, existe un componente mareal bien marcado. Se propone un sistema

que se corresponde a una isla barrera que se interpone en la salida de una boca del estuario. En

36

este tipo de sistemas las olas predominan como proceso predominante, limitando su efecto sobre

la zona detrás de la isla de barrera, donde se depositan sedimentos finos en un ambiente de aguas

salobres. En zonas donde existe un componente mareal subordinado, como el caso mostrado; la

acción misma de las mareas puede erosionar la barrera creando canales de mareas que permiten el

paso de las mareas hacia áreas más internas, dominando así la distribución de sedimentos en estas

zonas internas.

2.2.9.Geometría y evolución sedimentológica de unidades

En base en las asociaciones de facies definidas, la naturaleza del contacto entre ellas y los

patrones generales de apilamiento, la sección analizada en este estudio puede ser subdividida, a

gran escala, en tres entidades sedimentarias mayores bien diferenciadas, a saber: una inferior, que

correspondería a la unidad estratigráfica informal B-4, dominantemente retrogradante; otra

intermedia, que correspondería a las unidades estratigráficas informales B-2 y B-3,

dominantemente arcillosas y sin una tendencia clara; y finalmente, una superior que se

corresponde con la unidad estratigráfica informal B-1, con un claro carácter progradante. Estas

entidades sedimentarias corresponden a asociaciones de facies que coexisten en equilibrio

producto de un evento de sedimentación mayor. Las unidades B-4 y B-1, debido a su carácter de

yacimientos han sido subdivididas estratigráficamente en unidades sedimentarias menores (B-

4.8/4.0 y B-1.6/1.0), a objeto de mostrar una evolución más detallada de los sistemas

sedimentarios interpretados para dichas unidades. Las sub-unidades así establecidas fueron

correlacionadas al resto de los pozos del área empleando los marcadores estratigráficos claves

reportados por bioestratigrafía (Farias et. al, 2006) y los identificados en sedimentología:

superficies erosivas y/o superficies con la icnofacies Glossifungites.

2.2.10.Unidad Genética B-4

Ambiente de sedimentación Deltáica con influencia de marea. En este ambiente se presenta un

sistema de canales distributarios estuarinos con excelentes característica como roca almacén, con

litofacies predominantes de acuerdo al análisis de núcleo de tipo S y S3, generalmente con

contacto abrupto en la base (definido por las electrofacies y por los núcleos) y con una dirección

de sedimentación estimada desde el sur hacia el norte preferentemente, con ciertas variaciones de

canales que proceden desde el sureste hacia el noreste.

37

Ocasionalmente sobre todo hacia la parte norte (Región 1) los canales estuarinos tienden a

orientarse en una dirección suroeste-noreste. Esto ocasionado por el factor denominado “gradient

advantages” (George Allen, 1993), en las cuales los ríos cambian de una dirección a otra cuando

la pendiente no le es favorable para seguir su sedimentación. En la misma unidad genética, más

hacia el norte del área, las características en los núcleos y las electrofacies evidencian las

influencias del régimen de marea sobre cada uno de los depósitos que conforman la unidad.

Hacia esta área, se produce una sedimentación de canales de mareas y barras de mareas que

siguen una orientación desde el norte hacia sur (paralelo y subparalelo a los canales estuarinos),

con ciertos cambios hacia el sureste y suroeste causado por la oblicuidad en la influencias de los

regímenes maréales. La geometría dominante de los cuerpos de arena en la unidad B-4 puede ser

descrita como depósitos arenosos a veces sinuosos y otras veces alargados en la dirección del

aporte de sedimentos. Al mapear los cuerpos de arenas de B-4, se evidencia que la dirección de

sedimentación los canales distributarios estuarinos, los cuales muestran excelente continuidad los

cuales evolucionan al norte como zonas de barras de mareas. La mayoría de estos canales

distributarios están amalgamados lateralmente, por lo que exhiben anchos de varios kilómetros y

espesores variables, hasta en el orden de 40 pies cuando se apilan verticalmente. Ver Figura 8.

Figura 8. Evolución de ambientes sedimentarios en la unidad B-4. (PDVSA, 2010)

38

2.2.11.Unidad Genética B-1

Ambiente de sedimentación: Próximo Costero. En este ambiente se presenta un sistema de

barras, al igual que los canales estuarinos, con excelentes característica como roca almacén. Las

litofacies predominantes de acuerdo al análisis de núcleo son las de tipo S3 y S11, el contacto se

presenta transicional-grano creciente hacia la base y abrupto hacia el tope (electrofacies y

núcleos). La geometría de los depósitos para esta unidad se consideró como cuerpos alargados en

una dirección preferentemente del este hacia el oeste, producto de la acción conjunta del oleaje y

de la deriva continental. Las mejores características como roca reservorio se visualizaron hacia el

noreste del área, en la dirección de los pozos TOM-08 y Franquera 1. Los depósitos arenosos en

este sistema de isla barrera se presenta en formas alargadas, paralelas a la línea de costa y su

desarrollo esta influenciando directamente por el transporte de las corrientes litorales (Davis y

Fitzgerald, 2004), donde el aporte sedimentario posiblemente sea producto de la redistribución de

los sedimentos en la desembocadura de un sistema deltaico próximo al área.

Figura 9. Evolución de ambientes sedimentario en la unidad B-1. (PDVSA, 2010)

39

Los depósitos de barras costeras se disponen paralelos a paleolínea de costa, mostrando una

muy buena continuidad. Sin embargo, esta continuidad puede verse interrumpida por la irrupción

de las mareas, que al cortar la isla de barrera redistribuye los sedimentos en forma de canales y

barras de mareas. Ver Figura 9.

2.2.12.Estudios de petrografía

Los aspectos petrográficos y diagenéticos más relevantes de las arenas B-1 y B-4 están

basados en estudios realizados para los pozos VLG-3890, VLG-3891 con núcleos tomados en B-

1, y VLG-3873, VLG-3863 en B-4. Según la información estratigráfica, las arenas de B-1

presentan 6 subdivisiones: B-1.0, B-1.1, B-1.2, B-1.3, B-1.4, B-1.5, B-1.6, en el caso del pozo

VLG-3890 se seleccionaron muestras sólo hasta la arena B-1.5 y el pozo VLG-3891 sí abarcó

todas las arenas, siendo B-1-1 y B-1.3 quienes presentan mejores características de

prospectividad.

Las arenas de B-4, se divide en 9 arenas: B-4.0, B-4.1, B-4.2, B-4.3, B-4.4, B-4.5, B-4.6, B-

4.7 y B-4.8. B-4.2, B-4.7 y B-4.8 presentan mejores características de prospectividad.

2.2.13.Características petrográficas y diagenéticas de las arenas B-4

Las facies sedimentarias que caracterizan a esta arena son S11 y S3, siendo la litología más

frecuente la arenisca cuarzosa.

2.2.14.Características texturales en arenas de B-4.

Los aspectos texturales de las arenas B-4.2 en el pozo VLG-3863, comprenden tamaño de

grano principalmente medio, sólo una muestra evidencia tamaño de grano muy grueso inferior.

Las características de escogimiento varían entre bueno a muy pobre predominando el

escogimiento moderado. La compactación entre los granos es moderada a baja, observándose

principalmente contactos longitudinales, puntuales y menores contactos cóncavos convexos, en

una muestra, se observa el predominio de contactos puntuales. Dentro de las estructuras

sedimentarias se observa laminación muy suave producto de la variación en el contenido de

arcilla, menor laminación por alineamiento de granos y láminas arcillosas ricas en siderita.

40

En el pozo VLG-3873, los aspectos texturales comprenden tamaño de grano principalmente

medio. Las características de escogimiento varían entre moderado a pobre. La compactación

entre los granos es baja a alta, observándose principalmente contactos longitudinales y menores

contactos puntuales y cóncavos convexos. Dentro de las estructuras sedimentarias se observa

laminación muy suave producto de la variación en el contenido de arcilla.

2.2.15.Mineralogía detrital en las arenas de B-4

Los granos detríticos de las arenas B-4.2 en el pozo VLG-3863 se encuentran representados

por abundante cuarzo monocristalino (< 81,2%) y menor cuarzo policristalino (0,4 a 6%).

Los granos de feldespatos son muy escasos, observándose sólo feldespatos potásicos.

Los fragmentos líticos son principalmente del tipo chert (hasta 1.6%). Dentro de los granos

accesorios los minerales pesados son comunes, principalmente minerales de titanita y algunas

trazas de epidoto y circón. Asimismo, se observa mica moscovita en cantidades trazas hasta un

0.4% a 16236,4 pies se evidencia arcilla alogénica laminada en un 2.8%.

Por su parte en el pozo VLG-3873 la mineralogía detrital se encuentra representada por

abundante cuarzo monocristalino (< 85%) y menor cuarzo policristalino (5 – 5.3%). Muchos de

los granos de cuarzo se encuentran corroídos. Los fragmentos líticos son principalmente del tipo

chert (hasta 1.0%), líticos indeterminados (trazas hasta a un 1%) y fragmentos volcánicos (0.7%).

Dentro de los granos accesorios los minerales pesados y micas moscovita en trazas.

2.2.16.Estimación de pérdida de porosidad en las arenas de B-4

La pérdida de porosidad para las arenas B-4.2 en los pozos VLG-3863 y VLG-3873 ocurre

principalmente por efecto de la compactación. Esto se corrobora con: la teoría de Lundegard

(1992) ya que los índices de compactación son cercanos a 1% y con la moderada cantidad de

contactos cóncavo-convexos en la granulometría que componen la textura de estas rocas.

2.2.17.Calidad de yacimiento y procesos diagenéticos de las arenas B-4

La porosidad intergranular primaria de las muestras de las arenas B-4.2 en el pozo VLG-3863

es moderada a buena. Algunas muestras evidencian porcentajes de cementos (cuarzo + caolinita +

41

arcillas indiferenciables + siderita + óxidos de hierro + pirita), los cuales reducen muy localmente

los valores reportados de porosidad medidos en sección fina y en los análisis del núcleo. En

general, los poros están bien preservados con gargantas de poro muy limpias. Los valores de

porosidad intergranular primaria medidos en sección fina alcanzan hasta un 16%, por datos del

núcleo oscilan entre 16,6 y 17.6%. La porosidad secundaria es menor, y principalmente es debida

a la disolución de fragmentos líticos arcillosos. La calidad de yacimiento es buena a excelente.

Para el pozo VLG-3873, la porosidad intergranular primaria de las muestras de las arenas B-

4.2, es moderada a buena. Algunas muestras evidencian porcentajes de cementos (cuarzo +

caolinita + arcillas autigénicas + pirita), los cuales reducen muy localmente los valores reportados

de porosidad medidos en sección fina y en los análisis del núcleo. En general, los poros están

bien preservados con gargantas de poro muy limpias. Los valores de porosidad intergranular

primaria medidos en sección fina alcanzan hasta un 19,4%, por datos del núcleo oscilan entre

15,3 y 16.3%. La porosidad secundaria es menor, y principalmente es debida a la disolución de

fragmentos líticos arcillosos. La calidad de yacimiento es buena a excelente. Ver Figura 10 y 11.

Figura 10. Fotomicrografía 1. Pozos VLG-3873 y VLG-3863. (PDVSA, 2010)

a

c d

b

42

Los principales procesos diagenéticos observados en las arenas B-4.2 son:

• Sobrecrecimientos de cuarzo muy finos y discontinuos, con valores entre 1.6 a 2%.

• Precipitación de caolinita ocluyendo poros y varía entre 0.8 y 2%.

• Arcillas indiferenciables infiltradas (hasta 1.6%).

• Precipitación de siderita está presente en algunas muestras en forma de finos cristales

reemplazando arcillas.

• Precipitación de pirita desde cantidades trazas hasta un 0.4%.

• Arcillas autigénicas recubriendo granos de cuarzo (1.0 – 1.7%).

• Caolinita ocluyendo poros primarios (0.7 -1.3%).

• Pirita rellenando poros y reemplazando granos

Figura 11. Fotomicrografía 2. Pozos VLG-3873 y VLG-3863. (PDVSA, 2010)

Las arenas B-4.2 provienen principalmente del sector interior cratónico. El mismo

corresponde a areniscas cuarzosas (cuarzoareniscas), las cuales son producto de la erosión de

rocas graníticas o gnéisicas.

a

ed

b c

43

CAPITULO III

MARCO TEÓRICO

3.1.Permeabilidad

Es una propiedad inherente a la roca y se define como la capacidad que tiene una roca de

transmitir los fluidos dentro del volumen poroso interconectado. Es medida en milidarcy (mD) o

Darcy (D) en honor al Francés Henry Darcy, quien fue el primero en estudiar el paso del fluido

(agua) a través de un medio poroso (filtro de arena) como lo muestra la siguiente figura:

Ec. 1

Figura 12. Sistema de flujo. (Rujano, 2010)

La permeabilidad se describe como el flujo de un centímetro cúbico de líquido con viscosidad

de un centipoise moviéndose a través de un centímetro cúbico de roca con un diferencial de

presión a una atmósfera. Esta es una propiedad petrofísica dinámica la cual relaciona el flujo con

un diferencial de presión y es intrínseca al medio poroso ya que no depende del fluido, ni de la

tasa o diferencial de presión.

En los experimentos iníciales, Darcy no consideró la viscosidad del fluido como variable.

Posteriormente Muskat desarrolló esta ecuación para la industria petrolera, tomando en cuenta

dicho parámetro. La expresión matemática de la Ley de Darcy es la siguiente:

Ec. 2

Donde:

V: velocidad aparente de flujo, cm/seg.

q L

A Pk=

q L

A Pk=

q A

L

P1 P2 dL

dL

dPk

A

qV *

44

q: tasa de flujo, cc/seg.

A: área perpendicular al flujo, cm2.

K: permeabilidad, Darcy.

: Viscosidad, cp.

dp/dl: gradiente de presión en la dirección del flujo, atm/cm.

3.1.1.Tipos de permeabilidad

Permeabilidad absoluta (k): se refiere a la capacidad que tiene un fluido para fluir a través de

un medio poroso (roca) cuando la formación está totalmente saturada con ese mismo fluido. Es

decir, cuando existe una sola fase, la cual satura 100% el medio poroso. Esta es diferente de la

permeabilidad efectiva que relaciona dos o más fluidos presentes en la misma roca.

Permeabilidad efectiva (ke): es la capacidad que tiene un fluido de fluir a través de una roca

cuando otro fluido inmiscible se encuentra presente en el mismo medio poroso. Es decir, cuando

existe más de una fase en el medio poroso, las cuales fluyen simultáneamente. Se denota como

Keo (permeabilidad efectiva al petróleo), Keg (permeabilidad efectiva al gas), Kew

(permeabilidad efectiva al agua). Siempre es menor a la permeabilidad absoluta.

El modelo de Darcy solo aplica para una fase de flujo. Sin embargo, es importante entender

los movimientos de los fluidos en el yacimiento, ya que en yacimientos de petróleo o gas

coexisten dos o más fluidos. Una versión modificada de la ley de Darcy se aplica para la

permeabilidad efectiva para un solo fluido que está en función de la saturación y la

humectabilidad, siendo este fluido petróleo, gas o agua.

Ec. 3

Figura 13. Inyección de fluidos en un tapón. (Rujano, 2010)

Keo = Kro*K Ec. 4 Kew = Krw*K Ec. 5

qo

qw

p

A

L

So, Swqo o L

A p Keo=

45

Permeabilidad relativa (kri): Se define como el cociente de la permeabilidad efectiva de un

fluido a una saturación determinada entre la permeabilidad absoluta de ese mismo fluido a la

saturación total.

Ec. 6

El cálculo de la permeabilidad relativa permite comparar dos fluidos inmiscibles que fluyen

uno en presencia del otro en un mismo medio poroso, ya que un fluido en presencia de otro

inhibe el flujo. Esta permeabilidad puede ser expresada en porcentaje o fracción. Para un sistema

de fluido simple, la permeabilidad relativa de ese fluido es 1. La permeabilidad absoluta es

medida en el laboratorio usando muestras de tapones o núcleos enteros y generalmente se usa gas

(aire) como fluido inyector, ya que no reacciona con las muestras. Sin embargo, a altas tasas de

flujo ocurren desprendimientos internos en las muestras que causan altos valores de

permeabilidad. Las mediciones de la permeabilidad relativa son usadas para describir

cuantitativamente el transporte simultáneo de dos o más fluidos inmiscibles a través de una roca

de formación. Estas mediciones dependen principalmente de las saturaciones de los fluidos. Las

pruebas del flujo de fluidos en los sistemas de drenaje e imbibición son elaboradas usando el

método de estado estable y no-estable.

3.1.2.Permeabilidad relativa agua-petróleo

Buckley y Leverett derivaron una expresión de la Ley de Darcy la cual relaciona el flujo

fraccional con la relación de la permeabilidad relativa.

El flujo fraccional de petróleo, agua o gas puede ser determinado de las pruebas de

laboratorio. La ecuación para flujo fraccional puede ser derivada de la ecuación de Darcy.

Ley de Darcy:

Ec. 7

Flujo fraccional de petróleo:

Ec. 8

Sustituyendo una ecuación en la otra, se tiene:

Ec. 9

wo

oo

qq

qf

W

O

O

wo

K

Kf

*1

1

K

KK e

ri

)14700(L

PKAQ

46

Existen varios factores que influyen en la permeabilidad relativa agua petróleo. Las

características de un yacimiento están afectadas por la litología de las rocas que lo componen. La

permeabilidad relativa agua petróleo es función de:

• Geometría de los poros de las rocas del yacimiento.

• Según muchos investigadores, la geometría de los poros influye en la permeabilidad relativa

agua petróleo. Esto se debe a que existen ciertas propiedades que afectan la geometría de los

poros y a su vez la permeabilidad relativa agua petróleo, las cuales son:

- Tamaño de los granos.

- Forma de los granos.

- Escogencia de los granos.

- Arreglo de los granos.

- Arcilla intergranular.

Estos parámetros están relacionados y afectan las propiedades del yacimiento tales como:

permeabilidad, porosidad, saturación de agua irreducible. En general, exámenes microscópicos

han demostrado que rocas con grandes poros interconectados y correspondientes a pequeñas

áreas superficiales presentan una gran diferencia entre la saturación inicial de agua y la saturación

residual de petróleo.

Rocas con pequeños poros interconectados presentan un rango de saturación pequeño. Ahora

bien, las curvas de permeabilidad relativa agua petróleo son muy similares para litologías

similares, así existen diferencias entre sus permeabilidades al aire.

Diferentes tipos de roca con la misma permeabilidad al aire tendrán diferentes características

en la curva de permeabilidad relativa agua petróleo.

• Humectabilidad de la roca

La humectabilidad de las rocas influye en la permeabilidad relativa agua petróleo. Para rocas

fuertemente humectables por petróleo, la curva de permeabilidad relativa agua petróleo a la

saturación de petróleo residual probablemente será mayor de 0.5. Sin embargo con solo la curva

de permeabilidad relativa agua petróleo no se puede inferir que una roca es fuertemente

47

humectable por petróleo porque muchas veces la presencia de canales interconectados dentro de

los poros puede presentar este mismo comportamiento.

Para rocas fuertemente humectables al agua, la curva de permeabilidad relativa al agua a la

saturación residual de petróleo tendrá un valor menor que 0.1. Es de hacer notar que con sólo la

curva de permeabilidad relativa agua petróleo no se puede inferir lo anteriormente explicado ya

que la presencia de arcilla hinchable o taponamiento debido a la presencia de partículas finas

pueden presentar este mismo efecto.

• Caudal de flujo

Según pruebas realizadas en el laboratorio el caudal de flujo está directamente relacionado con

la presión de flujo. Se ha demostrado que a mayor presión de flujo, mayor es el caudal. Esto se

observa en las curvas de permeabilidad relativa al petróleo ya que la inyección de agua no será

eficiente ni homogénea, presentando la gráfica una alta saturación de petróleo residual (Sor).

• Saturación de agua irreducible

Su influencia es tan grande debido a que es el punto de partida o punto de origen de la curva

de permeabilidad relativa agua petróleo. Este valor también está estrechamente relacionado a la

humectabilidad de la roca, según algunos investigadores si la Swi > 25 % la muestra es

humectable al agua y si Swi < 15 % es humectable al petróleo. Sin embargo, sólo con este

parámetro, no se puede determinar si el núcleo es humectable al agua o al petróleo.

3.1.3.Permeabilidad relativa gas-petróleo

La permeabilidad relativa gas petróleo, es realizada para investigar las características de flujo

del yacimiento, el cual está produciendo por gas en solución, expansión de la capa de gas o donde

una recuperación secundaria por inyección de la capa de gas esté planeada. El cálculo de la

permeabilidad relativa gas petróleo se basa en el mismo principio físico que la prueba de

permeabilidad relativa agua petróleo. Las principales diferencias son:

- Debido a las diferencias de viscosidades entre el gas y el petróleo, el punto de ruptura ocurre

muy temprano.

- La fase no mojante es representada por el gas y la fase mojante por el petróleo.

48

3.1.4.Curvas de permeabilidades relativas

Para un medio poroso determinado, las permeabilidades efectivas y por consiguiente, las

permeabilidades relativas a un fluido específico, en un sistema saturado por más de un fluido,

dependen de las características de humectabilidad y de la saturación.

Considérese un medio poroso saturado con dos fluidos, a uno de ellos se le denomina

humectante y al otro no humectante. Si el sistema está saturado con gas y petróleo, la fase

humectante o mojante será el petróleo, en cambio, en el caso de que existan petróleo y agua en el

medio poroso, por lo general, se le considera al agua como fase humectante, aunque se conocen

muchos casos de humectabilidad preferencial al petróleo o intermedia. Establecida la

humectabilidad para un determinado medio poroso, las permeabilidades relativas son función

únicamente de la saturación de uno de los fluidos, referido por lo general a la fase humectante,

SH o SM.

Así se determina la permeabilidad relativa mediante la medida de los parámetros básicos y la

aplicación de la ecuación de Darcy a cada una de las fases a las saturaciones de la fase

humectante. Los resultados se presentan gráficamente, obteniéndose curvas similares a las

señaladas en la Figura 14. Las cuales se denominan Curvas de Permeabilidades Relativas a las

fases humectante y no humectante.

Permeabilidad Relativa

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

Saturación de Agua (Sw)

KrO

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

Krw

Permeabilidad relativa al agua Permeabilidad relativa al petroleo

Swirr Sor

Figura 14. Curvas de Permeabilidad Relativa. (Rujano, 2010)

49

Las curvas de permeabilidad relativa presentan una serie de características, las cuales son

independientes del fluido que constituya la fase humectante y son las siguientes:

• La permeabilidad relativa a la fase humectante se caracteriza por una declinación rápida en

su valor para pequeñas reducciones de saturación a elevadas saturaciones de dicha fase.

• La saturación a la cual la fase humectante comienza a fluir o ser móvil, se denomina

saturación irreducible o crítica o de equilibrio. Este valor generalmente oscila entre 5 y 30%

cuando la fase humectante es agua.

• La saturación a la cual la fase no humectante comienza a fluir o ser móvil se llama saturación

crítica o de equilibrio o residual, de la fase no humectante y depende de la mayor o menor

humectabilidad.

• La permeabilidad relativa de la fase no humectante es igual a uno para saturaciones de dicha

fase menores a 100 %. Ello indica que parte del espacio poroso disponible, aunque

interconectado, contribuye poco a la capacidad conductiva de los fluidos.

• El efecto que produce una variación de saturación, es disponer más poros o canales al flujo

de la fase cuya saturación aumenta y lo contrario para la otra fase.

• De esta característica se concluye que el flujo en el medio poroso es flujo por canales, es

decir, que cada fase, humectante o no humectante, se desplaza por su propia red de canales

selectos, pero todos ellos tienen el mismo fluido mojante.

• La curva suma de las permeabilidades relativas a ambas fases es menor o igual que la unidad

y dicha curva representa la interacción mutua entre las fases. Este hecho indica que cuando

existen dos fases en un medio poroso, cierta porción del mismo no contribuye a la capacidad

conductiva de los fluidos presentes, al menos a ciertas saturaciones.

• El punto de intersección de las dos curvas de permeabilidades relativas ocurre a cualquier

valor de saturación. La ubicación de dicho punto indica cualitativamente los siguientes aspectos:

• Si la saturación de agua determinada por registros eléctricos es igual o mayor que la

saturación correspondiente a dicho punto, la tasa de crudo del pozo será baja y alta declinación,

aumentando rápidamente el porcentaje de agua.

• Cuando se utilizan curvas de permeabilidades relativas para predecir el comportamiento del

yacimiento, bien sea en un proceso de inyección de gas y/o agua o por agotamiento natural, es

muy conveniente trabajar con la razón de permeabilidades relativas.

50

3.1.5.Factores que afectan la permeabilidad

La permeabilidad en areniscas puede ser afectada por el tamaño y la forma del grano, el

empaque, cementación, presión de sobrecarga, grado de compactación de la roca, contenido de

arcilla y la distribución del tamaño del poro. Además, es importante tomar en cuenta que las

medidas de permeabilidad están afectadas a su vez por el efecto de deslizamiento de las

moléculas y por la presencia de líquidos reactivos en el medio poroso.

3.1.6.Medición de la permeabilidad

Existen medidas directas e indirectas para medir la permeabilidad.

• Medida indirectas: cuando no se dispone de núcleos, estas se puede determinar mediante

correlaciones o métodos indirectos tales como:

- Pruebas de restauración y declinación de presión de pozos.

- Correlación de permeabilidad en función de porosidad.

• Medidas directas: mediante núcleos, utilizando gases o líquidos.

- Permeámetro Standard.

- Permeámetro Ruska Universal.

- Permeámetro de gas.

Las medias de permeabilidad obtenidas por estos métodos son absolutas, pues en dichos

aparatos sólo se pueden hacer fluir un fluido a través de las muestras de núcleos, y ese fluido es

un gas (aire comprimido, nitrógeno, entre otros.) Actualmente en el laboratorio, el método que se

usa con mayor grado de confiabilidad es el permeámetro de gas; este permeámetro está adaptado

a la ley de Darcy mediante la siguiente ecuación:

Ec. 10

Donde:

Kg: Permeabilidad al gas (mD).

qa: Tasa de flujo de gas, (cc/seg. a condiciones atmosféricas).

C: Constante que depende de presión y Viscosidad del gas.

A

LCK

qa

g

51

3.1.7.Determinación de permeabilidad relativa

Las permeabilidades relativas se calculan en el laboratorio aplicando el método de estado

estable y el método de estado no-estable.

a) Método de Estado Estable

Es una técnica utilizada para determinar la permeabilidad relativa de datos en donde dos o tres

fluidos son inyectados al mismo tiempo en la muestra (tapón), a tasa y presión constante durante

un tiempo extendido hasta alcanzar el equilibrio. La permeabilidad efectiva para cada fase se

obtiene utilizando la ley de Darcy que considera la medición de los gradientes de presión, caudal,

y las saturaciones. Por lo general, las curvas de permeabilidad relativa frente a la saturación se

obtienen mediante el cambio de la relación de las tasas de inyección hasta que se alcanza el

equilibrio. Este proceso es repetitivo y los cambios de saturación son controlados para ser

unidireccional y así evitar la histéresis.

El método de estado estable es una técnica que requiere de mucho tiempo, y por lo tanto es

muy costoso, ya que cada nivel de saturación requiere de muchas horas o días para llegar al

equilibrio. Además, estos métodos requieren de mediciones de saturaciones de fluido

independientes en el núcleo.

b) Método de Estado No-estable

Es la técnica más rápida de laboratorio para determinar las curvas de permeabilidad relativa;

todo un conjunto de datos de las curvas de permeabilidad relativa frente a la saturación se puede

obtener en pocas horas debido a que no es necesario alcanzar el equilibrio en la saturación. Este

proceso implica el desplazamiento de los fluidos in situ mediante la inyección de una tasa

constante (o presión) de un fluido drenable, mientras que el volumen efluentes son vigilados

continuamente. Los datos resultantes se analizan y un conjunto de curvas de permeabilidad

relativa son calculadas utilizando varios métodos matemáticos.

Existen algunas ecuaciones utilizadas para todos los análisis, la ecuación lineal de Buckley-

Leverett considera el desplazamiento de fluidos inmiscibles e incompresibles. Se refiere al nivel

de saturación en todos los puntos en tiempo, el coeficiente de viscosidad de fluidos, presión

52

capilar, las tasas de flujo y la permeabilidad relativa. Los métodos de Welge, Johnson-Bossler

Naumann y Jones-Roszelle también son utilizados para el análisis. Algunas desventajas son:

Para el método de estado no-estable:

- Las curvas de permeabilidad relativa no llegan al nivel de saturación completo y el valor del

punto final de datos podría ser limitado.

- Se presentan algunas discontinuidades en la presión capilar a la entrada y salida en la cara de

los tapones que pueden resultar en un recobro distorsionado en los valores de presión medidos.

Estos problemas mencionados anteriormente se reducen con la prueba de estado estable, sin

embargo, ésta también presenta algunas desventajas:

- Crea incertidumbre en la distribución de fluidos, si estos son o no representativos del proceso

de desplazamiento.

- Existen limitaciones experimentales causadas por la necesidad de calcular saturaciones.

3.2.Saturación de fluidos

Es la fracción del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes. Ver Figura

15. Matemáticamente dichas saturaciones serán:

Ec. 11

Ec. 12

Ec. 13

Donde la sumatoria Ec. 14

Figura 15. Saturación del medio poroso. (González, 2005)

GGRRAANNOOSS DDEE AARREENNAA MMAATTEERRIIAALL

CCEEMMEENNTTAANNTTEE

PPEETTRROOLLEEOO

AAGGUUAA

GGAASS

100*PorosoVolumen

GasdeVolumenS g

100*PorosoVolumen

AguadeVolumenSw

100*PorosoVolumen

PetróleodeVolumenSo

1gwo SSS

53

La determinación de la saturación de los fluidos presentes en los diferentes estratos de un

yacimiento puede realizarse, al igual que la Porosidad y la Permeabilidad de dos formas

diferentes:

• Mediante registros de pozos, los cuales miden propiedades eléctricas y radioactivas (registros

eléctricos, neutrón, FDC entre otros) que permiten identificar los fluidos contenidos en el

yacimiento.

• En el laboratorio, haciendo uso de los métodos de la Retorta y de Extracción por Solventes.

3.3.Tensión superficial e interfacial

La tensión superficial (o tensión interfacial) es el resultado de las fuerzas moleculares que

causan que la superficie de un líquido asuma el tamaño más pequeño posible, y que actúe como

una membrana bajo tensión. Estas fuerzas causan atracción entre las moléculas de la misma

sustancia (cohesión) y entre moléculas de diferentes sustancias (adhesión). La tensión de

adhesión la cual es función de la tensión interfacial determina cual fluido preferentemente moja

al sólido. La combinación de todas estas fuerzas determina la humectabilidad y la presión capilar

de las rocas.

La tensión superficial está reservada a la tensión ejercida en la superficie de un líquido, el cual

está en contacto con su vapor o con el aire, y puede medirse mediante la observación de la fuerza

requerida para halar un alambre delgado a través de la superficie. El término de tensión

interfacial es utilizado para definir la tensión de la superficie de separación o interfase entre dos

líquidos inmiscibles, pero en sentido estricto la tensión superficial es también tensión interfacial.

3.4.Humectabilidad

Se refiere a la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie sólida, en presencia de otro

fluido inmiscible, tratando de ocupar la mayor área de contacto posible con dicho sólido. Esta

tensión de adhesión ocurre cuando existe más de un fluido saturando el yacimiento, y es función

de la tensión interfacial. Otro término sinónimo utilizado es el de mojabilidad, denominando

fluido mojante o humectante al que presenta mayor tensión de adhesión con la roca del

yacimiento.

54

3.5.Presión capilar

Se define presión capilar como la diferencia de presión a través de la interfase, o también

como las fuerzas retentivas, que impiden el vaciamiento total del yacimiento. Las fuerzas

capilares presentes en el yacimiento se originan por la acción molecular de dos o más fluidos

inmiscibles (petróleo, agua y gas) que coexisten en dicho medio. En un yacimiento de gran

espesor que contenga agua e hidrocarburos, la saturación puede variar desde 100% de agua en la

parte inferior de la zona hasta una zona máxima de petróleo (y una saturación de agua

irreducible) en la parte superior. Existe una transición gradual entre estos dos extremos de

saturación. El intervalo de transición puede ser muy corto para formaciones porosas y permeables

o muy largo para formaciones de baja permeabilidad.

Tanto el agua como el petróleo están presentes en los poros de las rocas, el agua, que es la fase

que comúnmente humedece, recubre las paredes de los poros y llena los canales de los poros más

pequeños. El petróleo tiende a acumularse en los poros más grandes. El tamaño de los poros de

las arenas oscila desde decenas de micrones para los poros grandes hasta fracciones de un micrón

para la garganta entre poros. Estos poros con un diámetro inferior a un micrón actúan como

capilares. La presión capilar se puede observar siempre que dos fases miscibles estén presentes en

un tubo capilar y es definida como la caída de presión a lo largo de la curva de la interfase del

líquido.

Figura 16. Elevación capilar. (González, 2005)

Cuando un tubo capilar es sumergido en algún líquido se produce la elevación del líquido a

través del tubo capilar representando así el equilibrio entre el peso de la columna del líquido y la

presión capilar. La ecuación de Laplace establece que:

Ec. 15

AAgguuaa

AAiirree ØØ

hh

rr

r

TCosPc

2

55

Donde:

Pc = Presión Capilar en dina/cm2.

T = Tensión Superficie del agua en contacto con el vidrio en dina/cm.

= Ángulo de contacto del menisco con el tubo capilar.

r = Radio del tubo capilar en cm.

En una situación de equilibrio:

Ec. 16

Donde:

h = Altura de la columna de agua en cm.

w = Densidad del agua en gr/cm3.

g = Aceleración de la gravedad en cm/seg2.

Despejando la altura de la ecuación anterior se tiene:

Ec. 17

Se puede inferir inmediatamente que mientras más fino sea el tubo capilar, más alta será la

columna de agua, debido a la mayor presión del capilar. Para considerar la altura que alcanza el

agua en una roca parcialmente saturada con petróleo, se debe modificar la formula anterior, la

cual fue establecida para el caso de una interfase agua-aire, para incluir ahora la tensión

interfacial entre los dos líquidos inmiscibles y sus respectivas densidades.

La tensión interfacial entre los dos líquidos es aproximadamente igual a la diferencia entre la

tensión superficial de cada líquido en contacto con el aire:

Ec. 18

La ecuación que incluye la altura puede ser descrita de la siguiente manera:

Ec. 19

Donde los subscritos 1 y 2 reflejan al agua y al petróleo respectivamente.

El agua alcanzará una elevación mayor mientras menor sea la diferencia de densidad entre los

líquidos y menor sea el radio del capilar.

gr

CosTTh

21

212

2121 TTT

gr

TCosh

w

2

ghr

TCosP wc

2

56

Esto se puede explicar de otra manera, si A y B son dos puntos, justo por encima y debajo de

la interfase, la diferencia de presión PA – PB, es la presión capilar. Dicha diferencia puede

evaluarse de consideraciones hidrostáticas:

Ec. 20

Luego:

Ec. 21

Por lo tanto la presión capilar puede calcularse también por la formula:

Ec. 22

Donde:

h = distancia entre el contacto agua petróleo y el nivel de agua libre, pies.

w = densidad del agua, lbs/pie3.

o = densidad del petróleo, lbs/pie3.

144 = factor de conversión.

Los datos de presión capilar proveen información muy útil sobre el radio de la garganta de

poro efectivo, permeabilidad y al ser convertidos a condiciones de superficie, también proveen un

estimado de la elevación de la columna de hidrocarburos necesaria para producir una saturación

de agua determinada en un tipo de roca determinado. Pruebas de presión capilar por inyección de

mercurio, pruebas en sistemas agua-petróleo y aire-salmuera son corridas en diferentes

combinaciones para determinar los parámetros antes mencionados. La magnitud de la saturación

de agua en cualquier altura en el yacimiento es función de efecto y tamaño de distribución de los

granos. El efecto de este factor sobre la relación de presión capilar vs. Saturación de agua puede

analizarse como sigue: si todos los capilares fuesen del mismo tamaño y con radio igual, la

curvatura de presión capilar sería horizontal, ya que el agua alcanzaría la misma altura de todos

los tubos y por lo tanto dicha presión capilar sería constante.

Figura 17. Condiciones de humectabilidad, fases A, B, y un sólido. (González, 2005)

)(144

owc

hP

cOWBA PghPP )(

hgPPP

hgPPP

WPB

OPA

57

En la Figura 17 se observa lo siguiente: a) Humectabilidad parcial de B sobre el sólido S, b)

Humectabilidad parcial de A sobre S, y c) Humectabilidad completa de B sobre S.

Una forma de conocer el valor del ángulo de humectación es mediante la ecuación de Young

– Dupre, la cual corresponde a la ecuación:

AS- BS = AB Cos Ec. 23

Figura 18. Representación de las fuerzas interfaciales que actúan en el contacto de dos fases A y

B con un sólido. (González, 2005)

Donde ij representa la energía de superficie entre las fases i y j como se observa en la Figura

18. Los vectores ij representan las energías de superficie entre las fases i y j. Esta ecuación es

válida en el caso que el sólido no presente irregularidades químicas (diferentes composiciones) o

físicas (porosidades) cerca del punto de contacto de las tres fases. De lo contrario, la ecuación

sólo será valedera en áreas específicas del sólido.

Para un sistema de agua-petróleo, los ángulos de contacto menores de 50 (medidos a través

de la fase acuosa por ser más densa), indican condiciones de humectado por agua, mientras que

ángulos mayores de 130° indican humectabilidad por petróleo. Un ángulo de contacto de 50° a

130° indica que la superficie de la roca tiene igual preferencia por agua que por petróleo, es decir,

humectabilidad intermedia. Hasta hace poco se creía que la mayoría de los yacimientos eran

humectados por agua, pero recientemente, trabajos sobre determinaciones de humectabilidad

sugieren que algunos pueden presentar humectabilidad intermedio y concluyen que la mayoría,

definitivamente, poseen condiciones diferentes a las de humectado por agua. Debido a que este

parámetro determina la distribución de los fluidos en el espacio poroso, la humectabilidad juega

un papel determinante en la planificación de la explotación de un pozo. Seguidamente se presenta

en forma gráfica la influencia que tiene la humectabilidad sobre la ubicación de los fluidos en un

medio poroso con una saturación de agua de aproximadamente 20%.

58

Figura 19. Distribución de fluidos para varias humectabilidades parciales. (González, 2005)

En la figura anterior puede notarse como el fluido mojante se encuentra en los poros más

pequeños. En términos generales, coincidimos en la afirmación de que el ángulo se denomina

ángulo de contacto cuando:

< 90°, el fluido humecta al sólido y se llama fluido humectante.

> 90°, el fluido se denomina fluido no-humectante.

Explícitamente se tiene que una tensión de adhesión de cero indica que los fluidos tienen igual

afinidad por la superficie. La humectabilidad tiene sólo un significado relativo. Teóricamente,

debe ocurrir humectabilidad o no-humectabilidad completa cuando el ángulo de contacto es 0° o

180° respectivamente. Sin embargo, un ángulo de cero es obtenido sólo en pocos casos (agua

sobre vidrio), mientras que un ángulo de 180° es casi nunca alcanzado (mercurio sobre acero =

154°).

Con respecto al ángulo de contacto de avance (Advancing contact angle), señalaremos que

estamos en su presencia cuando el agua está en contacto con el petróleo sobre una superficie

sólida previamente en contacto con el petróleo.

El ángulo de contacto de retroceso (Receding contact angle), se determina cuando el petróleo

está en equilibrio con el agua sobre una superficie previamente cubierta con agua.

La variación de la relación presión capilar vs. saturación de agua, obviamente depende de la

naturaleza de los fluidos y sólidos envueltos, ya que se conoce que el ángulo de contacto y la

tensión interfacial es particular para cada sistema roca-fluidos considerado.

a) mojada por agua b) mojada por petróleo

59

3.5.1.Métodos para medir presión capilar

Existen varios métodos para medir la presión capilar en el laboratorio entre los cuales se tienen:

• Método del Plato Poroso.

• Método de la Centrifuga.

• Método de Inyección de Mercurio.

Método de la Centrífuga

En este método se emplea una centrífuga de alta velocidad para aumentar la diferencia de

presión entre las fases.

Ventajas:

- Es rápido.

- El instrumental es más elaborado, pero no es necesario asegurar contactos capilares. El

drenaje de la fase desplazada es directo.

- Permite hacer mediciones de Drenaje e Imbibición.

- Permite definir perfectamente la presión umbral de muestras poco permeables.

- Permite alcanzar presiones capilares más elevadas que con el método de Estados Restaurados.

- Compara favorablemente con el método de Estados Restaurados en todo el rango de

saturaciones.

Desventajas:

- El cálculo es indirecto. La saturación de fases varía a lo largo de la muestra.

Método de Inyección de Mercurio

En este método se emplea mercurio como fase no-humectante (el vacío, o vapor de Hg actúa

como fase humectante).

Ventajas:

- Es un método rápido.

- Permite trabajar sobre muestras de geometría variable (Cuttings, recortes).

- Permite hacer mediciones de Drenaje e Imbibición.

- Permite definir perfectamente la presión umbral.

60

- Permite alcanzar presiones capilares muy elevadas.

- El cálculo es sencillo y directo.

- Permite obtener la distribución de diámetros porales (Gargantas Porales) del sistema.

Desventajas:

- Compara favorablemente con el método de Estados Restaurados sólo hasta la saturación de

agua irreductible. No permite obtener la saturación irreductible de agua (Swirr) pues la fase

humectante (vacío) luego de hacerse discontinua, es infinitamente compresible.

- Inutiliza las muestras para ensayos posteriores.

3.6.Heterogeneidad del yacimiento

Todos los yacimientos varían areal y verticalmente en sus propiedades. En los cálculos de

desplazamiento se debe tomar en cuenta la variación de la permeabilidad. Dykstra y Parsons

definen un coeficiente de variación de permeabilidad, V, que mide la heterogeneidad del

yacimiento. Para determinar V, las permeabilidades se arreglan en orden decreciente. El

porcentaje del numero de valores de permeabilidad que exceden cada valor tabulado se calcula

dividiendo por n+1, donde n es el numero de muestras. Los porcentajes se representan en un

papel Log probabilísticos. La variación de permeabilidad se calcula mediante:

Ec. 24

Un valor de V=0 es un yacimiento uniforme. Un yacimiento heterogéneo altamente

estratificado tendrá un V cercano a 1.

3.7.Movilidad

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

entre la permeabilidad efectiva de la roca a un fluido y la viscosidad de este.

Ec. 25

3.8.Razón de movilidad

La razón de movilidad se designa por la letra M con dos subíndices que indican la fase

desplazante y la fase desplazada y se define como la movilidad de la fase desplazante dividida

%10

%1.84%50

K

KKV

o

Koo

w

Kww

g

Kgg; ;

61

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:

Ec. 26

Un aspecto importante en la definición de la razón de movilidad es la evaluación de la

permeabilidad efectiva a cada fase. Las afirmaciones adoptadas con base en resultados

experimentales son:

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 M, comúnmente encontrados, están en el rango de 0.02 a 2. Debido a

la influencia de M sobre las eficiencias de barrido areal y vertical, donde a bajos valores de 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, y no favorable la que es mayor de la

unidad. Es decir, si M<1 razón de movilidad 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 cantidad de agua producida para recuperar la misma

cantidad de petróleo, esto se debe a dos efectos:

• Pequeñas áreas barridas a la ruptura.

• 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 tenderá 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 simultaneo, 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.

o

Ko

w

Kwow *,

62

3.9.Fuerzas viscosas

Las fuerzas viscosas se reflejan en la magnitud de la caída de presión que ocurre como

resultado del flujo de un fluido a través de un medio poroso. Una de las aproximaciones más

simples utilizada para calcular dichas fuerzas considera que el medio poroso está formado por un

conjunto de tubos capilares paralelos. Con esta suposición, la caída de presión para flujo laminar

a través de un solo tubo vendrá dada por la ley de Poiseuille.

Ec. 27

3.10.Teoría VISCAP

El nombre significa: VIS: fuerzas viscosas y CAP: fuerzas capilares.

Fuerzas Viscosas:

De la ecuación de Darcy

Ec. 28

Suponiendo P como gradiente “L” se elimina, para un medio poroso la permeabilidad es

constante y por definición “q/A” es la velocidad de flujo, luego las fuerzas viscosas que actúan en

un medio poroso pueden medirse por la cantidad “v* ”.

Fuerzas capilares:

Las fuerzas capilares se miden por la tensión superficial o interfacial y el ángulo de contacto,

ya que r (radio capilar) se supone constante, puesto que k es constante. Luego, las fuerzas

capilares que actúan en un medio poroso pueden medirse por la cantidad σ.cos (θ). La teoría

VISCAP examina la razón de fuerzas viscosas a fuerzas capilares.

Ec. 29

Esta razón representa un numero adimensional.

Análisis de las fuerzas presentes en el flujo de fluidos:

• Si la velocidad de flujo aumenta, las fuerzas viscosas aumentan.

• Si la viscosidad del fluido aumenta, las fuerzas viscosas aumentan.

• Si la tensión interfacial aumenta. Las fuerzas capilares aumentan.

• Si el ángulo de contacto aumenta, cos( ) disminuye y las fuerzas capilares disminuyen.

gc

vlP

r *

***82

AK

Lqp

*

**

Cos

v

Fc

FvPRazónVISCA

*

*

63

En teoría, es posible, lograr un balance de fuerzas capilares y viscosas y se comprueba que el

petróleo residual se reduce a medida que se va logrando el balance de fuerzas.

3.11.Tasa crítica

Es la máxima tasa de producción que minimiza el desequilibrio roca-fluido, entendiéndose por

roca la migración de arenas y finos y por fluido la producción de agua en problemas inherentes al

yacimiento por conificación o adedamiento.

3.12.Producción de agua excesiva

La excesiva producción de agua es un problema común encontrado en pozos productores de

petróleo y puede ser causada por fuga en los revestidores, comunicación por detrás del revestidor,

flujo preferencial a través de zonas de alta permeabilidad en el yacimiento, adedamiento o

conificación. Los registros de producción pueden ser usados para localizar la fuente de la

producción de agua y ayudan a determinar la causa fundamental de la producción de agua no

deseada.

3.12.1.Mecanismos de alta producción de agua asociados a la completación

3.12.1.1.Fuga de revestidores

Las filtraciones en el revestidor, tuberías de producción, empacaduras y en los cuellos, con

frecuencia son causadas por prácticas de completación deficientes (las uniones en los revestidores

quedan flojas y no producen sello, o se aprietan demasiado causando un excesivo esfuerzo que

fractura la tubería), o tuberías incompatibles con las condiciones del hoyo (temperatura,

materiales corrosivos, presiones, etc.). Las fugas en los revestidores son frecuentemente

observadas por un súbito y rápido incremento del corte de agua. Ver Figura 20.

Figura 20. Filtraciones en el revestidor, en la tubería de producción. (González, 2005)

64

3.12.1.2.Comunicación por 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. Generalmente cuando existe canalización se observa un

rápido incremento del corte de agua después de un trabajo de estimulación, o inmediatamente

después de la completación. Los registros de cementación indican la posibilidad de que exista

canalización a través del cemento por detrás del revestidor. Este flujo de agua se puede detectar

mediante los registros de producción que verifique el flujo por detrás del revestidor (SPECTRAL

FLOW LOG o WATER FLOW LOG) basados en la activación de oxígeno en conjunto con los

registros de temperatura, trazas radioactivas, ruidos. La solución principal consiste en

cementaciones forzadas de alta resistencia, fluidos a partir de resinas colocados en el espacio

anular, o fluidos basados en geles de menor resistencia colocados en la formación para detener el

flujo dentro del espacio anular. Ver Figura 21.

Figura 21. Flujo detrás del revestidor. (González, 2005)

3.12.2.Mecanismos asociados al yacimiento

3.12.2.1.Empuje de agua de fondo

Este mecanismo es el que ocurre comúnmente y en el cual la producción de agua es inevitable.

Cuando en un yacimiento la energía es aportada por un acuífero activo, al producirse la

depleción, el agua desplaza lentamente al petróleo, ocasionando un barrido eficiente del

yacimiento y una alta producción de agua a lo largo de la vida productiva del pozo.

3.12.2.2.Ruptura de las barreras

Las barreras naturales, como capas densas de lutitas que separan las zonas de petróleo de un

acuífero pueden romperse por varias razones. Si la caída de presión durante la producción excede

65

la que puede soportar la barrera, esta fallaría, permitiendo al agua comunicarse a través de la

ruptura en la capa. Las barreras pueden también fracturarse o disolverse como resultado de

fracturamientos hidráulicos o tratamientos de acidificación de la matriz ocasionado un rápido

aumento en la producción de agua.

3.12.2.3.Conificación

La conificación ocurre cuando el agua fluye aprovechando la permeabilidad vertical desde el

CAP hacia las perforaciones del intervalo completado. El fenómeno se origina cuando el

diferencial de presión del pozo es superior al gravitatorio. La irrupción del agua ocurre en la parte

inferior del intervalo completado, por lo que debe existir un CAP definido y al no existir barreras

en el flujo vertical del agua cuando el diferencial de presión del pozo supera al gravitacional se

producirá la conificación. Ver Figura 22. En muchos yacimientos la permeabilidad vertical es

mucho menor que la permeabilidad horizontal favoreciendo la recuperación de petróleo con

cortes de agua. La conificación puede ser evitada si los pozos se producen por debajo de la tasa

crítica.

Figura 22. Conificación o formación de cúspide. (González, 2005)

En un pozo productor la conificación ocurre cuando el agua fluye verticalmente desde el CAP

hacia las perforaciones del intervalo completado. El fenómeno se origina cuando el diferencial de

presión del pozo es superior al diferencial de presión gravitatorio, el cual tiende a mantener el

petróleo sobre el agua, es decir:

Ec. 30

En la ecuación anterior no hay inferencia en cuanto al tiempo para la irrupción. La inferencia

es que siempre cuando esta desigualdad sea satisfecha la conificación ocurrirá instantáneamente.

hcowPwfPwellP **433.0

66

Históricamente, las investigaciones iníciales en el campo de conificación de agua fueron

concentradas en su eliminación, enfocando todos los esfuerzos de ingeniería en crear una barrera

física a nivel del yacimiento que restringiera el movimiento vertical del agua, pero los resultados

fueron desalentadores. Howard y Fast (Amoco) tenían la idea de inyectar un “Pancake” de

cemento justo encima de los intervalos completados para que actuase como barrera al

movimiento vertical del agua. En el campo, los resultados preliminares fueron decepcionantes ya

que la formación se fracturaba. Aunque la panacea de la conificación no fue descubierta el

fracturamiento hidráulico fue introducido. Se reconoce entonces, como una alternativa de análisis

retornar a las implicaciones de la ecuación anterior, es decir, disminuir la presión del Draw Down

del pozo regulando la tasa de producción. En este sentido se han desarrollado métodos de cálculo

para determinar la tasa máxima de petróleo que impida la conificación. La mayoría de las

investigaciones analíticas y experimentales de este fenómeno fueron conducidas bajo las

siguientes condiciones / suposiciones:

• Los fluidos son incompresibles.

• Flujo segregado.

• Se desprecia el efecto de capilaridad.

3.12.2.3.1.Métodos de determinación de tasa crítica por conificación

3.12.2.3.1.1.Muskat and Arthur

Asumieron que el petróleo fue producido de un pozo en la cual la zona de petróleo fue

parcialmente penetrada, mientras que el agua permanece con presión estática equilibrada. Ellos

relacionaron las fuerzas potenciales de flujo con la diferencia de fuerzas gravitatorias con los

fluidos involucrados. La ecuación para conificación de un yacimiento homogéneo puede ser

escrita como:

Ec. 31

Con este método se logra estimar la máxima presión de fondo fluyente sin que ocurra la

conificación de agua o gas.

3.12.2.3.1.2.Meyer y Garder

Enfocaron sus estudios al cálculo de tasa crítica de petróleo, asumiendo:

h

Zh

P

g

ew

zw

e

-11

67

• El flujo de petróleo y/o gas es estrictamente radial.

• El flujo de agua desde el contacto agua petróleo es estrictamente vertical.

• La presión de Draw Down que controla el flujo de petróleo y/o gas es restringida por las

presiones gravitatorias. Esta presión es igual al gradiente gravitatorio (debido a la diferencia de

densidad entre el petróleo y el agua) y a la distancia existente entre la base de las perforaciones y

el Contacto Agua Petróleo (CAP). Con estas asunciones la ecuación para tasa crítica por

conificación de agua fue desarrollada:

Ec. 32

3.12.2.3.1.3.Chaney, Noble, Henson y Rice

Usando el análisis de Muskat estudiaron la conificación de agua y gas, a través de resultados

tanto analíticos como experimentales, tomados de un análisis potenciométrico y matemático. El

trabajo experimental fue realizado con una red de simulación de resistencia eléctrica construida

para simular el flujo en el pozo. Una vez que la distribución de potencial es establecida la tasa de

flujo eléctrica fue medida para varias condiciones de espesor y los intervalos perforados. Como el

flujo en medio porosos es análogo al flujo de electricidad, los autores relacionaron los resultados

del simulador a la tasa crítica de petróleo en el pozo. Los resultados fueron presentados en varias

figuras, estas fueron realizadas para diferentes espesores de yacimiento (del tope de las

perforaciones al C.A.P) desde 12.5 pies a 100 pies, y un radio de drenaje de 1000 pies,

permeabilidad 1000 mD, viscosidad del petróleo de 1 cps, diferencia de densidades de 0.3 gr/cc.

Ec. 33

Si el cañoneo es realizado en el tope de la arena petrolífera los autores presentaron una

ecuación adicional, que permite estimar el “Qcurva” en función del espesor de la arena y el

espesor perforado.

Ec. 34

3.12.2.3.1.4.Chierici Et Al

Uso la técnica del modelo potenciométrico y la teoría de Muskat para calcular la tasa crítica de

petróleo. Asume que el yacimiento es homogéneo, excepto que la permeabilidad vertical puede

hphrw

reLn

koQc

oo

w22o *

**

*-*001535.0

oo

owcurvako

QcQ

*

***00333.0

0.40*30.0*250*34*1313.0

90

10

44

5722

22 hhhphQ

h

hp

curva

68

kv

kh

h

rr

e

ed*

ser diferente de la horizontal, los contactos agua-petróleo y gas-petróleo son estacionarios

excepto para el cono, y además que los efectos de capilaridad son despreciables y los fluidos son

incompresibles. La ecuación es la siguiente:

Ec. 35

El valor de ),,(ψ

hhfr cw

bde

es obtenido de figuras.

Donde:

Ec. 36 Ec. 37

El método de Chierici también permite calcular el intervalo óptimo de completación para un

pozo sin que se produzca conificación de agua ni de gas.

3.12.2.3.1.5.Chaperon

Se baso en la aproximación analítica, asumiendo que el intervalo cañoneado es

insignificantemente pequeño, si lo comparamos con el tamaño del yacimiento.

Ec. 38

3.12.2.3.1.6.Schols

Presento una correlación empírica basada en experimentos desarrollados en modelos Hele-

Shaw.

Ec. 39

3.12.2.3.1.7.Yang y Wattenbarger

Desarrollaron desde simulaciones numéricas, asumiendo que no hay flujo detrás del límite y

que el intervalo cañoneado no necesariamente tiene que extenderse desde el tope del intervalo.

Ec. 40

hhfr

khc

bed

oo

hwoQc ,,**

***073.3

2

3

10

h

hpf

b

red

khQc

oo

w h 9434.17311.0*

*

**-**888.42

o

-4

10

khkvre

hh

rwreLn

kh

oo

w

5.*

1416,3432,0*

*2049

-**-Qc

*

hp14.0

32

o

oo

vocd

Yw

owqh kokh

Qc**3048.2

****,

2

69

3.12.2.3.1.8.Guo y Lee

Asumen tres dimensiones, combinando el diseño de flujo radial – esférico. Desarrollaron y

analizaron un método que, a diferencia de las correlaciones desarrolladas anteriormente, toman

en cuenta el efecto del límite de cañoneo del pozo en el área de producción de petróleo, también

determinaron una relación que determina la longitud exacta para la completación óptima desde el

tope de la formación.

Ec. 41

3.12.2.3.1.9.Hoyland

Presentó correlaciones basadas en un cálculo hecho con un modelo de simulación. La zona de

agua fue representada por una capa de fondo con porosidad infinita y una columna de porosidad y

permeabilidad infinita en el radio de drenaje.

Ec. 42

3.12.2.3.1.10.Sobocinski y Cornelius

Sus estudios de laboratorio se basaron en un método físico de empaque de arena “Flexiglass”

(Ver Figura 23) que representaba una sección de una unidad geológica, donde se simulaba el

flujo hacia un pozo a través de una serie de válvulas, esto permitía simular diferentes longitudes y

densidades de cañoneo.

Figura 23. Empaque de Arena, según Sobocinski. (González, 2005)

Dicho modelo se comenzaba con una posición inicial estable del CAP. Luego se inyectó agua

y petróleo para reemplazar la producción existente en el sistema a través de las perforaciones del

rwreLn

rwhp

kvQc

kvkhre

hphre

oo

ow

1

110

2

1*

5.0

**

****07.3

2

2

23

ocd

Hps

oo

ow qhkh

Qc ***4.651

**2

70

pozo. La variación de la posición del CAP con respecto al tiempo fue fácilmente monitoreada a

través de los colores de los fluidos inyectados. Los resultados de su estudio han sido resumidos

en la siguiente figura:

Figura 24. Altura Adimencional del Cono Vs Tiempo Adimencional. (González, 2005)

Usando variables adimensionales definidas como:

• Altura dimensional del cono (Z):

Ec. 43

• Tiempo adimensional (td):

Ec. 44

Es de notar que la ecuación que relaciona tiempo real de irrupción con tiempo adimensional

fue derivada de consideraciones analíticas. Sin embargo, al aplicar esta relación a sus resultados

experimentales, los autores determinaron que el exponente era necesario, cuyo valor es en

función directa a la relación de movilidad:

Ec. 45

Previamente calculada la altura adimensional del cono de agua (Z), el tiempo adimensional de

irrupción puede ser determinado a través de la Figura 24. El valor del tiempo de irrupción es

obtenido despejándolo de la ecuación de tiempo adimensional. Kuo y DesBrisay desarrollaron

una ecuación que se ajusta fielmente a la curva de irrupción de Sobocinski y Cornelius (de forma

parabólica) que constituye una herramienta alternativa de cálculo de la Figura 24.

Qooo

owhchkh

Z**

****00307.0

kvkhh

tkhtd

o

w M***

*1**-*00137.0o

wo

ow

K

KM

*

*

1016.0

15.0

M

M

71

Ec. 46

Notaremos que para un valor de Z=3.5 el valor de td tiende a infinito. Este valor de Z

correspondiente a un tiempo de irrupción infinito seria entonces la tasa critica. Por consiguiente,

reformulando la Figura 24 y sustituyendo Z=3.5

Ec. 47

3.12.2.3.1.11.Bournazel y Jeanson

Basaron sus estudios en los fundamentos de la correlación Sobocinski y Cornelius, adoptando

las mismas variables adimensionales: altura adimensional del cono (Z) y el tiempo adimensional

de irrupción de agua (td). Sin embargo, encontraron que el tiempo real de irrupción medido en el

laboratorio y en experimentos de campo resultaba menor que el calculado con la ecuación de

Sobocinski y Cornelius. En ese orden Bournazel y Jeanson introducen los siguientes cambios al

método de predicción de Sobocinski y Cornelius:

Desarrollan una ecuación que reemplaza la curva de altura adimensional (Z) del cono Vs

tiempo de irrupción adimensional (td). En la ecuación que relaciona tiempo real y tiempo

adimensional de irrupción del agua, el exponente (determinado experimentalmente) es

modificado:

A continuación se presentan las ecuaciones que dan soporte a la correlación de Bournazel y

Jeanson.

• Altura dimensional del cono (Z):

Ec. 48

• Tiempo adimensional desarrollado por Bournazel y Jeanson.

Ec. 49

oo

whchkh

Qc*

***-*000877.0o

Z

ZZtd Z

*27*4

*3*716*2

3.714.07.0 M

Qooo

owhchkh

Z**

****00307.0

Z

Ztd

*7.03

72

Ec. 50

Inspeccionando la Ec. 49 se puede observar que para un valor de Z igual a 4.28, el

denominador se hace cero y td tiende a infinito, de este modo si el tiempo de irrupción es infinito,

Z=4.28 puede ser usado para calcular la tasa crítica, a partir de la Ec. 48. Sustituyendo:

Ec. 51

La experiencia ha demostrado que esta ecuación se ajusta en mayor porcentaje a la data de

campo que los demás métodos de simulación numérica.

3.12.2.3.1.12.Kuo y Desbrisay

En 1983 Kuo y Desbrisay revisaron la literatura publicada sobre conificación de agua,

añadiendo conclusiones y ecuaciones adicionales a las correlaciones originales: Desarrollando

una ecuación que reproduce exactamente los resultados de la gráfica de tiempo de irrupción de

agua por conificación, de Sobocinski y Cornelius. Para la determinación de la tasa crítica

recomiendan utilizar la ecuación de Schols, alegando que en comparación con otros modelos de

conificación, en medios homogéneos isotrópicos el ajuste de esta correlación es de mayor

precisión.

Ec. 52

La correlación simplificada puede ser usada para predecir cortes de agua de muchos

yacimientos con empuje hidráulico de fondo, excepto aquellos que presentan barreras locales,

aquellas con alto grado de estratificación (Variación en la permeabilidad de Dykstra Parsons de

0.8).

3.12.2.3.1.13.Craft y Hawkins

A distinción de otros autores ellos desarrollaron una ecuación para el cálculo de la tasa crítica

tomando en cuenta la variación entre la presión del yacimiento y la presión del fondo del pozo,

asumiendo varios parámetros que entre los cuales destaca la horizontalidad del yacimiento.

kvkhh

tkhtd

o

w M***

*1**-*00137.0o

oo

whchkh

Qc*

***-*000717.0o

re

hh

rwreLn

kh

oo

w

14.032

o*

1416,3432,0*

*2049

-**-Qc

hp

73

Ec. 53

Teniendo en cuenta que al cumplirse la condición de la Ec. 30, ocurrirá la conificación

3.12.2.4.Adedamiento y flujo de agua a través de canales de alta permeabilidad

Término usado en procesos de desplazamientos miscibles, cuando un fluido viscoso

desplazado por uno menos viscoso. El avance del frente de desplazamiento deja un momento de

ser uniforme y el fluido desplazante avanza más rápidamente en unas partes que en otras

formando zonas alargadas y angostas en forma de dedos. Esto reduce por supuesto la eficiencia

de desplazamiento, el adedamiento ocurre en arenas o rocas de permeabilidad uniformes, o se

presenta estratificación de permeabilidad, cuando existe tal estratificación de permeabilidad, el

agua desplazante barre más rápidamente las zonas más permeables dejando una considerable

cantidad de petróleo en las zonas menos permeables, que debe producirse en un período largo con

altas razones agua-petróleo Figura 25. En un medio poroso ideal, homogéneo, con empuje de

agua, el petróleo es desplazado uniformemente por el agua. Sin embargo, con frecuencia existen

capas con variaciones de permeabilidades dentro de los intervalos productores. Como lo

cuantifica la Ley de Darcy, la tasa de flujo es más rápida en las capas de más altas

permeabilidades. El resultado es una alta producción de agua a través de estas capas antes de que

el agua realice un barrido completo en las capas circundantes. Un registro exacto de flujo de la

producción del pozo puede identificar la localización de las zonas de alta permeabilidad o las

zonas que contribuyen a la alta producción, sin embargo la localización de la entrada del agua

generalmente no es suficiente información para identificar la causa de la producción de agua, ya

que el flujo puede ser a través de zonas ladronas. Particularmente, si la localización de la entrada

del agua proviene del fondo del intervalo completado, la fuente de agua debe ser canalización o

conificación de las zonas inferiores.

h

hp

h

hpPwfPwellhkhQc

h

hp

rww

90*cos**71*****-*0007078.0

*2

5.0

o

hcowPwfPwellP **433.0

74

Figura 25. Adedamiento. (González, 2005)

3.12.2.4.1.Inestabilidad viscosa de la interfase agua – petróleo

Si la producción temprana de agua ocurre en un yacimiento con un ángulo de inclinación

diferente a cero donde el CAP es inestable y el agua sobrepasa al petróleo usando la

permeabilidad horizontal, esto es llamado adedamiento (water fingering or tonguing).

Engelberts y Klinkenberg fueron los primeros en observar visualmente el fenómeno de

inestabilidad viscosa (Digitación viscosa) durante el desplazamiento de petróleo por agua en

medios porosos homogéneos a razones de movilidad desfavorables (M>1). La inestabilidad

viscosa produjo rápida irrupción de agua y bajo recobro de petróleo. Posteriormente un gran

número de investigadores han comprobado la existencia de este fenómeno utilizando modelos

físicos y han desarrollado ecuaciones sencillas para predecir el comportamiento de

desplazamientos inestables. A nivel de campo, se han presentado algunos ejemplos típicos de

adedamiento (Digitación) de agua tal como el ocurrido en el campo Oveja en el Oriente de

Venezuela y del área de Lloydminster de Canadá. La inestabilidad viscosa es un fenómeno

macroscópico que solo se observa al nivel de yacimientos o de modelos físicos de gran tamaño a

altas tasas de flujo y a razones de movilidad desfavorables.

3.12.2.4.2.Tipos de desplazamientos de petróleo por agua

El tipo de desplazamiento de petróleo por agua en medios porosos depende del balance

existente entre las fuerzas viscosas, capilares y gravitacionales. Si las fuerzas capilares y

gravitacionales son mayores que las viscosas, el desplazamiento es estable.

ALTA

PERMEABILI

DAD

BAJA

PERMEABILI

DAD

MODERADA PERMEABILIDAD

MODERADA PERMEABILIDAD

ALTA PERMEABILIDAD

75

La inestabilidad de un sistema hidrodinámico se manifiesta cuando el agua se desplaza

preferencialmente bajo el petróleo canalizándose hacia las perforaciones del pozo (entrada

selectiva del acuífero en la zona petrolífera), usando la permeabilidad Horizontal de la formación.

3.12.2.4.2.1.Desplazamientos estables

Como es bien conocido, las fuerzas son proporcionales a la velocidad superficial (Darciana).

Esto permite a las fuerzas capilares dominar el desplazamiento a bajas velocidades. En este caso,

la imbibición transversal tiene tiempo para eliminar las digitaciones (dedos) incipientes en la

dirección transversal al flujo y el desplazamiento es estable o eficiente. Como se observa en la

Figura 26, en desplazamientos estables se forma un frente de invasión que empuja eficientemente

al petróleo. En yacimientos inclinados las fuerzas gravitatorias son las encargadas de estabilizar

el frente de invasión, Figura 27.

Figura 26. Desplazamiento estable e inestable, yacimiento horizontal. (González, 2005)

El desplazamiento estable puede ser estabilizado o no estabilizado de acuerdo al inverso del

número capilar:

Ec. 54

Y a la razón de Movilidad (M).

Figura 27. Desplazamiento estable e inestable, yacimiento inclinado. (González, 2005)

**

**

K

Lwv

76

wV

*

A baja velocidad superficial (tasa de flujo), las fuerzas capilares dominan el desplazamiento y

el recobro es bajo. Al incrementar la velocidad, el balance entre las fuerzas capilares y viscosas

mejora y el recobro aumenta, en esta región el desplazamiento es no - estabilizado. Al seguir

incrementando la velocidad superficial, eventualmente se llega a un punto de balance entre las

fuerzas capilares y viscosas, donde mayores incrementos de velocidad no afectan el recobro y el

desplazamiento es estabilizado. Es decir, al incrementar el factor adimensional:

Ec. 55

Disminuye la saturación residual de hidrocarburo en la zona invadida por agua (Sorw). Este

factor se puede aumentar incrementando las fuerzas viscosas:

Ec. 56

Y disminuyendo las fuerzas capilares “ ” (Teoría VISCAP de Moore y Slobob). Para alcanzar

saturaciones residuales de petróleo menores de 10% es necesario aumentar el factor:

Ec. 57

Por encima de 10-3, lo cual solo se puede lograr en la práctica reduciendo la tensión interfacial

Agua - Petróleo. En los desplazamientos convencionales de petróleo por agua en yacimientos de

arena consolidada el factor VISCAP, toma valores entre 10-6 y 10-7 y Sorw permanece constante

en un rango de 40% a 50%. Esto nos demuestra que en yacimientos horizontales la Sorw depende

básicamente de las propiedades petrofísicas de la roca y de las características físico - químicas de

los fluidos y no de las tasas de flujo. El desplazamiento estable de petróleo puede ser simulado

resolviendo numérica o analíticamente las ecuaciones diferenciales parciales que rigen el

desplazamiento de un fluido por otro en medios porosos y las cuales utilizan la ley de Darcy en

su desarrollo.

3.12.2.4.2.2.Desplazamientos inestables

Cuando el desplazamiento es estable, la perturbación del perfil de saturaciones producidas por

variaciones locales de porosidad y/o permeabilidades es suprimida por el efecto estabilizante de

las fuerzas capilares y gravitacionales. Sin embargo, a alta velocidad superficial y a razón de

movilidad desfavorable las fuerzas viscosas dominan las fuerzas capilares y crecen con el tiempo

produciendo un desplazamiento inestable. Como se observa en las Figura 26 y Figura 27, los

wV *

wV

*

77

desplazamientos inestables se caracterizan por la presencia de digitaciones viscosas

(Adedamiento) que producen un desplazamiento ineficiente del petróleo. Knopp señalo que la

digitación viscosa es iniciada por pequeñas heterogeneidades petrofísicas que producen dedos de

agua de pequeña magnitud en el frente de invasión, los cuales van progresivamente creciendo a

causa de la mayor conductividad que ellos ofrecen al flujo de agua. A altas velocidades

superficiales se produce una disminución del porcentaje de recobro debido al desbalance entre las

fuerzas viscosas y capilares y la inestabilidad viscosidad domina el desplazamiento. El

desplazamiento inestable ha sido clasificado como de transición si ocurre disminución del

recobro con incremento de la velocidad y seudoestable si el recobro vuelve a ser independiente de

la velocidad. Aunque cabe destacar que el recobro de un desplazamiento inestable en la región

seudoestable es mucho menor que el de un desplazamiento estable.

3.12.2.4.3.Criterios de inestabilidad de Dietz

Muchos yacimientos petrolíferos tienen Contactos Agua - Petróleo inclinados. Esto puede ser

causado por el dominio de las fuerzas viscosas sobre las gravitacionales. Aun cuando el Contacto

Agua - Petróleo inicialmente sea horizontal se ha descubierto que la interface llega a inclinarse

durante el desplazamiento. Esta inclinación puede llegar a ser severa haciendo inestable la

interface. En las cercanías de los pozos de producción la inclinación se acentúa por el fenómeno

de conificación. Dietz en 1.953 presento criterios de estabilidad para desplazamientos de petróleo

por agua en yacimientos inclinados utilizando la teoría de flujo segregado. En el flujo segregado

se considera que detrás del contacto agua -petróleo solo fluye agua y delante solo fluye petróleo.

En este tipo de flujo no se considera la zona de transición capilar, es decir:

Y el desplazamiento es gobernado por la competencia entre las fuerzas viscosas y

gravitatorias. En la Figura 28, el ángulo “ ” es el buzamiento de la formación y “ ” es el ángulo

formado entre el tope de la formación y el Contacto Agua - Petróleo. Un Contacto Agua -

Petróleo estable es uno que asume fijo o constante un ángulo con la horizontal en su movimiento

hacia la superestructura se incrementa el ángulo con la horizontal, por supuesto, esto indica que

“ ” es decreciente con el tiempo.

owPc 0

78

Figura 28. Tipos de desplazamientos en yacimientos inclinados. (González, 2005)

A través de estos argumentos, Dietz ha desarrollado una ecuación que relaciona el ángulo “ ”

con el buzamiento, las fuerzas gravitacionales y la relación de movilidad:

Ec. 58

Donde:

Ec. 59

Ec. 60

Observaciones:

• Si M=1 entonces el C.A.P. permanece estable, independientemente de la tasa de producción en

superficie,

• Si M<1 entonces no hay chance de inestabilidad. De hecho, el ángulo “ ” tiende a ser mayor

que “ ”.

• Si Ng>M-1 el C.A.P. es estable.

• Si Ng<M-1 la inestabilidad del C.A.P. ocurre.

Si <0, el desplazamiento es estable. De la ecuación Ec. 58, para tener >0, se debe cumplir:

Ng-M+1>0, o sea, M-Ng<1.

TangMNg

MNgTang *

1

wQt

SenKrwAKowNg

*

*****488.0

oKo

oKwM

*

*

79

El desplazamiento se hace inestable cuando =0, en este caso Tang( )=0 y la condición

necesaria es Ng-M+1=0, o sea, Ng=M-1.

Si M>Ng+1 el desplazamiento sigue siendo inestable. Reemplazando la expresión de Ng (Ec.

59) en el criterio que delimita el desplazamiento estable de inestable, tenemos:

Ec. 61

De la Ec. 61 se puede despejar la tasa de flujo crítica Qt=Qc, por debajo de la cual ocurre

desplazamiento estable:

Ec. 62

• Si Qt Qc, el desplazamiento es estable. Las fuerzas de gravedad estabilizan el

desplazamiento.

• Si Qt>Qc, el desplazamiento es inestable. Las fuerzas viscosas dominan el desplazamiento.

• Si Qc es negativo, implica que el desplazamiento es incondicionalmente estable.

Donde Qc es la tasa de producción de un pozo en yacimientos con empuje hidráulico.

3.12.2.4.4.Ecuaciones predictivas del recobro en desplazamientos inestables

El porcentaje de recobro a la ruptura del agua en desplazamientos inestables puede ser

calculado en base a las ecuaciones de Dietz-Dake. Dake amplió la teoría de flujo segregado de

Dietz para obtener una expresión que permite calcular el porcentaje de recobro bajo las

condiciones de desplazamiento inestable.

Ec. 63

En este caso el factor NgM

1 representa la eficiencia volumétrica de barrido.

3.12.2.5.Estimulación fuera de zona

En un pozo productor, puede ocurrir que un acuífero sea estimulado durante un fracturamiento

o una acidificación de la matriz. En un pozo inyector esto abarcaría un tratamiento de

estimulación que resulta en una pérdida de la eficiencia de barrido.

wQt

SenAKrwKM

*

******9.40.1 10

1

wM

SenAKrwKQc

*1

******9.4 101

100*1

*%NgM

RrS

SSoi

orwoi

80

3.12.2.6. Flujo de petróleo reducido debido a daños 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 o reduciendo el diferencial de presión en las perforaciones.

Resulta evidente que, para ser exitosa, la estimulación debe efectuarse lejos de la zona de agua o

de lo contrario, se obtendrá un resultado desfavorable.

3.12.3.Prevención de la alta producción de agua

La alta producción de agua puede ser tratada tanto en el estado inicial de completación o

después cuando ya es un problema. Históricamente la producción de agua fue ignorada hasta que

fue considerado un problema real debido a que los pozos presentaban un corte de agua superior a

90%. Si el mecanismo de producción de agua está asociado al yacimiento los simuladores pueden

ser de extremada ayuda a la hora de decidir cuál es la opción más acertada, que resulte en un

mayor incremento de petróleo. Los simuladores ayudan a prevenir la alta producción de agua o el

tratamiento luego de que se tiene alta producción de agua. El foco siempre lo representa la

prevención. Algunas de las opciones son tratamientos químicos.

3.12.3.1.Prevención de fuga de revestidores

Puede ser evitada si se selecciona la mejor tubería en concordancia con las condiciones a la

que será expuesta y llevando un control adecuado de todos los parámetros mecánicos al momento

de bajar una empacadura, un revestidor, unión de los cuellos para que no presenten fuga. 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, es 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 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

81

tapones, cemento o empacaduras, aunque también se pueden utilizar parches. Es conviene el

aislamiento del agua dentro del revestidor, que es de bajo costo.

3.12.3.2.Prevención de canalización por detrás del revestidor.

Una buena cementación primaria generalmente evita canalizaciones por 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. 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 cementaciones forzadas de alta resistencia, fluidos basado en resinas

colocados en el espacio anular, o fluidos a partir de geles de menor resistencia colocados en la

formación para detener el flujo dentro del espacio anular. La colocación de los mismos es muy

importante y, por lo general, se realiza con tubería flexible.

3.12.3.3.Prevención de la conificación.

Como la conificación resulta por bajo diferencial de presión en el pozo cuando el contacto

agua-petróleo se mueve hacia arriba, las técnicas para prevenirla requieren minimizar la caída de

presión en el contacto agua-petróleo, en otras palabras la producción del pozo debe estar por

debajo de la tasa crítica que impida la irrupción temprana del agua. Sin embargo, limitar las tasas

de producción para minimizar la conificación también limita la parte económica. 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 algunos casos, se

propone colocar una capa de gel por encima del contacto agua-petróleo estacionario. Sin

embargo, este método difícilmente podrá detener la conificación, ya que se necesita un gran

volumen de gel para provocar una reducción significativa de la RAP. Por ejemplo, para duplicar

la tasa crítica de conificación, se necesita un radio gelificado efectivo de por lo menos 15 m [50

pies]. Sin embargo, resulta difícil colocar un gel en forma económica tan adentro de la formación.

Cuando se realizan tratamientos de menor volumen, por lo general, se produce una rápida

reinvasión del agua a menos que, el gel se conecte con láminas de lutitas. En lugar de colocar un

gel, una alternativa conveniente consiste en perforar uno o más huecos laterales de drenaje cerca

del tope de la formación para aprovechar la mayor distancia con respecto al CAP y la

disminución de la caída de presión, que reducen el efecto de conificación.

82

En los pozos horizontales, este problema se puede asociar con la formación de una duna

(duning) o de una cúspide. En dichos pozos, puede ser posible al menos retardar la formación de

la cúspide con una operación de aislamiento cerca del hueco que se extienda lo suficiente hacia

arriba y hacia abajo, como en el caso de un CAP ascendente. Otra alternativa para prevenir la

conificación son las completaciones dobles, cuando los pozos producen de ambas zonas (petróleo

y gas), se usan dos sartas de producción para mantener separadas ambas zonas, en este sentido lo

que se busca con este tipo de completación es reducir las caídas de presión en el borde del pozo,

también reducen los costos operacionales por el manejo de agua en superficie debido a que se

minimiza la necesidad de separar el agua del petróleo.

3.12.3.4.Prevención de la canalización a través de canales de alta permeabilidad

Para prevenir el flujo a través de canales de alta permeabilidad se puede hacer a través de

(cañoneo parcial de la zona productora, estimulación o un bloqueo entre las capas productoras de

agua). En general el mecanismo que mejor puede prevenir la alta producción de agua es limitar

las capas productoras de modo que el agua no fluya alrededor de los tratamientos de obstrucción,

o fluya en los tratamientos de estimulación. El flujo cruzado es minimizado por una

permeabilidad muy baja de las capas adyacentes a la capa de más alta permeabilidad o a una

razón de permeabilidad vertical-horizontal baja.

Medidas preventivas también han sido exitosas cuando la fuente de agua y el pozo productor

están relativamente cerca: Para mejores resultados se debe maximizar dt/ds (dt=radio de

tratamiento, ds=distancia del pozo a la fuente de agua) Figura 29.

Figura 29. Tratamiento de obstrucción. (González, 2005)

K2

K1

Pozo Productor

dt ds

Frente de agua Bloque de obstrucción

K2>K1

83

La forma más efectiva para prevenir la canalización es reducir la permeabilidad de la capa más

permeable, sin embargo esto requiere generalmente grandes tratamientos que son

económicamente injustificables.

3.12.4.Identificación y diagnóstico del origen del agua.

Los diagnósticos de pozos se utilizan de tres maneras:

• Para seleccionar los pozos que podrían necesitar un sistema de control del agua.

• Para determinar el problema de agua de manera que se pueda seleccionar un método de

control adecuado.

• Para localizar el punto de entrada del agua en el pozo de tal manera que se pueda emplear el

tratamiento en el lugar correcto.

Para poder distinguir las diferentes fuentes de agua, se han desarrollado varias técnicas

analíticas que utilizan, por ejemplo, la relacione agua/petróleo, los datos de producción y las

mediciones de los registros. No existe una herramienta única que permita reconocer la fuente del

problema para el control del agua. La combinación de varias herramientas, registros disponibles y

la experiencia del ingeniero de yacimiento en el área, son las armas más poderosas a la hora de

realizar el análisis del problema, sin embargo, en ocasiones es necesaria la inversión para realizar

algún registro especial y poder confirmar o establecer un diagnóstico certero. A continuación se

presenta un resumen de herramientas para la detección de agua.

3.12.4.1.Registro de producción (PLT)

Es una herramienta que se utiliza para conocer el comportamiento y tipo de fluidos que está

produciendo cada intervalo cañoneado. Una vez que se determina el intervalo que produce

fluidos, se toman medidas de la producción en general, identificándose los barriles de agua,

petróleo y gas producidos por las perforaciones. Entre los objetivos principales del PLT se tienen:

• Definir el perfil de producción del pozo.

• Precisar el mecanismo de movimiento de los fluidos.

• Determinar la fuente del problema.

84

3.12.4.2.Diagnóstico de los problemas de agua (K. S. CHAN)

Se pueden utilizar diversas técnicas para diagnosticar el origen del agua producida. Los

gráficos de la historia de producción resultan muy útiles para realizar un análisis preliminar y

rápido. Mediante la simulación de yacimientos de diferentes características, se ha podido

demostrar que los gráficos doble logarítmicos de la relación agua - petróleo (RAP) y su derivada

(RAP’) en función del tiempo de producción, resultan de gran utilidad para determinar la causa

de la producción de agua (Chan, 1995). En las figuras que se muestran a continuación se observa

la respuesta simulada de tres casos comunes de agua perjudicial y el método para distinguirlos:

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

Conificación. Ver Figura 30.

Figura 30. Diagnóstico de conificación. (González, 2005)

• Un aumento abrupto de la RAP-RAP’ indica la existencia de Flujo Proveniente de las

Cercanías del Pozo. Ver Figura 31.

Figura 31. Agua proveniente de las cercanías del pozo. (González, 2005)

85

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

alta permeabilidad. Ver Figura 32.

Figura 32. Zona ladrona de alta permeabilidad. (González, 2005)

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

comunes de producción de agua y el método para distinguirlos:

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

Figura 33. Barrido normal de un yacimiento. (González, 2005)

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

es barrida en forma sucesiva. Cabe desatacar 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

T iem p o (d ías )

RA

P -

RA

P'

RAP

RAP’

86

Figura 34. Adedamiento. (González, 2005)

Es importante acotar que cuando varias zonas producen en forma simultánea, o los gráficos de

diagnóstico no resultan claros, es necesario realizar mediciones en los pozos. Entonces está claro

que cuando se produce en commingled, las técnicas que hasta el momento se han estudiado no

aplican.

Los perfiles de producción convencionales; por ejemplo, los medidores de flujo, los perfiles de

temperatura y gradiomanómetro, así como los registros de ruido pueden servir para identificar los

fluidos producidos por diferentes zonas. Las mediciones de presión y la historia de presión

pueden servir para indicar la aparición de agua proveniente de inyección, mientras que las

mediciones de saturación a través del revestidor con el RST pueden medir petróleo y el agua

remanente en diferentes zonas.

3.12.4.3.Registro de cementación (CBL, VDL)

La interpretación de los registros de cementación presenta dos aplicaciones fundamentales. La

primera, es la evaluación de la calidad de la cementación, que debe asegurar un buen aislamiento

entre zonas de interés. La segunda corresponde a la perforación de la tubería de revestimiento

frente a los intervalos productores.

Los registros de cementación nos dan referencia de la posible existencia del movimiento de los

fluidos por detrás de las paredes del revestidor (especialmente agua), lo que podría indicar que la

producción de agua puede provenir del agua que se mueve a través de una mala cementación. El

registro de control de cementación (CBL) asociado al registro de densidad variable (VDL), ha

sido durante muchos años el único método para evaluar la calidad de la cementación. Junto a

87

ellos se implantó el registro de SBT, registro que viene a certificar la información que

proporciona las señales de los Registros CBL-VDL.

El efecto de canalización detrás de la tubería constituye una de las mayores limitaciones de los

registros CBL y VDL. Esto se debe a la característica unidireccional de los transmisores y

receptores. La medición de la amplitud se relaciona con la adherencia promedio del cemento

alrededor de la tubería y no permite distinguir el sello uniforme pobre y un canal abierto en una

masa de cemento. En los registros de cementación se pueden distinguir las siguientes situaciones:

• Canalización a lo largo de la tubería, donde la curva de amplitud indicara niveles

relativamente altos que el registro de densidad variable mostrará reflexiones fuertes de la

formación.

• Canalización detrás del cemento, si el espesor del cemento es lo suficientemente grueso, el

canal no podrá ser detectado por la señales de los registros CBL-VDL.

• Canalización dentro de la formación, los canales solo podrán causar movimientos

significativos de fluidos cuando son lo suficientemente continuos. La herramienta CBL-VDL no

es capaz de detectar comunicación de fluidos.

3.12.4.4.Registro de flujo de agua "Water Flow Log"

Esta herramienta emplea un generador de pulsos de neutrones que activa los núcleos de

oxigeno, principalmente los del agua dentro y fuera de la tubería de producción y/o

revestimiento. Si el agua está estacionaria, la forma de decaimiento de la curva es exponencial.

Sin embargo, si el agua esta fluyendo, el movimiento del volumen emitido de neutrones excitado

es monitoreado independientemente por cada uno de los tres detectores insertados en la

herramienta. Este registro es útil para una amplia variedad de aplicaciones. Los principales usos

incluyen:

• Detección y cuantificaron del agua fluyendo detrás de los canales de cemento.

• Identificación del flujo en el anular que está entre la tubería y el cemento.

• Evaluación del flujo de agua detrás del revestimiento a través de empaques con grava.

88

3.12.4.5.Registro de saturación (RST)

Básicamente es una herramienta que da registros de saturación de agua y petróleo, basándose

en la misma teoría de los demás registros. Su interpretación depende mucho de la estrategia a

seguir en la explotación de las arenas y de la identificación de las zonas productoras de agua. La

herramienta RST se hace un factor importante si tomamos en cuenta la posibilidad de

correlacionar los resultados analizados con información adicional recopilada para llegar a una

mejor interpretación del trabajo.

3.12.4.6.Correlaciones estratigráficas

Las correlaciones estratigráficas son una excelente base para determinar o predecir la posible

invasión de agua a cierta arena de un pozo. Con las correlaciones de los pozos vecinos perforados

en el área, se puede realizar un seguimiento de la continuidad de las arenas y su posible

comunicación con el pozo en estudio. El grado de inclinación y la depositación del ambiente

sedimentario son muy útiles para la predicción de producción de agua.

3.12.4.7.Clasificación de las aguas de formación

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 ión bicarbonato.

89

• Aguas connatas

Estas se han depositado en sistemas hidráulicos cerrados, y no forman parte del ciclo

hidrológico. La palabra “connata” significa “lavada con”; se introdujo con la idea de explicar que

esta agua 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 los poros de la roca y alguna migración lateral.

Las aguas connatas son altamente saladas, contienen de 20.000 mgrs/lts a 250.000 mgrs/lts de

sólidos totales 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 (hidrosilicato). El proceso de recristalización trae como

consecuencia secundaria una pérdida de porosidad. Esta agua desprendida debe encontrar su

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, el

sílice 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.

3.12.4.8.Composición química

El Instituto Americano del Petróleo, presentan los métodos analíticos en 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=).

90

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 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.

3.12.4.9.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

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

91

la temperatura de la muestra afecta la velocidad iónica y consecuentemente la resistividad del

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 -), Carbonatos (CO3 =) en hidroxilos (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.

• Índice de Stiff y Davis (Si)

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 él

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 como 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 segunda razón son los cambios en

algunas condiciones del agua; estos pueden ser físicos y químico.

92

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 está 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 está

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.

3.12.4.9.1.Métodos de identificación gráfica para caracterizar las aguas de formación.

El recurso más adecuado es el análisis físico-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 está 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), recordemos que la densidad del agua en

grs/cc se considera como uno aproximadamente.

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 ello.

93

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 de graficación son volumétricos, las concentraciones se determinan en un

volumen de agua medido. 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 ión debe ser expresada en

miliequivalentes por litros (meq/lts) y solo se acepta una diferencia menor que uno entre ambas.

- Análisis físico-químico de muestras de agua

Si la salinidad del agua se debe solamente a la presencia del cloruro de sodio, NaCl, la

resistividad del agua, Rw, en ohm-m para una temperatura determinada, se determina

directamente leyéndola a través de la gráfica de la Figura 35. Sin embargo, cuando las aguas

connatas son ricas en sales con iones diferentes a Na+ y Cl- y en particular, si contienen iones de

bicarbonato, carbonato, sulfato y magnesio, es necesario reducir la composición química a una

composición equivalente de NaCl, lo cual puede efectuarse a través de la gráfica de la Figura 36.

Figura 35. Resistividad de soluciones de NaCl. (González, 2005)

94

En la gráfica se entra por la abscisa con la concentración total de sólidos de la muestra en ppm

(partes por millón), para encontrar los factores multiplicadores de los diversos iones presentes. La

concentración de cada ion en ppm se multiplica por ese factor y se suman los resultados de todos

los iones, para obtener la concentración de NaCl equivalente.

Figura 36. Composición equivalente de NaCl. (González, 2005)

Las características químicas del agua de formación en un análisis físico-químico del agua

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

magnesio (Mg++) e hierro (Fe++) como cationes; y cloruro (Cl-), carbonato (CO3-), bicarbonato

(HCO3-) y sulfato (SO4-) como aniones, además del sílice que está 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).

- Método gráfico de Stiff

Un método muy utilizado de representación gráfica a partir de análisis físico-químicos a

muestras de agua es el Método Gráfico de Stiff que está considerado como un método de gran

utilidad, sencillo y cómodo. Está basado en las relaciones de concentración propuesta por Sulin.

Relaciona la composición química del agua de formación, con una figura característica (patrón)

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. (Ver

Figura 37). 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

95

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 ión de los extremos, estos

multiplicadores pueden ser variados y no sistemáticos. La desventaja de usar ésta escala lineal,

está en 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.

Figura 37. Diagrama de Stiff. (González, 2005)

3.12.5.Técnicas de control de agua

Una vez realizado el diagnóstico, se inicia la búsqueda de un tratamiento adecuado. 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. 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, existen métodos nuevos, innovadores y convenientes

desde el punto de vista económico para los problemas de control del agua. Existen varias técnicas

para solucionar problemas de producción en pozos petrolíferos. INTEVEP las clasifica de

acuerdo a la naturaleza del tratamiento en: química, mecánicas y otras, como se observa en el

siguiente esquema:

3.12.5.1.Mecánicas

Estas tecnologías se basan en la colocación de herramientas o equipos mecánicos al nivel de

superficie o de subsuelo para reducir o controlar la producción de agua en superficie y la

recuperación de crudo. Las más comunes son:

96

• Tapón puente y empacaduras.

• Hidrociclón para separación de fondo de pozo.

• Cementación forzada.

• Completación dual para el control de conificaciones.

3.12.5.2.Químicas

Las sustancias químicas que se inyectan al yacimiento son capaces de modificar el flujo de

fluido. La activación de estos procesos se puede lograr de formas muy variadas, algunas incluyen

el uso de la temperatura de los pozos, inyección de otras sustancias, entre otras.

La mayoría de los tratamientos con químicos requieren una colocación precisa del fluido,

sobre todo en aquellos casos en los cuales se desea proteger la zona productora. En estos casos, se

recurre a la utilización de técnicas tales como inyección con tubería flexible, empacaduras

inflables o la inyección dual con tubería flexible.

3.12.5.3.Fluidos bloqueantes

Son aquellos que se colocan en la zona productora de agua y actúa como una barrera sellante

que impide el paso de agua hacia la zona productora, este tipo de fluido sellante reduce tanto la

permeabilidad relativa al agua como al petróleo. Entre se tienen: Cemento, resinas, geles

sellantes, polímero particulares, precipitados, emulsiones.

3.12.5.4.Fluidos modificadores de permeabilidad relativa

Estos fluidos intentan crear en la cercanía del pozo una reducción desproporcionada de la

permeabilidad del agua. Análisis sugieren la aplicación en zonas de alta permeabilidad con flujo

cruzado. Entre se tienen: Polímeros, geles no sellantes, monómeros polimerizables, surfactantes.

3.12.5.5.Fluidos controladores de movilidad del agua

Son diseñados con la finalidad de reducir la razón de movilidad del agua frente al petróleo e

incrementar la eficiencia por reducción de movilidad de la fase acuosa, este fluido gelificante

97

modifica la heterogeneidad vertical del yacimiento, incrementando el recobro a futuro del

petróleo. Entre se tienen los polímeros.

3.12.5.6.Sistemas gelificantes

La función del sistema gelificante es de modificar la permeabilidad a los fluidos presentes en

la formación, sellando la garganta poral en forma total o parcial. Un tratamiento con gel puede

reducir la producción de agua e incrementar o mantener la recuperación de crudo, mediante la

variación de la permeabilidad del yacimiento a estos fluidos. Los sistemas gelificantes

usualmente están formados por polímeros solubles en agua, que al reaccionar con algún agente

entrecruzante forman una red tridimensional, con agua ocluida en su interior. El tratamiento

consiste en inyectar hacia la zona donde se desea modificar la permeabilidad, la mezcla de

polímero y entrecruzar antes de que ocurra la reacción, de tal forma que cuando ésta mezcla

llegue a la zona deseada comience a formarse el gel.

3.12.5.6.1.Objetivo

Reducir el porcentaje de agua, y si es posible, incrementar la producción de petróleo.

En situaciones donde la disminución de los costos del manejo y eliminación del agua

producida en superficie no compensan los costos de aumentar producción de petróleo para pagar

el tratamiento debido a los altos costos de este último.

En la mayoría de los casos, no obstante, incrementar la producción de petróleo es necesario y

rentable debido al costo y tiempo de pago de los tratamientos.

3.12.5.6.2.Características de los sistemas gelificantes

• Selectivo en la reducción de la permeabilidad del agua y debe tener poco efecto sobre la

permeabilidad del petróleo, de esta forma si el gel entra en la zona productora de petróleo, la

producción se verá afectada muy poco.

• Bastante versátil para controlar agua en la matriz de la roca, así como también en yacimientos

fracturados.

98

• Estable bajo condiciones de producción tal que los efectos del tratamiento persistan con una

mínima producción de gel.

• El tratamiento debe ser reversible, el gel dejado debe poder ser degradado o removido para

restaurar la permeabilidad.

3.12.5.6.3.Tipos de sistemas gelificantes

Los geles rígidos son sumamente efectivos para cegar excesos de agua en las cercanías del

hoyo. A diferencia del cemento, los geles se pueden forzar dentro de la formación para realizar el

cegado completo de esa zona o para llegar a las barreras de lutitas. Con respecto a los

tratamientos de cemento al pozo, presentan una ventaja operativa, pueden ser inyectados a

presión en la formación para tratar problemas de agua específicos, como flujo por detrás del

revestidor y capas inundadas sin flujo transversal, o colocados selectivamente en la zona de agua

usando tubería flexible y una empacadura.

Otra solución es un fluido gelificado que se puede inyectar en pequeñas fallas o fracturas pero

sólo penetra las formaciones con permeabilidades superiores a 5 Darcy. Cuando se aplican

grandes volúmenes de estos fluidos gelificados (1.000 a 10.000 barriles) poco costosos, por lo

general se logra cegar amplios sistemas de fracturas que rodean al pozo inyector o a los pozos

productores. Al igual que los geles rígidos, son polímeros reticulados simples de mezclar, tienen

un tiempo prolongado de trabajo (hasta tres días) antes de volverse rígidos (cambiar de estado) y

se pueden bombear al pozo a través de las mallas de completación.

Por otra parte, se están desarrollando fluidos inteligentes o selectivos en la forma de polímeros

y surfactantes para tratamientos de la matriz de la formación cercana al hueco. Estos

tratamientos, denominados modificadores de permeabilidad relativa, producen un material similar

al de un gel para detener el flujo en las capas de agua, pero mantienen el comportamiento del

fluido en las capas de petróleo para permitir que continúe la producción.

3.12.5.6.3.1.Polimerización

Es una sustancia compuesta de moléculas gigantes que se han formado por unión de un

número considerable de moléculas sencillas. Él número de moléculas sencillas que se unen para

99

formar un número de polímero oscilan entre 200 a varios millares. Las moléculas sencillas que

sufren tal cambio se denominan monómeros y su unión se llama polimerización. Las moléculas

monómeros pueden ser todas iguales, o pueden haber dos o más clases en la formación de un

polímero determinado. Las propiedades físicas y químicas difieren de acuerdo al tipo de

monómero.

3.12.5.6.3.2.Agentes reticulantes

Son aditivos que actúan sobre los geles para lograr un entrecruzamiento pronunciado entre sus

moléculas, dando lugar a su aumento de densidad y a su vez aumento de viscosidad. Su proceso

de acción se basa principalmente en el entrelazamiento del polímero para alterar de manera

favorable sus propiedades mecánicas y reológicas.

3.12.5.6.3.3.Rompedores

Son aquellos que a diferencia de los reticulantes, actúan sobre las propiedades mecánicas y

reológicas de los geles (polímeros) para disminuir su densidad, viscosidad y a su vez agregar

mayor movilidad para su posterior retiro. Esto se logra por el rompimiento de las moléculas de

cadena larga que conforman a los geles, transformándolas en segmentos de molécula más

pequeños que ocupan más espacio por unidad de masa, lo que conlleva a la disminución de la

densidad y mejora para el proceso de desplazamiento. Estos aditivos son muy útiles al momento

de necesitarse una limpieza rápida. Esta acción involucra una degradación esperada y controlada

del gel y contribuye también a reducir el daño que se puede ocasionar en el material apuntalante

utilizado (si el diseño lo contiene).

3.12.5.6.3.4.Efecto DPR

La reducción de la permeabilidad de uno de los fluidos en mayor proporción que otro, es lo

que se conoce como efecto DPR (por sus siglas en inglés) ó reducción desproporcionada de la

permeabilidad. Los sistemas gelificantes basados en polímeros, son capaces de reducir la

permeabilidad al agua en mayor proporción que al crudo.

Entre las teorías actuales de mayor aceptación, que tratan de explicar el mecanismo por el cual

se produce el efecto "DPR" se encuentran la teoría de la deshidratación del gel, el modelo del

100

efecto gota de gel, el modelo de efecto pared más recientemente, el modelo combinado gota de

gel - efecto de pared.

Los sistemas gelificantes que exhiben el efecto DPR se han recomendado para resolver

aquellos problemas que implican flujo lineal en el yacimiento. Los casos más comunes de este

tipo de aplicaciones incluyen fracturas, fisuras, y algunas fugas por detrás del revestidor.

Los sistemas que exhiben el efecto DPR también causan una disminución de la permeabilidad

del crudo, aunque en menor proporción. En flujo radial, este hecho se traduce en una pérdida de

productividad; la cual depende principalmente del factor de resistencia residual (RRF), y en una

escala mucho menor del volumen de gel inyectado.

La aplicación de geles en aquellos casos en los cuales existe flujo radial resulta ventajosa si

existen varios intervalos separados en producción, en los cuales los intervalos ofensores se

encuentran bien identificados. En este caso, para aplicar los geles se debe garantizar la protección

de los intervalos productores de petróleo.

En aquellos casos en los que se tiene una zona única de producción de agua y petróleo con

flujo radial, no se recomienda la aplicación de geles; ya que se causaría un aumento de la

saturación de agua detrás del gel, con la consecuente disminución de la saturación de crudo hasta

que los valores de los flujos fracciónales de agua y crudo retomen los valores existentes antes de

la colocación del gel.

3.12.5.6.4.Ventajas del uso de sistemas gelificantes

• Variados diseños (baja y alta fuerza de gel, temperatura de gelificación y viscosidad).

• Buena penetración en la matriz.

• Algunos son modificadores de permeabilidad relativa.

• Extiende la vida económica de yacimientos maduros y marginales.

• Puede penetrar dentro de la matriz y fracturas; en el caso de un sistema sellante, los geles

permiten mayor radio de penetración (más de 20', con cemento se alcanzan alrededor de 5').

• Tiempo de gelificación controlable.

• Puede ser removido totalmente.

101

• Ambientalmente es aceptable.

• No es un cemento

• No posee sólidos en suspensión

• Entrecruzamiento controlable

• Costo Razonable

3.12.5.6.5.Desventajas del uso de sistemas gelificantes

• Es importante el diagnóstico de la causa de la alta producción de agua.

• Es necesario tener buenos conocimientos sobre la litología de la zona a tratar (registros,

conocimientos de las facies, de las permeabilidades vertical y horizontal, distancia de las

fracturas)

• Penetración a altas temperaturas (tiempo de gelificación)

• Altamente sensible a la interferencia con fluidos del yacimiento.

• El costo limita el volumen de aplicación.

• Limitado por temperatura.

• Limitado por el índice de inyectividad de la formación.

• Baja resistencia mecánica fuera de la matriz de la roca.

3.12.5.6.6.Aplicaciones de los sistemas gelificantes

• Canalización debido a altas permeabilidades.

• Conificación de acuíferos.

• Como sustituto del cemento:

• Tapando canales pequeños de la tubería.

• Tapando zonas de agua mientras la zona de hidrocarburos es protegida durante la colocación

del gel.

• Abandonar zonas.

3.12.5.6.7.Sistemas gelificantes comerciales

• EL FLOPERM 650 ™: Es un sistema de melamina-formadehido sulfometilada que funciona

como gel no sellante hasta temperatura de 239 °F.

102

• EL FLOPERM 700 ™: Es un sistema gelificante sellante con base en una poliacrilamida

hidrolizada que resiste temperatura de hasta 239 °F.

• EL MARASEAL ™: Es también un sistema sellante con base en una poliacrilamida que

utiliza acetato de cromo como entrecruzador. Este sistema resiste temperaturas de hasta 255°F.

• EL ARTEPOL 400 ™: Es una solución de poliacrilamida que actúa como gel no sellante hasta

temperaturas de 203°F.

• EL INYECTROL U ™: Es un gel sellante que se evaluó a 203 °F para aplicaciones en pozos

de Barinas en 1992, sin embargo ya a esta temperatura presentó tiempo de gelificación muy

cortos (1/2 Hora) por lo que no se recomendó su utilización.

• EL MATROL II ™: Es un sistema sellante que resiste temperaturas de 325°F, sin embargo es

más costoso que el sistema desarrollado por INTEVEP.

• MULTIGEL HT ® para temperaturas de hasta 320°F.

• GELIFICANTE DGS ™: En un sistema gelifícante propuesto por Dowell-Schlumberger, es

conocido como DGS (Delayed Gel Sistem), es un gel sellante de los poros del yacimiento, es sal

inorgánica que precipita formando un gel debido al cambio de pH producto de la composición de

un activador. Las características que hacen al DGS para ser usado como tratamiento para casos

específicos de control de agua en pozos productores, son los siguientes:

- Es tolerante a altas salinidades y dureza. Es compatible con cualquier agua de mezcla

incluyendo el agua de mar.

- El proceso de formación del gel es controlable en un amplio rango de temperatura del pozo y

del yacimiento.

- Baja viscosidad para conseguir penetrar gran distancia en la formación.

- Inestabilidad al esfuerzo de corte para ser bombeada a cualquier caudal.

- Químicamente soluble en cualquier agua, sin necesidad de elaborar algún tipo especial.

- Permanentemente efectivo pero removible si es necesario.

- Económico, seguro y sin riesgo de contaminación del medio ambiente.

103

• SERVICIO H2 ZERO ™: Un sellador de polímero degradado orgánicamente de alta

temperatura que supera en desempeño a los sistemas competitivos reticulados de cromo en lo que

respecta a resistencia, penetración y durabilidad.

• ADITIVO MAX SEAL ™: Forma única de particulado de una gelatina de alta viscosidad K-

MAX. Está diseñado para formar una protección de sello eficaz a través de la zona de interés

durante los tratamientos y para ser removido fácilmente mediante contacto con ácido. El MAX

SEAL, es un material listo para usar, para colocarlo con tubería continua, que forma una

protección efectiva de obturación a través de la zona de interés durante el tratamiento de control

de agua, y presenta excelente recuperación de la permeabilidad.

• SERVICIO PERM SEAL ™: Un sellador económico que no contiene reticulación de metal

pesado, el cual sella la matriz o fracturas en cualquier reservorio o litología de formación en

condiciones rigurosas.

• MULTIGEL ™: Este producto es efectivo para yacimientos con temperaturas entre 130 °F y

320 °F, a través de sus cuatro versiones: Multigel™: ULT, LT, HT y UHT. (Ultra baja

temperatura, baja temperatura, alta temperatura y ultra alta temperatura)

3.12.5.7.Geles

Un gel es un estado intermedio entre líquido y sólido, que consiste en una red de polímero

tridimensional con fluido atrapado en su interior. También lo definen como una mezcla de

polímeros solubles en agua + un agente entrecruzante que forma una red tridimensional con agua

atrapada en su interior.

3.12.5.7.1.Clasificación de los geles

De acuerdo a su capacidad de modificar la permeabilidad:

- No sellante o selectivo.

Son formulados para originar una severa reducción de la permeabilidad del agua, con poca o

ninguna modificación de la permeabilidad al crudo. También reciben el nombre de no sellantes.

Este gel crea un radio de acción alrededor del pozo, deteniendo el paso del agua y no el del crudo.

La causa de este fenómeno es porque el polímero tiene la habilidad de deformarse ante la

104

presencia del petróleo, permitiéndole su paso hacia las inmediaciones del mismo. De esta manera

se puede apreciar el efecto del gel como un filtro tridimensional que sólo retiene el agua. Además

de esto, debe tomarse en cuenta que el efecto no sellante también envía el agua a zonas menos

permeables de la roca, dejando libre estos espacios para el paso del petróleo movible. Esta es la

explicación del aumento de la producción de petróleo en ciertas ocasiones.

- Sellante o No selectivo.

Son aquellos que reducen la permeabilidad a todos los fluidos, y por lo tanto sellan el paso al

agua, al gas y al petróleo en la zona tratada.

De acuerdo a su origen:

- Orgánicos.

Los sistemas gelificantes orgánicos están formados por polímeros solubles en agua, los cuales

reaccionan con un agente entrecruzador. El agente o sistema entrecruzador puede ser del tipo

orgánico o inorgánico, por lo general los entrecruzadores orgánicos producen geles con mayor

estabilidad térmica debido a la formación de un enlace covalente. Son monómeros de tipo no

sellantes que polimerizan dentro de la matriz de la roca, adquieren mayor consistencia a medida

que alcanzan la temperatura para la que fueron diseñados.

Estos geles están compuestos además por entrecruzadores (activadores o catalizadores) que

dan más fuerza a la cadena polimérica en forma de malla fijando el agua en ella, en algunos casos

se utilizan retardadores de gelatinización o simplemente se varían las concentraciones para que a

determinada temperatura gelifique y estos adquieran mayor consistencia al ser mezclados con

otros componentes.

- Inorgánicos.

Los sistemas inorgánicos se forman por la reacción de agentes químicos que forman un

precipitado el cual obstruye la formación, sellando todos los fluidos allí presentes. Una de sus

características principales, es que debido a su baja viscosidad tienen un alto poder de penetración

en la matriz de la roca, unos de los principales componentes que se utiliza para crear geles

inorgánicos es el Silicato de Sodio el cual puede ser gelificado por muchos activadores. Estos

geles al igual que los geles orgánicos pueden ser bombeados ya preparados (mezclados en

105

superficie) o se bombea primero la base del gel y luego el activador. Son de bajo costo, pueden

ser utilizados en pozos inyectores y productores.

De acuerdo a su naturaleza química:

Sistemas basados en polímeros solubles en agua con entrecruzadores inorgánicos

- Cromo Redox.

- Cromo acomplejado (acetato de cromo).

- Citrato de aluminio.

Sistemas basados en polímeros solubles en agua con entrecruzadores orgánico

- Melamina / Formaldehído.

- Fenol / Formaldehído.

- Di-aldehídos.

Sistemas inorgánicos.

- Silicatos.

3.12.5.7.2.Características de los geles

Es un sistema de dos componentes formado por una sustancia sólida disuelta o dispersa en una

fase liquida. El componente disperso y el solvente se deben extender continuamente a través del

sistema completo, cada fase entre sí estando interconectada. Ellos deben exhibir un

comportamiento semejante a un sólido bajo la acción de fuerzas mecánicas.

• Poco sensible al ambiente del yacimiento de crudo e interferencias químicas H2S y CO2.

• Estable por un largo periodo de tiempo.

• Poco sensible a los minerales y fluidos del yacimiento.

• Tiempo de gelificación altamente controlable y predecible.

• Inyectable dentro de la matriz de la roca.

• Ambientalmente aceptable y amigable.

• Formulado con bajas concentraciones de productos químicos relativamente económicos.

• Formulados con productos químicos disponibles en el mercado.

• Reduce la permeabilidad al agua en mayor medida que la permeabilidad del crudo.

106

3.12.5.7.3.Variables importantes para la formulación de un gel

• Tiempo de gelificación

Es el tiempo que tarda la mezcla en comenzar a formar la estructura del gel, el cual debe ser lo

suficientemente largo para que la mezcla inicial, con baja viscosidad, penetre lo suficiente en la

formación antes de que comience a formarse el gel para evitar el taponamiento de la tubería de

inyección. El tiempo de gelificación se puede dividir en dos: inicial y final.

- Tiempo de gelificación inicial

Es el tiempo que tarda una formulación en adquirir viscosidad por efecto de la reacción de

entrecruzamiento. En las evaluaciones de botella, este punto se caracteriza porque al inclinar la

botella se observa una película muy delgada sobre las paredes del recipiente. Este tiempo

determina el número máximo de horas que puede durar una operación de inyección de geles; ya

que después de alcanzar este punto, la viscosidad comienza a aumentar considerablemente,

incrementando la presión de inyección.

- Tiempo de gelificación final

Es el tiempo necesario para que un gel alcance su máxima consistencia y que ésta consistencia

sea estable. El tiempo de gelificación final determina el número de días que debe permanecer

cerrado un pozo después de un tratamiento.

• Consistencia.

Se refiere a la dureza, elasticidad y movilidad del gel. Esta característica puede estar

relacionada con la capacidad del gel para reducir el paso de fluidos a través de la formación.

Usualmente, mientras el sistema sea más rígido la reducción del paso de fluidos será más

pronunciada, aunque esta característica también depende de las propiedades macroscópicas del

yacimiento. La consistencia se determina cualitativamente de forma visual, observando la dureza,

elasticidad y movilidad del gel. Una determinación cuantitativa de la consistencia se puede

obtener de las mediciones de la viscosidad mediante un estudio por reometría dinámica.

• Durabilidad.

Tiene que ver con la estabilidad del gel en función del tiempo a las condiciones de temperatura

y presión del yacimiento donde se va a utilizar. La durabilidad del gel se evalúa observando

107

diariamente durante un periodo de tiempo los cambios en la consistencia del gel, la aparición de

sinéresis o si ocurre algún cambio de color, los cuales dan indicios de que está ocurriendo la

degradación del gel.

• Selección del polímero

Los polímeros que actúan como modificadores de permeabilidad para tratamientos de control

de agua, son polímeros que como característica principal deben ser altamente absorbibles.

Igualmente es fundamental que sean estables a la temperatura del yacimiento y resistentes a la

degradación mecánica durante los procesos de mezclado. Los polímeros más utilizados han sido

las poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (HPAM) con grados de hidrólisis hasta de un 30%.

Más recientemente se han empezado a utilizar otros tipos de polímeros como los polisacáridos

tipo escleroglucano, buscando ampliar la aplicación de estos tratamientos a yacimientos de

temperaturas elevadas. En general, la efectividad del polímero como agente modificador de

permeabilidad aumenta con el tamaño molecular dependiendo de la permeabilidad de la

formación. A medida que la permeabilidad del medio aumenta, el tamaño molecular requerido

para reducir efectivamente la permeabilidad del agua es mayor.

En el caso de las poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (HPAM), el tamaño molecular

aumenta con: el grado de hidrólisis, el peso molecular y las bajas concentraciones de sal. Sin

embargo, la escogencia de un peso molecular elevado puede estar limitada por la compatibilidad

o solubilidad del polímero en el agua de mezclado, o también por la permeabilidad del

yacimiento que puede restringir la inyectividad de la solución. Actualmente se investiga el uso de

poliacrilamidas catiónicas por el potencial que tienen estos polímeros de reducir la Kw mucho

más que la Ko. Estos polímeros por su carácter catiónico tienen un nivel elevado de adsorción

aunque se necesita mucho más trabajo de investigación para evaluar si realmente son una mejor

opción frente a otros polímeros.

3.12.5.7.4.Variables que afectan las características de los geles

• Temperatura

A mayor temperatura menor tiempo de gelificación.

• Concentración del Polímero

108

A menor concentración de polímero los geles serán más blandos en el sistema que forman y

los tiempos de gelificación más largos.

• Concentración de entrecruzadores

A mayor concentración de entrecruzador de gel es más fuerte el sistema que se forma y los

tiempos de gelificación más cortos.

• Grado de Hidrólisis

A mayor grado de hidrólisis se obtienen tiempos de gelificación más largos y consistencias

más débiles.

• Efecto del pH

A mayor pH menor tiempo de gelificación.

3.12.5.7.5.Aplicación de geles en operaciones de producción

• Tratamientos de pozos inyectores y productores.

• Tratamiento de mejoras de barrido.

• Tratamientos para control de agua y gas.

Aplicable a:

• La mayoría de las mineralogías y litologías de los yacimientos.

• Una amplia variedad de problemas de control de fluido en los yacimientos.

• Sistemas de un sólo fluido.

• Un amplio intervalo de pH.

• Un amplio intervalo de temperaturas de yacimiento.

3.12.5.7.6.Parámetros a considerar al momento de realizar una inyección de Multigel™ HTNS

• Temperatura.

Este es el parámetro más importante a considerar durante la escogencia de sistemas

controladores de agua. Actualmente todos los sistemas gelificantes en el mercado tienen un límite

de temperatura menor a 300 °F; si se excede o se trabaja muy cerca de este parámetro, se corre el

109

riesgo de que el producto se degrade y la técnica no funcione. Por lo tanto, la temperatura es un

factor clave en la escogencia del producto.

• Cañoneo.

El estado en que se encuentran los intervalos cañoneados es indispensable para la introducción

del sistema gelificante, ya que por medio de la técnica de inyección seleccionada se forzará a

través de los intervalos cañoneados, y si los cañoneos fueron deficientes, entonces la química no

penetrará correctamente hacia la formación.

• Movilidad.

La movilidad deseada en este tratamiento debe ser de valores altos, ya que lo que se busca es

penetrar la zona requerida lo más posible, para así, formar una barrera eficiente. Para esto se

requiere conocer la permeabilidad de la arena y la viscosidad del producto.

• Permeabilidad de la arena.

Se pueden encontrar dos tipos de arenas, las que tienen altas permeabilidades y las arenas con

bajas permeabilidades. En el primer caso, la producción de agua se puede considerar beneficiada

por la condición de alta permeabilidad. Para controlar la producción se debe diseñar un gel que

tenga una alta viscosidad para formar un sello más eficiente. Este gel más viscoso se va a

desplazar gracias a la alta permeabilidad garantizando una mayor penetración. En el tipo de

arenas con bajas permeabilidades, se requiere diseñar un sistema gelificante con una viscosidad

bastante baja, para así, garantizar la necesaria penetración hasta la zona deseada.

• Durabilidad del gel.

El tiempo que puede tener de vida útil el sistema gelificante en el medio poroso no se puede

especificar, pero si se puede dar un estimado promedio. En esto influyen varios factores presentes

en el yacimiento como: la temperatura, contactos con químicos de la formación y la fricción,

entre otros. El gel también tiene un límite de saturación de agua, se dice que cuando alcance este

límite, el sistema declina en su función. Siempre se debe tener en cuenta, que después de

disminuir la producción de agua, esta relación va a tender a invertirse con el tiempo, debido a la

duración de la vida útil del producto. En general, se habla de que el tiempo promedio de duración

a la temperatura de yacimiento es de dos, a dos años y medio.

110

3.12.5.7.7.Técnicas de colocación del gel

3.12.5.7.7.1.Con unidad de tubería continua

• Por punta de tubería: Consiste en colocar la punta de tubería de la unidad de tubería continua

por debajo de la punta de la tubería de producción, permitiendo la inyección del gel en los

intervalos abiertos. Ver Figura 38.

Figura 38. Colocación por punta de tubería. (González, 2005)

• Con empacadura removible: Permite la inyección del gel colocando la tubería de igual forma

que la anterior, pero adicionándole una empacadura removible que permite aislar intervalos

productores por encima de ésta, cuando éstos no requieran ser sometidos al tratamiento.

• Con Isap Tool: En el equipo de tubería continua se colocan dos empacaduras que permiten

selectivar un intervalo determinado a cual, se le aplicará el tratamiento y evitar que intervalos

superiores e inferiores sean alcanzados por la inyección. Ver Figura 39.

Figura 39. Aislamiento Mecánico con empacadura doble-inflable. (González, 2005)

PETRÓLEO PETRÓLEO

PETRÓLEO PETRÓLEO

AGUA

111

• Inyecciones de sistemas gelificantes seguidos con lechadas de cemento: Existe la posibilidad

de aplicar una técnica que consiste en inyectar geles y luego inyectar una lechada de cemento que

garantice un buen sello. La razón que podría afianzar esta técnica, es que mediante la misma el

cemento no solo garantiza un soporte al sistema gelificante sino que no permitirá el supuesto

desgaste acelerado del mismo debido al contacto con los fluidos del pozo y su erosión generada.

Además el hecho de colocar una capa de cemento podría generar menos tiempo con el pozo

cerrado ya que el cemento fragua más rápido. Todas estas suposiciones se encuentran sometidas a

crítica, pero quizás lo que sí se encuentra en una posición más segura es que él (microcemento)

pudiera ayudar a corregir algún canal en el cemento o sellar un espacio adicional.

3.12.5.7.7.2.Sin unidad de tubería continua

• Por punta de tubería: La aplicación de este tipo se realiza cuando se quiere inyectar

tratamientos químicos (sistemas gelificantes) de forma masiva no selectiva.

• Con inyección dual: Un fluido protector es inyectado en la zona de petróleo, mientras que el

fluido del tratamiento es inyectado en la zona productora de agua. La técnica de inyección dual

permite una inyección precisa del tratamiento a la zona de producción de agua y disminuye a un

mínimo la invasión de la zona de producción de petróleo adyacente.

Figura 40. Inyección Dual. (González, 2005)

112

3.12.5.7.8.Criterios generales de selección de pozos candidatos

3.12.5.7.8.1.Criterios de yacimientos

• Datos de producción de % AyS y crudo en función de tiempo, que demuestren altos

incrementos de producción de agua en más de un 60% producto de conificación, zonas

subyacentes de alta permeabilidad o zonas ladronas de alta permeabilidad y una declinación de

crudo en un 70%.

• Presencia de suficientes reservas remanentes de petróleo, por encima del contacto agua-

petróleo.

• Salinidad: hasta 20% de TDS.

• Temperatura de formación: Hasta 320 °F.

• Permeabilidad del intervalo a ser tratado > 50 mD.

• Gravedad API > 18.

• Datos de escalamiento (simulación numérica que garanticen el comportamiento de producción

esperado).

• Identificar la fuente de alta producción de agua.

• Cualquier tipo de Litología.

• El yacimiento debe presentar contraste de permeabilidad y anisotropía en sus lentes

productores de crudo.

3.12.5.7.8.2.Criterios de producción

• Pozos sin problema de producción de finos, arena y escamas.

• Alto nivel de fluido en el pozo, ya que al existir mucha agua en la columna, se excede la

capacidad de bombeo o de levantamiento. Cuando se reduce la producción de agua, el nivel de

flujo desciende, originando un mayor diferencial de presión y podría ocurrir, como consecuencia,

una mayor producción de crudo.

• Los pozos seleccionados deben tener una alta productividad.

• Los pozos preferidos son aquellos que poseen equipo de levantamiento artificial.

• Pozos con posibilidades de poder ser colocados a un alto “Draw Down” de producción

después del tratamiento.

113

3.12.6.Bases de datos y aplicaciones

• Archivo de pozos (well file): En estas carpetas es recopilada toda la información referente a

cada uno de los pozos en cuanto a correspondencias, operaciones diarias de perforación, trabajos

mayores a pozos, programas de reacondicionamiento, completación de pozos, cañoneo, propuesta

de yacimiento, información geológica, petrofísica y la etapa de la perforación.

• Centinela (Centro de Información del Negocio Petrolero): Es un sistema de información, en el

que se almacenan los datos de producción de un pozo (valores de producción bruta, producción

neta, °API, RGP, % AyS, °API, estado actual del pozo, presiones de superficie, presiones de

fondo y alimenta con estos datos a otros programas que ofrecen otro tipo de servicios de

información, entre otros) y el manejo de información cuantificable.

Beneficios:

- Garantiza la calidad del dato, mediante el uso de modelos matemáticos de validación, lo cual

incrementa la credibilidad del usuario.

- Permite el seguimiento continuo a los parámetros operacionales de las instalaciones, y al

comportamiento de producción de cada pozo.

- Facilita el control de las operaciones de recolección, procesamiento y distribución de gas y

líquidos.

- Genera balances contables y/o operacionales por instalación y fluido.

- Automatiza los procesos de cierre y apertura de reinterpretación de yacimientos.

• Oil Field Manager (OFM): Es una aplicación que desarrolla un eficiente método para

visualizar, relacionar, y analizar datos de producción y yacimiento. Se utiliza para análisis de

pozos y campos; programas y operaciones de optimización de campo; administración de reservas,

planes de desarrollo, programas de mantenimiento, administración del flujo de caja y balance de

materiales. Permite trabajar con una amplia variedad de tipos de datos para identificar tendencias,

anomalías y pronosticar producción. Estos tipos de datos son los siguientes:

- Datos dependientes del tiempo (mensual, diaria esporádica).

- Datos que dependen de la profundidad (registros de pozos y diagramas de completación).

- Datos estáticos (coordenadas, datos únicos para los pozos, datos de geología).

- Datos financieros (incluyendo ganancias y costos de las operaciones).

114

• SISUB: herramienta utilizada para el almacenar y consultar los reportes de los trabajos

menores realizados en los pozos. También se visualiza la compañía que realizó la actividad, el

tiempo y fecha de operaciones.

• COPyR: en esta se cargan todos los datos concernientes a las actividades realizadas con

taladro (perforaciones, trabajos mayores), entre los cuales se destacan, operaciones, fluidos,

costos, tiempos, cuadrillas, compañías de servicio, entre otras.

• AICO: a través de esta herramienta se pueden generar tablas de todas las variables observadas

en centinela y pueden ser descargadas de forma rápida a programas de Microsoft Office. Esta

aplicación es muy versátil debido a que se pueden visualizar varios pozos, estaciones de flujo o

yacimientos completos.

3.12.7.Nomenclatura de los modelos de tasa crítica

P = Diferencial de presión del pozo, “Draw Down”, (Lpc).

Pwell = Presión promedio del yacimiento, (Lpc).

Pwf = Presión de fondo fluyente dentro del pozo, (Lpc).

w = Gravedad especifica del agua, (Adim.)

o = Gravedad especifica del petróleo (Adim.)

hc = Distancia vertical desde la base de las perforaciones al CAP (Pies).

= Potencial de velocidad.

e = Potencial del radio de drenaje.

w = Potencial del pozo.

z = Potencial del radio del pozo a la profundidad “Z”.

g = Aceleración de gravedad.

= Diferencia de densidad entre los fluidos, petróleo y agua, (gr/cc).

Z = Distancia del datum al cono (agua/gas), (Pies).

h = Espesor de la arena netamente petrolífera, (Pies).

w = Densidad del agua, (gr/cc).

o = Densidad del petróleo, (gr/cc).

Qc = Tasa critica de petróleo, sin conificación de agua (BNPD).

Ko = Permeabilidad efectiva al petróleo, (mD).

115

o = Viscosidad del petróleo, (cps)

o = Factor volumétrico del petróleo, (BY/BN).

hp = Espesor perforado (Completado), (Pies).

re = Radio de drenaje externo del pozo, (Pies).

rw = Radio del pozo, (Pies).

Qcurva = Caudal de la curva de Chaney.

Kh = Permeabilidad horizontal de la formación, (mD).

red = Relación de radio de drenaje, espesor y permeabilidad, (Adim.)

fb = Fracción del intervalo completado, (Adim).

Kv = Permeabilidad vertical de la formación, (mD).

Kw = Permeabilidad efectiva al agua, (mD).

w = Viscosidad del agua, (Cps).

Pc = Presión capilar, (Lpc).

M = Movilidad.

= Buzamiento de la formación, (°).

K = Permeabilidad de la formación, (Darcy).

A = Área perpendicular al flujo, (pies2).

Krw = Permeabilidad relativa al agua en la zona invadida, (Adim).

Kro = Permeabilidad relativa al petróleo en la zona no invadida, (Adim).

Soi = Saturación de petróleo inicial, (Adim).

Sorw = Saturación residual de petróleo, (Adim).

116

CAPITULO IV

MARCO METODOLÓGICO

4.1.Generalidades

Control de agua son los métodos aplicados para reducir la producción de agua de un pozo de

forma mecánica o química luego de integrar información de registros eléctricos, dinámicos,

muestras de fluido para determinar su procedencia.

4.2. Tipo de investigación

El proyecto de investigación se clasifica como:

• Descriptivo, porque en este estudio se seleccionan una serie de variables para describir lo que

se investiga, se establecen comportamientos específicos y se comprueba la asociación entre las

variables de la investigación.

• Analítico, porque trata de especificar y enfatizar las características y propiedades importantes

de fenómenos o procesos que sean sometidos a análisis, para describir sus aplicaciones. El

proceso lo representa el Yacimiento B-SUP VLG-3729, objeto de la investigación.

• Aplicado, ya que sus resultados podrán utilizarse en estudios y desarrollo de otros yacimientos

con similares características, de acuerdo a la procedencia de los datos, la presente investigación

es de campo, ya que la información fue obtenida de la realidad, en su ambiente natural a través de

muestras de agua, corridas de registros, núcleo, entre otros.

• Documental, de acuerdo a la manera de recopilación, organización y manejo de los datos e

información.

117

4.3.Metodología y procedimientos empleados

Para la elaboración del estudio se ejecutaron una serie de pasos y procedimientos con la

finalidad de alcanzar los objetivos planteados.

Figura 41. Diagrama de la metodología utilizada. (Autor, 2010)

4.3.1.Recopilación y organización de la información

Para la recopilación y organización de información se siguieron los pasos:

• Revisión bibliográfica

Se realizó a través de varios medios entre ellos el CITOC, la Biblioteca de Postgrado de la

Universidad del Zulia, revisión de papers y hojas técnicas, información proporcionada por

profesores y profesionales de la industria petrolera, tesis y proyectos relacionados que sirven

como base al desarrollo del Trabajo Final de Grado.

• Recolección de información

Se realizó la recopilación de toda la información disponible en forma digital e impresa, con la

finalidad de determinar cuáles son los datos con los que se cuenta para el desarrollo del presente

estudio, teniendo en cuenta que la Región 3 cuenta con un total de 29 pozos, de los cuales 27 se

encuentran activos en B-4, 1 activo en B-1 y un pozo inactivo.

La información recopilada se encuentra distribuida en 8 categorías:

• Historias de los pozos.

118

• Análisis de PVT realizados en el área de estudio.

• Datos de presión existente hasta la fecha (Pruebas RFT, Estáticas, Build-Up).

• Análisis de núcleos (permeabilidades relativas, saturaciones de fluidos, porosidad).

• Datos de petrofísica (porosidad, permeabilidad, ANP, ANT, Sw, So).

• Registros PLT, registros de cementación, completación para determinar el estado de los pozos

y descartar problemas de comunicación, entre otros.

• Datos de completación y yacimiento, tales como POES, reservas recuperables, reservas

remanentes, factor de recobro, espesores cañoneados, radios de drenaje, arenas donde fueron

completados, %AyS de los registros PLT, entre otras.

• Análisis físico-químicos de agua de formación.

4.3.2.Validación de la información

Luego de organizados todos los datos recopilados se procedió a realizar la revisión, validación

y actualización de la información según se describe a continuación:

4.3.2.1.Actualización de las historias de los pozos

Se ubicaron los últimos trabajos realizados a través de SISUB, COPyR y Documentum, se

actualizaron las pruebas de producción con Centinela, los comportamientos de producción con la

ayuda de Siop y Oil Field Manager (OFM). Adicionalmente se modificaron algunas

profundidades, dimensiones de los equipos de completación y fechas de los eventos los cuales no

correspondían con dichos pozos según la información contenida en las bases de datos

corporativas ni en la carpeta de pozo.

4.3.2.2.Análisis PVT

Se verificó inicialmente la condición de muestreo, descartando aquellas muestras tomadas en

pozos completados en B-1 y B-4 en conjunto. Además se evaluó la relación gas-petróleo de

recombinación en aquellas muestras tomadas en el separador, revisando que fuesen acordes con

las observadas en las pruebas de producción según medidores portátiles (phase tester), cuyos

resultados poseen gran resolución y exactitud. Finalmente, fue verificada la consistencia de los

experimentos de laboratorio mediante las pruebas convencionales de densidad, función “Y”,

balance de masas y prueba de desigualdad.

119

4.3.2.3.Análisis de presión

Se procedió a verificar todas las medidas de presión tomadas desde la perforación de los

pozos, es decir, RFT, Build-Up, estáticas para cada una de las nueve (9) subunidades del

yacimiento, desde B-4.0 hasta B.4-8. Se procedió a determinar el gradiente del yacimiento, el

cual es generado por la columna de fluido de acuerdo a las relaciones de los tres fluidos

existentes, para lo cual se requirió los datos de la Tabla 1 y el procedimiento descrito

posteriormente.

Tabla 1. Datos requeridos para determinar el gradiente de yacimiento. (Autor, 2010)

DATOS

Presión inicial de yacimiento (Pi): 7500 LPC

Temperatura de yacimiento (Ty): 300 °F

Solubilidad del Gas (Rs): 349 PCN/BN

Gravedad Específica del Gas ( g): 0,8235 ADIM

°API: 22,5

Gravedad Específica del Petróleo ( ): 0,9188 ADIM

Saturación Inicial de Agua (Swi): 0,2 FRACCIÓN

Factor Volumétrico de Petróleo (Boi): 1,346 BY/BN

Gravedad Específica del Agua ( w): 1 ADIM

• Densidad del aire a condiciones normales:

a = 0.0764 Lbs / pie3

• Densidad del gas a condiciones normales: densidad del aire por la gravedad especifica del gas

• Masa del gas en 1 BN de petróleo (Mg): densidad del aire por la solubilidad del gas.

Para un crudo de 22,5° API se tiene:

• Masa de 1 barril de petróleo (Mo): es el producto de la densidad del agua y la gravedad

específica del crudo.

w = 62,15 Lbs / PC w = 8,3 Lbs / galón 1 BN = 42 galones

Calculo de 1 barril de petróleo a condiciones de normales (CN).

• Masa de 1 barril de petróleo + gas asociado a condiciones normales =

Masa de 1 barril de petróleo + peso de gas en 1 BN de petróleo.

120

• Petróleo a condiciones de yacimiento (Cy) = Mo(P,T)

Petróleo a condiciones de yacimiento = Petróleo a condiciones normales / Bo

• Masa de 1 barril normal de agua (Mw): es el producto de la densidad del agua y su gravedad

específica.

La densidad de la mezcla será igual a la suma de las fracciones ocupadas por cada fase.

4.3.2.4.Análisis de núcleos

Existen núcleos tomados en 6 pozos del yacimiento, de ellos 3 se tomaron en las arenas de B-4

VLG-3873 (Región 1), VLG-3829 (Región 2) y VLG-3863 (Región 3), como se observa en la

Figura 42.

Figura 42. Núcleos tomados en el yacimiento B-SUP VLG-3729. (Acosta, 2008)

El procedimiento seguido para la validación, el análisis de la información y la preparación de

las curvas de presión capilar y permeabilidad relativa, entre otros parámetros, se encuentran

descritos en el Informe Técnico del Análisis Convencional, de las Unidades B-1 y B-4 del

Yacimiento B-Superior VLG-3729, Campo Ceuta-Tomoporo (Acosta, 2008). A continuación se

presenta un resumen del mismo:

Los tapones seleccionados fueron limpiados con tolueno mediante un sistema de destilación

cíclica a una temperatura de 115 °C, extrayendo las sales utilizando metanol en un sistema

121

similar (a 60 °C), para luego secarse en un horno convencional a 115 °C por un período mínimo

de 16 horas, hasta alcanzar peso constante, para finalmente dejarse enfriar en un ambiente libre

de humedad, proceso que se estima haya permitido eliminar el filtrado de lodo que pudo haber

ingresado a ambos núcleos durante el corte. Los tapones fueron añejados antes de iniciar los

análisis especiales. Esto consistió inicialmente en saturar las muestras con una salmuera de 5000

ppm, para luego colocarlas en una celda hidrostática, donde se les aplicó una presión de

confinamiento de 8350 Lpc. El agua movible fue desplazada utilizando crudo muerto (primer

proceso de drenaje asumiendo una roca hidrófila). Luego, las muestras fueron colocadas en un

envase presurizado lleno con crudo muerto, con una capa de gas inerte sobre el mismo y se

mantuvieron a temperatura de yacimiento durante cuarenta (40) días. Posteriormente se inició el

análisis de presión capilar por centrífuga a través de un proceso de imbibición, desplazando el

aceite contenido en los tapones por salmuera, para luego realizar el segundo proceso de drenaje

sobre las muestras desplazando el agua nuevamente por aceite con incrementos en la revolución

de la centrífuga.

Para los análisis que no fueron realizados a la presión de confinamiento ó sobrecarga, se puede

ajustar la saturación de agua irreducible por reducción del espacio poroso, primeramente

calculando el indicador de calidad de roca (RQI reservoir quality indicador), cuya ecuación es

mostrada a continuación,

RQI = 0.0314× √(K/Phi) Ec. 64

El RQI está en función de la raíz de la permeabilidad absoluta sobre la porosidad efectiva, y

fue calculado para condiciones de laboratorio y de yacimiento, las cuales comprendieron

presiones de sobrecarga de 200 y 7500 Lpc (+/-) respectivamente, por lo que se debía llevar la

saturación de agua irreducible de 200 a 7500 Lpc, asumiendo una relación lineal entre esta

variable (Swc) y la calidad de roca (RQI), definiendo así la siguiente ecuación.

(RQ I × Swc)C.Y . = (RQ I × Swc)C.L. Ec. 65

Finalmente, fue calculada la saturación de agua irreducible a condiciones de yacimiento

(C.Y.), la cual representa el valor que se obtendría si se hubiesen sometido las muestras a presión

de confinamiento durante los análisis de laboratorio. Como resultado general, se obtuvieron

122

incrementos en la saturación de agua irreducible entre 1 y 3 % en comparación con la obtenida a

condiciones de laboratorio.

Como es sabido, la saturación de agua irreducible es función de la calidad de roca del

yacimiento, por lo que se utilizó la metodología propuesta por Amaefule i.e. (SPE 26436) para

obtener una correlación que permitiese escalar la saturación de agua, siendo necesario para ello la

obtención del indicador de zonas de flujo (FZI) por cada muestra.

FZI = RQI / PhiZ Ec. 66

Donde PhiZ representa la porosidad normalizada, y viene dada por la expresión.

PhiZ = Phi / (1- Phi) Ec. 67

Luego, fueron representados en un gráfico todos los valores de saturación irreducible

validados y ajustados a condiciones de yacimiento, en función de este indicador (FZI),

obteniendo la relación que se presenta en la Figura 43.

Figura 43. Grafico de Swc vs. FZI, Unidad B-4. (Acosta, 2008)

123

Adicionalmente fue correlacionada la saturación de petróleo residual de los análisis de

permeabilidad relativa agua-petróleo de cada núcleo en función de la calidad de roca de cada

muestra, como se puede observar en la Figura 44.

Figura 44. Grafico de Sor vs. FZI, Unidad B-4. (Acosta, 2008)

Los tres análisis mostraron una tendencia prácticamente horizontal, reflejando una saturación

de petróleo residual constante e independiente de la calidad de roca. La Unidad B-4, posee una

saturación de petróleo residual de 29 % para el análisis del VLG-3863 (Región 3)

respectivamente. Para este núcleo se contó con 12 análisis de presión capilar por centrífuga,

permeabilidad relativa agua-petróleo y gas-petróleo. Fue evaluada la correlación existente entre

la saturación de crudo residual (Sor) proveniente de las curvas de permeabilidad relativa con

respecto a la saturación de agua irreducible. Luego para promediar y representar la curva de

presión capilar a condiciones de yacimiento, fue utilizada la función “J” de Leverett, cuya

ecuación es mostrada a continuación:

J (Sw) = 0.2179 × (Pc / σ) × √(K / Phi) Ec. 68

Por definición, el valor de “J” es igual para condiciones de laboratorio como de yacimiento,

por lo tanto, mediante la permeabilidad, porosidad y la tensión interfacial, es posible obtener la

presión capilar a condiciones de yacimiento a partir de condiciones de laboratorio. La tensión

124

interfacial variará dependiendo del sistema utilizado, por ejemplo, para un sistema agua-aceite es

igual a 48 y 30 dinas/cm a condiciones de laboratorio y yacimiento respectivamente. La misma

tiende a aumentar considerablemente cuando es utilizado mercurio como fase desplazante. Por

otra parte, fue importante considerar la permeabilidad y porosidad a condiciones de laboratorio y

yacimiento, ya que las mismas son afectadas por efectos de sobrecarga ó confinamiento. La

función “J” obtenida puede observarse a continuación:

Figura 45. Curva de Pcwo Promedio, Unidad B-4, Región 3 (VLG-3863). (Acosta, 2008)

Se observa un tipo de roca, el cual pudo ser modelado con una función “J” promedio, en

donde se refleja una saturación de agua irreducible de 10 %.

4.3.2.5.Petrofísica

Se revisaron los valores contenidos en los informes del modelo estático junto a la ingeniera

petrofísica del área con la ayuda de la herramienta Interactive Petrophysics (IP) para realizar las

evaluaciones de los pozos a estudiar. Dichos valores se corroboraron realizando análisis nodal

para verificar los resultados con las pruebas de producción.

4.3.2.6.Registros PLT y de cementación

Se verificó la información PVT y todos los datos iníciales utilizados por la compañía de

servicio en el procesamiento de los datos de los registros de producción. Además se observó si

125

correspondía la tasa de producción de crudo, el corte de AyS y la tasa de gas con las medidas

reportadas en Centinela.

4.3.2.7.Datos generales del Yacimiento B-SUP VLG-3729

Se realizó la validación y actualización de los datos generales del yacimiento, verificando que

sean los más actuales y certeros posibles con la ayuda de las herramientas corporativas para el

almacenamiento de la información y los libros oficiales de reservas. Adicionalmente se realizó la

distribución de la producción por pozo en el yacimiento tomando en cuenta toda la etapa

productiva, con la ayuda de las propiedades petrofísicas y de los registros de producción.

4.3.2.8.Validación de análisis físico-químicos de agua de formación

En esta etapa, se descartaron los análisis físico-químicos del agua de formación, tomando en

consideración los siguientes criterios:

• Muestras tomadas en fechas cercanas a la finalización de algún trabajo de perforación,

completación, estimulación, fracturamiento o acidificación, entre otros, ya que las muestras

presentarán elevadas concentraciones de sólidos totales disueltos y PH menor a 7, indicativo que

el pozo ha sido sometido a algún trabajo de rehabilitación, alterándose así las propiedades físico-

químicas del agua de formación.

• Muestras tomadas en pozos que no estuviesen produciendo para la fecha de la toma

exclusivamente de las unidades de B-4.

• Muestras que no se encuentren balanceadas iónicamente, es decir, se debe verificar que la

suma de los pesos equivalentes (meq/L) de los iones positivos (cationes) sea igual a la suma de

los iones negativos (aniones), rechazando las muestras cuyo balance iónico sea distinto de cero o

se aleje mucho de este valor.

4.3.3.Determinación del mecanismo de producción

Para determinar el mecanismo de producción se tomaron todos los datos de presiones

validados al datum. Se realizó un grafico de presión versus el acumulado de producción de

petróleo para trazar la mejor tendencia y poder establecer una declinación, los valores más

alejados de la tendencia fueron descartados con la finalidad de obtener el mejor ajuste, luego de

126

esto se tomaron dichos valores y se dividieron entre la presión inicial del yacimiento para

construir un nuevo grafico de esta variable contra la eficiencia de recobro. Finalmente se

comparó la curva resultante con los patrones establecidos para determinar cuál es el mecanismo

de producción predominante del área, resultando el empuje hidráulico. Además se realizaron

algunas correlaciones para verificar la variación de presión por sub unidad a través del

yacimiento. También se realizaron algunos mapas de la variación de presión entre cada sub

unidad dentro del mismo pozo para tener un indicativo del nivel sellante que presentan las lutitas

intercaladas entre las sub unidades.

4.3.4.Comportamiento de producción

A través de la aplicación OFM se realizaron los comportamientos de producción del

yacimiento y para cada uno de los pozos, para visualizar de manera general la tendencia de cada

una de las fases (petróleo, agua y gas) con la finalidad de observar cambios bruscos en los

mismos. Esto fie revisado en conjunto con las historias para comparar las fechas de los cabios en

la tendencia con los trabajos realizados.

4.3.5.Gráficos de Chan

De igual forma se utilizó OFM para generar los gráficos de Chan de los pozos en estudio, con

lo cual se puede visualizar si existe algún problema a nivel de yacimiento o a nivel de pozo que

cause el incremento en la producción de agua. Es importante mencionar que estos gráficos no

pueden ser tomados como un análisis concluyente, porque solo aportan un indicio de forma

general de las posibles causas, sin tomar en cuenta otras variables que influyen en dichos

problemas. Además se realizaron algunos mapas de burbujas con la finalidad de observar si

existen tendencias en el comportamiento de producción a través del yacimiento.

4.3.6.Determinación de la tasa crítica

Se utilizó la correlación determinada por Dietz (presentada anteriormente con el número 62)

para calcular la tasa crítica o en este caso se llamará tasa de mantenimiento de producción debido

a que los pozos ya se encuentran con alto corte de agua, el cual no puede ser eliminado por

completo, sino controlado para evitar que continúe aumentando drásticamente.

127

La ecuación obtenida por Dietz relaciona las propiedades petrofísicas con la de los fluidos

presentes en el yacimiento, para lograr mantener un flujo estable durante el proceso de

producción de los pozos. Dentro de los datos necesarios la gravedad específica del agua se

determinó a través de la siguiente expresión:

γw = 1 + 0.695 x 10-6

* S Ec. 69

En el caso de la del crudo se utilizó la siguiente:

γo = 141.5 / (131.5 + °API) Ec. 70

El espesor se obtuvo con los topes estructurales. Se determinó el área perpendicular al flujo

teniendo en consideración los 300 metros de espaciamiento permitidos. Se cálculo la presión al

nivel medio de las perforaciones. El gradiente geotérmico se calculo con la presión en superficie

y en fondo. La viscosidad del agua fue determinada con la ecuación 72 desarrollada por McCain.

La viscosidad y el factor volumétrico del crudo se calcularon con las correlaciones obtenidas en

el análisis PVT.

μw1 = A*TB Ec. 71

μw / μw1 = 0.9994 + 4,0295 x 10-5

*P + 3,1062 x 10-9

*P2 Ec. 72

Donde:

A = 109,574 – 8,40564*S + 0,313314*S2 + 8,72213 x 10

-3*S

3

B = -1,12166 + 2,63951 x 10-2

*S – 6,76461 x 10-4

*S2 – 5,47119 x 10

-5*S

3 + 1,55586 x 10

-6*S

4

T: Temperatura , °F

S: Salinidad, % por peso de solidos disueltos

P: Presión en Lpca.

4.3.7.Factibilidad de inyección de geles

A continuación se presenta una guía que indica los aspectos que se deben tener en cuenta para

lograr un tratamiento exitoso.

4.3.7.1.Identificar el problema

Cuando se quiere implantar un proceso exitoso de control de agua en pozos productores, se

debe tener una buena comprensión del problema antes de iniciar el plan. Lo primero que se debe

hacer es una revisión completa del yacimiento:

• Mecanismo de recuperación.

128

• Variaciones en porosidad y permeabilidad.

• Existencia de permeabilidad direccional.

• Espesor de la arena a tratar.

• Buzamiento.

• Tiempo en que se inició la producción de agua.

• Tasa de producción de agua luego de la irrupción, si el agua invade tempranamente el pozo,

esto puede ser causado por un canal de agua detrás del revestidor. Esto parece ocurrir más

frecuentemente después de la completación inicial o de una estimulación.

• Contacto agua-petróleo.

• Ubicación de las perforaciones.

• Registros.

• Continuidad de la lutitas.

• Resultados de las pruebas en núcleos.

4.3.7.2.Criterios de selección de pozos

Es importante tener en consideración que no todos los pozos que producen con alto corte de

agua son candidatos para un tratamiento de control de producción de agua. Se debe tener mucho

cuidado en la selección de pozos a ser tratados, para lo cual es conveniente tomar en cuenta las

recomendaciones que se especifican a continuación:

• Criterios de yacimientos:

- Los yacimientos pueden ser matriciales, de areniscas o de carbonatos, o con arenas no

consolidadas, pero de poco contenido de arcillas.

- El yacimiento debe presentar contraste de permeabilidad y anisotropía en sus lentes

productores de crudo.

- Una elevada relación agua-petróleo, cuando es causada por la elevada permeabilidad de un

acuífero, un canal de alta permeabilidad o una conificación no muy severa de agua. No es buen

candidato si el problema es causado por la presencia de fracturas naturales y/o artificiales en el

yacimiento. El intervalo productor de agua debe tener una permeabilidad que exceda los 50 mD

para ser buen candidato.

- Un contacto agua-petróleo bien definido.

- La temperatura del yacimiento no debe exceder de 320 °F.

129

- La salinidad de los yacimientos (agua de formación) no es factor influyente.

• Criterios de producción:

- Los pozos deben poseer un buen índice de productividad.

- Los pozos preferidos son los que poseen equipo para el levantamiento artificial.

- Los pozos candidatos deben tener posibilidades de poder ser colocados a un alto draw down

de producción.

• Criterios económicos:

- Los pozos deben ser justificados en yacimientos con suficientes reservas remanentes de

petróleo o gas que justifiquen los gastos y aseguren una tasa de retorno temprana.

- Los pozos deben estar completados en el lente que debe ser tratado con el fin de no

incrementar los costos del tratamiento.

- Los costos de manejo de agua del pozo deben ser tales, que su producción justifique el costo

del tratamiento.

- Efectividad probada del polímero en el agua de producción, a través de pruebas de laboratorio

con núcleos de la formación a ser tratada.

4.3.7.3.Selección del polímero

Los polímeros que actúan como modificadores de permeabilidad para tratamientos de control

de agua, son polímeros que como característica principal deben ser altamente adsorbibles.

Igualmente es fundamental que sean estables a la temperatura del yacimiento y resistentes a la

degradación mecánica durante los procesos de mezclado. En aplicaciones de geles para control de

agua, los polímeros más utilizados han sido las poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas

(HPAM) con grados de hidrólisis hasta de un 30%. Más recientemente se han empezado a utilizar

otros tipos de polímeros como los polisacáridos tipo escleroglucano, buscando ampliar la

aplicación de estos tratamientos a yacimientos de temperaturas elevadas.

En general, la efectividad del polímero como agente modificador de permeabilidad aumenta

con el tamaño molecular dependiendo de la permeabilidad de la formación. A medida que la

permeabilidad del medio aumenta, el tamaño molecular requerido para reducir efectivamente la

permeabilidad del agua es mayor. Sin embargo, la escogencia de un peso molecular elevado

puede estar limitada por la compatibilidad o solubilidad del polímero en el agua de mezclado, o

130

también por la permeabilidad del yacimiento que puede restringir la inyectividad de la solución.

Actualmente se investiga el uso de poliacrilamidas catiónicas por el potencial que tienen estos

polímeros de reducir la Kw mucho más que la Ko. Estos polímeros por su carácter catiónico

tienen un nivel elevado de adsorción aunque aún se necesita mucho más trabajo de investigación

para evaluar si realmente son una mejor opción frente a otros polímeros.

4.3.7.4.Pruebas de desplazamiento en medio poroso

Estas se realizaron sobre un núcleo representativo de la Formación Misoa balo las condiciones

de presión y temperatura con la finalidad de determinar la reducción de permeabilidad que causa

la formulación del gel no sellante. En esta etapa se evalúa la estabilidad, resistencia de gel y la

permeabilidad del medio poroso a las condiciones dadas.

Pasos para llevar a cabo la prueba en el laboratorio:

• Utilizar fluidos del yacimiento (agua y crudo) separados para saturar el núcleo.

• Medir la permeabilidad efectiva de cada fluido.

• Inyectar el gel.

• Medir la permeabilidad efectiva de cada fluido después de gelificar por completo el sistema a

través de la ley de Darcy, despejando la K:

K= μ (cp) * L (cm) * Q (cm3 /s) Ec. 73

A (cm2) * ΔP (atm)

• Se calcula el factor de Resistencia Residual (RRF) que es una relación entre las

permeabilidades antes y después de aplicar el gel.

RRF= Kantes gel Ec. 74

Kdespués gel

Mientras más alto es el RRF, más se disminuye la permeabilidad del medio al fluido, es decir,

existirá mayor bloqueo.

• Se determina la resistencia del gel por la presión producida por unidad de longitud del núcleo

al caudal más alto (Lpc/pie).

Para obtener una mayor confiabilidad y credibilidad de los resultados a obtener al finalizar la

prueba de desplazamiento es recomendable:

131

• Utilizar muestra del núcleo del pozo donde se realizará el tratamiento, y de ser posible

correspondiente a la profundidad donde se colocará el gel.

• Tomar como muestra de fluido (agua y crudo separados y caracterizados) del pozo a tratar con

el gel o en su defecto de pozos vecinos y completados en la misma arena a tratar.

• Suministrar datos exactos de la temperatura y presión de la arena donde se colocará el gel.

Se cuenta con el núcleo del pozo VLG-3863 para tomar los tapones respectivos. Se determinó

la permeabilidad a los fluidos antes de la inyección de gel, como se describió anteriormente. Se

utilizó gel resistente a altas temperaturas (HT) con un pH neutro. El crudo utilizado tiene una

densidad en el orden de los 0.9 g/cc con una viscosidad de 11 cps. El agua utilizada fue sintética,

teniendo en cuenta la salinidad de la formación, la cual fue determinada en los análisis físico-

químicos. El núcleo fue de un volumen aproximado de 7,6 cc. La prueba se realizó a las

condiciones de yacimiento. El material utilizado para el montaje de la celda es núcleo, topes

móviles, manga de vitón y manga termoencogible, las cuales se pueden observar en la Figura 46.

Figura 46. Materiales utilizados para la prueba de desplazamiento (González, 2005)

A continuación se resume el procedimiento operacional utilizado para realizar las pruebas:

Se coloca el tapón en la base del portanúcleo para aislarlo con teflón y una manga

termoencogible, después se coloca una manga de vitón, que serán aseguradas en los extremos

para evitar la comunicación a través del anular o por fugas, luego de introducir el tapón en el

portanúcleo, como se observa en la Figura 47. Se instala la celda y se llena el anular con agua

para obtener la presión de confinamiento, es decir la presión de yacimiento. El siguiente paso es

medir el volumen poroso saturando el tapón con salmuera, para luego determinar las

permeabilidades, inicialmente se mide al aire (kg), luego al agua (ka).

Posteriormente se realiza la saturación del núcleo con los fluidos tomados del yacimiento para

luego medir la permeabilidad efectiva a cada fluido, se satura con crudo hasta alcanzar la

saturación de agua inicial para determinar la permeabilidad al crudo antes de la formación del

132

gel, luego se satura con salmuera hasta alcanzar la saturación de petróleo residual para determinar

la permeabilidad al agua antes de la formación del gel. Concluido esto se procede a la inyección

del gel, se cierra el equipo y se espera el tiempo para que se de la gelificación, aproximadamente

48 horas con la finalidad de obtener la consistencia final del gel, luego se vuelve a medir la

permeabilidad efectiva a cada fluido en sentido inverso a las mediciones realizadas antes de

inyectar el gel (ver esquema en la Figura 48) para proceder al cálculo del RRF.

Figura 47. Armado de la celda. (González, 2005)

Figura 48. Esquema de tratamiento para la simulación del ensayo en núcleo. (González, 2005)

Condiciones para realizar la prueba en el laboratorio:

• Tasa de inyección para saturaciones con salmuera y crudo: 0,1 cc / min

• Tasas de inyección para determinación de permeabilidad absoluta y permeabilidades efectivas

entre 0,1 y 1 cc / min

Fluidos a utilizar

• Salmuera (1% NaCl + 0,1% CaCl2)

• Muestra de crudo

• Componentes para la preparación y según formulación del sistema gelificante.

133

4.3.7.5.Colocación del tratamiento

Uno de los aspectos más importantes en el diseño de un tratamiento de control de agua o de

mejoramiento de barrido, es la colocación del tratamiento. Se recomienda por lo general, aislar

zonas productoras de agua y crudo, ya sea mediante el uso de empacaduras o arenamiento del

pozo, como se observa en la Figura 49. Esto debe cumplirse estrictamente en la colocación de

sistemas gelificantes, ya que una pequeña penetración del gelante en las zonas de permeabilidad

más baja creará un taponamiento significativo una vez que el gel entrecruce. Al ponerse el pozo

en producción, será sumamente difícil para el crudo traspasar la red de polímero formada en la

entrada de este canal. En tratamientos con polímeros altamente absorbibles, la solución también

penetrará los estratos de menor permeabilidad al igual que el gel, pero una vez puesto en

producción el pozo, el polímero será arrastrado y sólo permanecerá en el poro la capa de

polímero absorbida. Esto permite que el crudo remanente aún tenga posibilidades de fluir.

Gracias a este comportamiento, los tratamientos con soluciones de polímeros, han sido de gran

utilidad en pozos donde el aislamiento o la ubicación de las zonas productoras son muy difíciles.

Figura 49. Operación para inyectar gel de forma selectiva. (González, 2005)

Actualmente se cuentan con nuevas tecnologías que incrementan la efectividad en la

colocación del tratamiento, como lo es el sistema de inyección dual que consiste de una tubería

continua, una empacadura inflable y un paquete de sensores de 12’ largo por 2 1/8’’ de diámetro

contentivo de sensores con un GR, localizador de cuello del revestidor, detector de temperatura y

un evaluador de presión dual. Todos los datos son leídos en el tiempo real. Lo que ayuda a

determinar la posición correcta de la empacadura en el pozo. También indica el tiempo de

gelificación del fluido según la temperatura, además se lleva el control directo de la presión.

Empleando arenaEmpleando arenaEmpleando empacadura oEmpleando empacadura o

tapones con ¨coiled-tapones con ¨coiled-tubing¨tubing¨

ZonaZonaproductoraproductora

GELGELEmpacaduraEmpacadura

“Coiled-tubing”

134

La habilidad que tienen las poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas y los escleroglucanos, de

reducir la Krw más que la Kro, es de gran ayuda cuando se están produciendo, zonas de

saturación elevada de crudo, conjuntamente con zonas de saturación elevada de agua. Si una zona

en particular sólo produce crudo y el polímero no afecta Kro, no habrá reducción en la

producción de crudo en esa zona. En las zonas donde se esté produciendo agua, el polímero

disminuirá la producción de agua en proporción directa al Krw.

Los radios de penetración que debe lograr el polímero son también un factor de gran

importancia para que el tratamiento sea efectivo y tenga una buena duración en el yacimiento.

Varios autores concluyen que es necesario que el polímero penetre a una distancia radial de 40 a

75 pies desde la entrada del pozo para que el tratamiento sea realmente efectivo. Sin embargo,

muchos de los tratamientos implantados en campo han fracasado no por haber sido seleccionados

erróneamente, sino precisamente por no haber aplicado una cantidad suficiente del tratamiento.

4.3.7.6.Procedimiento del tratamiento

• Mantener, donde sea posible, una tasa de inyección por debajo o igual a la tasa de producción

de agua. A pesar de que se espera y se desea un aumento de presión durante el tratamiento, un

aumento demasiado elevado indicaría un desvío hacia zonas menos permeables y una posible

invasión de la zona productora de crudo. Por lo tanto, los factores limitantes para el tratamiento

deben ser la tasa de inyección y la presión del cabezal en el pozo. Se recomienda que la presión

se mantenga 500 Lpc por debajo de la presión inicial del pozo. Si el trabajo se inició bajo vacío la

presión en la superficie no debe superar los 500 Lpc.

• Limpiar bien el pozo para asegurar una buena inyectividad a través del intervalo productor de

agua. Una buena técnica de limpieza varía para cada área y puede involucrar la remoción de

productos secundarios corrosivos, escamas de carbonato, sulfato, sílice o parafinas.

• Luego de la limpieza, inyecte suficiente agua (generalmente 100-150 Bls) para prevenir que

los materiales de limpieza contacten a la solución de polímero. Un inhibidor de corrosión

compatible, también debería ser añadido si se están experimentando.

• Problemas de corrosión en el pozo. Durante este post-flujo, las tasas de inyección deben ser

preestablecidas y las presiones registradas, para asegurar una inyección adecuada del polímero.

• Calcular el volumen y concentración de la solución de polímero a ser utilizada. La

concentración inicial sólo debe estar limitada por la inyectividad y por la posible degradación

135

mecánica del polímero. La concentración máxima puede ser determinada empezando por una

concentración de 1000 a 2000 ppm, aumentándola hasta que sea limitada por la inyectividad o

presión de superficie. Esto es, hasta que se aprecie un aumento en la presión de 50 a 100 Lpc. El

beneficio sería un efecto de viscosidad máximo debido a las bajas velocidades de corte, además

de una mayor reducción de permeabilidad con retornos minimizados del polímero. En este punto,

se debe contar con el apoyo de pruebas de laboratorio, donde la inyección del polímero se evalúe

en núcleos y se determine la concentración óptima.

• Realizar un post-flujo del polímero con salmuera, con un volumen mínimo de 200 Bls. Se

pueden utilizar volúmenes mayores para lograr una mayor penetración de la solución de

polímero.

• Finalmente, se recomienda inyectar crudo o gasoil en el pozo. Esto reduce la saturación de

agua en la zona productora de petróleo para mejorar la permeabilidad al crudo en la zona. Use un

mínimo de 100 Bls, lo que debe cubrir tanto el volumen de la tubería como un pie de penetración

en el yacimiento. A pesar de que se prefiere inyectar kerosén u otro hidrocarburo liviano

refinado, se puede utilizar menor cantidad si el crudo tiene gravedad mayor o igual a 30° API.

• Cierre el pozo de 3 a 5 días para permitir que alcance el equilibrio.

4.3.7.7.Recomendaciones después de aplicar el tratamiento

• Cerrar el pozo por 5 días (tiempo de remojo).

• Abrir el pozo a producción con tasa crítica.

• Realizar pruebas de producción y seguimiento del Qo, Qw y RAP durante los primeros tres

meses.

• Realizar Gráficos de RAP vs. Producción Acumulada. Evaluación económica, para realizar un

buen seguimiento del comportamiento del pozo y determinar los beneficios de la tecnología

aplicada cuando no son suficientes los gráficos de producción (tasa de agua y crudo vs. Tiempo),

también es necesario el gráfico RAP vs. Np antes y después del tratamiento. Este gráfico permite

cuantificar el crudo adicional que se obtiene después de que se realiza una aplicación exitosa. Se

considera un pozo exitoso en el tratamiento con un agente de control de agua, el que después del

tratamiento reduce la producción de agua y mantiene o aumenta la de crudo.

136

4.3.8.Análisis económico

Se realizó el análisis económico para evaluar la rentabilidad de la aplicación de geles, pero

solo se tomo en consideración el ganancial generado por el incremento de la producción de crudo

y no se tomaron en cuenta otras variables asociadas, como lo son reducción de los costos de

levantamiento, aumento del volumen disponible para el manejo de producción adicional,

reducción de los costos por tratamiento y disposición del agua, disminución de las reservas no

recuperables producto del barrido ineficiente, además de alargar la vida del yacimiento.

137

CAPITULO V

ANÁLISIS DE RESULTADOS

A continuación se presentan los resultados:

5.1.Historias de los pozos

Se realizó la actualización de 12 historias del total de pozos de la Región 3 utilizando las bases

de datos corporativas para indicar los trabajos realizados en cada pozo en los últimos años, con

sus respectivas pruebas de producción visualizando la efectividad de los mismos. En los 16 pozos

activos restantes solo fue necesario colocar los valores de las pruebas de producción y cortes de

agua de algunos meses, debido a que se encontraban actualizadas.

5.2.Análisis PVT

El yacimiento cuenta con 23 estudios PVT provenientes de 7 muestras tomadas de la Unidad

B-1 y 16 de B-4. Del total de muestras de la Región 3 se tiene que: 5 pozos no validaron (una

muestra del pozo TOM-7 y el pozo VLG-3878 no cuentan con las pruebas de laboratorio

completas para realizar la validación, los pozos VLG-3852 y VLG-3840 producían en conjunto

74% de B-4 / 26% de B-5 y 58% de B-4 y 42% de B-5 respectivamente y el VLG-3822 fue

tomada en superficie y recombinada en laboratorio con 430 PCN/BN que difiere del valor inicial

de 349 PCN/BN) y los pozos restantes pertenecen a otras regiones del yacimiento. De lo

anteriormente expuesto se tiene que resultó satisfactoria la validación del PVT tomado en el pozo

TOM 7 en enero de 2001, el cual se encontraba produciendo de las arenas desde B-4.0 hasta B-

4.6.

5.3.Análisis de presiones

62 pozos con probadores de formación en todo el yacimiento, de los cuales 18 pertenecen a la

Región 3. De estos registros se descartaron los que presentaron una restauración bastante lenta y

no estabilizaron para tomar un valor de presión confiable. Para cada una de las presiones tomadas

se verificó el datum utilizado, donde se observó que en algunos de los pozos que fueron

perforados en el inicio de la explotación del yacimiento se tomó un datum de 14600’, siendo el

138

utilizado actualmente de 16000’. Se determinó el gradiente de yacimiento con los datos de la

Tabla 1 y siguiendo el procedimiento descrito anteriormente para obtener:

• Densidad del gas a condiciones normales g = 0,0764 Lbs / pie3 * 0,8235 = 0,0629 Lbs / pie

3

• Masa del gas en 1 BN de petróleo = Mg = 0,0764 Lbs / pie3 * 350 PCN/BN = 26,74 Lbs / BN

• Masa de 1 barril de petróleo = (Mo) = = 320 Lbs / BN

• Masa de 1 barril de petróleo + gas asociado=26,74 Lbs/BN + 320 Lbs/BN =346,9366 Lbs/BN

• Petróleo a condiciones de yacimiento = Mo(P,T) = 347 Lbs/BN/1,346 BY/BN = 258 Lbs/BY

• Masa de 1 barril normal de agua = Mw = 62,4 Lbs / PC * 5,615 PC / BY * 1 = 350,4 Lbs / BY

• Swi 20 %, la densidad de la mezcla será: m = 350,4 Lbs/BY * 0,2 + 258 Lbs/BY * 0,8 = 276

Lbs/BY/ 5,615 pie3/BY = 49 Lbs / pie3

• El gradiente será = (49 Lbs / pie3) / 144 pulg

2 * pie

3 = 0,342 Lpc

Además se realizó la revisión de los topes de cada una de las subunidades de los pozos de

Región 3, en donde se visualizaron variaciones en las profundidades de 10 a 20’ debido a que se

consideraban topes basados en un estudio anterior. Solo se observó una variación considerable en

las subunidades de B-4.0 y B-4.5 las cuales pasaron a pertenecer a las subunidades inmediatas

inferiores. Estos valores de presión fueron llevados al datum con el gradiente calculado

anteriormente y utilizando la desviación de los pozos, para obtener la TVD de cada uno de ellos,

teniendo en consideración que 8 pozos son desviados, 20 pozos son verticales, de los cuales 4

pozos tienen una variación promedio de 20’ entre las medidas MD y TVD.

Se cuenta con 14 presiones estáticas, en las cuales se verificó que los pozos hayan tenido por

lo menos 2 días de cierre, que el sensor no tenga más de 6 meses de calibrado para el momento de

realizar la medición, que los valores no sean erráticos, que el registrador permaneció estático por

lo menos 5 minutos en cada parada para lograr tener una medición confiable y que no se

encontraban produciendo en dos o más unidades en conjunto (desde B-1 hasta B-6).

Existen 4 pruebas de restauración de presión, de las cuales se cuenta con los resultados en

físico y digital de la realizada en el pozo VLG-3863 y fue validada a través de la evaluación de

los períodos de flujo previos al cierre, verificando que se haya tenido el tiempo suficiente para

obtener condiciones de flujo estable, además de revisar los eventos durante la prueba,

descartando manipulaciones en la caja de choke ó en la línea de producción, ya que estas podrían

139

generar mediciones no asociadas a la respuesta del yacimiento. Se debe tener en consideración

que la representatividad de las pruebas de restauración de presión en yacimientos estratificados

(multi-capa), se ve disminuida debido a que el transiente viajará más rápido por las sub-unidades

de mejores propiedades petrofísicas, generando un comportamiento irregular de la derivada a

medida que la respuesta del resto de las sub-unidades afecta al transiente, dificultando de esta

forma la interpretación y ajuste de los modelos analíticos. Esto se pudo evidenciar en el registro

tomado en el pozo VLG-3863 en julio de 2000, luego de transcurridas 90 horas de la prueba, lo

que imposibilita el análisis de la misma para tiempos posteriores. A continuación se presenta un

resumen de los resultados de dicha prueba:

Tabla 2. Resultados de la prueba de restauración de presión del pozo VLG-3863. (Acosta, 2008)

POZO FECHA UNIDAD DAÑO

(S)

K

(mD)

K*H

(mD*pie)

P (Lpc)

A PROF.

SENSOR

MODELO DE

YACIMIENTO OBSERVACIÓN

VLG-3863 jul-00 B-4 3,5 68,17 9203,98 5920

Radial homogéneo

limitado por un

sistema de fallas

sellantes que se

interceptan en 45°.

El Build up es representativo y estable. Solo se observó a

las 91,96 h un incremento abrupto en la tendencia de

restauración de presión debido a un aporte diferencial que

se tuvo entre las capas de la arena B-4. Imposibilitándose

el poder efectuar algún tipo análisis a partir de este punto.

5.4.Análisis de núcleos

Siguiendo el procedimiento descrito en el capitulo anterior se obtuvieron las curvas de

permeabilidad relativa, los cuales son los parámetros de mayor importancia para el desarrollo de

esta investigación. Dichas curvas se presentan en la Figura 50 y Figura 51, donde se puede

observar los valores de saturación de agua, petróleo y gas críticos.

Figura 50. Curva de KoKw promedio, Unidad B-4, Región 3 (VLG-3863). (Acosta, 2008)

140

De la curva promedio obtenida, resalta una saturación de agua inicial y de petróleo residual de

25 % y 29 % respectivamente. Se puede observar una saturación de corte (punto de intersección

entre ambas curvas) que esta levemente sobre el 50 % (Sw), lo que es característico de rocas con

humectabilidad intermedia, sin embargo, esto no se pudo comprobar debido a la no

disponibilidad de análisis de humectabilidad (Amott) en este núcleo.

Finalmente, fue calculada la curva de permeabilidad relativa gas-petróleo, donde se observa la

saturación de gas crítica 2% y la de petróleo residual 56%. Como se muestra en la Figura 51.

Figura 51. Curva de KoKg promedio, Unidad B-4, Región 3 (VLG-3863). (Acosta, 2008)

Finalmente fue obtenida la correlación de permeabilidad Absoluta – Permeabilidad Efectiva

Figura 52. Correlación Ko-K, Unidades B-1 & B-4. (Acosta, 2008)

141

5.5.Datos petrofísicos

Las propiedades petrofísicas disponibles en el área fueron obtenidas en los pozos de mayor

interés, es decir aquellos con alta producción de agua y se encuentran resumidas en las tablas 3,

4, 5, 6 y 7.

Tabla 3. Evaluación petrofísica del pozo VLG-3846. (PDVSA, 2010)

SUB-

UNIDAD

ANT

(pies)

ANP

(pies)

ANE

(pies) (ANE)

(%)

Sh(ANE)

(%)

Sw(crit)

(%) (crit)

(%)

B-1 300 200 170 15 65 50 10

B-2 71 13 12 12 62 50 10

B-3 68 10 9 13 70 50 10

B-4.1 38 22 22 14 75 50 10

B-4.2 179 142 139 13 83 50 10

B-4.3 96 12 5 11 65 50 10

B-4.4 17 2.5 2 10 60 50 10


SUB-UNIDAD

ANP (pies) Vsh_ANP PHIT_ANP PHIE_ANP Sw_ANP K_ANP (mD)

PHITSo_ANP

B-4.1 11 0,0514 0,1678 0,1593 0,0954 84 0,1519

B-4.1 6 0,1124 0,1314 0,1168 0,2405 29 0,1001

B-4.4 4 0,1138 0,1321 0,1178 0,1798 31 0,1099

B-4.5 4 0,1988 0,1389 0,1103 0,2683 47 0,1016

B-4.5 25 0,122 0,1424 0,1253 0,166 45 0,1194

B-4.6 9 0,0761 0,1654 0,153 0,102 79 0,1487

B-4.7 4 0,1338 0,1151 0,0997 0,2669 16 0,0844

B-4.7 5 0,0649 0,15 0,1402 0,0915 55 0,1377


SUB-UNIDAD

ANT (pies)

ANP (pies)

Vsh_ANP PHIT_ANP PHIE_ANP Sw_ANP K_ANP (mD)

PHITSo_ANP

B-4.0 35 24 0,097 0,16 0,14 0,1 112 0,141

B-4.1 32 23 0,085 0,15 0,14 0,09 96 0,137

B-4.2 51 33 0,136 0,16 0,14 0,07 124 0,149

B-4.3 33 22 0,123 0,13 0,12 0,2 59 0,106

B-4.4 12 7 0,097 0,15 0,14 0,09 96 0,138

B-4.5 64 36 0,124 0,14 0,12 0,13 70 0,121

B-4.6 70 52 0,086 0,14 0,13 0,23 65 0,105

142


SUB-UNIDAD


PHITSo_ANP

B-4.0 32 0,103 0,15 0,13 0,23 103 0,117

B-4.1 12 0,220 0,12 0,10 0,37 39 0,077

B-4.2 57 0,093 0,14 0,13 0,23 68 0,108

B-4.3 14 0,185 0,13 0,10 0,33 46 0,085

B-4.4 15 0,068 0,15 0,14 0,29 93 0,106

B-4.5 1 0,178 0,13 0,11 0,47 49 0,068

B-4.6 0 0,000 0,00 0,00 0,00 0 0,00

B-4.7 0 0,000 0,00 0,00 0,00 0 0,00

B-4.8 5 0,228 0,11 0,09 0,43 24 0,063


SUB-UNIDAD


PHITSo_ANP

B-4.0 18 0,109 0,14 0,12 0,25 66 0,104

B-4.1 14 0,081 0,14 0,13 0,3 77 0,1

B-4.2 7 0,103 0,15 0,13 0,25 88 0,104

B-4.3 9 0,168 0,13 0,1 0,31 44 0,087

B-4.3 13 0,073 0,15 0,14 0,24 81 0,111

B-4.4 8 0,105 0,14 0,12 0,31 66 0,096

B-4.4 13 0,097 0,14 0,13 0,3 70 0,098

5.6.Registros PLT y de cementación

Se tomaron los resultados de los registros de producción y se introdujeron en Excel para

realizar gráficos de barras y facilitar la utilización de los mismos, debido a que de manera rápida

se pueden observas cuales son las arenas oferentes de agua y estimar su potencial de producción.

Además se revisaron los registros de cementación, en donde se observó que los pozos presentan

buena cementación en los intervalos cañoneados, esto se verificó con los registros CBL y VDL,

para garantizar que existiese un buen sello de las arenas productoras de agua. Con esto fue

descartada la irrupción de agua de fondo, por conificación o canalización. Siendo más probable

que el incremento del corte de agua se origine de arenas intermedias de poco espesor que también

son productoras de crudo, como se puede observar en los resultados de los PLT de las tablas 8,

10, 11, 12, 13 y 14 para luego construir los gráficos de barras que se encuentran junto a los tablas

respectivas.

143

Tabla 8. PLT del pozo VLG-3846. (PDVSA, 2010)

SUB-UNIDAD

INTERVALOS Qo Qw TOTAL (BPD)

%AyS POR LENTE

%AyS POR POZO

B-4.0 16800´-16807´ 0 0 0 0 0

B-4.0 16818´-16822´ 0 0 0 0 0

B-4.0 16830´-16844´ 13 147 160 91,9 10,9

B-4.1 16856´-16866´ 359 482 841 57,3 35,9

B-4.1 16870´-16882´ 109 0 109 0 0

B-4.2 16910´-16922´ 0 548 548 100 40,8

B-4.2 16936´-16950´ 0 166 166 100 12,4

B-4.2 16954´-16960´ 0 0 0 0 0

B-4.3 16976´-16986´ 0 0 0 0 0

B-4.4 17018´-17024´ 0 0 0 0 0

B-4.5 17036´-17040´ 0 0 0 0 0

B-4.5 17044´-17047´ 0 0 0 0 0

B-4.5 17058´-17074´ 0 0 0 0 0

TOTAL 481 1343 1824

100

Figura 53. Registro de producción del pozo VLG-3846. 22/03/2007. (PDVSA, 2010)

En el pozo VLG-3846 se observa que se encuentran en producción solo 5 arenas de 13

cañoneadas, además la mayoría de ellas presenta alto corte de agua cercano a 74%, para lo cual se

hace muy necesario el control de la misma porque el agua puede reducir por completo la

afluencia de los lentes de crudo.


SUB-

UNIDAD INTERVALOS Qo Qw

TOTAL

(BPD)

%AyS POR

LENTE

%AyS POR

POZO

B-4.1 15952´-15956´ 281,5 0 281,5 0 0

B-4.1 15962´-15980´ 661,4 0 661,4 0 0

B-4.2 16012´-16020´ 412,7 0 412,7 0 0

B-4.2 16022´-16036´ 2255,3 0 2255,3 0 0

B-4.5 16154´-16168´ 49,3 0 49,3 0 0

TOTAL 3660,2 0 3660,2 0

144


Como se observa en la Figura 54, el pozo no presentaba problemas de agua, estos iniciaron en

enero de 2009, tal y como se observa en el segundo PLT, donde el intervalo ofensor de agua es

mayormente B-4.2 con 1036 BAPD en 3 lentes cañoneados, de los cuales 898 BAPD son del

intervalo inferior junto a 130 BND de crudo. La producción de agua de B-4.2 representa el 72 %

del total del pozo. Con esta irrupción el pozo perdió 1000 barriles netos de crudo.

Tabla 10. Segundo PLT del pozo VLG-3847. (PDVSA, 2010)

SUB-


TOTAL

(BPD)

%AyS POR

LENTE

%AyS POR

POZO

B-4.0 15936'-15943' 22,2 21,6 43,8 49,4 1,7

B-4.1 15952'-15956' 26,6 6,1 32,8 18,7 0,5

B-4.1 15962'-15980' 111,3 34,3 145,6 23,5 2,8

B-4.2 15995'-15999' 95,5 58,1 153,7 37,8 4,7

B-4.2 16012'-16020' 294,0 79,7 373,7 21,3 6,4

B-4.2 16022'-16036' 129,6 898,0 1027,6 87,4 72,4

B-4.3 16084'-16089' 46,3 0,0 46,3 0,0 0,0

B-4.4 16117'-16128' 10,4 0,0 10,4 0,0 0,0

B-4.5 16154'-16168' 174,6 0,0 174,6 0,0 0,0

B-4.5 16172'-16176' 29,7 0,0 29,7 0,0 0,0

B-4.5 16184'-16192' 15,6 0,0 15,6 0,0 0,0

B-4.6 16210'-16238' 319,7 0,0 319,7 0,0 0,0

B-4.7 16276'-16283' 82,2 0,0 82,2 0,0 0,0

B-4.7 16290'-16314' 238,9 84,3 323,2 26,1 6,8

B-4.8 16324'-16326' 17,4 57,7 75,1 76,8 4,6

TOTAL 1614,1 1239,9 2853,9 100

145


En el caso del pazo VLG-3856 se visualiza claramente que la arena que presenta el problema

de agua es la B-4.2 con el 87% del total del pozo, pero también es el intervalo más productor con

74% de la tasa total del pozo.


SUB-


TOTAL

(BPD)

%AyS POR

LENTE

%AyS POR

POZO

B-4.1 16501´-16516´ 8,5 29,9 38,4 77,8 3,6

B-4.1 16520´-16529´ 37 32,9 69,9 47 3,9

B-4.2 16563´-16608´ 342 722,5 1064,5 67,9 86,5

B-4.4 16690´-16697´ 50,1 49 99,1 49,4 5,9

B-4.6 16794´-16803´ 24,2 0,7 24,9 2,8 0,1

TOTAL 461,8 835 1296,8

100


146

En el pozo VLG-3878 la producción de agua proviene de todas las arenas productoras, lo que

dificulta la selección de un control efectivo sin que impacte en gran medida en la tasa de

producción de crudo. Se tiene que el intervalo B-4.0 es el mayor productor de agua. También se

tiene indicio de que el incremento de presión generado por la columna adicional de agua aportada

por B-4.0 y B-4.1 pueda estar bloqueando el flujo de los intervalos de B-4.1 hacia la base, B-4.2

y B-4.3 intermedio.


SUB-


TOTAL

(BPD)

%AyS POR

LENTE

%AyS POR

POZO

B-4.0 16754´-16776´ 49,6 188,2 237,8 79,1 45,3

B-4.1 16783´-16798´ 233,2 130,4 363,6 35,9 31,4

B-4.1 16802´-16806´ 0 0 0 0 0

B-4.2 16836´-16848´ 0 0 0 0 0

B-4.2 16864´-16878´ 0 0 0 0 0

B-4.3 16894´-16901´ 208,9 83,7 292,6 28,6 20,2

B-4.3 16904´-16921´ 0 0 0 0 0

B-4.3 16916´-16931´ 250 13 263 4,9 3,1

TOTAL 741,7 415,4 1157,1

100


En la Figura 58 se aprecia que los intervalos inferiores no aportan ningún tipo de fluido a

pesar que fueron cañoneados en la misma fecha que los intervalos superiores. Se determinó que

el intervalo que afecta más al comportamiento del pozo es el tope de B-4.2 de acuerdo a su

proporción.

147


SUB-


TOTAL

(BPD)

%AyS POR

LENTE

%AyS POR

POZO

B-4.0 16880´-16900´ 121 214,9 335,9 6 41,8

B-4.0 16904´-16916´ 10 64,3 74,3 86,5 12,5

B-4.2 16969´-16986´ 46,4 188,8 235,2 80,3 36,7

B-4.2 16993´-17034´ 388,3 46,6 434,9 10,7 9

B-4.3 17039'-17042' 0 0 0 0 0

B-4.3 17045'-17051' 0 0 0 0 0

B-4.3 17055'-17088' 0 0 0 0 0

TOTAL 565,7 514,6 1080,3

100


Los niveles más oferentes de agua para el pozo VLG-3908 son B-4.1 y B-4.3 hacia la base.


SUB-


TOTAL

(BPD)

%AyS POR

LENTE

%AyS POR

POZO

B-4.0 17091´-17109´ 35,8 42,9 78,7 54,5 5,8

B-4.1 17148´-17162´ 41,1 403,6 444,7 90,8 54,8

B-4.2 17191´-17198´ 23,5 2,7 26,2 10,3 0,4

B-4.3 17282´-17291´ 55,2 37,4 92,6 40,4 5,1

B-4.3 17294´-17307´ 322,2 250,3 572,5 43,7 33,9

B-4.4 17316’-17324' 0 0 0 0 0

B-4.4 17335'-17348' 0 0 0 0 0

TOTAL 477,8 736,9 1214,7 100


0 100 200 300 400 500 600

17091´-17109´

17148´-17162´

17191´-17198´

17282´-17291´

17294´-17307´

17316-17324'

17335'-17348'

REGISTRO PLT VLG-3908 15/10/2007

Qo Qw

B-4.0

B-4.1

B-4.2

B-4.3B-4.3

B-4.4

B-4.4

0 100 200 300 400 500

16880´-16900´

16904´-16916´

16969´-16986´

16993´-17034´

17039'-17042'

17045'-17051'

17055'-17088'

REGISTRO PLT VLG-3884 17/06/2007

Qo Qw

B-4.0

B-4.0

B-4.2

B-4.2

B-4.3

B-4.3

B-4.3

148

5.7.Datos generales del Yacimiento B-SUP VLG-3729

A continuación se presentan los datos generales del Yacimiento B-Superior VLG-3729,

correspondiente a las Regiones 1, 2, 3, 4, 5 y 6 (extraídos de los libros oficiales).

Figura 60. Datos del Yacimiento B-SUPERIOR VLG-3729. (PDVSA, 2010)

Para obtener los valores específicos de las arenas de B-4 del yacimiento se procedió a realizar

una distribución de la producción de acuerdo a las propiedades petrofísicas y los registros de

producción disponibles en los pozos que producen o produjeron en conjunto de dos o más

unidades del yacimiento. En la Tabla 15 se presenta la lista de los pozos que has sido cañoneados

y han estado produciendo en más de una unidad, desde A-10 hasta B-6 de la Formación Misoa.

Tabla 15. Pozos cañoneados en más de una unidad del Yac. B-Sup. VLG-3729. (PDVSA, 2010)

UNIDAD PAUJÍ B-SUP B-INF

N° POZO A-10 B-1 B-2 B-3 B-4 B-5 B-6

1 VLG-3783

X X

X X X

2 VLG-3819

X X X

3 VLG-3822

X

X

4 VLG-3833

X X

5 VLG-3840

X

X X

6 VLG-3846

X

X

7 VLG-3851

X

X

8 VLG-3852

X X

9 VLG-3856 X X

X

10 VLG-3860

X

X

11 VLG-3862

X X

12 VLG-3864

X

X

13 VLG-3869 X X

X

14 VLG-3871

X

X

15 VLG-3872

X

X X

16 TOM-7 X X

X

149

Se realizó la distribución de producción por pozo con la relación del producto de la

permeabilidad por espesor entre la viscosidad, ajustada con los registros de producción, con la

finalidad de obtener los valores más representativos, luego se determinó el acumulado de

petróleo, agua y gas en cada una de las unidades.

En la Tabla 16 se puede observar el resultado para cada unidad del Yacimiento B-Superior

VLG-3729. Los resultados para las unidades A-10 y B-6 se determinaron de igual forma, pero no

se colocaron en la tabla debido a que no son requeridos para el desarrollo del presente estudio por

pertenecer a otros yacimientos, Basal Paují VLG-3890 y B-Inferior VLG-3729 respectivamente.

Tabla 16. Distribución de la producción de B-1 a B-5. Abril 2010. (PDVSA, 2010)

Unidad Np (MMBN) Qo (MBD) Wp (MMBN) Qw (MBD) Gp (MMMPC) Qg (MMPCD)

B-1 58,30 16,6 5,2 3,3 11,0 3,8

B-2 0,25 0,2 0,1 0,0 0,1 0,0

B-3 0,07 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

B-4 322,80 83,4 35,4 13,3 110,9 18,7

B-5 8,39 1,4 0,5 0,3 2,9 0,5

Total B-Sup 389,81 101,5 41,17 16,9 124,94 23

5.8.Análisis físico-químicos de agua de formación

Se validaron los análisis físico-químicos pertenecientes a los pozos de la Región 3 y que se

encuentran produciendo de una sola unidad, con esto la población se redujo a 3 de muestras de

los pozos VLG-3846, VLG-3847 y VLG-3870. Los resultados se pueden visualizar en las tablas

17, 18 y 19, los cuales se utilizaron para construir los gráficos de STIFF correspondientes a las

figuras 61, 62 y 63, para ser comparados entre ellos, teniendo en consideración los pesos

equivalentes de los cationes y aniones. Todo esto con la finalidad de tratar de establecer alguna

relación entre el agua producida por estos pozos y verificar si se puede realizar un diagnóstico

preliminar para determinar la procedencia del agua.

150

Tabla 17. Análisis físico-químico de muestra del pozo VLG-3846. (PDVSA, 2010)

ENSAYOS REALIZADOS

TITULO RESULTADO UNIDAD

Temperatura de Laboratorio 76 °F

pH 7,9 H+

Carbonatos 0,0 ppm

Bicarbonatos 1436,0 ppm

Cloruros 1984,0 ppm

Calcio 59,9 ppm

Magnesio 9,6 ppm

Dureza total 189,0 ppm

Sílice 190,0 ppm

Sulfato 130,0 ppm

Hierro 2,0 ppm

Hidróxido 0,0 ppm

Sodio 1802,9 ppm

Sólidos disueltos totales 5422,5 ppm

Sólidos suspendidos N/D ppm

Alcalinidad Total 1177 ppm

Resistividad 1,475 mMho * C

Dióxido de Carbono 0,0 ppm

Figura 61. Diagrama STIFF. Muestra del 13/05/09 del pozo VLG-3846. (PDVSA, 2010)


ENSAYOS REALIZADOS



pH 8 H+

Carbonatos 0 ppm

Bicarbonatos 2018 ppm

Cloruros 1262 ppm

Calcio 49 ppm

Magnesio 20 ppm

Dureza total 204 ppm

Sílice 130 ppm

Sulfato 188 ppm

Hierro 3 ppm

Hidróxido 0 ppm

Sodio 1575 ppm

Sólidos disueltos totales 5112 ppm



Resistividad 2 mMho * C

Dióxido de Carbono 0 ppm

151



ENSAYOS REALIZADOS



pH 8,6 H+

Carbonatos 38,4 ppm

Bicarbonatos 1541,0 ppm

Cloruros 730,4 ppm

Calcio 30,5 ppm

Magnesio 30,1 ppm

Dureza total 200,0 ppm

Sílice 130,0 ppm

Sulfato 0,0 ppm

Hierro 0,0 ppm

Hidróxido 0,0 ppm

Sodio 977,0 ppm

Sólidos disueltos totales 3347,4 ppm



Resistividad 2,390 mMho * C

Dióxido de Carbono 0,0 ppm


152

Como se pudo observar las muestras de los pozos VLG-3846, VLG-3856 y VLG-3847 que se

encuentran perforados en la base, al centro y al el tope de la estructura del yacimiento

respectivamente, exhiben un comportamiento muy similar, el cual coteja con el patrón de agua de

formación. El patrón de agua de formación de Unidad B-1 también es similar.

La salinidad característica del área se encuentra en el orden de los 3377 ppm. Por lo descrito

anteriormente no se puede concluir si el agua proviene de diferentes formaciones, debido a la

similitud que presentan las mismas.

Adicionalmente se cuenta con 8 análisis de emulsión y viscosidad, con lo cual se observa que

en la Región 3 también existen problemas de emulsión de tipo fuerte lo que genera una

disminución de la producción adicional, por el incremento en la viscosidad de las fases

emulsionadas, por lo cual al reducir la producción de agua también se estaría reduciendo el

problema de emulsión.

Tabla 20. Viscosidad y emulsión de muestras de agua de Región 3. (PDVSA, 2010)

MUESTRA FECHA DE

TOMA %AGUA LIBRE

%EMULSION TIPO %AYS VISCOSIDAD

CPS TEMPERATURA

° F

VLG - 3856 10-oct-2009 0,4 27,60 F 19 358,9 125,0

VLG - 3869 13-oct-2009 0,0 36,00 F 30 140,4 136,0

VLG - 3870 13-oct-2009 20,0 60,00 D 80 143,0 107,0

VLG - 3878 10-oct-2009 0,3 89,70 F 46 288,5 116,0

VLG - 3884 12-oct-2009 0,2 39,80 F 28 89,0 110,0

VLG - 3890 13-oct-2009 0,0 70,00 F 58 432,9 140,0

VLG - 3895 12-oct-2009 0,2 25,80 F 19 40,2 117,0

VLG - 3908 10-oct-2009 1,4 0,00 - 1,4 360,0 125,0

5.9.Determinación del mecanismo de producción

Se realizó un grafico de presión al datum vs. acumulado de producción de petróleo, donde se

trazó la mejor tendencia y se eliminaron 10 datos de presión debido a que se encontraban muy

alejados del comportamiento promedio, conformados por 3 estáticas, 4 Build-up y 3 RFT

correspondientes a los pozos VLG-3841, VLG-3890, VLG3856, VLG-3783, VLG-3852, VLG-

3851, VLG-3860, VLG-3822, VLG-3884 y VLG-3861. El número total de datos de presión

validados fue de 26, los cuales se observan en la Tabla 21.

153

Tabla 21. Pruebas de presión validadas en Región 3. (PDVSA, 2010)

N° POZOS TIPO DE PRUEBA

FECHA PRESIÓN AL

DATUM

1 VLG-3783 RFT may-96 7264

2 VLG3919 RFT dic-97 7490

3 VLG-3833 RFT nov-98 7027

4 VLG-3840 RFT dic-98 7181

5 VLG3847 RFT abr-99 6716

6 VLG3846 RFT abr-99 7489

7 VLG3856 RFT may-99 7057

8 VLG-3852 RFT jun-99 6556

9 VLG-3860 RFT jul-99 6854

10 VLG-3861 RFT ago-99 6442

11 VLG-3859A RFT sep-99 6945

12 VLG-3864 RFT sep-99 7282

13 VLG-3863 B.UP jul-00 6060

14 VLG-3870 RFT ene-01 6163

15 VLG-3878 RFT abr-01 6653

16 VLG-3890 RFT ene-02 6918

17 VLG-3863 EST abr-02 5294

18 VLG-3886 EST abr-02 5777

19 VLG-3869 EST jun-02 5833

20 VLG3846 EST jun-03 5955

21 VLG-3859A EST dic-03 5033

22 VLG-3870 EST abr-04 5600

23 VLG-3878 EST may-06 5453

24 VLG-3870 EST ago-06 5023

25 VLG3857 EST feb-07 4555

26 VLG-3859A EST oct-07 4387

Como se observa en la Tabla 21 el último valor de presión es del año 2007, debido a que luego

de esa fecha se han tomado 2 presiones estáticas adicionales en diciembre de 2008 en el pozo

VLG-3856 y en octubre de 2009 en el pozo VLG-3864, pero la primera se encuentra distanciada

de la tendencia de presiones del área y la segunda fue tomada en conjunto con la unidad B-1, por

lo que no fueron tomadas en cuenta para realizar el grafico de declinación de presión. Ver

Figura 64.

154

Figura 64. Gráfico de presión vs NP en Región 3. (Autor, 2010)

Como se puede observar la Región 3 del yacimiento presenta una declinación de 16 Lpc por

cada millón de barril producido, la cual se puede considerar relativamente alta comparada con

otros yacimientos. El ajuste de la curva es aceptable.

Luego de realizar el grafico se procedió a estimar la presión actual con las reservas de crudo

recuperadas hasta mayo de 2010, las cuales se encuentran cercanas a los 260 MMBN,

correspondiendo una presión actual promedio de 3710 Lpc.

Con los valores de presión y los acumulados correspondientes para la misma fecha se realizó

un grafico de la relación de dichos valores de presión divididos entre la presión inicial versus la

eficiencia de recobro para compararlo con los patrones establecidos de cada uno de los

mecanismos de producción.

Se obtuvo como resultado que el mecanismo de producción del yacimiento se encuentra

dominado mayormente por empuje hidráulico como se aprecia en la Figura 65.

155

Figura 65. Mecanismo de producción de la Región 3, según patrones. (Autor, 2010)

Adicionalmente se realizaron correlaciones para determinar la variación de presión a través de

cada una de las subunidades de B-4 utilizando los RFT disponibles. Como se observa en la Figura

66 la variación entre las sub unidades es poca, lo que se asocia mayormente al efecto uniforme

que tiene el acuífero sobre ellas. En la Figura 67 se observa en color azul las sub unidades

contiguas con variación superior a 50 Lpc y en color blanco las que no tienen variación, con lo

que se puede verificar si existe sello vertical entre las mismas.

Figura 66. Correlación de Presión por Sub-Unidad, Unidad B-4, Región 3, 4 y 6. (Acosta, 2008)

0

20

40

60

80

100

0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0

% P

/Pi

EFICIENCIA DE RECOBRO,%

MECANISMO DE PRODUCCIÓN

1 Expansión de Roca y Fluidos

2 Gas en Solucion

3 Empuje por Capa de Gas

4 Empuje Hidraulico

5 Drenaje Gravitacional

6 Compactación

7 Región 3

Logarítmica (7 Región 3)

1 2

3

4

56

7

156

Figura 67. Mapa de diferencia de presiones entre Sub-Unidades, Unidad B-4. (Acosta, 2008)

Se puede observar que la diferencia de presión es mayor hacia las sub-unidades superiores B-

4.0 a B-4.2 y a medida que se desciende a las sub-unidades inferiores la diferencia de presión

disminuye. Como se explicó anteriormente este efecto es debido a que la acción de soporte que

ejerce el acuífero es más uniforme entre las subunidades inferiores, por la cercanía al contacto

agua petróleo. Además se tiene que en las sub-unidades superiores es mayor la diferencia de las

propiedades, especialmente respecto a B-4.2 por ser la una de las que presenta mejores

propiedades petrofísicas.

La diferencia de presión se hace más evidente hacia los pozos que se encuentran en tierra,

como se puede observar en la Figura 67 solo existen presiones similares desde B-4.2 a B-4.4.

157

5.10. Comportamiento de producción

Se realizaron los gráficos de comportamiento de producción de petróleo, agua y gas para el

yacimiento y para cada uno de los pozos de estudio, para visualizar de manera general la fecha

estimada en la que se ha incrementado el corte de agua, analizando esto junto a la historia de los

trabajos realizados para verificar si el incremento se debe a una actividad específica, a una

condición mecánica o a la acción natural del acuífero fluyendo preferencialmente por canales de

mayor permeabilidad. Los comportamientos de producción fueron graficados con la ayuda de la

aplicación OFM. En la Figura 68 se visualiza el comportamiento de todo el yacimiento y en la

Figura 69 se encuentra solo el de la Región 3.

Figura 68. Comportamiento de producción del Yacimiento B-Sup. VLG-3729. (Autor, 2010)

Figura 69. Comportamiento de la Región 3 del Yacimiento B-Sup. VLG-3729. (Autor, 2010)

1988 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

0

25000

50000

75000

100000

125000

Qo

(B

ND

)

0

80

160

240

320

400

Pe

tro

leo

Ac

um

(M

MB

N)

Fecha

YACIMIENTO: B-SUP VLG3729

103844.021

23495954.600

0.166

BND

PCND

1988 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 100

15000

30000

45000

60000

Qg

(M

PC

D)

0

30

60

90

120

150

Ga

s A

cu

m (

MM

MP

CN

)


103844.021

23495954.600

0.166

BND

PCND

1988 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 100

5

10

15

20

25

Co

rte

de

Ag

ua

(%

)

0

10

20

30

40

50

Ag

ua

Ac

um

(M

MB

A)


103844.021

23495954.600

0.166

BND

PCND

1996 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

0

20000

40000

60000

80000

Qo

(B

ND

)

0

60

120

180

240

Pe

tro

leo

Ac

um

(M

MB

N)

Fecha


40968.140

9231808.109

0.283

BND

PCND

1996 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 100

6000

12000

18000

24000

30000

Qg

(M

PC

D)

0

15

30

45

60

75

Ga

s A

cu

m (

MM

MP

CN

)


40968.140

9231808.109

0.283

BND

PCND

1996 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 100

15

30

45

60

75

Co

rte

de

Ag

ua

(%

)

0

6

12

18

24

30

Ag

ua

Ac

um

(M

MB

A)


40968.140

9231808.109

0.283

BND

PCND

158

El pozo VLG-3846 inició su producción en el año 1999 con 3000 BND 0% AyS. Luego

presentó elevado corte de agua alrededor de 70% tan solo tres años después, momento para el

cual la producción de crudo se mantenía bastante baja. El pozo permaneció cerrado y ha tenido

un incremento constante del corte de agua, hasta lograr ubicarse en 50% actualmente.

Figura 70. Comportamiento de producción del pozo VLG-3846. (Autor, 2010)

En cuanto al pozo VLG-3847 se presentó un caso atípico, debido a que es el único pozo que

presentó un abrupto incremento del corte de agua a pesar de encontrarse ubicado al tope de la

estructura del yacimiento, razón por la cual se corrió el PLT para verificar la procedencia de la

misma, observándose que no se podía aislar con los métodos convencionales porque la irrupción

provenía de B-4.2, la cual también aporta crudo. Con esta irrupción se perdieron 2000 BND,

actualmente el pozo se encuentra con 1000 BND y 50% AyS.


1999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

0

750

1500

2250

3000

3750

Qo

(B

ND

)

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

Pe

tro

leo

Ac

um

(M

MB

N)

Fecha

POZO: VLG3846


711.233

363366.667

0.499

BND

PCND

1999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 100

500

1000

1500

2000

2500

Qg

(M

PC

D)

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

Ga

s A

cu

m (

MM

MP

CN

)

POZO: VLG3846


711.233

363366.667

0.499

BND

PCND

1999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 100

15

30

45

60

75

Co

rte

de

Ag

ua

(%

)

0

200

400

600

800

1000

Ag

ua

Ac

um

(M

BA

)

POZO: VLG3846


711.233

363366.667

0.499

BND

PCND

1999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

0

750

1500

2250

3000

3750

Qo

(B

ND

)

0

2

4

6

8

10

Pe

tro

leo

Ac

um

(M

MB

N)

Fecha

POZO: VLG3847


1005.933

411933.333

0.499

BND

PCND

1999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 100

600

1200

1800

2400

3000

Qg

(M

PC

D)

0.0

0.6

1.2

1.8

2.4

3.0

Ga

s A

cu

m (

MM

MP

CN

)

POZO: VLG3847


1005.933

411933.333

0.499

BND

PCND

1999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 100

15

30

45

60

75

Co

rte

de

Ag

ua

(%

)

0

200

400

600

800

1000

Ag

ua

Ac

um

(M

BA

)

POZO: VLG3847


1005.933

411933.333

0.499

BND

PCND

159

El pozo VLG-3856 presentó un comportamiento estable en 1700 BND sin problemas de agua,

pero en el año 2007 comenzó a incrementarse el corte de agua hasta 70%, fecha para la cual el

pozo no tiene intervención alguna, solo se realizó un año antes un cambio de método y luego un

cambio de válvula de gas lift. A causa del problema del agua la producción neta se redujo en

1400 barriles diarios. Actualmente produce 320 BND con 20% AyS.


Inicialmente el pozo contaba con una tasa de 6000 BND y a partir del año 2005 se inicio el

incremento del corte de agua a tan solo meses después de la instalación de un equipo de bombeo

electrosumergible, lo que incremento la producción de 3000 a 5000 BND. Con esto se genero un

fuerte desbalance de presión en fondo, aumentando la velocidad de los fluidos, lo que pudo

generar la irrupción prematura del agua. Ver Figura 73.


1999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

0

750

1500

2250

3000

3750

Qo

(B

ND

)

0.0

1.5

3.0

4.5

6.0

7.5

Pe

tro

leo

Ac

um

(M

MB

N)

Fecha

POZO: VLG3856


320.300

469200.000

0.204

BND

PCND

1999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 100

1000

2000

3000

4000

5000

Qg

(M

PC

D)

0.0

0.6

1.2

1.8

2.4

3.0

Ga

s A

cu

m (

MM

MP

CN

)

POZO: VLG3856


320.300

469200.000

0.204

BND

PCND

1999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 100

15

30

45

60

75

Co

rte

de

Ag

ua

(%

)

0

75

150

225

300

375

Ag

ua

Ac

um

(M

BA

)

POZO: VLG3856


320.300

469200.000

0.204

BND

PCND

2001 02 03 04 05 06 07 08 09 10

0

1500

3000

4500

6000

7500

Qo

(B

ND

)

0.0

1.5

3.0

4.5

6.0

7.5

Pe

tro

leo

Ac

um

(M

MB

N)

Fecha

POZO: VLG3878


385.663

164067.607

0.657

BND

PCND

2001 02 03 04 05 06 07 08 09 100

500

1000

1500

2000

2500

Qg

(M

PC

D)

0.0

0.3

0.7

1.0

1.4

1.7

Ga

s A

cu

m (

MM

MP

CN

)

POZO: VLG3878


385.663

164067.607

0.657

BND

PCND

2001 02 03 04 05 06 07 08 09 100

15

30

45

60

75

Co

rte

de

Ag

ua

(%

)

0

400

800

1200

1600

2000

Ag

ua

Ac

um

(M

BA

)

POZO: VLG3878


385.663

164067.607

0.657

BND

PCND

160

En cuanto a los pozos VLG-3884 y VLG-3908 que se encuentran ubicados estructura abajo

del yacimiento y fueron colocados a producción el 2004 y 2007 respectivamente. Se observa que

desde el inicio de sus producciones se dio el incremento abrupto de agua en los primeros meses,

esto debido a que se encuentran más cerca al contacto agua petróleo y fueron abiertos a

producción sin determinar la tasa de producción máxima permisible para evitar la irrupción

prematura de agua. En la actualidad el corte de agua se mantiene en el orden de 34 y 68 %

respectivamente. Ver siguientes figuras:



5.11.Gráficos de Chan

En la herramienta OFM existe una extensión para realizar los gráficos de Chan. Estos fueron

realizados para los pozos que se encuentran en estudio, con la finalidad de compararlos con los

2004 05 06 07 08 09 10

0

200

400

600

800

Qo

(B

ND

)

0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

Pe

tro

leo

Ac

um

(M

MB

N)

Fecha

POZO: VLG3884


582.700

66900.000

0.337

BND

PCND

2004 05 06 07 08 09 100

100

200

300

400

500

Qg

(M

PC

D)

0.000

0.075

0.150

0.225

0.300

0.375

Ga

s A

cu

m (

MM

MP

CN

)

POZO: VLG3884


582.700

66900.000

0.337

BND

PCND

2004 05 06 07 08 09 100

15

30

45

60

75

Co

rte

de

Ag

ua

(%

)

0

100

200

300

400

500

Ag

ua

Ac

um

(M

BA

)

POZO: VLG3884


582.700

66900.000

0.337

BND

PCND

2007 08 09 10

0

400

800

1200

1600

2000

Qo

(B

ND

)

0.00

0.12

0.24

0.36

0.48

0.60

Pe

tro

leo

Ac

um

(M

MB

N)

Fecha

POZO: VLG3908


190.503

377435.165

0.678

BND

PCND

2007 08 09 100

250

500

750

1000

1250

Qg

(M

PC

D)

0.00

0.04

0.08

0.12

0.16

0.20

Ga

s A

cu

m (

MM

MP

CN

)

POZO: VLG3908


190.503

377435.165

0.678

BND

PCND

2007 08 09 1015

30

45

60

75

90

Co

rte

de

Ag

ua

(%

)

0

150

300

450

600

750

Ag

ua

Ac

um

(M

BA

)

POZO: VLG3908


190.503

377435.165

0.678

BND

PCND

161

patrones descritos anteriormente, para estimar las posibles causas de la irrupción de agua, entre

las cuales se encuentran conificación, comunicación mecánica, canalización, adedamiento,

barrido normal del yacimiento, entre otras. Los gráficos se pueden observar en las siguientes

figuras:

Figura 76. Gráfico de Chan del pozo VLG-3846. (Autor, 2010)

En la Figura 76 se observa al final del periodo una tendencia en la derivada bastante similar a

la incidencia de una zona de alta permeabilidad, pero en la comparación general con los patrones

se visualiza un posible adedamiento, lo que es confirmado por el registro de producción. En

cuanto a la Figura 77 presenta un comportamiento que refleja flujo proveniente de las cercanías

del pozo, lo que se puede verificar al observar los mapas de burbuja debido a una posible

canalización en la dirección sur-oeste a través del pozo VLG-3852.


10 50 100 500 1000 5000 10000

10-6

10-5

10-4

10-3

10-2

10-1

100

101

Dias de Produccion Acumulado

007WHVLG3846 1-1Relacion Agua Petroleo

RAP.Mensual.Fit

RAP Derivada

RAP Derivada Fit

007WHVLG3846 1-1

B-SUP VLG3729Yacimiento:

Pozo:

10 50 100 500 1000 5000 10000

10-7

10-6

10-5

10-4

10-3

10-2

10-1

100

101



RAP.Mensual.Fit

RAP Derivada

RAP Derivada Fit

007WHVLG3847 1-1


Pozo:

162

En cuanto al pozo VLG-3856 se observa en la Figura 78 que en los primeros 6 años de

producción un efecto de barrido normal del yacimiento y luego se observa el dominio del efecto

de adedamiento pero no completamente pronunciado debido a que las arenas productoras en este

pozo son de bajo potencial, lo que genera una menor canalización del agua hacia el pozo.


De igual forma que en el caso anterior se visualiza en la Figura 79 un barrido normal en el

primer año de producción y luego se observa la influencia generada por el adedamiento.


10 50 100 500 1000 5000 10000

10-6

10-5

10-4

10-3

10-2

10-1

100

101



RAP.Mensual.Fit

RAP Derivada

RAP Derivada Fit

007WHVLG3856 1-1


Pozo:

10 50 100 500 1000 5000 10000

10-7

10-6

10-5

10-4

10-3

10-2

10-1

100

101



RAP.Mensual.Fit

RAP Derivada

RAP Derivada Fit

007WHVLG3878 1-1


Pozo:

163

En la Figura 80 del pozo VLG-3884 no se observa un patrón claramente definido, más bien se

observan algunas etapas en el mismo, tal vez esto de deba a que en sus inicios este pozo fue

sometido a tres de pruebas de inyectividad con agua, lo que pudo haber generado algunos

cambios en la cercanía del pozo. A pesar de esto se observa un barrido normal con influencia de

una zona de alta permeabilidad, lo que contribuye a la estratificación de los flujos (adedamiento).


Para el caso de la Figura 81 se visualiza un posible adedamiento influenciado por una zona de

alta permeabilidad.


1 10 100 1000 10000

10-5

10-4

10-3

10-2

10-1

100

101

102



RAP.Mensual.Fit

RAP Derivada

RAP Derivada Fit

007WHVLG3884 1-1


Pozo:

10 50 100 500 1000 5000 10000

10-4

10-3

10-2

10-1

100

101



RAP.Mensual.Fit

RAP Derivada

RAP Derivada Fit

007WHVLG3908 1-1


Pozo:

164

Con la misma herramienta también se realizaron mapas de burbujas para las tres fases para

observar cual es la variación de las mismas a través del yacimiento.

Figura 82. Mapa de burbuja de la tasa de petróleo. (Autor, 2010)

Figura 83. Mapa de burbuja del corte de agua. (Autor, 2010)

FECHA:2010/04

-17380'

-17380'

0'

0'

0'

0'0'0'

0'

0'

0'0'

0'

0'

0'

0'

0'

0'0'

0'

0'

0'

0'

0'

1051500 1051500

1053000 1053000

1054500 1054500

1056000 1056000

1057500 1057500

1059000 1059000

267500

267500

270000

270000

272500

272500

275000

275000

277500

277500

3208

3160

2977

2217

2103

2019

2000

1953

1939

1870

1816

1688

1628

1586

1447

1333

1094

1036

1006

885

760

711

583

427

386

320218

191

147

107

TOM0007

TOM0010TOM0013

TOM0016

TOM0018

VLG3783

VLG3819VLG3819

VLG3822

VLG3833

VLG3840

VLG3846

VLG3847

VLG3851

VLG3852

VLG3856

VLG3859A

VLG3860

VLG3861

VLG3863

VLG3864

VLG3868

VLG3869

VLG3870

VLG3871

VLG3872

VLG3878

VLG3881

VLG3884

VLG3886

VLG3889

VLG3890

VLG3895

VLG3895

VLG3908

VLG3913

Tasa Real de Petroleo ( bls/d )

0 3000 6000

FECHA:2010/04

-17380'

-17380'

0'

0'

0'

0'0'0'

0'

0'

0'0'

0'

0'

0'

0'

0'

0'0'

0'

0'

0'

0'

0'

1051500 1051500

1053000 1053000

1054500 1054500

1056000 1056000

1057500 1057500

1059000 1059000

267500

267500

270000

270000

272500

272500

275000

275000

277500

277500

85

72

68

67

66

6654

50

50

49

42

38

34

33

23

20

17

4

2

2

2

2

2

2

2

2

1

1

1

0

TOM0007

TOM0010TOM0013

TOM0016

TOM0018

VLG3783

VLG3819VLG3819

VLG3822

VLG3833

VLG3840

VLG3846

VLG3847

VLG3851

VLG3852

VLG3856

VLG3859A

VLG3860

VLG3861

VLG3863

VLG3864

VLG3868

VLG3869

VLG3870

VLG3871

VLG3872

VLG3878

VLG3881

VLG3884

VLG3886

VLG3889

VLG3890

VLG3895

VLG3895

VLG3908

VLG3913

Corte de Agua ( % )

0 50 100

165

Figura 84. Mapa de burbuja de la relación gas petróleo. (Autor, 2010)

5.12.Determinación de la tasa crítica

Para realizar la determinación de la tasa crítica se utilizó la correlación obtenida por Dietz,

para la cual se requiere contar con varios datos de yacimiento para cada pozo, los cuales se

resumen en la Tabla 22.

Tabla 22. Datos para el cálculo de la tasa crítica del pozo VLG-3846. (Autor, 2010)

DATOS

Datum 16000 Pies

P @ datum 3710 Lpca

API 25 °

Temperatura 295 °

Tope 16800 Pies

Base 17074 Pies

k 0,1 D

Grad. Pres 0,342 Lpc/pie

Buzamiento 6 °

kro 0,6504 Adim

krw 0,1 Adim

Salinidad 0,4315 %

4315,4 mg/L

La presión se obtuvo del análisis de declinación de presión, la gravedad API del último

análisis de crudo realizado, la temperatura de los registros de gradiente geotérmico, el tope, la

FECHA:2010/04

-17380'

-17380'

0'

0'

0'

0'0'0'

0'

0'

0'0'

0'

0'

0'

0'

0'

0'0'

0'

0'

0'

0'

0'

1051500 1051500

1053000 1053000

1054500 1054500

1056000 1056000

1057500 1057500

1059000 1059000

267500

267500

270000

270000

272500

272500

275000

275000

277500

277500

936

893

774

582

538

477

469

469

412

377

364

363

287

269

254204

171

168

167

164

163

126

118

94

91

85

79

67

33

18 TOM0007

TOM0010TOM0013

TOM0016

TOM0018

VLG3783

VLG3819VLG3819

VLG3822

VLG3833

VLG3840

VLG3846

VLG3847

VLG3851

VLG3852

VLG3856

VLG3859A

VLG3860

VLG3861

VLG3863

VLG3864

VLG3868

VLG3869

VLG3870

VLG3871

VLG3872

VLG3878

VLG3881

VLG3884

VLG3886

VLG3889

VLG3890

VLG3895

VLG3895

VLG3908

VLG3913

Tasa Real de Gas ( M )

0 750 1500

166

base y la permeabilidad de los intervalos de la evaluación petrofísica, el gradiente de presión fue

calculado anteriormente, el buzamiento fue suministrado por geología, las permeabilidades

relativas fueron tomadas de los análisis realizados al núcleo del pozo VLG-3863 y la salinidad

fue determinada por análisis físico-químicos. Luego de obtener dichos valores se procedió a

calcular algunas variables antes de la determinación de la tasa crítica, como se observan en la

Tabla 23.

Tabla 23. Cálculos iníciales para el pozo VLG-3846. (Autor, 2010)

CALCULOS INÍCIALES

γw 1,003 Adim

γo 0,904 Adim

h 274 pies

Área 539232 pie2

Presión 4030 Lpca

Grad T 0,0128 °F/pie

μo 1,716 cps

μw 0,23 cps

βo 1,39 BY/BN

μw1 0,19 cps

A 106,01 Adim

B -1,11 Adim

El procedimiento se realizó para todos los pozos en estudio, y se utilizaron los resultados para

calcular la tasa crítica de cada uno de ellos. Se debe tener en consideración que los pozos

analizados ya presentan alto corte de agua y esto no se puede revertir por medio del control de la

tasa. Por lo cual no se puede hablar de tasa crítica sino de tasa de mantenimiento, es decir que se

cálculo la tasa recomendable de producción para evitar que la producción de agua siga

incrementando. A continuación se presentan los datos y los resultados de los cálculos

preliminares para los demás pozos:

Tabla 24. Datos y cálculos iníciales para el pozo VLG-3847. (Autor, 2010)

DATOS

CALCULOS INÍCIALES

Datum 16000 Pies

γw 1,002 Adim

P @ datum 3710 Lpca

γo 0,893 Adim

API 26,9 °

h 390 pies

Temperatura 295 °

Área 767520 pie2

Tope 15936 Pies

Presión 3755 Lpca

Base 16326 Pies

Grad T 0,0128 °F/pie

k 0,1 D

μo 1,699 cps

Grad. Pres 0,342 Lpc/pie

μw 0,22 cps

Buzamiento 6 °

βo 1,39 BY/BN

kro 0,6504 Adim

μw1 0,19 cps

krw 0,1 Adim

A 106,62 Adim

Salinidad 0,3568 %

B -1,11 Adim

3567,6 mg/L

167


DATOS

CALCULOS INÍCIALES

P @ datum 3710 Lpca

γo 0,907 Adim

API 24,5 °

h 302 pies

Temperatura 296,63 °

Área 594336 pie2

Tope 16501 Pies

Presión 3933 Lpca

Base 16803 Pies

μo 1,710 cps

k 0,05575 D

μw 0,22 cps

kro 0,6504 Adim

βo 1,39 BY/BN

krw 0,1 Adim

μw1 0,19 cps

Salinidad 0,2249 %

A 107,70 Adim

2248,9 mg/L

B -1,12 Adim


DATOS

CALCULOS INÍCIALES

P @ datum 3710 Lpca

γo 0,919 Adim

API 22,5 °

h 177 pies

Temperatura 284 °

Área 348336 pie2

Tope 16754 Pies

Presión 3998 Lpca

Base 16931 Pies

μo 1,714 cps

k 0,089 D

μw 0,24 cps

kro 0,6504 Adim

βo 1,39 BY/BN

krw 0,1 Adim

μw1 0,20 cps

Salinidad 0,4315 %

A 106,01 Adim

4315,4 mg/L

B -1,11 Adim


DATOS

CALCULOS INÍCIALES

P @ datum 3710 Lpca

γo 0,883 Adim

API 28,7 °

h 208 pies

Temperatura 294 °

Área 409344 pie2

Tope 16880 Pies

Presión 4047 Lpca

Base 17088 Pies

μo 1,717 cps

k 0,0855 D

μw 0,23 cps

kro 0,6504 Adim

βo 1,39 BY/BN

krw 0,1 Adim

μw1 0,19 cps

Salinidad 0,4315 %

A 106,01 Adim

4315,4 mg/L

B -1,11 Adim


DATOS

CALCULOS INÍCIALES

P @ datum 3710 Lpca

γo 0,903 Adim

API 25,2 °

h 257 pies

Temperatura 310 °

Área 505776 pie2

Tope 17091 Pies

Presión 4127 Lpca

Base 17348 Pies

μo 1,721 cps

k 0,06 D

μw 0,22 cps

kro 0,6504 Adim

βo 1,39 BY/BN

krw 0,1 Adim

μw1 0,18 cps

Salinidad 0,4315 %

A 106,01 Adim

4315,4 mg/L

B -1,11 Adim

168

Utilizando la ecuación propuesta por Dietz y una hoja con las correlaciones diseñada en excel,

se obtuvieron los resultados presentados en la Tabla 29, los cuales al compararse con las tasas de

producción actual reducen la producción total de 3197 BND a 2940 BND es decir que con la

implementación de las tasas de mantenimiento se estarían perdiendo 157 BND para los 6 pozos,

es decir, tan solo el 5% de la producción actual por controlar la tasa para evitar el incremento del

corte de agua en los mismos, ayudando a alargar la vida del yacimiento, logrando así recuperar

más de 150 MMBN de reservas en la región 3 del yacimiento.

Tabla 29. Tasas de mantenimiento de producción para los pozos en estudio. (Autor, 2010)

POZO

TASA VLG-3846 VLG-3847 VLG-3856 VLG-3878 VLG-3884 VLG-3908

Actual 711 1006 320 386 583 191

Mantenimiento 599 858 304 430 495 253

Adicionalmente el diseño de la hoja de Excel ayudo a realizar la estimación de las tasas

criticas de forma probabilística a través de la herramienta Crystall Ball. Se consideró una

distribución normal para las variables que presentan mayor porcentaje de variación. Se tomó

como aceptable la realización de 10000 intentos en promedio para obtener la tasa. Ver resultados

a continuación:

Figura 85. Cálculo probabilístico de la tasa crítica para el pozo VLG-3846. (Autor, 2010)


169





170

Como se visualiza en la Tabla 30 los resultados obtenidos se encuentran muy cercanos a los

calculados anteriormente de forma determinística, con lo cual se verifican y corroboran los

valores de las tasa estimadas.

Tabla 30. Tasas probabilísticas para el mantenimiento de la producción. (Autor, 2010)

POZO

TASA VLG-3846 VLG-3847 VLG-3856 VLG-3878 VLG-3884 VLG-3908

Mantenimiento 589 817 322 430 507 268

5.13.Factibilidad de inyección de geles

Se determinó la factibilidad de inyección de geles a través de la metodología, ensayos y

análisis realizados por González (10) en un área ubicada al sureste de la región. Se tomaran

algunos de los resultados como referencia para poder establecer algunos criterios que permitan

definir la efectividad del tratamiento utilizado bajo ciertas condiciones y especificaciones. Se

realizaron las fases de laboratorio, que comprenden todas las pruebas de desplazamiento

realizadas a los núcleos, pruebas de compatibilidad, resistencia, tiempo de gelificación, entre

otras. Con los resultados de la prueba se realizaron los cálculos del factor de Resistencia Residual

para ambos fluidos con las permeabilidades efectivas antes y después de la inyección del gel. Se

graficaron dichos valores y se presentan en la Figura 91.

Figura 91. Resultado de los factores de resistencia residual. (González, 2005)

En el grafico se visualiza que la influencia del gel sobre la permeabilidad efectiva al agua es

10 veces mayor que al crudo. Además se observa que la permeabilidad al agua puede ser reducida

mínimo en unas 100 veces lo que incidirá significativamente en la producción de agua de los

171

pozos. También se observó que la permeabilidad al petróleo se redujo en un aproximado de 10

veces. De acuerdo con esto se concluye que la formulación evaluada muestra un importante

efecto modificador de la permeabilidad relativa.

El sistema gelificante está compuesto principalmente por poliacrilamida HT (alta temperatura)

a razón de 2,5 Kg/Bl y fenol-formaldehido 4 Kg/Bl. Fueron preparados 2000 cc de la mezcla

anterior en agua potable, se ajustó el pH. Luego se colocó 50 cc en las botellas de evaluación a la

temperatura de yacimiento. Se montó la muestra de control, para verificar reproducibilidad y

repetitividad. Se monitorearon dichas muestras para estimar la consistencia de gel. Como se

observa en la Tabla 31 la consistencia de gel típica para este tipo de formulación se obtiene en

casi 2 días, lo que debe tenerse en cuenta para el momento de la inyección en los pozos.

Tabla 31. Tabla de consistencia del Gel. (INTEVEP, 2004)

Muestra Consistencia gel Tiempo (horas) Observaciones

Control

Solución viscosa 2 Turbia

Solución viscosa 4 Blanquecina

Gel muy suave altamente móvil 8 idem

Gel suave móvil 24 idem

Gel suave moderadamente móvil 48+ idem

Ensayo

Solución viscosa 1 Ligeramente Turbia

Solución viscosa 3 Turbia

Solución viscosa 5 Blanquecina

Gel muy suave móvil 28 idem

Gel suave moderadamente móvil 45+ idem

En la siguiente figura se observa el producto inicial y los productos finales de la muestra

control y la usada en el ensayo dentro del tapón:

Figura 92. Muestras de a) control, b) de ensayo y c) inicial. (González, 2005)

Como referencia adicional se tomaron los resultados obtenidos por Chinchilla y Osorio (7)

para yacimiento más someros (+/- 10000’) no consolidados, como Laguna, con mejores

propiedades petrofísicas, porosidad de 27 % y permeabilidad en el orden de 300 mD. Se

a b c

172

representaron en un grafico los valores obtenidos en dicho estudio y se pueden ver en la Figura

93.

Figura 93. Resultados obtenidos en laboratorio. (Chinchilla y Osorio, 2007)

Como se puede observar para yacimientos con estas características se obtienen factores de

Resistencia Residual mayores, con lo que se podría reducir unas 1000 veces la permeabilidad al

agua y unas 100 veces la permeabilidad al agua, con lo cual se puede observar que la relación

entre las RRF para los dos fluidos esta en el orden de 10. Debido a esto se confirma que para

permeabilidades altas el resultado es aun mejor, debido a que los diferenciales entre las

permeabilidades antes y después de gel serán mayores. De acuerdo a los resultados obtenidos

anteriormente se tiene que la reducción de la permeabilidad relativa al agua es alta, al igual que

para el crudo, 90% y 99% respectivamente, por lo que en algunos casos se reducirá por completo

la producción de los dos fluidos, dependiendo de la permeabilidad absoluta del intervalo.

5.13.1.Diseño del tratamiento de gel

5.13.1.1.Calculo del volumen de gel a inyectar

Se determina en función de los pies perforados y del radio de penetración requerido a través de

la siguiente ecuación:

Ec. 75

Para tratamientos matriciales entre 5’ y 10’ (productores) o entre 10’ y 15’ (inyectores) pies de

penetración dependiendo de la permeabilidad aunque otros autores establecen entre 50’ y 60’

para pozos productores y mayor a 60’ para pozos inyectores. El volumen de gel máximo depende

0

500

1000

1500

2000

2500

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

RRFw

RRFo

Q cc/min

wp srhVgel ****56.02

173

de la tasa de bombeo y del tiempo de gelificación. Se realizó el cálculo del volumen de gel

necesario para aislar cada intervalo con alta producción de agua, se tomó en consideración un

radio de penetración de 50 pies. Los resultados se presentan resumidos junto a los cálculos de la

tasa y el tiempo de bombeo.

5.13.1.2.Calculo de la tasa de bombeo

Depende de la viscosidad del gel y de la presión de fractura del yacimiento. Primero se debe

determinar la presión de inyección para calcular el caudal de inyección y teniendo el volumen de

inyección calculado anteriormente se puede obtener el tiempo de bombeo. Estas 3 incógnitas se

pueden calcular con las ecuaciones respectivas:

fracmax PFSPwf * Ec. 76

))

(*)

(*(

1*)(*

p

ew

w

pg

ymaxmax

rr

Lnr

rLn

PPwfhkQgel

Ec. 77

óngelificacibombeomin

max

bombeomin ttQgel

Vgelt ,

Ec. 78

El tiempo de bombeo debe ser menor al tiempo de gelificación determinado en laboratorio a

las condiciones de yacimiento, para evitar que gelifique antes de ser introducido completamente

en la formación.

Para el pozo VLG-3846 se detectaron tres intervalos a aislar con gel, los cuales pertenecen a

B-4.0 (16830’-16844’) y B-4.2 (16910’-16922’ y 16936’16950), con lo cual se reducirá la

producción de 860 Barriles de agua por día. No se aislará B-4.1 porque para el momento de la

corrida del PLT se encontraba aportando el 80% del crudo producido por el pozo y como se

observó anteriormente se podría reducir el 90% de dicho aporte. En la Tabla 32 se presentan los

datos utilizados para cada uno de los intervalos a aislar. Ver resultados en la Tabla 33.

174

Tabla 32. Datos para calcular volumen, tasa y tiempo de bombeo de gel. (Autor, 2010)

B-4.0 B-4.2 B-4.2 Unidades

h 14 12 14 Pies

rp 50 50 50 Pies

Φ 0,15 0,13 0,09

Sw 0,2 0,2 0,5

P frac 10000 10000 10000 Lpc

K 50 20 4 mD

P yac 4033 4023 3996 Lpc

μgel 0,5 0,5 0,5 cps

rw 0,698 0,698 0,698 Pies

μw 0,23 0,23 0,23 cps

re 984 984 984 Pies

Tabla 33. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3846. (Autor, 2010)

RESULTADOS Unidades

Vgel 105 78 157 Bls

P máx de iny 8500 8500 8500 Lpc

Qgel máx 7855 2699 634 Bls/D

t bombeo min 0,01 0,03 0,25 Días

El volumen total requerido para aislar los tres intervalos productores de agua del pozo VLG-

3846 es de 340 barriles a una tasa máxima de inyección de 7855 B/D lo que requerirá un tiempo

de bombeo mínimo de 8 horas. De donde se asumió una presión de fractura de 10000 Lpca

debido a que el yacimiento no ha sido fracturado y las máximas presiones alcanzadas en pruebas

de inyectividad son de 9000 Lpca. De acuerdo a la experiencia de trabajos de inyección de geles

realizados en otras áreas se recomienda utilizar tasas de inyección aproximadas a 11% adicional a

la tasa de producción bruta de cada pozo. De allí se obtuvo una tasa de bombeo de 1459 B/D para

un tiempo total de bombeo de 6 horas como se puede observar en la Tabla 34.

Tabla 34. Resultados de inyección de geles del pozo VLG-3846 con tasa optima. (Autor, 2010)

TOTAL POZO VLG-3846

Vgel 339,6 Bls

Qgel opt 1459 Bls/D

t bombeo min 5,6 Horas

Análogamente se realizaron los cálculos respectivos para los pozos restantes. En el caso del

pozo VLG-3847 se obtuvo un volumen requerido de gel de 154 Bls a bombear en 2 horas, para

aislar 2 intervalos de B-4.2 desde 16012’ a 16036’, reduciendo la producción de agua en un 79%.

Tal y como se aprecia en la Tabla 35.

175


TOTAL POZO VLG-3847

Vgel 153,6 Bls

Qgel opt 2229 Bls/D


Para el pozo VLG-3856 el volumen calculado fue de 316 Bls con un tiempo de inyección de

17 horas para aislar B-4.2 con el 86% de la producción del agua y 67% de la producción de

crudo, lo que debe ser sometido a evaluación porque impactará fuertemente en el potencial del

pozo.


TOTAL POZO VLG-3856

Vgel 315,2 Bls

Qgel opt 444 Bls/D


En el caso del pozo VLG-3878 se inyectaran 77 Bls solo en B-4.0, debido a que de

inyectarse gel a nivel de B-4.1 se disminuirá el 30% de la tasa de crudo en superficie, lo cual es

de importancia considerando que el pozo es de bajo potencial y presenta daños muy elevados

desde la completación inicial. El tiempo requerido para realizar el bombeo es de 2 horas. Ver

Tabla 37.


TOTAL POZO VLG-3878

Vgel 76,8 Bls

Qgel opt 1249 Bls/D


En la Tabla 38 se puede observar que se deben inyectar 150 barriles en 4 horas para aislar el

intervalo superior de B-4.2. En cuanto a B-4.0 no se puede aislar efectivamente sin afectar el

intervalo inmediato inferior debido a que se encuentra a tan solo 4’ de separación. Presenta un

daño considerable. Además se debe tener en consideración que el pozo se encuentra buzamiento

abajo, con lo que en corto plazo seguirá incrementándose el corte de agua.


TOTAL POZO VLG-3884

Vgel 149,1 Bls

Qgel opt 976 Bls/D


176

En la Tabla 39 se visualiza que en 5 horas se deben inyectar 137 barriles de gel en el pozo

VLG-3908 para aislar el intervalo correspondiente a B-4.1 causante del 55% de la producción de

agua, con lo que se verá afectado solo el 8% de la producción de crudo. Este pozo también

presenta un daño elevado generado en el momento de la perforación lo que origina su bajo

potencial.


TOTAL POZO VLG-3908

Vgel 136,1 Bls

Qgel opt 658 Bls/D


Finalmente en la Tabla 40 se presentan los resultados finales esperados luego de la aplicación

de los geles en base a las pruebas, diagnósticos y cálculos realizados. Se observa un ganancial de

659 barriles aplicando la tecnología, con una reducción total aproximada de 1214 BAD. El

incremento en la producción fue determinado a través del análisis nodal de cada pozo,

considerando la reducción del peso de la columna del fluido al retirar de la misma los barriles

asociados de agua. Lo que ayuda a reducir los costos por levantamiento, disposición y

tratamiento del agua producida.

Tabla 40. Resumen de los resultados para la inyección de geles. (Autor, 2010)

POZO Q ANTES Q DESPUÉS GANANCIAL RED AGUA

VLG-3846 651 723 72 216

VLG-3847 1018 1252 234 212

VLG-3856 331 583 252 11

VLG-3878 371 402 31 404

VLG-3884 603 653 50 188

VLG-3908 209 229 19 182

3183 3842 659 1214

5.13.2.Aplicación de gel a nivel de campo

Se deben considerar algunos factores que influyen en la efectividad del gel. Son altamente

afectados por temperaturas elevadas, teniendo en consideración que el promedio de temperatura

del Yacimiento B-Superior VLG-3729 es de 300°F, se debe tener un buen control en la

formulación del gel para garantizar que soporte dichas temperaturas y no se degrade rápidamente.

Existen casos reales en el occidente del país en los pozos del área de Motatán, en los cuales se

han utilizado geles exitosamente a una temperatura de 295°F. Se debe contar con un buen estado

177

de las perforaciones del cañoneo, por lo que es recomendable efectuar una limpieza química con

solventes a los intervalos cañoneados, con la finalidad de obtener mínima restricción lo que

permita que el gel penetre lo suficiente en la formación, hasta alcanzar el radio de penetración

previamente estimado. El fluido debe tener buena movilidad, la cual dependerá directamente de

la permeabilidad de la formación, debido a que para arenas con altas permeabilidades se

requieren soluciones de mayor diámetro molecular en sus componentes para cubrir en mayor

proporción los espacios a tratar, lo que generará mayor viscosidad en el gel. Sin embargo, la

elección de un peso molecular elevado puede estar limitada por la compatibilidad o solubilidad

del polímero en el agua de mezclado, o también por la permeabilidad del yacimiento que puede

restringir la inyectividad de la solución.

También se deben tener en cuenta los intervalos cañoneados y no el espesor de arena, porque

esto trae como consecuencia la sobre-estimación del volumen del producto a bombear (gel +

entrecuzadores) incrementando los costos operacionales, además de traer consigo el riesgo de

taponar el intervalo a tratar a causa de la saturación de la arena con gel, ya que el va a ocupar los

espacios permeables al crudo obstruyendo su paso desde el medio poroso hasta las perforaciones

ubicadas en la cara de la formación. No se puede determinar con exactitud el tiempo de vida útil

del sistema gelificante en el medio poroso, pero si se puede obtener un estimado promedio,

porque influyen varios factores presentes en el yacimiento como lo son: la temperatura, contactos

con químicos de la formación, la fricción, entre otros. El gel también tiene un límite de saturación

de agua, se dice que cuando alcance este límite el sistema declina en su función. Siempre se debe

tener en cuenta, que después de disminuir la producción de agua, esta relación va a tender a

invertirse con el tiempo, debido a la duración de la vida útil del producto. El tiempo de duración

promedio a la temperatura de 295°F es de 12 a 15 meses en el Campo Motatán.

5.13.3.Programa operacional generalizado para la aplicación del gel

• Movilizar unidades de bombeo, posicionar frente a locación.

• Verificar presiones en cabezal y línea de flujo. Es importante el chequeo de las presiones del

pozo (tubería y revestidor) antes, durante y después del bombeo, ya que servirá para medir la

efectividad del tratamiento.

• Definir la máxima expresión de bombeo que puede ser alcanzada durante la ejecución del

trabajo de inyección de gel.

178

• Realizar prueba de integridad de tubería con agua tratada + NH4 CL, presurizado hasta un

máximo de 2500 Lpc, durante 15 minutos verificando que no exista comunicación tubería-anular.

En caso contrario chequear con asentamiento de dummies y probar de nuevo.

• Con equipo de tubería continua colocar tapón de arena hasta 10’ por debajo de la base del

intervalo a tratar y bajar empacadura inflable para proteger los intervalos superiores o de ser

posible se puede colocar doble empacadura inflable para aislar por arriba y por abajo del

intervalo a inyectar.

• Cerrar brazo de producción, preparar y bombear el volumen en barriles de multigel no sellante

de alta temperatura a una tasa menor o igual a 1.0 BPM.

• Desplazar la mezcla de multigel no sellante de alta temperatura, bombeando 5 Bls de crudo

como espaciador y continuar con 75 barriles de agua tratada al 6% NH4 CL. Se deben anotar los

valores finales de tasa, volumen inyectado, presión de anular y cabezal.

• Cerrar pozo y esperar por tiempo de gelificación.

• Desvestir equipo de bombeo.

Nota: Informar a sala de producción el estado inicial y final de la inyección. Condiciones finales

de la localización. El personal de producción será encargado de activar el pozo a producción.

5.13.4.Evaluación económica

Para realizar la evaluación de un proyecto de inyección de geles en necesario estudiar varios

parámetros para generar un estimado del costo del tratamiento y determinar los gastos que

ahorran si se controla el alto corte de agua. Los costos del tratamiento dependen del tipo de

operación, el tipo de colocación y el volumen a utilizar (El costo por barril de gel ronda los 448

Bs.F. dependiendo de la composición base y aditivos).

El análisis debe incluir el ganancial generado al incrementar la productividad del pozo por la

disminución del corte de agua, teniendo en consideración la cantidad de barriles que se

producirán en los siguientes 12 a 15 meses luego del tratamiento con gel versus el acumulado de

producción en el mismo tiempo en el caso de no haber realizado la inyección. El ganancial puede

ser calculado mediante la siguiente ecuación:

Ganancial = ((∆NP) * Precio del Barril * Paridad Cambiaria) - Costo total de la inyección

Donde:

179

Precio del barril de crudo: Es la cotización interna del crudo luego de restarle los costos

asociados a la producción y las deducciones de ley, ($/ Bl).

Paridad cambiaria: Es el valor equivalente en bolívares del dólar Americano ($), para la venta

comercial del barril de crudo. (Bs. / $).

Costo total del tratamiento: Es el desembolso total en bolívares efectuado por el trabajo de

inyección de multigel no sellante, por pozo, (Bs.).

Ganancial: obtenido luego de la aplicación de los tratamientos, para cada uno de los pozos

intervenidos (Bs.).

Esta ecuación es muy general, ya que no se toman en cuenta otras variables que entran en

juego como el ahorro por disminución de producción de agua, teniendo en cuenta el costo de

producción, tratamiento y disposición del agua, disminución de costos por volumen de gas de

levantamiento para producir los pozos de manera optima.

Se empleó la herramienta SEE PLUS para realizar el análisis económico de los trabajos a los

pozos. Teniendo en consideración el costo del equipo de tubería continua, de los productos y el

aumento de la producción de crudo, se realizo la evaluación de la rentabilidad de la inyección.

Donde para el pozo VLG-3846 resulta rentable con un valor presente neto (VPN) de 523,66 M$ y

un tiempo de pago de 1,72 años con un incremento en la producción de solo 72 BND. En la

Figura 94 se presentan los resultados del análisis económico junto a un gráfico de sensibilidades

de las variables para observar el efecto de cada una en la rentabilidad del trabajo.

180

Figura 94. Análisis económico de la inyección de geles en el pozo VLG-3846. (Autor, 2010)

En el caso del pozo VLG-3847 la rentabilidad es aun mayor debido a que el incremento en la

producción estimada se encuentra en el orden de los 234 BND. Con la ejecución de este trabajo

se obtendrá un VPN de 2631,08 M$ y un tiempo de pago de 0,14 años.

V.P.N. vs Desviaciones de las Variables

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

-60 -40 -20 0 20 40 60 80 100

Desviaciones de las Variables de Impacto (%)

Valo

r P

resen

e N

eto

(V

PN

)

Inversion Produccion Precios Gastos

181


De forma similar es completamente rentable la inyección de geles en el pozo VLG-3856

debido a que el incremento de producción de crudo supera los 200 BND, por lo cual se alcanza

un VPN de 2841,76 M$ y un tiempo de pago de 0,13 años. Como se observa el retorno de la

inversión es bastante rápido.


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

-60 -40 -20 0 20 40 60 80 100


Valo

r P

resen

e N

eto

(V

PN

)


182


En lo que respecta al pozo VLG-3878 no resulto rentable el análisis económico a pesar de que

se produzcan unos 31 BND adicionales y que el VPN sea positivo, debido a que el tiempo de

pago de 4,89 años es demasiado alto para este tipo de trabajo, ya que la duración promedio de los

geles es un año y medio, después de transcurrido este tiempo el pozo tenderá producir con una

relación similar a la que tenía el pozo antes de ser intervenido.


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

-60 -40 -20 0 20 40 60 80 100


Valo

r P

resen

e N

eto

(V

PN

)


183


El pozo VLG-3884 se encuentra en el límite del tiempo de pago, es decir un año y medio. De

la evaluación económica se obtuvo un VPN de 419,79 M$ correspondiente a un incremento en la

producción de 50 BND.


-300

-200

-100

0

100

200

300

400

500

600

-60 -40 -20 0 20 40 60 80 100


Valo

r P

resen

e N

eto

(V

PN

)


184


Finalmente el caso del pozo VLG-3908 resulta menos rentable que el pozo VLG-3878, debido

a solo se incrementa la producción en 19 BND con la inyección de 136 barriles de gel. De los

resultados se tiene que el VPN obtenido es negativo, para lo cual se deberá visualizar, de ser

factible, como se pueden disminuir los costos del trabajo o incrementar la producción de crudo.


0

200

400

600

800

1000

1200

1400

-60 -40 -20 0 20 40 60 80 100


Valo

r P

resen

e N

eto

(V

PN

)


185


Se observa que de los 6 pozos propuestos para la inyección de geles, solo 2 de ellos no son

rentables, debido al bajo incremento en las tasas de producción. Pero se tiene que al realizar los 2

trabajos se pueden reducir casi 600 barriles de agua, por esto se puede visualizar la implantación

de este como un proyecto macro, donde no se evalúe un pozo individual sino todo el yacimiento

y se determine la relación costo beneficio con la reducción del corte de agua del área con todas

las ventajas que esto genera.


-400

-300

-200

-100

0

100

200

300

-60 -40 -20 0 20 40 60 80 100


Valo

r P

resen

e N

eto

(V

PN

)


186

CONCLUSIONES

• El mecanismo de producción del yacimiento es empuje hidráulico y fue determinado a través

de análisis de declinación.

• Se calculó la tasa crítica de producción de agua estableciéndose una reducción de 157 BND de

crudo para controlar el incremento del corte de agua en los 6 pozos analizados.

• Se realizaron las estimaciones probabilísticas de las tasas críticas con los datos disponibles

para cada pozo, observando un buen ajuste con una variación promedio de 16 BND

correspondientes a 3,4%.

• Los geles son una solución versátil a la problemática del agua. En este caso se pueden reducir

1214 BAD, incrementando la producción de crudo en 21% correspondiente a 659 BND con la

inyección de 1174 Bls.

• La inyección será rentable en 4 pozos debido a que se genera un VPN de 1604 M$ con un

tiempo de pago de 11 meses.

• Se estableció un procedimiento operacional para la inyección de geles.

187

RECOMENDACIONES

• Se deben realizar nuevos análisis de núcleos para determinar curvas de permeabilidad relativa

con un mejor ajuste a las obtenidas del núcleo del pozo VLG-3863.

• Se deben realizar análisis físico-químicos a la mayor cantidad de pozos posibles, para

corroborar la uniformidad en el patrón del agua de formación.

• Se debe calcular el caudal crítico de todos los pozos del área para evitar la prematura irrupción

del agua y la disminución de las reservas recuperadas.

• Correr registros de producción luego de realizar la inyección de geles con la finalidad de

verificar el aporte de cada intervalo tratado y evaluar la efectividad del gel.

• El cálculo del volumen de inyección se debe realizar en base a los intervalos cañoneados y no

al espesor de la arena para no generar sobre inyección en el yacimiento, lo que podría ocasionar

problemas adicionales.

• Se debe determinar el radio de penetración para los pozos del área, debido a que es necesario

utilizar el más idóneo en cada yacimiento.

• Realizar pruebas de laboratorio adicionales, variando la formulación del gel para reducir el

efecto en la permeabilidad relativa al crudo.

• Evaluar la inyección de geles comparando todos los gastos ahorrados al controlar el agua

versus el costo del tratamiento.

188

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