ACTUALIZACIÓN DE RESERVAS Y ANÁLISIS DE AGUA EN LA.pdf

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL

ESCUELA DE PETRÓLEOS

TESIS DE GRADO

ACTUALIZACIÓN DE RESERVAS Y ANÁLISIS DE AGUA EN LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO

FRONTERA, ARENAS “U” INFERIOR Y “T”

TESIS QUE SE PRESENTA COMO REQUISITO PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE

INGENIERO EN PETRÓLEOS

AUTORES: ANDRÉS ALEXIS CISNEROS ORTIZ ANDRÉS GERARDO CRIOLLO GARZÓN

QUITO, ABRIL 2009

CERTIFICADO DE ORIGINALIDAD

En calidad de miembros del Tribunal de Grado designados por la Facultad

de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la

Universidad Central del Ecuador, manifestamos que los Sres.: ANDRÉS

ALEXIS CISNEROS ORTIZ y ANDRÉS GERARDO CRIOLLO GARZÓN,

han elaborado bajo nuestra tutoría y dirección la Tesis de Grado titulada:

“ACTUALIZACIÓN DE RESERVAS Y ANÁLISIS DE AGUA EN LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO FRONTERA, ARENAS “U” INFERIOR Y

“T” ”

En base a lo expuesto declaramos que: “La tesis es absolutamente

original, auténtica y ha sido elaborada íntegramente por los señores”, por

lo que dejamos constancia mediante el presente.

Quito, Abril del 2009

Ing. Lucía Coral

TUTORA

Ing. César Ruiz Ing. Benigno Trujillo

ii Primer Miembro Segundo Miembro

iii

CESIÓN DE DERECHOS DE AUTOR

En honor a la Primera Casa de Estudios Superiores del País,

establecimiento educativo que albergó y brindó el soporte técnico y

académico para realizar nuestros estudios universitarios, por propia

voluntad, nosotros ANDRÉS ALEXIS CISNEROS ORTIZ y ANDRÉS

GERARDO CRIOLLO GARZÓN, cedemos los derechos de autoría sobre

nuestro trabajo de tesis de grado titulado: “ACTUALIZACIÓN DE RESERVAS Y ANÁLISIS DE AGUA EN LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO FRONTERA, ARENAS “U” INFERIOR Y “T””, a favor de la Facultad de

Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad

Central del Ecuador.

Quito, Abril del 2009

Andrés Alexis Cisneros Ortiz Andrés Gerardo Criollo Garzón

CI: 171752748-3 CI: 171775581-1

iv

DEDICATORIA

Dedico este trabajo a Dios por todo lo que me ha regalado en especial

por haberme dado la vida para terminarlo y darme a una madre

realmente extraordinaria y luchadora que me ha sabido alentar día a día,

a mis muy queridos hermanos Diego y Javier quienes me han enseñado

los mejores principios de la vida y me han apoyado y guiado

inmensamente para terminar mis estudios han sido unos verdaderos

padres, a Ariel, Samantha, Emilio, Estrella y Viviana por darme tantas

alegrías.

Los amo.

Andrés A.

v

DEDICATORIA

El presente trabajo esta dedicado con especial cariño a Dios

Todopoderoso, por ser el principal autor de todos los logros alcanzados

en mi vida y quien es mi compañía en tiempos de dicha y derrota; a mi

querida madre Miriam por brindarme su cariño y apoyo eternos y, a mi

padre Heraldo, por saber guiar mi camino con disciplina y honestidad; a

mis hermanos Santiago y Sebastián por ser mi apoyo y compañía en cada

momento de mi vida. A mi tío César Marcelo, por ser como un hermano,

amigo y compañero.

Este es un logro dedicado a cada uno de ustedes, los amo.

Andrés G.

vi

AGRADECIMIENTO

A la Escuela de Ingeniería en Petróleos que me brindo la oportunidad de

crecer y obtener mi título.

A la Ing. Lucía Coral, Ing. César Ruiz, Ing. Benigno Trujillo por su

colaboración e importantes consejos que han servido en la elaboración de

esta investigación.

A mi Abuelita y mis tíos Edwin y Rubén por darme su cariño.

A Bertita, Carolina y Elvita por ayudarme a no rendirme en mis momentos

difíciles sin su apoyo no hubiera llegado hasta aquí.

A cada uno de mis amigos Ángel C., Andrés C., Andrés F., Andrés V.,

Andrés Z., Diego A., Eduardo M., Luis V., Marcelo P., Rolando C., por su

apoyo incondicional dentro y fuera de la facultad.

A Diana y Paola mis queridas amigas que desde el cielo siempre me

cuidan.

A mi amigo Andrés Criollo, con quien hoy tengo la alegría de cumplir el

mismo sueño.

A mi Padre por darme la vida. Andrés A.

vii

AGRADECIMIENTO

A la Universidad Central del Ecuador y en especial a la FIGEMPA, por

haberme abierto sus puertas y brindarme la oportunidad de ser una

persona mejor.

A la Ing. Lucía Coral, por haberme brindado su apoyo, esfuerzo y

colaboración en la realización de mi tesis.

Al Ing. César Ruiz y al Ing. Benigno Trujillo, por ser excelentes profesores

y personas, quienes brindaron su conocimiento y dedicación en beneficio

de este proyecto.

Al Colegio Militar #10 “Abdón Calderón”, que con gran esmero me inculcó

valores para enfrentar la vida con esfuerzo, tenacidad, responsabilidad y

honradez.

A mis padres Miriam y Heraldo, mis hermanos Santiago y Sebastián. A

mis abuelos Aída y Héctor quienes son como mis padres; a William,

Blanca, Marcelo, Alejandro, Flor M., Patricia, Juan C., Verónica, Paola,

Oscar, Stalin, Cristina, Jessica, María F., Ricardo, Nicolás y Abigail, por su

apoyo incondicional.

A mis buenos amigos: Germán P., Lenin L., Santiago C., Carolina F.,

Mayra T., Carolina A., Ángel P., Henry P., Jorge C., Jonathan R., Darwin

O., Miriam L., Andrés Z., Andrés V., Edith Y., Marjorie V., Leonardo P.,

Francisco T., Andrés F., Luis P., Luis A., Paúl L., Santiago S.

Un agradecimiento especial a mi amigo Andrés Alexis, por ser mi

compañero lucha y contribuir en mi felicidad. Felicidades Andrés, lo

conseguimos…

Andrés G.

viii

RESUMEN DOCUMENTAL Tesis sobre ingeniería de yacimientos, específicamente cálculo de

reservas. El objetivo fundamental es: optimizar la producción del Campo,

a través de la actualización de reservas. Problema identificado: elevados

cortes de agua en los pozos del Campo Frontera. La hipótesis dice: los

métodos de cálculo de reservas: volumétrico y el de balance de

materiales, permite actualizar las reservas. Con estudios previos sobre:

geología local del Campo, propiedades petrofísicas, propiedades de los

fluidos, comportamiento de reservorios. Marco teórico sobre: cálculo de

reservas: factores de recobro, reservas iniciales totales, remanentes y

ecuación general de balance de materiales, intrusión de agua, tipo de

acuífero, entrada acumulativa de agua y determinación de la ecuación de

entrada de agua. Marco metodológico: actualización de reservas,

comparación de reservas obtenidas por el método de balance de

materiales y volumétricos, pronóstico del comportamiento de reservorios y

determinación de intrusión de agua. La conclusión general se refiere al

método de cimas y bases como el que se ajusta mejor a la realidad en los

dos reservorios del Campo. Con la recomendación de optimizar las tasas

actuales de producción, a fin de extraer la mayor cantidad de reservas.

DESCRIPTORES:

<CALCULO DE RESERVAS - CAMPO FRONTERA><BALANCE DE

MATEIALES - CAMPO

FRONTERA><INTRUSION DE AGUA - CAMPO FRONTERA><CAMPO

FRONTERA -

RESERVAS>

CATEGORIAS TEMATICAS:

<CP-INGENIERIA DE PETROLEOS><CP-INGENIERIA DE YACIMIENTOS>

<CS-RESERVAS DE PETROLEO>

ix

DOCUMENTARY SUMMARY Thesis about reservoir engineering, specifically reserves calculus. The

main goal is: to optimize the production of the Field, throughout the

reserves update. Identified problem: elevated water cut in the Frontera

Field wells. The hypothesis says: the reserves calculate methods:

volumetric and material balance, allow to update the reserves. With

previous studies about: field local geology, petrophysic properties, fluid

properties, reservoirs behavior. Theoretical Marco about: reserves

calculus: recovery factors, total initial reserves, remainders and material

balance general equation, water influx, type of aquifer, cumulative water

influx and determination of the water influx equation. Methodological

Marco: the reserves update, reserves comparison obtained by material

balance and volumetric methods, reservoirs behavior forecast and water

influx determination. The general conclusion is concern about the tops

and bases method as the better method adjusted to the reality in the two

reservoirs of the Field. With the recommendation to optimize the actual

production rates, for the purpose of extract the greater amount of

reserves.

DESCRIPTORS: <CALCULO DE RESERVAS - CAMPO FRONTERA><BALANCE DE

MATEIALES - CAMPO

FRONTERA><INTRUSION DE AGUA - CAMPO FRONTERA><CAMPO

FRONTERA -

RESERVAS>

THEMATIC CATEGORIES: <CP-INGENIERIA DE PETROLEOS><CP-INGENIERIA DE YACIMIENTOS>

<CS-RESERVAS DE PETROLEO>

x

AUTORIZACIÓN

Nosotros, ANDRÉS ALEXIS CISNEROS ORTIZ y ANDRÉS GERARDO

CRIOLLO GARZÓN, autorizamos a la BIFIGEMPA a que disemine a

través de su biblioteca virtual el presente trabajo de disertación.


CI: 171752748-3 CI: 171775581-1

xi

AUTHORIZATION

We, ANDRÉS ALEXIS CISNEROS ORTIZ and ANDRÉS GERARDO

CRIOLLO GARZÓN, authorize the BIFIGEMPA to disseminate through its

virtual library the present thesis.


CI: 171752748-3 CI: 171775581-1

xii

TABLA DE CONTENIDO

CAPÍTULO I............................................................................................... 1

1. GENERALIDADES ................................................................................ 1

1.1 INTRODUCCIÓN....................................................................................... 1

1.2. OBJETIVOS ............................................................................................ 3

1.2.1. OBJETIVO GENERAL............................................................................. 3

1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS......................................................……….…3

1.3. UBICACIÓN GEOGRÁFICA ....................................................................... 4

1.4. INFORMACIÓN HISTÓRICA DEL CAMPO FRONTERA…………………………4

1.4.1. PERFORACIONES................................................................................. 7

1.4.2. COMPLETACIONES............................................................................... 7

1.4.3. REACONDICIONAMIENTOS.................................................................... 8

1.5. ESTADO ACTUAL DEL CAMPO ................................................................. 8

CAPÍTULO II.............................................................................................. 9

2. GEOLOGÍA............................................................................................ 9

2.1. DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO................................................... 9

xiii

2.2. CARACTERÍSTICAS SEDIMENTOLÓGICAS DEL CAMPO……………………10

2.3. CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DEL CAMPO....................................... 10

2.4. CARACTERÍSTICAS ESTRATIGRÁFICAS DEL CAMPO………………...……12

2.5. RESERVORIOS PRODUCTORES DEL CAMPO .......................................... 15

CAPÍTULO III........................................................................................... 16

3. PROPIEDADES PETROFÍSICAS………………………………………...16

3.1. NÚCLEOS ............................................................................................ 17

3.2. REGISTROS ELÉCTRICOS ..................................................................... 17

3.3. CORRELACIONES ................................................................................. 19

3.3.1. POROSIDADES, (Φ)............................................................................. 19

3.3.2. PERMEABILIDADES, (K)....................................................................... 23

3.3.3. SATURACIONES ................................................................................. 25

3.3.4. COMPRESIBILIDADES, (C) ................................................................... 27

3.3.5. CONTACTOS DE LOS YACIMIENTOS, (CAP) ........................................... 28

CAPÍTULO IV .......................................................................................... 29

4. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS……………………………………...29

4.1. ANÁLISIS P.V.T. .................................................................................... 29

4.1.1. FACTOR VOLUMÉTRICO, (βo)............................................................... 29

4.1.2. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO, (Co) ............................ 31

xiv

4.1.3. DENSIDAD ......................................................................................... 32

4.1.4. VISCOSIDAD, (µ)................................................................................. 32

4.1.5. SOLUBILIDAD, (Rs).............................................................................. 34

4.1.6. MOJABILIDAD..................................................................................... 35

4.1.7. RAZÓN GAS-PETRÓLEO, (GOR) ........................................................... 36

4.2. PRESIÓN DEL YACIMIENTO ................................................................... 36

4.2.1. PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN.......................................... 37

4.2.2. MAPAS ISOBÁRICOS........................................................................... 37

4.3. CAÍDAS DE PRESIÓN ............................................................................ 37

CAPÍTULO V ........................................................................................... 39

5. COMPORTAMIENTO DE LOS RESERVORIOS……………………….39

5.1. PRODUCCIÓN....................................................................................... 39

5.2. DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN ....................................................... 39

5.3. DEFINICIÓN DE TIPO DE RESERVORIOS ................................................. 49

5.3.1. CLASIFICACIÓN GEOLÓGICA ............................................................... 50

5.3.2. CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL PUNTO DE BURBUJA.......................... 51

5.3.3. CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL ESTADO DE LOS FLUIDOS .................. 53

5.3.4. CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL MECANISMO DE PRODUCCIÓN ........... 56

5.4. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN ............................................................ 57

5.5. PRODUCTIVIDAD DEL CAMPO ............................................................... 62

5.5.1. ÍNDICES DE PRODUCTIVIDAD .............................................................. 62

xv

5.6. DETERMINACIÓN DE LA CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO......... 66

5.6.1. TASAS ÓPTIMAS DE PRODUCCIÓN ...................................................... 66

CAPÍTULO VI .......................................................................................... 67

6. CÁLCULO DE RESERVAS................................................................. 67

6.1. CÁLCULO DEL PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO, (POES o N) ...................... 67

6.1.1. ELABORACIÓN DE MAPAS ESTRUCTURALES ........................................ 68

6.1.2. MÉTODO DE CIMAS Y BASES............................................................... 69

6.1.3. MÉTODO DE ISO-ÍNDICE DE HIDROCARBUROS ..................................... 73

6.2. FACTOR DE RECOBRO. (FR) .................................................................. 75

6.3. RESERVAS INICIALES TOTALES ............................................................ 77

6.4. RESERVAS REMANENTES ..................................................................... 77

6.5. BALANCE DE MATERIALES ................................................................... 78

6.5.1. ECUACIÓN GENERAL DE BALANCE DE MATERIALES ............................. 79

6.6. EVALUACIÓN DEL MECANISMO DE EMPUJE EN EL CAMPO...................... 84

CAPÍTULO VII ......................................................................................... 85

7. INTRUSIÓN DE AGUA EN EL YACIMIENTO, (We) ........................... 85

7.1. DETERMINACIÓN DEL TIPO DE ACUÍFERO EN EL CAMPO ........................ 85

xvi

7.2. DETERMINACIÓN DE LA ENTRADA ACUMULATIVA DE AGUA AL YACIMIENTO

................................................................................................................. 90

7.3. DETERMINACIÓN DE LA ECUACIÓN QUE REPRESENTA LA ENTRADA DE

AGUA AL YACIMIENTO................................................................................ 91

7.3.1. ECUACIÓN DE SCHILTHUIS ................................................................. 92

7.3.2. ECUACIÓN MODIFICADA DE HURST ..................................................... 92

7.3.3. ECUACIÓN DE STANLEY ..................................................................... 94

CAPÍTULO VIII ...................................................................................... 100

8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..................................... 100

8.1. CONCLUSIONES ................................................................................. 100

8.2. RECOMENDACIONES .......................................................................... 102

A. ANEXOS ............................................................................................ xvii

A.1. MAPAS............................................................................................... xvii

A.2. CUADROS ......................................................................................... xviii

A.3.GRÁFICOS............................................................................................xix

B. NOMENCLATURA

C. GLOSARIO DE TÉRMINOS

C.1. DEFINICIONES DE RESERVAS

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

xvii

A. ANEXOS

A.1. TABLA DE MAPAS

MAPA 1.1 MAPA DE UBICACIÓN DEL CAMPO FRONTERA

MAPA 2.1 UBICACIÓN DE FALLAS EXISTENTES EN EL CAMPO FRONTERA.

MAPA 4.1 MAPA ISOBÁRICO PARA LA ARENISCA “U” INFERIOR.

MAPA 4.2. MAPA ISOBÁRICO PARA LA ARENISCA “T”

MAPA 6.1. MAPA ESTRUCTURAL PARA LA ARENISCA “T”.

MAPA 6.2. MAPA ESTRUCTURAL PARA LA ARENISCA “U” INFERIOR.

MAPA 6.3. MAPA DE ISOÍNDICE DE HIDROCARBUROS PARA LA ARENISCA “T”.

MAPA 6.4. MAPA DE ISOÍNDICE DE HIDROCARBUROS PARA LA ARENISCA “U” INFERIOR.

xviii

A.2. TABLA DE CUADROS

CUADRO 1.4. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS.

CUADRO 3.12. CÁLCULOS DE LA POROSIDAD EFECTIVA Y SATURACIÓN DE AGUA.

CUADRO 5.1. HISTORIAL DE PRODUCCIONES POR POZO DEL CAMPO FRONTERA.

CUADRO 5.2. HISTORIAL DE PRODUCCIONES POR ARENISCA DEL CAMPO FRONTERA.

CUADRO 7.1. CÁLCULO DE LA RATA DE INTRUSIÓN DE AGUA.

CUADRO 7.2. CÁLCULO DE LA INTRUSIÓN DE AGUA MEDIANTE LA ECUACIÓN DE SCHILTHUIS.

CUADRO 7.3. OBTENCIÓN DE LOS COEFICIENTES PARA LAS ECUACIONES DE HURST.

CUADRO 7.5. CÁLCULO DE LA INTRUSIÓN DE AGUA MEDIANTE LA ECUACIÓN MODIFICADA DE HURST.

CUADRO 7.6. CÁLCULO DE LA CONSTANTE DE INTRUSIÓN DE AGUA MEDIANTE LA ECUACIÓN DE STANLEY (Α=0.8) .

CUADRO 7.7. PARÁMETROS NECESARIOS PARA EL CÁLCULO DEL POES.

xix

A.3. TABLA DE GRÁFICOS

GRÁFICO 1.1. DIAGRAMAS DE REACONDICIONAMIENTOS.

GRÁFICO 2.1. CORTE ESTRUCTURAL.

GRÁFICO 2.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO FRONTERA.

GRÁFICO 4.1. HISTORIAL DE PRESIONES.

GRÁFICO 4.2.: COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN EN EL CAMPO FRONTERA.

GRÁFICO 5.1. HISTORIAL DE PRODUCCIONES POR POZO EN EL CAMPO FRONTERA.

GRÁFICO 5.2. HISTORIAL DE PRODUCCIONES POR ARENISCA EN EL CAMPO FRONTERA.

GRÁFICO 5.3. DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN.

GRÁFICO 5.8. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS DEL CAMPO FRONTERA.

GRÁFICO 6.1. CÁLCULO DEL VOLUMEN DE ROCA POR EL MÉTODO DE CIMAS Y BASES ARENA “T”.

GRÁFICO 6.2. CÁLCULO DEL VOLUMEN DE ROCA POR EL MÉTODO DE CIMAS Y BASES ARENA “U” INFERIOR.

GRÁFICO 6.3. CÁLCULO DEL VOLUMEN DE ROCA POR EL MÉTODO DE ISOÍNDICE DE HIDROCARBUROS ARENA “T”.

GRÁFICO 6.4. CÁLCULO DEL VOLUMEN DE ROCA POR EL MÉTODO DE ISOÍNDICE DE HIDROCARBUROS ARENA “U” INFERIOR.

- 1 -

CAPÍTULO I 1. GENERALIDADES 1.1 INTRODUCCIÓN El presente trabajo, tiene por objeto utilizar la información disponible, que,

conjuntamente con conocimientos geológicos, de producción,

interpretación de registros de pozos y de yacimientos, busca determinar

las reservas en el Campo Frontera al 31 de Septiembre del 2008, como

también estudiar el comportamiento del acuífero existente en el campo,

conforme avanza su producción; dicho aporte, pretende ser la base de

posteriores estudios que ayuden a encontrar soluciones oportunas y

efectivas con el fin de optimizar el factor de recobro de hidrocarburos del

campo.

Al inicio, se describe los trabajos precedentes a este estudio como

interpretación y elaboración de mapas estructurales, perforaciones de

pozos y producciones, y estudios geológicos del campo. Además, se

reúnen datos esenciales como propiedades petrofísicas y de los fluidos.

Posteriormente se realiza un estudio comparativo de registros entre los

datos obtenidos mediante el software Interactive Petrophysics,

ecuaciones y gráficas de correlaciones.

Se efectúa un análisis de la historia de producción y presiones de los

pozos y del campo, con el fin de predecir el comportamiento futuro del

- 2 -

campo; dichos datos sirvieron igualmente para un posterior pronóstico de

las reservas. Se emplearon mapas estructurales, y con su aporte, se

realizó la aplicación del método volumétrico, al igual que el uso de la

ecuación de balance de materiales para comparar por los diferentes

métodos, el petróleo original en sitio.

Luego de calcular las reservas por el método de cimas y bases al igual

que por el de iso-índice de hidrocarburos, se procedió al análisis de la

intrusión de agua en el Campo Frontera, con el propósito de visualizar el

comportamiento del acuífero y su influencia en la recuperación de las

reservas, tanto en la arena “U” Inferior como en la arena “T”. Dicho

análisis resultó útil para obtener las reservas del campo, mediante la

aplicación de la ecuación de balance de materiales.

- 3 -

1.2. OBJETIVOS

1.2.1. OBJETIVO GENERAL

Actualizar las reservas y el análisis de agua en la producción del Campo

Frontera, arenas “U” Inferior y “T”.

1.2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

a. Actualizar las reservas en las arenas “U” Inferior y “T” del Campo

Frontera.

b. Comparar las reservas obtenidas por el método de balance de

materiales y los diversos mecanismos de cálculo.

c. Pronosticar el comportamiento de los reservorios del Campo Frontera.

d. Determinar la intrusión de agua sobre las arenas “U” Inferior y “T”.

e. Optimizar la producción de petróleo en el Campo Frontera.

- 4 -

1.3. UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El Campo Frontera se encuentra ubicado en la Región Noreste de la

Cuenca Oriente, en la Provincia de Sucumbíos, al Norte del Campo

Libertador y al Noreste del Campo Tapi-Tetete, en el límite territorial con

Colombia hacia el margen del río San Miguel, alrededor de las

coordenadas geográficas: N 00° 14' 28.17" y W 76' 33' 27.72"; dicha

ubicación se ilustra en el Mapa 1.1.

Las coordenadas geográficas y UTM’s de los cinco pozos que

conforman el Campo Frontera, se detallan en la Cuadro 1.1.

Geográficas UTM POZO

Latitud N Longitud W Norte Oeste

FRONTERA – 1 00° 14' 28.17" 76° 33' 27.72" 10 026 666 326 640

FRONTERA – 2 00° 14' 50.76" 76° 33' 13.26" 10 027 359 327 087

FRONTERA – 3 00° 14' 00.41" 76° 33' 37.27" 10 025 813 326 345

FRONTERA – 4B 00° 14' 15.24" 76° 33' 40.47" 10 026 288 326 238

FRONTERA – 5 00° 14' 42.66" 76° 33' 29.10" 10 027 099 326 600

Cuadro 1.1.: Coordenadas Geográficas y UTM’s de los pozos del Campo Frontera.

1.4. INFORMACIÓN HISTÓRICA DEL CAMPO FRONTERA

En un inicio, mediante la interpretación de la Comisión Binacional CEPE –

ECOPETROL (en Ecuador y en Colombia, respectivamente), de la

información sísmica obtenida en el año de 1987, se definió un alto

estructural compartido entre ambos países, descubriéndose en ese

entonces el Campo Frontera-Quillasinga.

- 5 -

En Diciembre del mismo año, se perforó el pozo exploratorio Frontera 1,

por CEPE (PETROECUADOR en la actualidad), obteniéndose producción

en los cuerpos arenosos “U” Inferior y “T”, mientras que ECOPETROL en

Marzo de 1988 obtuvo producción en los mismos yacimientos con el pozo

exploratorio Quisallinga 1.

Como consecuencia de la perforación de estos dos pozos, la comisión

recomendó disparar las líneas sísmicas CPECP-87-1320 y 1090, con el

fin de definir la extensión de la estructura hacia el Norte; unilateralmente,

ECOPETROL disparó las líneas P87-1210 y P87-1220; con esta

información la comisión reinterpretó e incorporó un nuevo mapa

estructural en Junio de 1988. Inicialmente se consideró un Campo

Unificado, pero con la perforación del pozo de avanzada Frontera 2 en

Septiembre de 1989 que es productivo y el pozo de avanzada

Quillasinga 2 en Julio de 1990, que resultó seco, se determinó que eran

estructuras independientes y por tanto no existe continuidad en los

yacimientos.

CEPE reinterpreta geofísicamente el área en Junio de 1989,

concluyéndose que no hay variación en la forma y elongación de la

estructura pero que no llega más allá de la frontera, es decir, las

estructuras Frontera y Quillacinga carecen de continuidad estructural.

Consecuencia de esta interpretación, el Departamento de Geología

analiza la información de los pozos y ratifica la falta de comunicación de

las dos aéreas; además la comisión binacional, elabora un nuevo mapa

estructural en Junio de 1991 con el que se confirma la presencia de dos

altos estructurales separados, lo que permitió que en Julio del mismo año,

se inicie la producción del campo en forma independiente, con una tasa

de 800 barriles de “U” Inferior del pozo Frontera 1 y 500 barriles de “T” del

pozo Frontera 2.

- 6 -

En Agosto de 1994 se perforó el pozo de avanzada Frontera 3 y los

pozos de desarrollo Frontera 4B en Junio de 1996 y Frontera 5 en Julio de

1996, los que fueron productivos, de las areniscas "U" Inferior y "T".

Mediante el Convenio Interinstitucional No 007 ASC-PRO-98204 de

investigación científica y tecnológica denominado “Evaluación de

Simulación Matemática para el Campo Frontera”, firmado entre la

Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la

Universidad Central del Ecuador con PETROECUADOR, a través de la

Unidad de Investigación y Desarrollo Tecnológico, UIDT, y firmado el 21

de Julio de 1998, se obtuvo mayor información acerca del Campo

Frontera.

El Departamento de Geología de la Unidad de Simulación Matemática,

elaboró el mapa estructural en cooperación con el Departamento de

Geofísica de PETROPRODUCCIÓN filial de PETROECUADOR, referido a

la base de la caliza “A”; éste toma en cuenta los últimos pozos perforados,

Frontera 4B y Frontera 5, a diferencia del mapa base anterior.

El mapa base muestra la estructura principal NE-SW, que consiste de un

anticlinal fallado asimétrico al Este con dos altos, en el pozo Frontera 1 y

en el pozo Frontera 2. Al Sur se encuentra una estructura menor, derivada

de la anterior y que esta separada por un paleo valle Este-Oeste; se trata

de un anticlinal de tendencia NE-E a SW-W, en el pozo Frontera 3.

Debido a esta nueva interpretación, se aumentó el área del campo, tanto

en la parte ecuatoriana como en la colombiana, con valores significativos.

En los Cuadros 1.2. y 1.3., se detalla los trabajos realizados a lo largo de

la vida productiva del Campo Frontera.

- 7 -

1.4.1. PERFORACIONES

En el Cuadro 1.2., se presenta el historial de perforaciones de pozos,

referidos al Campo Frontera:

Coordenadas POZO Fecha Inicio

Latitud Longitud

Prof.

Total[ft]

FRONTERA – 1 16-Dic-1987 00° 14' 28.17" 76° 33' 27.72" 9254

FRONTERA – 2 27-Sep-1989 00° 14' 50.76" 76° 33' 13.26" 9267

FRONTERA – 3 26-Ago-1994 00° 14' 00.41" 76° 33' 37.27" 9406

FRONTERA – 4B 20-Junio-1996 00° 14' 15.24" 76° 33' 40.47" 9377

FRONTERA – 5 20-Jul-1996 00° 14' 42.66" 76° 33' 29.10" 9277

Cuadro 1.2.: Historial de perforaciones del Campo Frontera.

1.4.2. COMPLETACIONES

Casing Intervalos

Superf. Prod. Tubing POZO Arenisca

[ft] [ft] [in] [in] [in] “U” 9034 9064 10 3/4 7 3 1/2

FRONTERA - 1 “T” 9158 9190 10 3/4 7 3 1/2 “U” 9012 9024 10 3/4 7 3 1/2

FRONTERA - 2 “T” 9152 9184 10 3/4 7 3 1/2

“U” 9100 9110 10 3/4 7 3 1/2 FRONTERA - 3

“T” 9272 9280 10 3/4 7 3 1/2 FRONTERA - 4B “U” 9092 9108 10 3/4 7 3 1/2

FRONTERA – 5 “T” 9191 9204 10 3/4 7 3 1/2

Cuadro 1.3.: Completaciones en los pozos del Campo Frontera.

- 8 -

El Cuadro 1.3., ilustra las completaciones realizadas en los pozos del

Campo Frontera.

1.4.3. REACONDICIONAMIENTOS

En el Cuadro 1.4., se tabulan los reacondicionamientos realizados en los

pozos Frontera 1, 2, 3, 4B y 5, a lo largo de la vida productiva del Campo

Frontera; de igual forma, en el Gráfico 1.1., se ilustra los diferentes

diagramas, pertenecientes a la última completación de estos pozos.

1.5. ESTADO ACTUAL DEL CAMPO

A Septiembre de 2008, existen el pozo Frontera 1 y el pozo Frontera 3; el

primero se encuentra cerrado y el segundo, pasó a ser un pozo reinyector

de agua. Los pozos Frontera 2, 4B y 5, se encuentran en producción, el

primero de la arenisca “T” y los dos pozos restantes, produciendo de la

arenisca “U” Inferior.

- 9 -

CAPÍTULO II

2. GEOLOGÍA

2.1. DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO

La Compañía CEPE en el año de 1988, definió un alto estructural

prospectivo denominado Frontera, que fue probado mediante la

perforación del pozo exploratorio Frontera 1, dando resultados positivos

en las areniscas "U" Inferior y "T" de la Formación Napo;

geológicamente, se encuentra ubicado al Norte de la Subcuenca del

Napo en Ecuador y al Sur de la Subcuenca del Putumayo en

Colombia.

Se conforma de un anticlinal asimétrico fallado, en dirección

preferencial NE-SW, con un promedio de 4 Km de largo y 1.5 Km de

ancho, que constituye su estructura principal y se ubica al Norte; en

esta estructura, se encuentra el pozo exploratorio Frontera 1 y el pozo

de avanzada Frontera 2, además de los pozos de desarrollo Frontera

4B y Frontera 5. Al Sur, separada por un paleovalle, se encuentra una

segunda estructura menor, de tendencia NE-E a SW-W, derivada de la

anterior, correspondiente al alto del pozo de avanzada Frontera 3.

El Campo Frontera posee un tipo de trampa estructural-estratigráfica,

debido a las diversas fallas existentes, a su estructura de anticlinal y al

cambio lateral de facies, conteniendo así, una trampa combinada.

- 10 -

2.2. CARACTERÍSTICAS SEDIMENTOLÓGICAS DEL CAMPO

La acumulación de los sedimentos en la zona del Campo Frontera,

fue controlada por el paleorelieve, constituido de granito biotítico, y el

cual tuvo una influencia notable en la depositación del reservorio "T". La

caliza "B", se depositó en un ambiente tectónico tranquilo; el reservorio

"U", por otra parte, no fue influenciado por el basamento, pero soporta

las modificaciones de una compactación diferencial, antes de la

depositación de la caliza "A", lo que permite que su extensión areal sea

mayor que la del reservorio "T".

La tendencia estratigráfica, define que las areniscas "U" Inferior y "T",

son más limpias y mejor desarrolladas al NE; la arenisca Hollín se

acuña al Sur antes del Campo Frontera, y, aparece nuevamente al

Norte en el Campo Quillacinga. En la tendencia NW-SE, las areniscas

"U" Inferior y "T" se mantienen constantes, con un mejor desarrollo al

SE. La caliza "C" se acuña contra el basamento como lo indica el corte

estructural-estratigráfico A – A’ del Gráfico 2.1.

Las fallas de basamento y los trenes estructurales tienen un rumbo

dominante N-S paralelo a la cordillera de Los Andes; se determinaron

8 fallas: en la dirección NE - SW se orientan tres fallas (a, b y c); en la

dirección NW – SE, se hallan dos fallas menores (d y e); en la dirección

NNE - SSW dos fallas (f y g); finalmente, separándolo de la otra

estructura, se encuentra la falla (h), entre el pozo Frontera 4B y el pozo

Frontera 3, como se puede ver en el Mapa 2.1.

2.3. CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DEL CAMPO

Dentro de las características litológicas en las principales formaciones del

Campo Frontera, tenemos:

- 11 -

Formación Napo (Grupo Napo)

El actual grupo Napo abarca las formaciones Napo Basal, Napo Inferior,

Napo Medio y Napo Superior.

a) Formación Napo Basal

Incluye la arenisca basal, anteriormente llamada Hollín Superior, la caliza

“C” y la arenisca "T". La caliza “C”, como una formación importante del

Campo Frontera, está constituida de una caliza fosilífera interclástica de

color café clara a gris; la arenisca "T", por otra parte, posee arenas

cuarzosas, glauconíticas y en parte calcáreas de color verde.

La arenisca "T" se divide en superior e inferior: la arenisca "T" Inferior,

también denominada “T” Principal, está constituida de areniscas

glauconíticas e intercalaciones pequeñas de lutitas; la arenisca “T”

Superior está constituida de areniscas limosas y calcáreas con

intercalaciones de lentes de lutitas.

b) Formación Napo Inferior Incluye la caliza "B”, lutita "U" y las areniscas "U" Inferior y "U" Superior.

La caliza "B" la constituye una alternancia de lutitas negras y calizas

margosas. La arenisca “U” Inferior, contenedora de hidrocarburos, se

divide en cuatro subniveles, y arenisca “U” Superior, está constituida de

areniscas lutáceas y/o calcáreas con intercalaciones de lentes de

lutitas.

En el subnivel U – 1, existe la presencia de estratificación cruzada;

presenta una barra marginal en el sector de los pozos Frontera 2,

Frontera 5 y Frontera 3, en donde además, se encuentra arenisca

arcillosa con intraclastos de carbón e intercalaciones de lutita arcillosa y

- 12 -

carbonosa. En el subnivel U – 2, existe la presencia de lutitas que cubren

la extensión del subnivel U – 1.

En el subnivel U – 3, en la parte central del campo, por los pozos Frontera

5, Frontera 1 y Frontera 4B, se encuentran depósitos correspondientes a

una barra marginal intracanal, caracterizados por la presencia de arenisca

bioturbada con intercalaciones de lutita micácea y arenisca limosa. En el

subnivel U – 4, el canal del Norte, permanece migrado hacia el Sur, hacia

el pozo Frontera 5, donde forma un canal de marea; por el pozo Frontera

3, cruza una barra marginal, caracterizada por la presencia de areniscas

con hidrocarburos e intercalaciones de areniscas arcillosas.

c) Formación Napo Medio

La conforman la caliza "A" y la caliza "M-2". La caliza "A" está

constituida de calizas de estratos gruesos, típicas de plataforma

carbonatada de poca profundidad con lutitas en la base y tope. La

caliza “M-2” posee glauconitas que son mayormente coetáneas de

esta caliza.

d) Formación Napo Superior

Incluye a la caliza "M-1", a las lutitas del Napo Superior, y a las areniscas

superiores del grupo Napo, también llamada arenisca "M-1". La caliza

“M-1”, es una secuencia de calizas-lutitas-margas-calizas. La lutita "M-1"

está materializada por niveles de fosforitas y está ligada a la

transgresión.

2.4. CARACTERÍSTICAS ESTRATIGRÁFICAS DEL CAMPO

Las características estratigráficas de las principales formaciones, son:

- 13 -

Formación Napo (Grupo Napo)

El grupo Napo suprayace en concordancia a la formación Hollín (la

formación Hollín no presenta hidrocarburos) y está cubierta por los "red

beds" de la formación Tena con una ligera discordancia erosional.

a) Formación Napo Basal

Corresponde más o menos a un primer ciclo sedimentario

transgresivo-regresivo, cuyo tope podría coincidir con una buena línea

de tiempo; se encuentra sobreyacida por la Formación Napo Inferior, la cual

se detallará más adelante.

La arenisca basal y caliza "C", desaparecen al Este o Noreste, por lo

tanto no pueden ser utilizadas como línea de tiempo. El carácter marino

de la arenisca basal, demuestra que ya pertenece al ciclo sedimentario

marino del Cretáceo Medio (parte inferior del grupo Napo). La caliza "C"

se acuña hacia los flancos del paleorelieve.

La arenisca "T", también posee una influencia notable del paleorelieve

en su depositación; yace directamente en discordancia, lo cual ha

influido claramente en las características petrofísicas del reservorio. La

arenisca "T" Inferior, constituye el principal reservorio de esta arena;

posee una potencia promedia de 45 pies. La arenisca "T" Superior, tiene

un escaso desarrollo de arena en el campo y posee una potencia de 20

pies.

b) Formación Napo Inferior

Corresponde más o menos a un nuevo ciclo sedimentario

transgresivo-regresivo mayor, terminado por un hiato estratigráfico

- 14 -

mayor. La caliza "B" posee una potencia aproximada de 30 pies y son

depósitos de plataforma profunda.

La arenisca "U" Inferior es el principal reservorio del campo y posee una

potencia promedia de 55 pies. El nivel inferior U – 1, se encuentra en toda

la extensión del campo y se interpreta como un canal deltaico que pasa

por los pozos Frontera 1 y Frontera 4B. El nivel independiente U – 2,

consiste en una lutita de espesor constante desarrollada en todo el campo

cubriendo concordantemente el subnivel U - 1, y que si bien puede tener

porosidad, carece de permeabilidad por lo que es una capa impermeable.

La arenisca intermedia U – 3, es el principal reservorio con una arenisca

limpia, y se desarrolla a los extremos del campo, cuyo canal principal,

parece subdividirse en dos, al Norte en el pozo Frontera 2 y al Sur en el

pozo Frontera 3, caracterizado por presencia de estratificación cruzada. El

nivel U – 4, es de menor desarrollo; esta localizado parcialmente al Norte

en el pozo Frontera 5 y al Sur en el pozo Frontera 3.

La arenisca “U” Superior posee un ambiente de depósito marino

somero a transicional, gradando a deltaico al tope del reservorio.

c) Formación Napo Medio

La caliza “A” está probablemente separada de la arenisca "U" por un

hiato; posee una base transgresiva constituye una excelente línea de

tiempo. La caliza “M-2” es muy probablemente de edad Turoniano

Superior, y alcanza el Coniaciano Basal hacia el tope.

d) Formación Napo Superior

Incluye a la caliza "M-1" que traduce una transgresión mayor y

constituye una muy buena línea de tiempo, la lutita "M-1" con una nueva

- 15 -

transgresión marina importante, y las dos unidades de la arenisca "M-1",

las cuales tienen un contacto basal erosivo que, como todas las

superficies de transgresión, establecen relativamente buenas líneas de

tiempo que siguen hiatos estratigráficos importantes.

El Gráfico 2.2., indica la columna estratigráfica para el Campo Frontera, el

cual contiene las principales formaciones descritas en este capítulo del

presente estudio.

2.5. RESERVORIOS PRODUCTORES DEL CAMPO

Los reservorios principales, contenidos en el Campo Frontera, de los

cuales existe aporte de hidrocarburos son los denominados arenisca “U”

Inferior y la arenisca “T”.

Cabe destacar que el yacimiento de mayor importancia desde el punto de

vista de la producción, es la arenisca “U” Inferior, debido a que es el

reservorio que entrega la mayor cantidad de crudo dentro de la

producción total del campo.

- 16 -

CAPÍTULO III

3. PROPIEDADES PETROFÍSICAS

Para la determinación de las propiedades petrofísicas, se evaluaron los

registros eléctricos tomados de cada pozos del campo, por medio del

software usado por PETROPRODUCCIÓN, denominado INTERACTIVE

PETROPHYSICS. Dichos registros se detallan en el Cuadro 3.1.

Los parámetros principales, dentro de los rangos límites, considerados en

el software para la determinación de la zona de pago (cut offs) son:

porosidad efectiva, saturación de agua y volumen de arcilla.

a) Porosidad efectiva, (Øef > 8%)

Los valores de porosidad determinados, son mayores a 8%, y serán

considerados para los diferentes cálculos, mientras que los valores

menores a este rango, incluido el 8%, no serán tomados en cuenta, por lo

tanto, serán desechados.

b) Saturación de agua, (Sw < 50%)

Para los valores de saturación de agua, el software usa el criterio

contrario al de la porosidad efectiva: valores menores al rango serán

considerados, mientras que los mayores al valor fijado no se tomarán en

cuenta para los cálculos.

- 17 -

c) Volumen de arcilla, (Vclay < 50%)

Los valores de volumen de arcilla, menores al valor referencial, se

tomarán en cuenta para los diferentes cálculos; los valores mayores a

esta cifra, incluida la misma, se desecharán para los cálculos posteriores.

3.1. NÚCLEOS

El muestreo y estudio de núcleos, también denominado análisis

convencional de núcleos, fue aplicado para las siguientes zonas en el

Campo Frontera: en la arenisca “U”, mediante el pozo Frontera 3 y para la

arenisca “T”, en los pozos Frontera 2 y Frontera 4.

Los análisis convencionales y especiales en el laboratorio, realizados en

los núcleos de corona, son los de:

- Porosidad (Helio).

- Permeabilidad (al aire).

- Presión Capilar (Plato Poroso).

- Propiedades Eléctricas y Permeabilidades Relativas calculadas a partir

de curvas de presión capilar mediante la Correlación de Corey.

3.2. REGISTROS ELÉCTRICOS

Los registros tomados en el Campo Frontera se detallan en el Cuadro 3.1.

De igual manera, los valores de porosidad efectiva y saturación de agua

calculados a partir de registros eléctricos, se detallan en el Cuadro 3.12.

- 18 -

FRONTERA 1 FRONTERA 2 FRONTERA 3

Registros Unidades Registros Unidades Registros Unidades

DEPTH pie DEPTH pie DEPTH pie

LLD ohm-m CALIPER pulg. CALIPER pulg.

LLS ohm-m DT10 us/pie MINV ohm-m

MSFL ohm-m DT8 us/pie MNOR ohm-m

MINV ohm-m GR API NPHI %

MNOR ohm-m ILD ohm-m PEF -

SP mv LLD ohm-m RHOB gr/cc

ILD ohm-m LLS ohm-m DT us/pie

SFLU ohm-m MINV ohm-m GR API

DT us/pie MNOR ohm-m IDPH Ohm-m

DTL us/pie MSFL ohm-m IMPH Ohm-m

CALI pulg. NPHI % ILD Ohm-m

GR API RHOB gr/cc ILM Ohm-m

NPHI % SN OH MSFL Ohm-m

RHOB gr/cc SP mv SFLU mv

PEF - - - - -

FRONTERA 4 FRONTERA 5

Registros Unidades Registros Unidades

DEPTH pie DEPTH pie

CALIPER pulg. GR API

DFL ohm-m NPHI %

GR API RHOB gr/cc

DTC1 us/pie RDEEP ohm-m

SDT2 us/pie RMED ohm-m

HDRS ohm-m RSHALE ohm-m

HMRS ohm-m SP mv

MINV ohm-m CALIPER pulg.

MNOR ohm-m DLT us/pie

MSFL ohm-m PEF -

SP ohm-m - -

NPHI ohm-m - -

PEF - - -

RHOB gr/cc - -

Cuadro 3.1.: Registros eléctricos tomados en los pozos del Campo Frontera.

3.3. CORRELACIONES 3.3.1. POROSIDADES, (Φ)

La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el

volumen total de la roca. Matemáticamente:

t

p

VV

=φ

donde:

Vp: volumen poroso [unidades cúbicas]

Vt: volumen total [unidades cúbicas]

La porosidad, de acuerdo a su calidad, puede ser de diferentes tipos,

como lo muestra el Cuadro 3.2.

POROSIDAD CALIDAD

0-5 % Pésima

5-10 % Pobre

10-20 % Buena

> 20 % Muy buena

Cuadro 3.2.: Tipos de porosidades de acuerdo a su calidad.

La porosidad se la puede clasificar desde el punto de vista geológico y de

ingeniería de reservorios.

a) Clasificación geológica de la porosidad

La clasificación geológica de la porosidad, parte de la formación de la

misma al inicio, conjuntamente con la depositación de los sedimentos, o a

su vez si fue producto de procesos posteriores a la formación de la roca.

- 19 -

- 20 -

a.1) Porosidad primaria

Ésta porosidad se formó al mismo tiempo en que los sedimentos se

depositaron. Rocas sedimentarias que tienen este tipo de porosidad son

las areniscas y calizas. La porosidad primaria se clasifica en porosidad

intercristalina y porosidad intergranular.

a.1.1) Porosidad intercristalina

Se refiere a los espacios existentes entre los planos de un cristal o

también los espacios vacíos entre cristales. Muchos de estos poros son

subcapilares, con valores menores de 0.002 mm de diámetro; la

porosidad que se encuentra entre los cristales o partículas tamaño lodo,

se llama comúnmente “microporosidad”.

a.1.2) Porosidad integranular

Está en función del espacio vacío entre los granos, es decir, toda clase de

espacios intersticiales presentes en todo tipo de roca; esta porosidad la

comprende desde un tamaño subcapilar a un supercapilar. Generalmente,

los espacios tienen diámetros mayores a 0.5 mm.

a.2) Porosidad secundaria

Ésta porosidad se forma mediante un proceso geológico ó artificial,

subsiguiente a la depositación de los sedimentos; puede ocurrir debido a

la solución o fractura (tanto natural como artificial) de una roca, o cuando

la misma se convierte en otra (de caliza a dolomita); la magnitud, forma,

tamaño e interconexión de los poros podría no tener relación directa de la

forma de las partículas sedimentarias originales. Se clasifica en porosidad

de disolución, dolomitización y de fractura.

- 21 -

a.2.1) Porosidad de disolución

Se encuentra integrada por canales resultantes de la disolución del

material rocoso, debido a la acción de soluciones calientes o tibias que

circulan a través de la roca; las aperturas causadas por la meteorización

(juntas alargadas y cavernas) y también los espacios vacíos causados por

los organismos vivientes, pueden sufrir alargamiento, debido al mismo

efecto.

a.2.2) Dolomitización

Es el proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita;

algunas rocas carbonatas están constituidas solamente por calizas. Si el

agua circulante a través del espacio poroso contiene suficientes

cantidades de magnesio disuelto, el calcio de la roca por donde circula

dicha agua, puede intercambiarse por el magnesio en solución

El magnesio al ser considerablemente más pequeño que el calcio,

causará como resultado una dolomita que tendrá una porosidad mayor,

en cuyo incremento se observará porcentajes entre el 12-13 %.

a.2.3) Porosidad de fractura

Son aperturas en la roca, producto de los fallamientos estructurales de las

mismas en el yacimiento, a consecuencia de tensiones originadas por

actividades tectónicas como doblamientos y fallas; también se encuentran

conformadas por fisuras y fracturas.

Las porosidades de fractura normalmente no superan el 1% en

carbonatos.

b) Clasificación de ingeniería de la porosidad

b.1) Porosidad absoluta, (Φ)

Es aquella porosidad que considera el volumen de poros de la roca

conectados y no conectados de la misma; ésta propiedad es la que

normalmente miden los porosímetros comerciales. Una analogía puede

ser que una roca tiene una porosidad absoluta considerable y no tiene

conductividad de sus fluidos, debido a la carencia de interconexión poral.

b.2) Porosidad efectiva, (Φe)

Es la relación existente entre el volumen poroso interconectado con

respecto al volumen total de la roca.

roca la de total Volumeneconectadoint poroso Volumen

=φ

Esta porosidad es una indicación de la habilidad de la roca para conducir

fluidos; sin embargo, la porosidad efectiva no mide la capacidad de flujo

en una roca. La porosidad efectiva es afectada por factores litológicos

como: tipo, contenido e hidratación de arcillas presentes en la roca, entre

otros.

La porosidad efectiva, fue determinada mediante el software, en cada

pozo del Campo Frontera. Los resultados se detallan en el Cuadro 3.3.

POZO ARENISCA POROSIDAD [%]

“T” 11.91 FRONTERA 1 “U” Inferior 17.06


- 22 -

- 23 -

POZO ARENISCA POROSIDAD [%]




Cuadro 3.3.: Porosidad efectiva en los pozos del Campo Frontera.

A partir de los valores que fueron obtenidos, se determinó la porosidad

efectiva promedio para cada arenisca, resumida en el Cuadro 3.4.

ARENISCA POROSIDAD [%]

“T” 14.31

“U” Inferior 15.54

Cuadro 3.4.: Porosidad efectiva promedio en los yacimientos del Campo Frontera.

3.3.2. PERMEABILIDADES, (K)

La permeabilidad, se define como la capacidad que tiene el medio poroso

para permitir el flujo de los fluidos a través de los poros interconectados

de la roca. La experiencia ha determinado, una clasificación general de la

permeabilidad de acuerdo a su valor.

PERMEABILIDAD EFECTIVA

[md] GRADO DE

PERMEABILIDAD

1-10 REGULAR

10-100 POBRE

100-1000 BUENA

>1000 MUY BUENA

Cuadro 3.5.: Clasificación general de permeabilidades efectivas.

- 24 -

La permeabilidad se la puede clasificar en absoluta, efectiva y relativa.

a) Permeabilidad absoluta, (K)

Es aquella permeabilidad medida cuando un solo fluido satura el 100 % el

espacio poroso.

b) Permeabilidad efectiva, (Ke)

Es la medida de la permeabilidad de un fluido, que se encuentra en

presencia de otro o más fluidos que saturan el medio poroso; la

permeabilidad efectiva es función del grado de saturación de cada uno de

los fluidos en los poros de la roca. Las permeabilidades efectivas siempre

son menores que la permeabilidad absoluta.

c) Permeabilidad relativa, (Kr)

Es la relación existente entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad

absoluta; esta cifra es de gran importancia en ingeniería de yacimientos,

debido a que es un indicativo para conocer una medida de la forma como

los fluidos se desplazan en el medio poroso. La sumatoria de las

permeabilidades relativas es menor a la unidad.

El Cuadro 3.5., indica la clasificación general de permeabilidades

efectivas, de acuerdo a su valor; los análisis de núcleos realizados en los

pozos Frontera 2, Frontera 3 y Frontera 4, se utilizaron para determinar

los valores de permeabilidad efectiva que, de acuerdo a la clasificación

del mencionado cuadro, los reservorios del Campo Frontera poseen

permeabilidades muy buenas y buenas para las areniscas “U” Inferior y

“T”, respectivamente. Sus valores se pueden apreciar en el Cuadro 3.6.

- 25 -

POZO ARENISCA PERMEABILIDAD [md]

FRONTERA 2 “T” 237

FRONTERA 3 “U” Inferior 1394

Cuadro 3.6.: Permeabilidad efectiva en los yacimientos del Campo Frontera.

3.3.3. SATURACIONES

La saturación en un medio poroso, con respecto al fluido presente en sus

espacios interconectados, se define como el volumen poroso que está

ocupado por dicho fluido para el volumen total efectivo, en fracción.

a) Saturación de agua, (Sw)

Es el porcentaje del espacio poroso de una roca, ocupado por agua. Los

valores de saturación de agua en los pozos del Campo Frontera, se

presentan en el Cuadro 3.7.

POZO ARENISCA SAT. DE AGUA [%]




“T” 29.8 FRONTERA 4 “U” Inferior 22


Cuadro 3.7.: Saturación de agua en los pozos del Campo Frontera.

Los valores de saturación de agua para cada arenisca del campo, se

presentan el Cuadro 3.8.

ARENISCA SAT. DE AGUA [%]

“T” 27.02


Cuadro 3.8.: Saturación de agua en los yacimientos del Campo Frontera.

b) Saturación del petróleo, (So)

Se define como el porcentaje del espacio poroso de una roca, ocupado

por el petróleo. Para determinar su valor, se utiliza la siguiente fórmula:

wo SS −= 1

donde:

So: saturación de petróleo [fracción]

Sw: saturación de agua [fracción]

Los valores de saturación de petróleo, para cada arenisca del Campo

Frontera, fueron obtenidos de las saturaciones de agua en el Cuadro 3.8.;

los datos calculados en las areniscas “U” Inferior y “T”, se ilustran en el

Cuadro 3.9.

ARENISCA SAT. DE PETRÓLEO [%]

“T” 72.98


Cuadro 3.9.: Saturación de petróleo en los yacimientos del Campo Frontera.

- 26 -

3.3.4. COMPRESIBILIDADES, (C)

a) Compresibilidad de la roca, (Cf)

La compresibilidad de la roca se define como el cambio en volumen

poroso por unidad de volumen poroso por cambio unitario en presión; la

expresión matemática es la siguiente:

dPdV.

VC 1

−=

Los valores de compresibilidad de las areniscas “U” Inferior y “T”, fueron

obtenidos de la porosidad efectiva, en el Cuadro 3.4., a partir de la

ecuación de Newman:

( ) 428591

6

87551103297

.f .x.Cφ+

=−

donde:

cf: compresibilidad de la roca [Psi-1]

Ø: porosidad efectiva [fracción]

Los valores de compresibilidad de la roca, obtenidos para cada una de las

areniscas se indican en el Cuadro 3.10.

ARENISCA Cf [Psi-1]

“T” 4.22 x 10-6

“U” Inferior 3.799 x 10-6

Cuadro 3.10.: Compresibilidad de la roca en los yacimientos del Campo Frontera.

- 27 -

- 28 -

3.3.5. CONTACTOS DE LOS YACIMIENTOS, (CAP)

El contacto agua-petróleo, (CAP), está definido como el nivel en el cual se

obtiene una producción de 100 % de agua, por tanto, en esa zona no

existe la presencia de petróleo móvil que sirva para su recuperación en la

superficie.

La determinación del contacto agua-petróleo, para el caso del Campo

Frontera, se realizó mediante la interpretación de los registros realizados

en los pozos del campo.

El contacto agua-petróleo, se presenta únicamente en el pozo Frontera 3,

en la arenisca “U” Inferior a una profundidad de -8269 ft y para la arenisca

“T”, se encuentra a una profundidad de -8434 ft.

Los contactos agua-petróleo para cada reservorio del Campo Frontera, se

detallan en el Cuadro 3.11.

ARENISCA CAP [pies]

“T” -8434

“U” Inferior -8269

Cuadro 3.11.: Contactos agua-petróleo en los yacimientos del Campo Frontera.

CAPÍTULO IV

4. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Para la determinación en forma directa de las propiedades de los fluidos

de los yacimientos, es necesario tomar muestras de fluidos de fondo

representativas de dichos yacimientos a condiciones de confinamiento, de

tal forma que los resultados sean valores confiables para posteriores

estudios de los reservorios.

4.1. ANÁLISIS P.V.T.

4.1.1. FACTOR VOLUMÉTRICO, (βo)

El factor volumétrico del petróleo se define como la razón entre el

volumen de petróleo más su gas en solución, a condiciones de

yacimiento, respecto al volumen de un barril de petróleo producido medido

a condiciones de superficie.

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡=βBNBY,

normales .acond leoópetr de tricaévolum unidadsolución en gas su con leoópetr de volumeno

El factor volumétrico de petróleo, es mayor a la unidad, debido al gas que

se encuentra en solución con el mismo, en el yacimiento. A causa de la

producción de petróleo desde el reservorio a la superficie, el gas en

solución se libera del mismo, como consecuencia de la variación caída de

- 29 -

la presión y temperatura. La Figura 4.1., ilustra el comportamiento del

factor volumétrico del petróleo, conforme existe variación de la presión en

el reservorio.

Figura 4.1.: Comportamiento del Factor volumétrico del petróleo en función de la presión.

Para determinar el valor del factor volumétrico inicial del petróleo, (βoi), se

hicieron análisis P.V.T.’s, en el pozo Frontera 2. Debido a la información

limitada de muestras de fluidos en el campo, se asumieron dichos datos,

como los valores de βoi, a nivel promedio de cada yacimiento del campo;

de igual forma se procedió para los demás parámetros. Los datos del

factor volumétrico inicial de petróleo, se presentan en el Cuadro 4.1.

POZO ARENISCA Boi [BY/BN]

FRONTERA 2 “U” Inferior 1.3045

FRONTERA 2 “T” 1.1812

Cuadro 4.1.: Factor volumétrico inicial de petróleo en los yacimientos del Campo Frontera.

El factor volumétrico actual del petróleo, (βo), calculado a Septiembre de

2008, en los yacimientos del Campo Frontera, se ilustra en el Cuadro 4.2.

- 30 -

POZO ARENISCA Bo [BY/BN]



Cuadro 4.2.: Factor volumétrico actual de petróleo en los yacimientos del Campo Frontera.

4.1.2. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO, (Co)

Cuando la presión en el yacimiento es mayor que su respectiva presión de

burbuja, entonces el petróleo posee todo el gas en solución; al aplicar una

presión excesiva a este sistema, el hidrocarburo sufre una disminución no

lineal en su volumen que depende tanto de la temperatura como de su

composición. Esa pequeña variación en su volumen, se denomina factor

de compresibilidad del petróleo, (Co), y es muy significativo en cálculos de

ingeniería de yacimientos, aunque en las demás ciencias se lo desprecia,

debido a la poca o ninguna compresibilidad de los líquidos.

La comprensibilidad del petróleo para las areniscas “U” Inferior y “T”, se

determinó a partir de la siguiente ecuación:

)PP.(C

ioi

oioo −β

β−β=

donde:

Co: compresibilidad de petróleo [Psi-1]

βoi: factor volumétrico inicial de petróleo [BY/BN]

βo: factor volumétrico actual de petróleo [BY/BN]

Pi: presión inicial de reservorio [Psi]

P: presión actual de reservorio [Psi]

Los resultados obtenidos se expresan en el Cuadro 4.3.

- 31 -

- 32 -

ARENISCA Co [Psi-1]

“U” Inferior 1.336 x 10-5

“T” 8.094 x 10-6

Cuadro 4.3.: Compresibilidad de petróleo en los yacimientos del Campo Frontera.

4.1.3. DENSIDAD

La densidad, (ρ), denota la relación correspondiente de peso específico y

de fluidez de los crudos con respecto al agua.

La densidad media de los crudos está alrededor de 0,8 g/ml y su valor

puede oscilar entre 0,7 y 1 g/ml; de manera general, la densidad del crudo

varía con la profundidad de los yacimientos: es tanto menor cuanto más

profunda sea la acumulación o viceversa.

La densidad en una misma trampa y en un mismo horizonte decrece de la

base al tope en estratos de grandes espesores.

La densidad del petróleo a 220° F, temperatura a la cual se encuentran

los reservorios del Campo Frontera, se ilustra en el Cuadro 4.4.

POZO ARENISCA ρ [gr/cm3]



Cuadro 4.4.: Densidad de petróleo en los yacimientos del Campo Frontera.

4.1.4. VISCOSIDAD, (µ)

La viscosidad es la resistencia que tiene el fluido al movimiento. La

viscosidad se expresa en una unidad denominada centipoise (cp).

a) Viscosidad del petróleo, (µo)

Esta viscosidad se la determina como parte del análisis P.V.T.; por debajo

del punto de burbujeo su valor disminuye, mientras que por encima de

este límite, su valor aumenta, con respecto a la presión. La viscosidad del

agua aumenta cuando la temperatura disminuye y aumenta la presión y

salinidad; la viscosidad del petróleo, en cambio, disminuye con el aumento

de la temperatura y presión. Este tipo de comportamiento se lo puede

observar en la Figura 4.2.

Figura 4.2.: Comportamiento de la viscosidad del petróleo en función de la presión.

Mediante el análisis P.V.T., del pozo Frontera 2, las viscosidades para la

arenisca “U” Inferior y para la arenisca “T”, a 220° F, se muestran en el

Cuadro 4.5.

POZO ARENISCA μ [cp]



Cuadro 4.5.: Viscosidad de petróleo en los yacimientos del Campo Frontera.

- 33 -

4.1.5. SOLUBILIDAD, (Rs)

La solubilidad es la cantidad de gas que se encuentra disuelto en un

petróleo crudo a determinada condiciones de presión y temperatura; se

expresa en pies cúbicos de gas a condiciones normales por cada barril de

petróleo los dos a condiciones normales.

normalesscondicioneapetróleodeBarrilnormalesscondicionea disueltogasdecoscúbi PiesRs =

donde:

Rs: relación de solubilidad [PCN/BN]

Figura 4.3.: Comportamiento de la Relación de solubilidad en función de la presión.

El Cuadro 4.6., resume los valores de solubilidad, determinados mediante

los estudios P.V.T.

POZO ARENISCA Rs = GOR [PCN/BN]

FRONTERA 2 “U” Inferior 225

FRONTERA 2 “T” 179

Cuadro 4.6.: Relaciones de solubilidad en los yacimientos del Campo Frontera.

- 34 -

- 35 -

4.1.6. MOJABILIDAD

Es una herramienta de campo que permite diferenciar la preferencia que

tiene un medio poroso, para ser mojado por un fluido; se denominan rocas

hidrófilas, en el caso de tener la capacidad de atraer agua, o, rocas

oleófilas, en el caso de tener la capacidad de atraer al petróleo.

PARÁMETROS HIDRÓFILA OLEÓFILAS Swi Usualmente entre 20 – 25 % Frecuentemente menor a 10 %

Kro=Krw Sw mayor a 50 % Sw menor a 50 %

Cuadro 4.7.: Factores para determinar la mojabilidad de una roca.

El Cuadro 4.7., presenta algunos factores para determinar la mojabilidad

al agua y al petróleo en una roca. En el caso de las areniscas del Campo

Frontera, los principales parámetros para determinar el tipo de

mojabilidad, se presentan en el Cuadro 4.8.

PARÁMETROS “U” Inferior “T”

Swi 14 % 22 %

Kro=Krw 62 % 68 %

Cuadro 4.8.: Parámetros de los yacimientos del Campo Frontera para determinar el tipo de

mojabilidad de las rocas.

Considerando los valores del cuadro anterior, se puede decir que los

yacimientos del Campo Frontera, poseen rocas hidrófilas, es decir, la roca

es mojada por el agua; este comportamiento es beneficioso para los

yacimientos en estudio, puesto que en este tipo de rocas, el agua es la

fase desplazante y el petróleo es la fase desplazada, por tanto, el flujo de

hidrocarburos ofrecerá menor resistencia para ser drenado de los poros

de la roca en los reservorios.

4.1.7. RAZÓN GAS-PETRÓLEO, (GOR)

Es el resultado de dividir una cantidad de gas libre a condiciones

normales por una determinada cantidad de petróleo producido, a las

mismas condiciones. El valor de la razón gas-petróleo es igual a la

relación de solubilidad, Rs, sobre la presión de saturación y los valores

para el Campo Frontera, se detallan en el Cuadro 4.6. tomando en cuenta

que sus yacimientos poseen presiones sobre la presión de saturación.

normalesscondicionepetróleodeVolumennormalesscondicionegasdeVolumenGOR =

donde:

GOR: [PCN/BN]

4.2. PRESIÓN DEL YACIMIENTO

Los archivos e información existentes de los cinco pozos perforados hasta

el momento en el Campo Frontera, han servido para contabilizar alrededor

de 20 trabajos de toma de presiones, en los yacimientos “U” Inferior y “T”.

El primer análisis y registro de presiones, se realizó en el pozo Frontera 1,

descubridor del campo en los yacimientos “U” Inferior y “T”, en Enero de

1988, por parte de la compañía Halliburton. Las presiones iniciales en el

Campo Frontera para los diferentes yacimientos se presentan en el

Cuadro 4.9.

ARENISCA PRESIÓN [Psi]

“U” Inferior 3783

“T” 3873

Cuadro 4.9.: Presiones Iniciales en los yacimientos del Campo Frontera.

- 36 -

- 37 -

Para obtener los valores de presión actual de los yacimientos, se tiene

que realizar un análisis de la declinación de las presiones en función del

tiempo, el cual se detalla más adelante.

4.2.1. PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN

Las pruebas de presión que han sido tomadas desde el inicio de la

producción del campo a diferentes fechas, y se detallan en el Cuadro 5.5.

La vida productiva de la arenisca “U” Inferior, comenzó en Julio de 1991

con 467 BPPD, en el pozo Frontera 1; su presión inicial promedia es de

3783 Psi. A Septiembre de 2008, se tiene una producción de 521 BPPD

con una presión actual promedio de 3214 Psi.

En el caso de la arenisca “T”, la vida productiva empezó en Julio de 1991

con 282 BPPD, en el pozo Frontera 2; su presión inicial promedia es de

3873 Psi. A Septiembre de 2008, se tiene una producción de 212 BPPD

con una presión actual promedio de 3371 Psi.

4.2.2. MAPAS ISOBÁRICOS

Los mapas isobáricos, fueron elaborados para cada arenisca del campo y

se pueden apreciar en el Mapa 4.1. y el Mapa 4.2.

4.3. CAÍDAS DE PRESIÓN

Para la determinación de las caídas de presión por arenisca, se elaboró

los gráficos de presión en función del tiempo, a Septiembre de 2008 y se

realizó un discrimen por calidad de los datos disponibles que se

- 38 -

encontraban fuera del rango de extrapolación; los resultados se muestran

en el Gráfico 4.1.

Otro gráfico que permite apreciar las caídas de presión en los yacimientos

del Campo Frontera, son las curvas de la presión en función del Np, las

cuales se aprecian en el Gráfico 4.2.

a) Análisis de la declinación de la presión (arenisca “U” Inferior)

Al analizar la arenisca “U” Inferior del Gráfico 4.1., con su presión inicial

de 3783 Psi, una producción desde Julio de 1991 a Septiembre de 2008,

y hasta cuya fecha, su presión extrapolada es 3214 Psi, se puede

apreciar que existe una caída de la presión en el orden de 569 Psi,

durante un lapso de producción de 17 años y 2 meses; estos valores,

permiten obtener una caída anual promedia en la presión de 33 Psi.

Al conocer que la presión de burbuja es de 685 Psi, los valores obtenidos

indican que la presión del yacimiento, ha logrado mantenerse por encima

de esta presión, a lo largo de la producción del campo.

b) Análisis de la declinación de la presión (arenisca “T”)

Al analizar la arenisca “T” del Gráfico 4.1., con su presión inicial de 3873

Psi, una producción desde Julio de 1991 a Septiembre de 2008, y hasta

cuya fecha, su presión extrapolada es 3371 Psi, se puede apreciar que

existe una caída de la presión en el orden de 502 Psi, durante un lapso de

producción de 17 años y 2 meses; estos valores, permiten obtener una

caída anual promedia en la presión de 29 Psi.

Al conocer que la presión de burbuja es de 640 Psi, los valores obtenidos

indican que la presión del yacimiento, ha logrado mantenerse por encima

de esta presión, a lo largo de la producción del campo.

- 39 -

CAPÍTULO V

5. COMPORTAMIENTO DE LOS RESERVORIOS 5.1. PRODUCCIÓN

La producción efectuada en las areniscas “U” Inferior y “T”, de cada pozo

en el Campo Frontera, a partir Julio de 1991, fecha en la cual inicia la

producción del campo, hasta Mayo de 2008, se presenta en el Cuadro

5.1. De igual forma, el Cuadro 5.2., presenta las producciones totales en

cada yacimiento del campo. Ambos cuadros contienen producciones

diarias de petróleo, de agua y de líquido, así como también el corte de

agua, a lo largo de la vida productiva del Campo Frontera.

El Gráfico 5.1. y el Gráfico 5.2., presentan los historiales de producción

diario acumulado por pozo y por cada yacimiento del campo,

respectivamente.

5.2. DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN

Para realizar predicciones en un yacimiento o campo, un método de

aplicación es la declinación de su producción. Para tal efecto, es

importante construir las producciones de petróleo, a nivel de pozo o

yacimiento en un campo, respecto al tiempo, con el fin de extrapolar las

curvas obtenidas, y estimar las tasas en un futuro, o también las reservas,

las cuales se calculan en base a una rata de producción promedia anual.

La gráfica obtenida se denomina “curva de declinación” y llega a ser

efectiva cuando existe suficiente historial de producción; es confiable

cuando se encuentra en declinación y las condiciones mecánicas del pozo

y del yacimiento permanecen a un estado relativamente constante; la

gráfica puede ser extrapolada para indicar predicciones futuras. Algunos

factores que influencian en las ratas de producción pueden ser la

homogeneidad del reservorio, cambios en los métodos de producción,

reacondicionamientos, etc.

En el caso de las areniscas productoras del Campo Frontera, se emplea

el gráfico de la producción de petróleo para arenisca “U” Inferior y “T” en

escala logarítmica con respecto al tiempo, los cuales se ilustran en el

Gráfico 5.3. La tendencia de la declinación de cada yacimiento, parte de

la última producción registrada en cada uno de ellos y se visualizan en las

rectas de color rojo; dichas tendencias se proyectan hacia el año 2016,

tomando en cuenta una producción al límite económico de 50 BPPD por

pozo.

La declinación (a), es el cambio fraccional de la rata de producción de un

yacimiento, respecto al tiempo:

tqq

aΔ

Δ−

=

donde:

a: declinación [1/año]

qqΔ : variación de la producción respecto a la producción inicial

[ adimensional]

- 40 -

tΔ : variación del tiempo entre las producciones tomadas [días, meses,

años]

La ingeniería de producción, agrupa el comportamiento de la producción

de la mayoría de pozos a tres tipos de curvas de declinación: constante o

exponencial, hiperbólica y armónica.

a) Declinación constante o exponencial

Este tipo de declinación y su curva obtenida, es la más usada debido a

que se ajusta mejor al comportamiento de los reservorios, y

particularmente al caso del Campo Frontera; la declinación de la

producción a nivel de pozo o de reservorio se mantiene constante con el

tiempo, siendo posible obtener la producción en un período de tiempo y

también realizar su perfil de producción. Partimos de la definición general

de declinación que se expresa como:

qq

Lnt..a

qq

Lnt..a

t);LnqLnq()tt..(a

qqt.a

tq.

qtq.

qtqq

a

q

q

t

t

1

2

12

11212 0

11

2

1

2

1

=

=

=→−=−

δ−=δ

δδ

=ΔΔ

=Δ

Δ−

=

∫∫

- 41 -

t.a

t.a

t.a

e.qq

eq

q

qq

e

−=

=

=

1

1

1

donde:

1, 2: condiciones iniciales y finales, respectivamente

q: producción a un tiempo determinado

qi: producción inicial, al inicio de la declinación

a: declinación

t: tiempo determinado de producción

La ecuación constante puede ser expresada en forma logarítmica:

tLnqLnq

a

LnqLnqt.at.aLnqLnq

e.qq

i

i

i

t.ai

Δ−

=

−=−=

= −

t)qlogq(log.a

qlog..Lnq;t

)LnqLnq(a

i

i

Δ−−

=

=→Δ−−

=

32

32

Entonces, las expresiones quedan:

tqlog.a ó ,

tLnqa

ΔΔ−

=ΔΔ−

=32

- 42 -

a.1) Producción acumulada de petróleo

Es el volumen de barriles de petróleo producidos hasta un tiempo

determinado.

∑ Δ=2

1

t

tt.qNp

Partiendo de la siguiente ecuación:

q.a

t.q

;tqq

a

Δ−=Δ

Δ

Δ−

=

1

Introducimos en la ecuación de Np:

q.a

Np Δ−=Δ1

donde:

Np: producción acumulada de petróleo [Bls]

qΔ : variación de la producción a un tiempo determinado [Bls/año]


a.2) Producción a futuro (q) en función de la producción acumulada

Partimos de la ecuación de la producción acumulada:

01

1

1

11212

2

1

2

1

=→−−=−

δ−=δ

Δ−=Δ

∫∫

Np);qq.(a

NpNp

q.a

Np

;q.a

Np

q

q

N

N

- 43 -

Np.aqq

);qq.(a

Np

−=

−−=

1

11

donde:

q: producción a futuro [Bls/año]

q1: producción inicial [Bls/año]



a.3) Producción al límite económico (qe)

Es el volumen de barriles de petróleo que se puede producir para que el

pozo o arena siga siendo rentable.

Np.aqqec −= 1

donde:

qec: producción al límite económico [Bls/año]

q1: producción inicial [Bls/año]



b) Declinación hiperbólica

Éste tipo de declinación considera que la rata de declinación no es

constante y varía con la producción; si la tasa de producción aumenta,

entonces de igual manera aumenta la declinación. Esta técnica

proporciona pronósticos más optimistas respecto a las ratas de

declinación.

- 44 -

Partiendo del concepto que la tasa de declinación es proporcional a la

tasa de producción:

;qq

aa

n

nii = ;

qa

qa

nni

i = ni

n

iqq.aa =

Tomando el concepto de declinación:

tqq

aΔ

Δ−

=

Igualamos con la ecuación anterior:

nn

ii

nnii

i

ni

nn

iii

q

q

)n(ni

t

ti

n

ni

i

n

ni

n

ni

ni

ni

ni

n

i

q.qn.t.a

;q.qn.t.a

t;n

)qq(.q)tt.(a

qqqt.a

qq.qt.a

qq.q

q.qq.q

qq

qq

t.a

;tqq

qq.a

ii

11

1

0

1

1

1

=+

+−=−

=→−−

−=−

δ−=δ

δ−=δ

Δ−=

Δ−=

Δ−

=Δ

Δ

Δ−

=

−

−−

+−

+

+

∫∫

- 45 -

( ) n/i

i

i

nin

t.a.nqq

;n.t.a

qq

11

1

+=

+=

donde:


qi: producción inicial [Bls/año]


t: tiempo de producción [año]

n: factor en función de las características del pozo [0 < n < 1]

b.1) Producción acumulada de petróleo

( ) ( )( )( )n.a

qq.qNpi

nni

ni

−−

=−−

1

11

donde:






b.2) Producción al límite económico (qe)

( ) ( )( )( )n.a

qq.qNpi

nec

ni

ni

−−

=−−

1

11

donde:

qec: producción al límite económico [Bls/año]


- 46 -




c) Declinación armónica

La declinación armónica es una variante de la declinación hiperbólica,

esto es cuando n es igual a 1; de igual manera al caso anterior, la

declinación es proporcional a la tasa de producción.

Partimos de la ecuación demostrada en la declinación hiperbólica:

( )

( )t.aqq

n;t.a.n

qq

i

i

n/i

i

+=

=→+

=

1

11 1

donde:




t: tiempo de producción [año]

n: factor de la declinación armónica [n = 1]

c.1) Producción acumulada de petróleo

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=Δ

qqLn.

aqNp i

i

i

donde:



- 47 -

ai: declinación inicial [1/año]

∆Np: producción acumulada de petróleo [Bls]

c.2) Razón de pérdida

Sirve para reconocer el comportamiento de un pozo o yacimiento, es

decir, ayuda a determinar el tipo de declinación que presentan; si la

pérdida es muy pequeña, entonces se tiene el comportamiento de una

declinación de tipo constante.

qq.t

ai

ΔΔ

=1

donde:

∆t: período de tiempo [año]



∆q: producción en un período de tiempo determinado [Bls/año]

El cálculo de la declinación de las areniscas “U” Inferior y “T” del Campo

Frontera, se basaron en las gráficas presentadas en el Gráfico 5.3.,

obtenidas mediante el uso del software Oil Field Manager (OFM).

La declinación de la tasa de producción de petróleo para la arenisca “U”

Inferior fue estimada en 14% anual efectiva y 13%, para la arenisca “T”.

La vida útil del Campo tanto para la arenisca “U” Inferior como para la

arenisca “T”, es de 8 años, es decir hasta el año 2016, teniendo en ambos

casos un límite económico de 50 BPPD por cada pozo.

A continuación se presenta en el Cuadro 5.3., los valores que fueron

escogidos para las areniscas, en el cálculo de la declinación:

- 48 -

ARENISCA TIEMPO PRODUCCIÓN [AÑO] [BPPD]

670 "U" Inf. 2.9

475

490 "T" Inf. 3.34

340

Cuadro 5.3.: Valores aplicados para el cálculo de la declinación en el Campo Frontera.

Declinación anual efectiva para la arenisca “U” Inferior:

( )

oña/% .aosña .

aíd/Bls aíd/Bls

a

21492

475670475

=

−−

=

Declinación anual efectiva para la arenisca “T”:

( )

oña/% .aosña .

aíd/Bls aíd/Bls

a

213343

340490340

=

−−

=

5.3. DEFINICIÓN DE TIPO DE RESERVORIOS

Un reservorio, es una unidad geológica de volumen limitado, porosa y

permeable la cual contiene hidrocarburos en estado líquido y/o gaseoso;

- 49 -

- 50 -

también puede definirse como la parte de una trampa que contiene

petróleo y/o gas como un solo sistema conectado.

Los tipos de reservorios se clasifican: geológicamente, de acuerdo al

punto de burbuja y de acuerdo al estado de los fluidos; el Gráfico 5.4.,

muestra la forma frecuente que estos tipos de reservorios pueden

presentar.

5.3.1. Clasificación geológica

a) Estructurales

Poseen una estructura bien definida; los podemos identificar en

anticlinales, sinclinales, domos salinos, fallamientos en areniscas,

discordancias, etc.

b) Estratigráficos

Su estructura no es definida, tal como se puede presentar en lentes de

arenas, cambios de facies, cambios de permeabilidades, calizas o

dolomitas porosas.

c) Combinados

Poseen una posible combinación entre los dos grupos anteriores.

Gráfico 5.4.: Clasificación geológica de los tipos de reservorios

El Campo Frontera posee un tipo de reservorio combinado, debido a las

diversas fallas existentes, a su estructura de anticlinal y al cambio lateral

de facies, presente en los yacimientos productores, conteniendo así,

una trampa combinada.

5.3.2. Clasificación de acuerdo al punto de burbuja

a) Yacimientos Subsaturados

Son aquellos yacimientos que presentan su presión por encima de la

presión de saturación o también denominada de burbuja; producen

hidrocarburos desde el reservorio en una fase, en estado líquido y, cuenta

con dos componentes principales, el petróleo y el gas, pero éste último

por las condiciones de presión, se encuentra disuelto en el petróleo,

formando así una sola fase. Ver Gráfico 5.5.

- 51 -

b) Yacimientos Saturados

Son yacimientos cuya presión es igual o menor a la presión de burbuja;

en este caso, inicia la liberación de gas en el reservorio y, contiene por

consiguiente, dos fases conforme continúa la producción y su presión

decrece. El gas puede estar confinado formando una capa de gas sobre

la fase de petróleo, o simplemente en ciertas zonas del reservorio, cuando

no se ha excedido la saturación crítica de gas para que pueda movilizarse

y de esta manera, forme dicha capa. Ver Gráfico 5.5.

Gráfico 5.5.: Clasificación de los reservorios de acuerdo al punto de burbuja

El Campo Frontera presenta presiones de reservorio a Septiembre de

2008, de 3214 Psi para la arenisca “U” Inferior y de 3371 Psi para la

arenisca “T”; al comparar los resultados mencionados con los valores de

presión de saturación obtenidos de la prueba P.V.T., en el pozo Frontera

2, cuyos valores son 685 Psi y 640 Psi, para las areniscas “U” Inferior y

“T”, respectivamente, se puede apreciar que las presiones de dichos

reservorios, en la actualidad, sobrepasan la presión del punto de burbuja,

por lo tanto, se los puede asignar al orden de los yacimientos

subsaturados, según esta clasificación.

- 52 -

- 53 -

5.3.3. Clasificación de acuerdo al estado de los fluidos

a) Petróleo negro

También es denominado crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario,

los primeros crudos de este tipo fueron de color negro (de allí su nombre);

consiste de una amplia variedad de especies químicas que incluyen

moléculas grandes, pesadas y no volátiles.

El punto crítico está localizado hacia la pendiente de la curva; las líneas

(iso-volumétricas o de calidad, que se localizan en el interior de la curva 1

del Gráfico 5.6.), están uniformemente espaciadas y tienen un rango de

temperatura amplio.

Estos crudos poseen valores de GOR ≤ 1000 PCS/BN, el cual se

incrementa por debajo del punto de burbuja, un factor volumétrico de

petróleo, βo ≤ 2 BY/BN, un grado API ≤ 45 y el contenido de C7+ mayor o

igual al 30%. Las temperaturas del yacimiento son menores a 250 °F y el

color de este crudo es normalmente negro (debido a compuestos

pesados), aunque puede ser marrón o verduzco.

b) Petróleo volátil

También se denominan crudos de alto encogimiento o crudos cercanos al

punto crítico (estado en el cual las propiedades de líquido y gas son

idénticas). La temperatura crítica, Tc, es menor que en los crudos negros

y ésta se aproxima en un rango ligeramente mayor a la temperatura del

yacimiento, Ty, (Tc > Ty); el rango de temperatura es más pequeño que

en petróleo negro.

- 54 -

Las líneas de calidad en el interior de la curva 2 del Gráfico 5.6., no se

encuentran igualmente espaciadas y están desplazadas hacia arriba

cercanas al punto de burbuja, en tal virtud, una pequeña reducción en

presión por debajo del punto de burbuja, causa una liberación enorme de

gas; el gas liberado puede ser del tipo gas condensado.

En estos crudos se toma como referencia valores de 1000 < GOR < 8000

PCS/BN, βo > 2 BY/BN, 45 < API < 60, y el contenido de C7+ mayor o

igual al 12.5 %; el GOR y el API se incrementan con la producción a

medida que la presión cae por debajo de la presión del punto de burbuja y

el color del crudo es usualmente café claro a verde.

c) Gas condensado

Se denomina también gas retrógrado; el diagrama de fases es de menor

tamaño que el de los aceites negros y el punto crítico está ubicado debajo

y a la izquierda de la envolvente; esto es el resultado de gases

retrógrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados que los

crudos. La temperatura crítica es menor a la de yacimiento (Tc < Ty); a

medida que la presión cae, el líquido condensado del gas, normalmente

claro, forma una fase líquida libre en el yacimiento, el cual normalmente

no fluye y no puede producirse.

Posee valores de 70000 < GOR < 100000 PCS/BN, API > 60 y el

contenido de C7+ es igual o menor al 12.5%; el GOR y el API se

incrementan a medida la producción toma lugar y la presión cae por

debajo de la presión de rocío. El líquido es ligeramente colorado, marrón,

anaranjado, verduzco o transparente. La curva 3 del Gráfico 5.6., ilustra el

tipo de diagrama que puede presentar este tipo de hidrocarburos

gaseosos.

- 55 -

d) Gas húmedo

En estos yacimientos, el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos

con moléculas predominantemente pequeñas se encuentra por debajo de

la temperatura del yacimiento; la presión de yacimiento de igual forma no

entra en la envolvente a esas condiciones, por lo tanto, no se forman

líquidos en el yacimiento, no así en superficie, donde se presentan dos

fases. Ver la curva 4 del Gráfico 5.6.

Los líquidos tienen un API > 60, similar al de los gases retrógrados y un

GOR > 15000 PCS/BN; el API y el GOR se mantienen constantes durante

toda la vida del yacimiento. El color de los líquidos es transparente.

e) Gas seco

Está formado principalmente de metano y algunos intermedios; el

diagrama de fases (curva 5 del Gráfico 5.6.) posee una mezcla de

hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el yacimiento, por

consiguiente, no existen líquidos en cualquiera de esas dos condiciones.

Sin embargo, se puede obtener fluidos de estos gases, a temperaturas

criogénicas, menores de 50 °F.

Gráfico 5.6.: Clasificación de los tipos de reservorios de acuerdo al estado de los fluidos

5.3.4. Clasificación de acuerdo al mecanismo de producción

El mecanismo de producción de petróleo en un yacimiento, obedece a

diversos factores como el tipo de hidrocarburos y sus condiciones de

confinamiento como presión y temperatura, el agua en dicho reservorio

(en el caso de la presencia de una mesa de agua), etc.; Los mecanismos

conocidos son:

- Empuje por expansión de roca y fluidos

- Empuje por gas en solución

- Empuje por expansión de capa de gas

- Empuje por intrusión de agua

- Empuje por drenaje gravitacional

Ésta clasificación se desarrolla con mayor detalle a continuación.

- 56 -

- 57 -

5.4. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN

Para iniciar el proceso de explotación de un campo petrolero, es

necesario tener presente, la diferencia entre las etapas principales de

recuperación de crudos: recuperación primaria, recuperación secundaria y

recuperación terciaria o mejorada.

En la recuperación primaria, existe un flujo eficiente de fluido desde el

reservorio hacia el pozo por efecto de la energía natural contenida en el

yacimiento y a consecuencia del diferencial de presión en dichos puntos;

por consiguiente, el crudo puede ser recuperado por flujo natural hacia la

superficie. En este caso, cualquier mecanismo de producción manifiesta

su efecto en la extracción de hidrocarburos.

La recuperación secundaria, es un proceso primordialmente para

mantener la presión y además, encargado de continuar con la producción;

trata de que la presión decrezca lo menos posible conforme transcurre el

vaciado de hidrocarburos, para mantener la energía en el reservorio y así

el fluido producido pueda ser llevado a la superficie. Para este proceso, se

emplea gas o agua procedente del yacimiento, o inyectado en los pozos,

además del efecto simultáneo de algún mecanismo de producción.

Para la realización de la recuperación terciaria o mejorada, se toma en

cuenta cuando la recuperación secundaria se convierte en un proceso

inefectivo el momento de producir el reservorio; además de tratar de

mantener la presión, se realiza trabajos en donde, se interviene

directamente el yacimiento, cambiando así sus propiedades originales,

tanto de la roca como del fluido contenido en sus poros. En estas

condiciones, podría decirse que los mecanismos de producción, propios

del comportamiento natural del reservorio, pasaron a ser agentes que

aportan poco o nada para poder extraer los hidrocarburos desde el

yacimiento.

- 58 -

El mecanismo de producción de petróleo que predomina, depende

básicamente de la forma o estructura del reservorio y, de los fluidos

contenidos a determinadas condiciones de presión y temperatura; puede

variar o pasar de un mecanismo a otro, conforme avanza su explotación y

se extraen de sus poros los fluidos producidos, y además, cambian sus

condiciones de las originales. Los mecanismos de producción de petróleo

de un yacimiento son:

a) Empuje por expansión de roca y fluidos

El efecto de este mecanismo de empuje, se debe a un cambio tanto en el

volumen de roca como en el del fluido contenido en ella; sus efectos

suceden únicamente mientras la presión de reservorio se encuentra por

encima del punto de burbuja.

b) Empuje por gas en solución

Se manifiesta cuando, a medida que la presión del reservorio decrece

bajo el punto de burbuja, dichas condiciones favorecen a la liberación del

gas disuelto en el petróleo; este gas que se libera, ayuda a producir la

mayor cantidad de hidrocarburos líquidos. El gas en un inicio no se

encuentra ubicado en forma uniforme a lo largo del reservorio, debido a

que todavía no excede la saturación crítica de gas; sin embargo, más

adelante formará una fase independiente, por la ubicación preferencial de

las densidades de los hidrocarburos presentes.

c) Empuje por expansión de capa de gas

Cuando se presenta este tipo de empuje, la capa de gas ubicada en la

parte superior del reservorio, al haber superado la saturación crítica de

gas, sirve como medio para empujar los hidrocarburos líquidos situados

debajo de ella, conforme transcurre la producción del yacimiento y se

- 59 -

libera el gas, aumentando su tamaño, con lo cual aumenta el empuje y

drenaje de hidrocarburos.

d) Empuje por intrusión de agua

Se produce cuando los hidrocarburos del yacimiento son drenados

gracias a la ayuda que brinda un acuífero adyacente; conforme avanza la

producción, el hidrocarburo sale de la roca reservorio, mientras que su

lugar lo ocupa el agua que avanza, permitiendo que la presión del

reservorio se mantenga relativamente constante.

e) Empuje por drenaje gravitacional

Este empuje es común en yacimientos que presentan espesores

considerables y tienen buena comunicación vertical o, en yacimientos que

tienen alto buzamiento pues permiten la migración del gas a la parte

superior de la estructura.

Las permeabilidades favorables en dirección del buzamiento del

reservorio y su alto buzamiento permiten que los fluidos se depositen

según sus densidades, favoreciendo la ubicación del gas en la parte alta

de la estructura; además, el efecto de la gravedad, permite que el

yacimiento sea explotado con altos factores de recobro, con la desventaja

de perder su presión con rapidez.

f) Empuje combinado

Son una combinación de dos o más mecanismos mencionados

anteriormente, o simplemente pueden pasar de un determinado

mecanismo, a otro, conforme varíen sus propiedades, especialmente la

presión del reservorio.

Gráfico 5.7.: Mecanismos de producción

El Gráfico 5.7., indica los diferentes mecanismos de producción existentes

en los reservorios de petróleo y el comportamiento de su presión en

función de la eficiencia de recobro; el Cuadro 5.4., ilustra algunas

características de los mecanismos mencionados.

Mecanismo Presión de yacimiento

GOR Wp Eficiencia Otros

Expansión de

roca y fluido

Declinación

rápida y

continua (Pi

> Pb)

Permanece

bajo y cte

No, (excepto

en yac. de

altas Sw)

1 – 10 %

Prom.

3 %

Gas en

solución

Declinación

rápida y

continua

Primero bajo,

se

incrementa

al máximo y

cae

No, (excepto

en yac. de

altas Sw)

5 – 35 %

Prom.

20 %

Requiere

bombeo

temprano

- 60 -

- 61 -

Mecanismo (continuación)

Presión de yacimiento

GOR Wp Eficiencia Otros

Capa de gas Caída lenta

y continua

Crece

continuam.

en

formaciones

inclinadas

Despreciable

20 – 40 %

Prom.

25 % o >

Ruptura

temprana

de gas

indica m

Empuje de

agua

Permanece

alta; P

depende de

caudal

Permanece

bajo si P es

alta

Pozos bajos

tienen Wp

que crece

35-80 %

Prom.

50 %

N de BM

crece si

We = 0

Segregac.

gravitacional

Declinación

rápida y

continua

Bajo en form.

poco

inclinad. y

alto en form.

inclinadas

Despreciable

40-80 %

Prom.

60 %

Cuadro 5.4: Características de los diferentes mecanismos de producción.

Para el caso del Campo Frontera, dentro de ésta clasificación, se puede

decir que los reservorios “U” Inferior y “T”, son yacimientos con

mecanismos de producción combinados; un mecanismo que poseen las

areniscas del campo, es la presencia de un frente de agua que invade el

reservorio y que se puede apreciar en la comparación de las curvas de los

historiales de producción a lo largo del tiempo en el Gráfico 5.2. El

descenso de la curva de producción de petróleo junto con el ascenso de

la curva de producción de agua son comportamientos característicos en

este tipo de mecanismo de empuje hidráulico.

Otro mecanismo que se manifiesta es el de expansión de roca y fluido,

que, conociendo el estado subsaturado de ambos reservorios frente a la

presión de saturación, la producción de hidrocarburos es también por este

mecanismo. Debido a las condiciones mencionadas, las areniscas

productoras del Campo Frontera, presentan el comportamiento de su

presión, similar al que describe la curva 4 del Gráfico 5.7.

5.5. PRODUCTIVIDAD DEL CAMPO 5.5.1. ÍNDICES DE PRODUCTIVIDAD

La producción de petróleo de un pozo o un yacimiento, que se genera

mediante la intrusión de agua de un acuífero cercano, da lugar a:

- Una caída de presión (pressure drawdown)

- La caída de presión creada, llega al acuífero provocando el avance

vertical (ideal) de la mesa de agua, y consecuentemente, llega hacia los

pozos manteniendo la producción de petróleo; caso contrario, ocurre el

fenómeno de conificación, reduciéndose la cantidad de petróleo

recuperado y aumentando la producción de agua.

En base a estos antecedentes, el índice de productividad (J), el cual

indica la capacidad de producción de la formación en un pozo, es la razón

de la tasa de producción respecto a un diferencial de presión, en el punto

medio del intervalo productor, ó, una medida de la habilidad que tiene un

pozo para producir hidrocarburos líquidos.

El tipo de ecuación que se utiliza en el cálculo del índice de productividad,

depende de la presión media inicial del reservorio (Piavg) y la presión de

fondo fluyente (Pwf).

Cuando la presión media inicial del reservorio y la presión de fondo

fluyente son mayores a la presión de saturación, entonces la ecuación

para calcular el índice de productividad es:

wfr

o

PPqJ−

=

- 62 -

Para calcular el índice de productividad, combinando la ecuación de Vogel

con la expresión anterior, la presión media inicial del reservorio es mayor

a la presión de saturación mientras que la presión de fondo fluyente es

menor a ella; también se aplica cuando la presión media inicial y la

presión de fondo fluyente son mayores a la presión de saturación, o

cuando ambas son menores a ella. La ecuación es la siguiente:

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−+−

=2

8020181 b

wf

b

wfbbr

o

PP.

PP...

.PPP

qJ

El cálculo del índice de productividad en el Campo Frontera, se realizó en

los pozos Frontera 2, 4B y 5; los pozos Frontera 1 y 3, no se calcularon,

debido a que a Septiembre de 2008, el primero se encontró cerrado,

mientras que el segundo, pasó a ser un pozo reinyector de agua

producida por el mismo campo.

Pozo Fecha Tasa fluido

[BFPD]

Tasa petróleo [BPPD]

Tasa agua

[BAPD]Pr

[Psi] Pwf

[Psi]

Arenisca "U" Inferior FRONTERA 1 20-Jun-1997 1430 715 715 3462 2916 FRONTERA 1 4-Sep-1997 2184 743 1441 3271 2541 FRONTERA 1 6-Sep-1997 2184 743 1441 3542 2842 FRONTERA 1 7-Sep-1997 240 96 144 2315 672 FRONTERA 2 14-Sep-2001 744 468 276 3293 1598 FRONTERA 3 19-Sep-1997 1558 1496 62 3385 2387 FRONTERA 4 B 23-Jul-1996 4168 4001 167 3133 2629 FRONTERA 4 B 21-Ago-2008 1848 148 1700 3399 2931 FRONTERA 5 17-Mar-2000 1824 1605 219 3246 2320 FRONTERA 5 17-Mar-2001 1824 219 1605 3246 2320

Arenisca "T" FRONTERA 1 27-Ago-2001 336 265 71 3596 359 FRONTERA 1 1-Sep-2001 264 242 22 3570 1010 FRONTERA 1 4-Sep-2001 768 714 54 3682 920 FRONTERA 2 29-Sep-1997 1680 1327 353 3617 2325 FRONTERA 3 11-Oct-2001 1776 1155 621 3194 2537 FRONTERA 4 B 23-Jun-1997 1226 156 1070 3534 3388 FRONTERA 4 B 27-Ago-2003 2376 1711 665 3677 2871 FRONTERA 5 8-Ago-1996 5234 5229 5 3946 3360 FRONTERA 5 22-Nov-1997 842 446 396 3621 1830

Cuadro 5.5: Toma de presiones para las areniscas “U” Inferior y “T” del Campo Frontera.

- 63 -

Debido a que se han realizado trabajos P.V.T. solamente en el pozo

Frontera 2, los valores de 685 Psia y 640 Psia, encontrados para las

areniscas “U” Inferior y “T”, respectivamente, se asumen como presiones

de burbuja promedias para cada reservorio y para el cálculo del índice de

productividad de los pozos del Campo Frontera; tales valores son

menores a las presiones de fondo fluyente y de reservorio registradas en

las pruebas de restauración de presión del Cuadro 5.5., por lo tanto, los

cálculos se realizaron con la primera ecuación indicada.

El cálculo presentado, corresponde a la arenisca “U” Inferior del pozo

Frontera 2; similar procedimiento se mantuvo para los demás pozos con

sus respectivas arenas productoras y sus resultados se muestran en el

Cuadro 5.6. El Gráfico 5.8., muestra los gráficos de índice de

productividad obtenidos para cada pozo y arena productora en el Campo

Frontera. Cabe destacar que los pozos en el Campo Frontera, son

verticales en todos los casos.

( )Psi/BPPD .J

Psi BPPD

PPqJ

wfr

o

27610619015983293

468

=−

=−

=

( ) ( )

BPPD .q

Psi .Psi

BPPD .PP.Jq

b

brb

09720

6853293276106190

=

−=−=

BPPD .q.Psi .

PsiBPPD .

.P.Jq

máxv

bmáxv

0710581

68527610619081

=

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛==

- 64 -

( )BPPD .q

BPPD ..qqq

máx

máxvbmáx

168250710509720

=

+=+=

donde:

J: índice de productividad [BPPD/Psi]

qo: tasa de petróleo medida en la prueba de presión [BPPD]

qb: tasa de petróleo a la presión de burbuja [BPPD]

qmáx: tasa máxima de petróleo que producirá el pozo [BPPD]

qmáxv: tasa máxima de petróleo bajo la presión de burbuja [BPPD]

Pr: presión de reservorio [Psi]

Pwf: presión de fondo fluyente [Psi]

Pb: presión de burbuja [Psi]

Pozo Fecha Tasa fluido

[BFPD]

Tasa Petróleo [BPPD]

Tasa agua

[BAPD]Pr

[Psi] Pwf

[Psi]

Arenisca "U" Inferior FRONTERA 2 14-Sep-2001 744 468 276 3293 1598 FRONTERA 4 B 21-Ago-2008 1848 148 1700 3399 2931 FRONTERA 5 17-Mar-2001 1824 219 1605 3246 2320

Arenisca "T" FRONTERA 2 29-Sep-1997 1680 1327 353 3617 2325 FRONTERA 4 B 23-Jun-1997 1226 156 1070 3534 3388 FRONTERA 5 22-Nov-1997 842 446 396 3621 1830

Pozo J [BPPD/Psi]

qb [BPPD]

Pb [Psi] qmáxv qmáx

Arenisca "U" Inferior FRONTERA 2 0.27610619 720.09 685 105.07 825.16 FRONTERA 4 B 0.31623932 858.27 685 120.35 978.62 FRONTERA 5 0.23650107 605.68 685 90.01 695.68

Arenisca "T" FRONTERA 2 1.02708978 3057.65 640 365.19 3422.83 FRONTERA 4 B 1.06849315 3092.22 640 379.91 3472.13 FRONTERA 5 0.24902289 742.34 640 88.54 830.88

Cuadro 5.6: Índices de productividad para las areniscas “U” Inferior y “T” del Campo Frontera.

- 65 -

- 66 -

5.6. DETERMINACIÓN DE LA CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO

5.6.1. TASAS ÓPTIMAS DE PRODUCCIÓN

Para determinar las tasas óptimas de producción de los pozos en estudio,

debemos emplear el índice de productividad, calculado en el Cuadro 5.6.;

las tasas óptimas, son aquellas que se pueden obtener de los pozos, en

la forma más eficiente y económica posible, evitando una explotación

inadecuada del yacimiento; sus valores se muestran en el Cuadro 5.7.

En estudios hechos por Petroproducción, una presión diferencial óptima

razonable, para explotar los pozos, puede ser de 600 Psi; como las

condiciones y características de cada pozo varían, entonces este valor

promedio puede fluctuar en más o en menos, dependiendo del pozo.

Pozo Fecha Caudal

petróleo [BPPD]

Pr - Pwf (Psi)

J [BPPD/Psi]

Caudal petróleo óptimo [BPPD]

Arenisca "U" Inferior FRONTERA 2 14-Sep-2001 468 600 0.27610619 166 FRONTERA 4 B 13-Ago-1996 148 600 0.31623932 190 FRONTERA 5 17-Mar-2000 219 600 0.23650107 142

Arenisca "T" FRONTERA 2 29-Sep-1997 1,327 600 1.02708978 616 FRONTERA 4 B 27-Ago-2003 156 600 1.06849315 642 FRONTERA 5 22-Nov-1997 446 600 0.24902289 149

Cuadro 5.7: Tasas óptimas para las areniscas “U” Inferior y “T” del Campo Frontera.

- 67 -

CAPÍTULO VI

6. CÁLCULO DE RESERVAS

Los principales yacimientos productores del Campo Frontera como se

mencionó con anterioridad, son las areniscas "U” Inferior y "T", las cuales

pertenecen a la formación Napo. Para determinar las reservas de cada

yacimiento, se considerará en este capítulo el método de cimas y bases,

así como también el método de iso-índice de hidrocarburos. El cálculo de

las reservas mediante el método de balance de materiales, será efectuado

en el próximo capítulo, debido a que simultáneamente, se determinará el

valor de la intrusión de agua, el cual es un parámetro fundamental

considerado en la ecuación de balance de materiales.

6.1. CÁLCULO DEL PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO, (POES o N)

El petróleo original en sitio, “POES”, también denominado N, se define

como el volumen de petróleo inicial que se encuentra en el yacimiento,

antes de ser intervenido para la extracción de sus hidrocarburos. Para

determinar el volumen de petróleo “in situ”, se emplearon datos obtenidos

de registros eléctricos y de núcleos, con los que se determinó el volumen

total de roca; los valores de factor volumétrico inicial del petróleo se

tomaron de los análisis P.V.T. y la porosidad y saturación de los fluidos

presentes, de la evaluación de los registros eléctricos, para juntos ser

aplicados en la siguiente fórmula general para calcular el petróleo original

en sitio:

oi

oS x x h x A.NPOESβφ

== 7758

donde:

POES: volumen de petróleo original en situ [BN]

7758: factor de conversión de acres-pie a barriles de yacimiento

A: área del yacimiento [Acres]

h: espesor neto del reservorio [pies]

ø: porosidad efectiva promedio [ - ]

So: saturación de petróleo [ - ]

βoi: factor volumétrico del petróleo inicial [BY/BN]

El volumen total de roca saturada de fluidos, es la variable más compleja

del cálculo, debido a que debe considerarse únicamente el volumen de

roca saturada con hidrocarburos y desechar los valores de los volúmenes

correspondientes a intervalos de roca compactos o arcillosos.

Después de calcular los valores de volumen de roca saturada de

hidrocarburos, porosidad efectiva, saturación de petróleo y factor

volumétrico inicial del petróleo, dichos parámetros se aplican en la fórmula

volumétrica descrita, para determinar el volumen de petróleo original en

sitio, en los reservorios "U" Inferior y "T" del Campo Frontera.

6.1.1. ELABORACIÓN DE MAPAS ESTRUCTURALES

- 68 -

Los mapas estructurales bosquejan la estructura interna del reservorio en

el subsuelo por medio de líneas de contorno de puntos, a un determinado

nivel de referencia (por lo general se toma como referencia el nivel del

mar). Para su elaboración se determinaron las cimas y las bases de las

estructuras; además, se estableció el contacto agua-petróleo, CAP,

determinado en los registros eléctricos. Las estructuras de los reservorios

se indican en el Mapa 6.1. y Mapa 6.2.

6.1.2. MÉTODO DE CIMAS Y BASES

Es un método volumétrico comúnmente utilizado, que consiste en

determinar el volumen de roca del yacimiento, mediante la diferencia de

los siguientes volúmenes: el volumen de la roca existente entre la base

del yacimiento y un plano de referencia, y el volumen de roca existente

entre la cima del yacimiento y un plano de referencia. El Gráfico 6.a.,

indica el esquema modelo utilizado en el método de cimas y bases para la

arenisca “U” Inferior en el Campo Frontera, el cual se aplica de igual

forma en la arenisca “T”.

Gráfico 6.a.: Figura esquemática modelo del método de cimas y bases para la arenisca “U” Inferior

en el Campo Frontera.

En el Campo Frontera, el volumen de roca se determinó por medio del

tope de cada reservorio; en primer lugar, se encontró el valor de las áreas

de las curvas del Mapa 6.1. y Mapa 6.2., hasta el contacto agua-petróleo,

- 69 -

- 70 -

que constituye el cierre estructural del tope, tal como lo indican el Cuadro

6.1. y el Cuadro 6.2.

AREN ISCA “T”

PROFUNDIDAD [pies]

ÁREA [acres]

-8300 69.63

-8325 175.11

-8350 337.04

-8375 544.52

-8400 881.10

-8425 1318.50

-8434 1398.19

Cuadro 6.1.: Áreas del Mapa Estructural de

la Arenisca “T”.

ARENISCA “U” INFERIOR

PROFUNDIDAD [pies]

ÁREA [acres]

-8150 102.56

-8175 240.83

-8200 402.47

-8225 632.1

-8250 1016.81

-8269 1420.86

Cuadro 6.2.: Áreas del Mapa Estructural de

la Arenisca “U” inferior.

Con los valores de las áreas y profundidades, se realizaron el Gráfico 6.1.

y el Gráfico 6.2., en coordenadas cartesianas; posteriormente se procedió

a encontrar la superficie bajo la curva de cada gráfico. Los resultados

corresponden a los volúmenes totales de roca entre el Tope y el CAP

tanto en la arenisca “T” como en la “U” Inferior. Estos valores se detallan

en el Cuadro 6.3.

ARENISCAVol. Roca [acre-ft]

“T” 35711.89


Cuadro 6.3.: Volumen Total de Roca para cada Arenisca del Campo Frontera.

Estos valores reflejan resultados mayores, sin embargo, no son los

verdaderos, debido a que se les debe descontar el volumen de arcilla o

lutita incluidos en ellos. Para determinar el volumen de arcilla, Vsh, se

procede a encontrar su valor promedio por cada pozo y arenisca. Los

- 71 -

valores se detallan en el Cuadro 3.12., y los datos que se toman en

cuenta en el promedio, se ilustran en el Cuadro 6.5., los cuales dependen

de los cut offs considerados en el software INTERACTIVE

PETROPHYSICS, detallado en el Capítulo 3; para cada pozo y su

respectiva arenisca del campo Frontera se tiene los valores de espesores

netos y totales que se describen en el Cuadro 6.4.

ESPESOR ESPESOR

TOTAL NETO SATURADO POZO ARENISCA

[pies] [pies] T 42 11

FRONTERA 1 U Inf. 48 30

T 32 14 FRONTERA 2

U Inf. 38 15 T 52 14


T 44 32 FRONTERA 4

U Inf. 60 31 T 51 26


Cuadro 6.4.: Espesores Totales y Netos del Campo Frontera.

POZO ARENISCA VOLUMEN

DE ARCILLA [%]

T 26.19 FRONTERA 1

U Inf. 28

T 43.75

FRONTERA 2 U Inf. 37.8

T 26.92 FRONTERA 3

U Inf. 35.9

T 49 FRONTERA 4

U Inf. 49.2

T 32.1 FRONTERA 5

U Inf. 40.6

Cuadro 6.5.: Volumen de Arcilla de cada pozo del Campo Frontera.

- 72 -

A partir de los valores promedio del volumen de arcilla, se calculó el

promedio de volumen de arcilla para cada arenisca; estos datos se

indican en el Cuadro 6.6.

ARENISCA Vsh [%]

“T” 35.6


Cuadro 6.6.: Volumen de Arcilla por arenisca del Campo Frontera.

Una vez determinado el volumen arcilloso, su valor se debe multiplicar por

el volumen total de la roca y de ésta manera se obtiene el volumen real de

roca saturada de hidrocarburos; el volumen de roca saturada de

hidrocarburo para cada arenisca se presenta en el Cuadro 6.7.


Vsh [%]

Vol. Roca Hc [acre-ft]

“T” 35711.89 35.6 23084.17

“U” Inferior 46351.00 38.3 28598.57

Cuadro 6.7.: Volumen de Roca Saturada de Hidrocarburo por arenisca del Campo Frontera.

Ya calculado el volumen de roca saturada de hidrocarburo para cada

yacimiento, procedemos a calcular el Petróleo Original in Situ (POES)

aplicando la fórmula general descrita en el punto 6.1., de este capítulo; los

resultados obtenidos se muestran en el Cuadro 6.8.

ARENISCA Vol. Roca Hc

[acre-ft] Øe [ - ]

Sw [ - ]

Boi [BY/BN]

POES [BN]

“T” 23084.17 0.143 0.2702 1.1812 15,822,696.5

“U” Inferior 28598.57 0.155 0.3315 1.3045 17,623,133.0

Cuadro 6.8.: Cálculo del POES para cada arenisca del Campo Frontera por el Método de Cimas y

Bases.

6.1.3. MÉTODO DE ISO-ÍNDICE DE HIDROCARBUROS

El método de iso-índice de hidrocarburos representa la fracción del

espesor neto poroso de una roca saturada por hidrocarburos y su valor se

obtiene multiplicando la porosidad efectiva, el espesor neto y la saturación

de petróleo. Por medio de éste método se puede calcular el volumen de

roca saturada de hidrocarburos a partir de un mapa de isohidrocarburos

que representa su distribución en el yacimiento. Este método es más

exacto si existe un mayor número de pozos que delimite el área de la

estructura saturada de hidrocarburos. El Gráfico 6.b., indica el esquema

modelo utilizado en el método de iso-índice de hidrocarburos para la

arenisca “U” Inferior en el Campo Frontera, el cual se aplica de igual

forma en la arenisca “T”.

Gráfico 6.b.: Figura esquemática modelo del método de iso-índice de hidrocarburos para la

arenisca “U” Inferior en el Campo Frontera.

- 73 -

- 74 -

Para este método se desarrollaron el Mapa 6.3. y el Mapa 6.4. de iso-

índices de hidrocarburos para cada arenisca; las áreas para cada curva

de cada arenisca se presentan en el Cuadro 6.9. Y 6.10.

ARENISCA “T”

ISO-ÍNDICE DE

HIDROCARBUROS

ÁREA [acres]

0 1385.68

1 1051.05

2 785.23

3 177.53

Cuadro 6.9.: Áreas del Mapa de Iso-índice de Hidrocarburos de la Arenisca “T”.

ARENISCA “U” INFERIOR

ISO-ÍNDICE DE

HIDROCARBUROS

ÁREA [acres]

0 1444.49

1 747.52

2 323.83

3 153.56

4 60.78

Cuadro 6.10.: Áreas del Mapa de Iso-índice de hidrocarburos de la Arenisca “U” inferior.

Luego se procedió a realizar el Gráfico 6.3. y el Gráfico 6.4., en

coordenadas cartesianas y a leer el volumen que existe dentro de la curva

tanto en las areniscas “T” y “U” Inferior.

Con este procedimiento se obtuvo el volumen de roca saturada por

hidrocarburos, para cada arenisca del campo, y con sus valores proceder

a calcular el Petróleo Original in Situ (POES) aplicando la respectiva

fórmula

oi

h x Vi.POESβ

= 7758

Los resultados obtenidos se indican en el Cuadro 6.11.


Boi [BY/BN]

POES [BN]

“T” 2356.96 1.1812 15,480,327.1

“U” Inferior 2859.98 1.3045 17,008,649.3

Cuadro 6.11.: Cálculo del POES para cada arenisca del Campo Frontera por el Método de Iso-

índice de HIdrocarburos.

6.2. FACTOR DE RECOBRO. (FR)

El factor de recobro se define como el petróleo recuperado por acre–pie

de un yacimiento, o como el porcentaje respecto al petróleo originalmente

en el yacimiento.

En el factor de recobro para las areniscas “T” y “U” Inferior del Campo

Frontera, se consideraron valores de viscosidad del petróleo y del agua;

de este modo, el valor del factor de recobro, se calculó por medio de

correlaciones empíricas dadas por el API (American Petroleum Institute),

mediante la aplicación de la ecuación de ARPS para yacimientos con

empuje hidráulico, el cual se determina mediante la expresión

matemática:

( ) 1903021590077004220

10001548980 .

...

Sw.PaPi.

*oiwi.k.

oiSw.*.FR −

−

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛μ

μ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛β−

φ=

- 75 -

donde:

Ø: Porosidad [%]

Sw: Saturación de Agua [%]

Boi: Factor Volumétrico Inicial del Petróleo [BY/BN]

K: Permeabilidad [md]

µwi: Viscosidad del Agua a condiciones iniciales [Cp]

µoi: Viscosidad del Petróleo a condiciones iniciales [Cp]

Pi: Presión inicial [Psi]

Pa: Presión de abandono [Psi]

El valor de la presión de abandono, se tomó como referencia el 70% de la

presión original para cada yacimiento del campo y sus valores se detallan

en el Cuadro 6.12., así como también los demás valores que se utilizan

para el cálculo del factor de recobro para las areniscas “T” y “U” Inferior.

La viscosidad del agua para cada reservorio, se encontró a partir de la

siguiente ecuación presentada por Brill y Beggs; sus valores se indican en

el Cuadro 6.12.

( )252 1098211047910031 Tx.Tx..expw−− +−=μ

ARENISCA Uoi [cp]

Pi [Psi]

Pa [Psi]

Uwi[cp]

Øe [%]

Sw [%]

Boi [BY/BN]

k [md]

“T” 3.06 3873 2711 0.27 0.143 0.2702 1.1812 237

“U” Inferior 3.35 3783 2648 0.26 0.155 0.3315 1.3045 1394

Cuadro 6.12.: Valores empleados para calcular el Factor de Recobro

Los factores de recobro encontrados por arenisca, se presentan en el

Cuadro 6.13.:

ARENISCAFR [%]

“T” 43.69


Cuadro 6.13.: Factores de Recobro por Arenisca - 76 -

- 77 -

6.3. RESERVAS INICIALES TOTALES

Para el cálculo de de las reservas iniciales probadas del Campo Frontera

para las areniscas “T” y “U” Inferior, se calculó el factor de recobro, con la

ecuación anterior y sus respectivos valores, para cada arenisca y

posteriormente, este valor se multiplica por el petróleo original in situ, N,

calculado tanto por el método de Cimas y Bases, al igual que por el

método de Iso-índice de hidrocarburos.

Los cálculos obtenidos se detallan en el Cuadro 6.14.

YACIMIENTO

POES Cimas y Bases [BN]

POES Iso-índice de Hidroc.

[BN]

FR [%]

RESERVAS ORIGINALES

Cimas y Bases [BN]

RESERVAS ORIGINALES Iso-índice de

Hidroc [BN]

“T” 15,822,696.5 15,480,327.1 43.69 6,913,132 6,763,354

“U” Inferior 17,623,133.0 17,008,649.3 47.48 8,367,465 8,075,707

TOTAL 33,445,829.5 32,488,976.4 - 15,280,597 14,839,061

Cuadro 6.14.: Valores de Reservas Originales para cada arenisca del Campo Frontera

Para el Campo Frontera las reservas originales totales por el método de

cimas y bases son 15,280,597 BN, y 14,839,061 BN por el método iso-

índice de hidrocarburos.

6.4. RESERVAS REMANENTES

La determinación de las reservas remanentes se la realizó hasta el mes

de Septiembre del 2008, fecha en la cual se obtuvo el último reporte de

producción; los valores se determinaron al restar la producción acumulada

de las reservas originales. Los cálculos obtenidos se los observa en el

Cuadro 6.15.

YACIMIENTO

RESERVAS ORIGINALES

Cimas y Bases [BN]

RESERVAS ORIGINALES

Iso-índice de Hidroc.

[BN]

PRODUCCIÓNACUMULADA A SEP. 2008

[BN]

RESERVAS REMANENTES

A SEP. 2008 Cimas y Bases [BN]

RESERVAS REMANENTES

Iso-índice de Hidroc.

[BN]

“T” 6,913,132 6,763,354 5,816,754 1,096,378 946,600

“U” Inferior 8,367,465 8,075,707 7,347,414 1,020,051 728,292

TOTAL 15,280,597 14,839,061 13,164,168 2,116,429 1,674,892

Cuadro 6.15.: Valores de Reservas Remanentes para cada arenisca del Campo Frontera

Para el Campo Frontera las reservas remanentes por el método de cimas

y bases son 2,116,429 BN, y 1,674,892 BN por el método Iso-índice de

hidrocarburos.

6.5. BALANCE DE MATERIALES

Dos principios básicos se utilizan comúnmente en Ingeniería: La Ley de

Conservación de la Masa y la Ley de la Conservación de la Energía. La

producción de petróleo y gas de un yacimiento es una operación en

donde se aplica la Ley de la Conservación de la Masa.

En general, se hace un balance entre los materiales en el yacimiento y

los materiales producidos. En su forma más simple, la ecuación de

balance de materiales para los fluidos de un yacimiento, puede escribirse

en la siguiente forma:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡+

+⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡+⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡=⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡

fluido y roca de expansión la adebido poroso volumen del reducción

acuífero un desdeintruida agua de volumen

roshidrocarbu deremanente volumen

roshidrocarbu deoriginal volumen

- 78 -

- 79 -

Los volúmenes se miden a las mismas condiciones. Las aplicaciones de

la ecuación de balance materiales son:

1. Determinar hidrocarburos originales en el yacimiento

2. Evaluar la intrusión de agua, We, conociendo el petróleo o gas inicial

en el reservorio

3. Predecir el comportamiento y recobro final de yacimientos

especialmente los que producen por gas en solución o depleción

4. Evaluar factores de recobro

6.5.1. ECUACIÓN GENERAL DE BALANCE DE MATERIALES

Dentro del análisis de la Ecuación de Balance de Materiales para el

Campo Frontera se consideró que sus areniscas, son yacimientos

Subsaturados, es decir, a las condiciones de presión y temperatura

existentes en el yacimiento, existe una deficiencia de gas, a causa de

la presión y temperatura del yacimiento, la cual es mayor que la

presión del punto de burbujeo. El yacimiento solo contiene agua connata

y petróleo con su gas en solución.

En este caso, como el análisis de esta ecuación está en función de las

compresibilidades tanto del agua como de la formación es necesario

discutir sobre la compresibilidad de la formación. Se dice que cuando se

reduce la presión de un fluido confinado en los espacios porosos de una

roca sometida a una presión externa constante (presión de sobrecarga

debido a los estratos superpuestos), el volumen total de la roca

disminuye mientras la densidad de la roca aumenta; ambos cambios

contribuyen a una pequeña reducción en la porosidad de la roca,

alrededor del medio por ciento para un cambio en la presión interna del

fluido de 1000 psi.

La compresibilidad se define como el cambio fraccional en volumen por

un cambio unitario en presión, a temperatura constante, analíticamente se

expresa así:

donde:

C: compresibilidad

V: volumen

dv: diferencial de volumen

dp: diferencial de presión

Cuando se extrae fluido de una roca receptora, la presión interna cambia,

aumentando la presión diferencial entre esta presión interna y la presión

externa de sobrecarga que permanece constante; esto trae como

consecuencia el desarrollo de diferentes esfuerzos en la roca, dando

como resultado un cambio en la parte sólida, en los poros y por

consiguiente en la roca total o comúnmente denominados como:

compresibilidad de la matriz, de los poros y compresibilidad total de la

roca.

Es importante en la deducción de la Ecuación de Balance de Materiales

por encima del punto de burbuja considerando la compresibilidad del

agua y de la formación, tener en cuenta el cambio en el volumen total de

la roca, es decir, que el yacimiento no se comporta estrictamente como

volumétrico. A continuación se muestra un esquema de un yacimiento a

condiciones iniciales y a condiciones posteriores a las cuales habrá una

reducción en el volumen total de roca.

La etapa inicial (1), es la condición original del yacimiento antes de

cualquier intervención para su producción. La etapa intermedia del

esquema muestra el proceso de producción de dicho reservorio, en

- 80 -

donde se presenta aporte de petróleo, agua y gas desde la formación, en

cuyo lugar la presión disminuye; simultáneamente, existe el avance de

agua desde un acuífero cercano para mantener la presión, adicional a

procesos de inyección de agua y/o gas que buscan el mismo resultado.

En la etapa final (2), como consecuencia de la producción de los fluidos

desde el yacimiento, las condiciones finales difieren de las iniciales en

presión y volumen de fluidos, además de la disminución en el volumen de

la roca, a consecuencia de la producción.

Esta relación se puede escribir así:

(1)

donde:

Np.βo: petróleo producido acumulado en el yacimiento [BY]

Vo: volumen actual de petróleo en el yacimiento [BY]

Vw: volumen actual de agua en el yacimiento [BY]

Vp: volumen actual de la formación [BY]

- 81 -

We: intrusión de agua [BY]

Wp: agua producida en el yacimiento [BY]

Agregando y restando Voi, Vwi, Vfi al segundo miembro y pasando (We-

Wp) al primer miembro tenemos:

(2)

Como: (3)

La compresibilidad del petróleo puede relacionarse con Voi, Vo y ∆p, a

partir de la ecuación (3) tenemos:

(para el petróleo)

(para el agua)

(para la formación)

Teniendo en cuenta que ((Voi)+Vwi) = Vpi, la ecuación (2) se puede

escribir así:

Teniendo en cuenta que Voi = (Vpi-Vwi) y que Sw+So = 1, puede

deducirse que Vwi/Voi = Sw/(1-Sw) y que Vpi / Voi= 1 / So

- 82 -

Además Voi<= Nbo, por lo tanto:

El término entre paréntesis del segundo miembro se lo denomina Ce, que

es la compresibilidad efectiva del fluido.

Los valores de Co y Cw, se determinaron mediante correlaciones a partir

de los análisis PVT.

Finalmente, la ecuación de Balance de Materiales para yacimientos

subsaturados, considerando compresibilidades en los cuales el

mecanismo de producción actuante es empuje hidráulico, queda:

donde:

N: volumen de petróleo in situ [BN]

Boi: factor Volumétrico del petróleo a condiciones iniciales [BY/BN]

Bo: factor Volumétrico del petróleo a la presión actual [BY/BN]

Np: producción Acumulada del Petróleo [BN]

Wp: producción Acumulada de Agua [BY]

- 83 -

- 84 -

Ce: compresibilidad efectiva del fluido [Psi-1]

We: intrusión de Agua [BY]

∆P: caída de Presión [Psi]

Esta es la ecuación de Balance de Materiales que nos permite calcular el

volumen de petróleo in situ, siempre que conozcamos la intrusión de

agua.

6.6. EVALUACIÓN DEL MECANISMO DE EMPUJE EN EL CAMPO

Como se determinó en el Capítulo 5, tanto en la arenisca “T” como en la

“U” Inferior, el mecanismo que está actuando en estos reservorios es al

inicio por expansión de roca y fluido, gracias al cambio existente en la

presión debido a la producción mientras que, en los últimos años es de

empuje hidráulico, como lo demuestra el comportamiento del Gráfico 4.2.,

cuya tendencia es propia de este mecanismo de empuje. En el siguiente

capítulo se determinará el valor de N, al igual que las reservas mediante

la ecuación de balance de materiales, tomando en cuenta que primero se

debe determinar la entrada acumulativa de agua al yacimiento.

- 85 -

CAPÍTULO VII

7. INTRUSIÓN DE AGUA EN EL YACIMIENTO, (We)

7.1. DETERMINACIÓN DEL TIPO DE ACUÍFERO EN EL CAMPO

La intrusión de agua en un yacimiento, We, por efecto de la disminución

de la presión, puede presentarse debido al efecto de la expansión

volumétrica del agua que se encuentra contenida en un determinado

reservorio, o de manera similar, desde alguna formación saturada de

agua, adyacente a la formación contenedora de hidrocarburos, la cual

puede ser abastecida de agua, a causa de su afloramiento en la

superficie; dicho yacimiento pueden estar comunicado parcial o

totalmente con el acuífero que, además inunda al reservorio, conforme

transcurre la producción. Otros efectos para que se genere la intrusión de

agua, son:

a.1) Expansión del agua en el acuífero

Este es el principal mecanismo que obliga al agua de un acuífero a

ingresar en un yacimiento; se presenta por la disminución de la presión en

un reservorio, debido a la producción y con esto, se forma un diferencial

de presión entre el yacimiento y el acuífero.

Cuando la presión diferencial, ∆P, llega al contacto agua-petróleo, el agua

del acuífero que se encuentra cercana al yacimiento, comienza a

- 86 -

expandirse hacia la presión menor, conforme avanza el tiempo; tal

alteración en presión, es transmitido consecutivamente a través de todo el

acuífero hasta llegar a sus fronteras. Al viajar la alteración por el acuífero,

el tipo de flujo se considera estrictamente no continuo; cuando alcanza el

límite exterior, el flujo se convierte en semi-continuo o simplemente

continuo.

a.2) Flujo artesiano

Este mecanismo existe cuando la formación del acuífero, se extiende y

aflora en superficie, de donde dicho acuífero, es alimentado por una

fuente de agua exterior y va reemplazando al agua que ingresa en el

reservorio; dicho acuífero se denomina “acuífero abierto” y su efecto,

permite mantener la presión constante en sus exteriores, denominándose

flujo continuo o artesiano. El contacto agua-petróleo de estos acuíferos

generalmente es inclinado.

a.3) Compactación de la roca

Este mecanismo de igual forma contribuye al suministro de agua en el

yacimiento, debido a la potencia de roca sobrepuesta a dicha formación;

los estratos superpuestos sufren hundimiento, conforme transcurre la

producción de los fluidos del yacimiento y las consecuencias son:

- Compactación de lutitas vecinas y expulsión de su agua al yacimiento.

- Compactación de las rocas del yacimiento y del acuífero; la

compactación de la roca del acuífero, contribuye al aumento de

suministro de agua al yacimiento.

Para reconocer un empuje hidráulico, existen varios factores, como:

- 87 -

- Si en la perforación de un pozo, se localizó la presencia de algún

contacto agua-petróleo.

- Si la presión inicial de reservorio sobrepasa la presión del punto de

saturación con la producción, hace suponer que el mantenimiento de la

energía natural del reservorio, es decir la presión, puede ser sostenida

por la presencia de algún acuífero.

- El comportamiento de la presión, la cual tiende a permanecer constante

o disminuye un poco con la producción en el tiempo, y es indicativo de la

presencia de un empuje hidráulico activo.

- En el cálculo del petróleo original en sitio, N, partiendo que su valor debe

ser hallado dependiendo de la información disponible de producción del

yacimiento, mediante balance de materiales, en un inicio se considera

que la intrusión de agua no existe, es decir, We=0; conforme se calcula

periódicamente el valor de N, y en el caso de presentar valores

crecientes, dicho comportamiento indica que en el yacimiento está

existiendo intrusión de agua, debido a que los cálculos no consideraron

en un inicio su valor.

- El índice de productividad permanece constante en todo el yacimiento;

dicho comportamiento es un indicativo de la intrusión de agua.

- Si la presión no disminuye por debajo de la presión de saturación,

entonces los valores de la relación gas-petróleo permanecen

constantes, lo cual es otra forma de reconocer el comportamiento de

empuje hidráulico.

- Si la producción de agua aumenta, especialmente en pozos cercanos al

contacto agua-petróleo, entonces el resultado de posibles acuíferos de

fondo, en el pozo puede manifestarse mediante la conificación en ellos.

- 88 -

Los acuíferos pueden clasificarse de acuerdo a su situación en:

b.1) Acuíferos laterales o de flanco

Son aquellos que se sitúan en la periferia de la formación productora del

yacimiento; estos acuíferos se encuentran en contacto con solo una parte

del área de la zona de petróleo y el mecanismo presente se denomina

“empuje hidráulico lateral”; el agua avanza lateralmente por uno de los

flancos en donde se encuentra localizado, por debajo de la zona de

petróleo, y, su migración se dirige por lo regular a las partes altas de la

estructura.

La producción de agua aumenta con rapidez, debido al efecto descrito y

también debido a la localización de los pozos que se encuentren en las

partes más bajas de la estructura, en donde el agua invade con mayor

facilidad.

b.2) Acuíferos de fondo

Son aquellos que están situados enteramente por debajo de la formación

productora, es decir, en contacto total con el yacimiento; el mecanismo

descrito también se denomina “empuje hidráulico de fondo”. En este tipo

de acuíferos el avance ideal del agua es en forma vertical conforme

transcurre la producción de hidrocarburos y simultáneamente, los pozos

más cercanos al avance del agua, resultan inundados.

De acuerdo al tamaño, los acuíferos se clasifican en:

c.1) Acuíferos infinitos

Un acuífero es considerado infinito, cuando la caída de presión

transmitida del yacimiento hacia el acuífero, no alcanza su frontera

- 89 -

externa al explotarse el yacimiento; además, se lo considera de igual

forma un acuífero infinito, cuando el volumen poroso del acuífero es

alrededor de 1000 veces o más el volumen poroso del yacimiento.

c.2) Acuíferos finitos

Acuíferos finitos son considerados aquellos que presentan un tamaño

menor al indicado en el punto anterior; también existen yacimientos de

tamaño muy pequeños, los cuales no tienen gran influencia sobre el

comportamiento del reservorio.

Para determinar el tipo de acuífero en los yacimientos del Campo

Frontera, primero se debe analizar el Gráfico 4.2., el cual muestra el

comportamiento de la presión en función del petróleo producido

acumulado, para cada yacimiento productor del campo.

Tales curvas, muestran una tendencia similar a la curva 4, representada

en el Gráfico 5.7.; el comportamiento de la presión, indica que los

reservorios han sido afectados en la producción de sus hidrocarburos,

principalmente por la influencia de un acuífero cercano.

La entrada de agua en el Campo Frontera, se debe principalmente a la

acción de un acuífero lateral Este-Oeste que inunda el pozo Frontera 2, a

través de las fallas que se alinean a través de Norte a Sur, y por influjo de

agua que proviene de la parte Sur inundando a los pozos Frontera 3 y

Frontera 4.

Este comportamiento ha ayudado al mantenimiento de la presión en las

areniscas productoras del campo.

7.2. DETERMINACIÓN DE LA ENTRADA ACUMULATIVA DE AGUA AL YACIMIENTO

Debido a que el Gráfico 5.3., permite observar un comportamiento de las

tasas de producción de los yacimientos, relativamente constantes,

entonces, puede decirse que la rata volumétrica de producción o rata de

vaciamiento, es igual a la rata de intrusión de agua.

La siguiente ecuación indica lo expresado anteriormente:

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡+

+⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡+

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡==

aguade ovaciamient

de avolumétric Rata

libre gasde ovaciamient


activo petróleode ovaciamient


dtdWe

dtdV

La expresión anterior, en forma analítica queda:

( ) wp

gp

spp

o .dt

dW.

dtdN

RRdt

dN.

dtdWe

β+β−+β=

donde:

βo: factor volumétrico del petróleo [BY/BN]

βw: factor volumétrico del agua [BY/BN]

Βg: factor volumétrico del gas [PC/PCN]

dNp/dt: rata diaria de producción de petróleo [BP/dίa]

dWp/dt: rata diaria de producción de agua [BA/dίa]

Rp: razón gas-petróleo [PCN/BN]

Rs: relación gas disuelto-petróleo [PCN/BN]

Para la aplicación de la ecuación indicada, todos los parámetros fueron

tabulados en los capítulos anteriores, excepto los valores de βg, βw y Rp. - 90 -

El factor volumétrico de gas fue tomado de los análisis P.V.T.’s de los

yacimientos, el factor volumétrico del agua fue asumido en 1 BY/BN y la

relación gas-petróleo producida acumulada, Rp, fue calculada en base a

las producciones acumuladas de gas y petróleo, para cada período de

tiempo asumido, mediante la siguiente ecuación:

NpGpRp =

donde:

Gp: gas producido acumulado

Np: petróleo producido acumulado

Partiendo de la ecuación que representa la rata volumétrica de

producción, y con la determinación de la ecuación que representa la

entrada de agua al yacimiento, más adelante se determinará los valores

de intrusión acumulativa de agua, en las areniscas “U” Inferior y “T” del

Campo Frontera.

7.3. DETERMINACIÓN DE LA ECUACIÓN QUE REPRESENTA LA ENTRADA DE AGUA AL YACIMIENTO

Para predecir el comportamiento de un yacimiento con empuje hidráulico

natural, se debe establecer la ecuación que representa con mayor

exactitud la entrada de agua al yacimiento; las ecuaciones de intrusión de

agua, dependen básicamente de la presión en el contacto agua-petróleo,

también denominada “presión en el límite” y del tiempo de explotación del

yacimiento. Dichas ecuaciones se detallan a continuación.

- 91 -

7.3.1. ECUACIÓN DE SCHILTHUIS

La ecuación de Schilthuis, también denominada “ecuación de intrusión

con flujo continuo”, se representa como:

( )dtPP.CsWet

i∫ −=0

donde:

We: intrusión de agua al reservorio en el tiempo [BY]

Cs: constante de intrusión de agua de Schilthuis [BY/tiempo/Psi]

(Pi-P): diferencial de presión en el límite [Psi]

Expresando la ecuación anterior en forma de diferencias finitas, tenemos:

( )PP.Csdt

dWei −=

donde:

dt

dWe : rata de intrusión de agua [BY/tiempo]

7.3.2. ECUACIÓN MODIFICADA DE HURST

Esta ecuación, considera en cierta manera el incremento gradual del radio

de drenaje del acuífero, mediante la introducción en el denominador de la

ecuación conocida de Schilthuis, del logaritmo de una constante por el

tiempo; la ecuación resultante es la siguiente:

( )∫

−=

ti

t.a logdtPP.CsWe

0

- 92 -Expresando la ecuación anterior en forma de diferencias finitas, tenemos:

( )a.t log

PP.Chdt

dWe i −=

Los valores de las constantes Ch y a, de la ecuación anterior, se

determinan con anterioridad; según la ecuación de Schilthuis y la

ecuación modificada de Hurst, se puede establecer la relación común del

término dWe/dt, entonces, igualando las dos ecuaciones, tenemos:

Cht.a log .Cs

t.a logChCs

=

=

Entonces:

Cht log .Csa log .Cs =+

En esta ecuación, los valores log a y Ch, son constantes; el valor de la

constante Cs, varía para cada uno de los n períodos de explotación, y se

obtiene la suma:

Ch .nti log .CsiCsi. a log =Σ+Σ

Para obtener otra expresión con a y Ch, se multiplica la ecuación igualada

anterior por t:

Cht log .Csa log .Cs =+

Ch .tt log .Cs .ta log .Cs .t =+

De igual manera, la suma a n períodos de explotación, dan como

resultado:

ti Chti log ti. .Csiti .Csi. a log Σ=Σ+Σ

La solución simultánea de ambas ecuaciones, permiten encontrar los

valores de a y Ch.

- 93 -

7.3.3. ECUACIÓN DE STANLEY

L. T. Stanley observó que las curvas propuestas obtenidas de Q(t) Vs tD

por Van Everdingen y Hurst, para los casos de entrada de agua radial o

lineal, pueden relacionarse mediante las siguientes expresiones:

lineal flujo para , )t()t(Q

radial flujo para , )t()t(Q

.

.

50

80

=

=

La ecuación propuesta por Van Everdingen y Hurst, es:

∑ Δ=t

0PQ(t). .BWe

Reemplazando las expresiones anteriores en esta ecuación, tenemos la

ecuación de Stanley:

∑ αΔ=t

0)tP.( .CstWe

En donde, el término α, representa los valores límites de 0.5 y 0.8 para

flujo lineal o radial, respectivamente.

En la determinación de la entrada de agua a los yacimientos, se emplea el

principio de superposición, considerando que la variación de presión en

ellos, puede representarse en forma aproximada a una serie de

reducciones e incrementos de presión repentinas alternadas; tales

variaciones son transmitidas al acuífero, modificando la distribución de

sus presiones. Se ha demostrado que el acuífero responde a cada caída

de presión en forma independiente y el efecto total es igual a la suma de

las diferentes caídas por cada caída considerada en particular.

- 94 -

Para determinar la ecuación que representa la entrada de agua al

yacimiento, debe establecerse el valor de la constante de intrusión, para

cada ecuación propuesta; sin embargo, es indispensable hallar el valor de

la intrusión acumulativa de agua, We, siempre y cuando se conozca la

historia de presión del yacimiento.

Las presiones para el cálculo de We, fueron tomadas a partir del Gráfico

4.1., construido para los dos yacimientos del Campo Frontera; dichos

diagramas permiten encontrar la presión promedia de cada reservorio a

cualquier tiempo de producción mediante las ecuaciones de tendencia

encontradas y dichos valores serán aplicados en las diferentes

ecuaciones que representan la intrusión de agua en los yacimientos. En

este caso, se asume que las presiones promedias de los yacimientos “U”

Inferior y “T” en los tiempos de producción del análisis, corresponden a la

presión en el límite del contacto agua-petróleo.

Los parámetros necesarios para el cálculo de dV/dt, se tabulan en el

Cuadro 7.1., al igual que su valor a esos períodos. A partir de la rata

volumétrica de vaciamiento hallada, el resultado de dV/dt es igual a

dWe/dt, por lo tanto, se calculó el valor de la constante de intrusión de

agua de Schilthuis, Cs, despejada de la ecuación que lleva su mismo

nombre:

( )PPdt

dWe

Csi −

=

Finalmente, obtenida la constante Cs, se calculó la intrusión de agua en

cada período asumido y posteriormente, la intrusión de agua total para las

areniscas “U” Inferior y “T” mediante la ecuación de Schilthuis; los cálculos

respectivos se expresan en el Cuadro 7.2.

- 95 -

- 96 -

Para el caso de la ecuación modificada de Hurst, se procedió a encontrar

las ecuaciones que permiten hallar los valores de a y Ch, indicados

anteriormente; el Cuadro 7.3., ilustra el proceso de cálculo para encontrar

dichas ecuaciones necesarias.

Las ecuaciones encontradas se resumen en el Cuadro 7.4.:

ARENISCA "U" INFERIOR 25.07*log a + 86.3 = 2 Ch

76721.3*log a + 271204.7 = 8572 Ch

ARENISCA "T" 39.577*log a + 134.5 = 2 Ch

105234.7*log a + 363830.3 = 8582 Ch

Cuadro 7.4.: Ecuaciones encontradas para hallar las constantes a y Ch mediante la ecuación

modificada de Hurst.

Los valores de dichas constantes, halladas mediante despeje y reemplazo

entre las ecuaciones respectivas, así como también la intrusión de agua,

por el método de Hurst, se detallan en el Cuadro 7.5.

Para la ecuación de Stanley, se calculó la constante de intrusión de agua,

con los valores límites de 0.8 y 0.5, para flujo radial y lineal,

respectivamente, aplicando el principio de superposición, es decir: la

caída de presión del primer período sirve a partir del primer período en

adelante; la caída de presión del segundo período sirve únicamente a

partir del segundo período en adelante; así sucesivamente, se calcula las

caídas de presión para todos los períodos considerados. Los resultados

de la ecuación de Stanley, se ilustran en el Cuadro 7.6.

Una vez realizadas las pruebas respectivas de cada una de las tres

ecuaciones para el cálculo de la intrusión de agua y, con sus respectivos

valores, en el cálculo del petróleo original en sitio, N, se determinó que la

ecuación más aceptable que se ajusta al caso del acuífero de los

yacimientos “U” Inferior y “T” del Campo Frontera, es con la ecuación de

Schilthuis, debido a que los valores obtenidos de N con esta ecuación,

tienen bastante aproximación a los datos de N, obtenidos con los métodos

anteriores, aplicados en el Capítulo 6. A continuación se detalla el cálculo

del POES, con los valores hallados de intrusión acumulativa de agua, We.

La ecuación que determina el petróleo original en sitio, está definida por la

expresión:

P.C.W.W.N

Neoi

ewpop

Δβ

−β+β=

donde:

N: volumen de petróleo in situ [BN]

Boi: factor Volumétrico del petróleo a condiciones iniciales [BY/BN]

Bo: factor Volumétrico del petróleo a la presión actual [BY/BN]

Np: producción Acumulada del Petróleo [BN]

Wp: producción Acumulada de Agua [BY]

Ce: compresibilidad efectiva del fluido [Psi-1]

We: intrusión de Agua [BY]

∆P: caída de Presión [Psi]

Todos los términos de la expresión anterior son datos conocidos, incluido

el valor de la intrusión de agua que se halló con anterioridad, excepto el

valor de la compresibilidad efectiva, Ce, la cual se calcula mediante la

siguiente expresión:

SoCfCwSwCoSoCe ++

=

donde:

Ce: compresibilidad efectiva [PSI-1]

Co: compresibilidad del petróleo [PSI-1]

Cw: compresibilidad del agua [PSI-1]

Cf: compresibilidad de la formación [PSI-1]

So: saturación de petróleo [ - ]

Sw: saturación de agua [ - ]

- 97 -

Debido a que en los capítulos anteriores, los valores de Co, So, Sw y Cf,

fueron determinados, el único valor que es desconocido es Cw; el valor de

la compresibilidad del agua, Cw, fue hallado a partir de la Figura 3.15 del

texto de Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos de B.C. Craft y

M.. Hawkins. El valor de Cw para los dos reservorios del Campo Frontera

fue de 3.23x10-5 Psi-1.

La compresibilidad efectiva de la arenisca “U” Inferior fue:

15655

10506366850

107993331501023366850103361 −−−−−

=++

= PSIx..

x..*x..*x.Ce

La compresibilidad con el mismo procedimiento para la arenisca “T” fue

de 2.584x10-5 PSI-1; las presiones iniciales y finales de la arenisca “U”

Inferior son 3783 Psi y 3214 Psi y para la arenisca “T” son 3873 Psi y

3371 Psi, respectivamente. Los datos necesarios para calcular el valor de

N se resumen en el Cuadro 7.7.

En base a la ecuación de balance de materiales planteada y a los datos

conocidos, el valor de N para la arenisca “U” Inferior será:

BN .,,N

)(*x.*..,,*,,.*,,N

643189316

321437831050633045196518981711056808314514143477

5

=

−−+

= −

Del mismo modo, el valor de N, calculado mediante el mismo

procedimiento para la arenisca “T”, fue de N = 15,343,295.1 BN.

Partiendo de la ecuación para el cálculo del factor de recobro tal como se

determinó en el Capítulo 6, las reservas originales mediante la ecuación

de balance de materiales, de las areniscas “U” Inferior y “T” en el Campo

- 98 -

- 99 -

Frontera, se determinan mediante el producto entre el petróleo original en

sitio y el factor de recobro encontrado para cada arenisca del campo; las

reservas actuales o remanentes, en cambio se encuentran restando la

producción acumulada de las reservas originales, halladas en cada

yacimiento. Los resultados se indican en el Cuadro 7.8.

YACIMIENTO

RESERVAS ORIGINALESEc. General de Balance

de Materiales

[BN]

PRODUCCIÓN ACUMULADA A SEP. 2008

[BN]

RESERVAS REMANENTES

A SEP. 2008 Ec. General de

Balance de Materiales

[BN]

“T” 6,703,485.6 5,816,754 886,731.6

“U” Inferior 8,021,001.3 7,347,414 673,587.3

Cuadro 7.8.: Valores de Reservas Originales y Remanentes del Campo Frontera mediante la

ecuación general de balance de materiales.

Para el Campo Frontera las reservas remanentes por el método de

balance de materiales es 1,560,318 BN.

- 100 -

CAPÍTULO VIII 8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

8.1. CONCLUSIONES

1. El tipo de estructura que presenta el Campo Frontera es un anticlinal

asimétrico fallado, con dirección preferencial NE-SW, constituido de

una estructura principal ubicada al Norte y una estructura menor

derivada de la principal.

2. El método que se ajusta más a la realidad del Campo Frontera para

encontrar el petróleo original en sitio, es el método de cimas y bases,

debido a que sus resultados se asemejan a estudios realizados con

anterioridad. En el caso del Campo Frontera, para la arenisca “U”

Inferior el valor del POES es de 17,623,133.0 BN y sus reservas

originales 8,367,465 BN con unas reservas remanentes a Septiembre

de 2008 de 1,020,051 BN; en el caso de la arenisca “T”, el valor del

POES es de 15,822,696.5 BN y sus reservas originales 6,913,132 BN

con unas reservas remanentes a Septiembre de 2008 de 1,096,378

BN.

3. Para encontrar valores adecuados del POES, es necesario encontrar

un valor representativo de la intrusión de agua, la cual es un factor

importante en el cálculo de balance de materiales.

- 101 -

4. Los yacimientos del Campo Frontera son subsaturados, y para

mantener relativamente la energía natural de sus reservorios, es decir

la presión, existe el aporte de un acuífero lateral, el cual posee un

comportamiento de estado continuo.

5. El contacto agua-petróleo para las areniscas “U” Inferior y “T” se

encuentran a -8269 ft y -8434 ft, respectivamente.

6. El método de balance de materiales, al igual que el de iso-índice de

hidrocarburos, permiten visualizar un valor del POES, que se puede

asemejar al real, calculado mediante cimas y bases.

7. La ecuación que representa la intrusión de agua en los yacimientos del

Campo Frontera, es mediante la ecuación de Schilthuis. La intrusión

de agua para las areniscas “U” Inferior y “T” son 17,898,651.9 BY y

13,930,575.0 BY, respectivamente.

8. El factor de recobro para las areniscas “U” Inferior y “T” son 47.48% y

43.69%, respectivamente.

9. La declinación de la tasa de producción de petróleo para la arenisca “U”

Inferior fue estimada en 14% anual efectiva y 13%, para la arenisca

“T”.

10. La vida útil del Campo tanto para la arenisca “U” Inferior como para la

arenisca “T”, es de 8 años, es decir hasta el año 2016, teniendo en

ambos casos un límite económico de 50 BPPD por cada pozo.

- 102 -

8.2. RECOMENDACIONES 1. Para obtener valores más aproximados a la realidad del petróleo

original en sitio, se debe realizar pruebas periódicas de restauración

de presión, con el objeto de contar con un buen historial de presiones

para los cálculos respectivos.

2. Se deben realizar mediciones correctas de petróleo, gas y agua

producida, para tener datos confiables y representativos del reservorio

en estudio.

3. Se deben realizar mayores pruebas de núcleos y análisis P.V.T’s, con

el objeto de conocer de mejor manera el estado de los yacimientos y

sus valores sean representativos para cálculos posteriores.

A. ANEXOS

F G

E

H

B

C

DA

F-4B

F-3

F-1

F-5

F-2

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADORFACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS,

PETRÓLEOS Y AMBIENTALESCUELA DE INGENIERÍA DE PETR LEOSÓ

UBICACIÓN DE LAS FALLAS EXISTENTES

EN EL CAMPO FRONTERA

AUTORES:A. CRIOLLOA. CISNEROS

ESCALA:1 : 25 000

MAPA:2.1.

POZO PRODUCTOR

POZO REINYECTOR

POZO CERRADO

FALLA

LEYENDA

F-4B

F-3

F-1

F-5

F-2



MAPA ISOBÁRICO PARA LA ARENISCA “U” INFERIOR



ESCALA:1 : 25 000

MAPA:4.1.

POZO PRODUCTOR

POZO REINYECTOR

POZO CERRADO

FALLA

CONTACTO AGUA-PETRÓLEO

LÍNEAS ISOBÁRICAS

LEYENDA0

240

2500

2600

0270 28

00

0290

3000

30

10

F-4B

F-3

F-1

F-5

F-2



MAPA ISOBÁRICO PARA LA ARENISCA “T”



ESCALA:1 : 25 000

MAPA:4.2.

POZO PRODUCTOR

POZO REINYECTOR

POZO CERRADO

FALLA


LÍNEAS ISOBÁRICAS

LEYENDA

3220

3240

0326

3 028

3300

3320

33 40

CAMPO FRONTERA

CUADRO 1.4. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS

POZO FRONTERA 1

No. WO FECHA OBJETIVO DE WO ZONA PRODUCIDA MÉTODO 1 05 – Jul – 1991 Completación para producir independientemente arenas “U” Inferior y

“T” “U” Inf. Flujo natural

2 10 – Sep – 1997 Bajar bomba eléctrica sumergible (BES) “U” Inf. BES 3 24 – Dic – 1997 Reparar BES “U” Inf. BES 4 05 – Jul – 1999 Reparar BES “U” Inf. BES 5 12 – Oct – 1999 Reparar BES “U” Inf. BES 6 18 – Sep – 2001 Reparar BES “T” Inf. BES 7 24 – Sep – 2002 Reparar BES (Fases a Tierra) “T” Inf. BES 8 21 – Feb – 2004 Reparar BES, evaluar arena “T” y rediseñar BES “T” Inf. BES 9 29 – May – 2005 Cambio de completación de BES a PPH “U” Inf. PPH

POZO FRONTERA 2

No. WO FECHA OBJETIVO DE WO ZONA PRODUCIDA MÉTODO 1 09 – Jul – 1991 Completación para producir independientemente arenas “U” Inferior y

“T” “T” Inf. Flujo natural

2 05 – Oct – 1997 Evaluar arena “T”, tratamiento anti-escala, bajar BES “T” Inf. BES 3 06 – Ago – 1999 Evaluar arena “T” con build up, rediseño de BES “U” Inf. BES 4 10 – Dic – 1999 Cambio de BES por problemas en bomba de subsuelo “U” Inf. BES 5 20 – Sep – 2001 Reparar BES, rediseño de BES “U” Inf. BES 6 03 – Oct – 2002 Reparar BES “U” Inf. BES 7 14 – Ago – 2003 Reparar BES “U” Inf. BES 8 02 – Sep – 2005 Reparar BES “U” Inf. BES

CAMPO FRONTERA

CUADRO 1.4. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS (Continuación)

POZO FRONTERA 2

No. WO FECHA OBJETIVO DE WO ZONA PRODUCIDA MÉTODO 9 20 – Oct – 2007 Repunzonar “T”, evaluar “U” Inferior y “T” por separado, rediseñar BES

para la mejor zona “T” Inf. BES

10 05 – Ago – 2008 Reparar BES “T” Inf. BES

POZO FRONTERA 3

No. WO FECHA OBJETIVO DE WO ZONA PRODUCIDA MÉTODO 1 23 – Sep – 1997 Aislar arenisca “T”, punzonar y evaluar “U” Inferior, bajar BES “U” Inf. BES 2 13 – Jul – 1999 Cambio de completación de BES “U” Inf. BES 3 17 – Oct – 2001 Evaluar arena “U”, rediseño de BES “T” Inf. BES 4 28 – Feb – 2003 Reparar BES “T” Inf. BES 5 15 – May – 2006 Reparar BES “T” Inf. BES

POZO FRONTERA 4B

No. WO FECHA OBJETIVO DE WO ZONA PRODUCIDA MÉTODO 1 02 – Oct – 1997 Evaluar arena “U” con build up, diseñar y asentar BES “U” Inf. BES 2 25 – Nov – 1998 Cambio de completación, reparar BES “U” Inf. BES 3 17 – Ago – 1999 Cambio de completación, reparar BES “U” Inf. BES 4 18 – Ene – 2000 Reparar BES “U” Inf. BES 5 05 – May – 2000 Evaluar arena “T”, rediseño de BES “T” Inf. BES

CAMPO FRONTERA

CUADRO 1.4. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS (Continuación)

POZO FRONTERA 4B

No. WO FECHA OBJETIVO DE WO ZONA PRODUCIDA MÉTODO 6 08 – Ago – 2001 Reparar BES “T” Inf. BES 7 28 – Mar – 2002 Reparar BES “T” Inf. BES

8 30 – Ago – 2003 Cementación forzada, evaluar arena “U” Inferior y “T” por separado, reparar de BES “T” Inf. BES

9 20 – Abr – 2004 Reparar BES “T” Inf. BES 10 11 – Sep – 2007 Evaluar “U” Inferior con build up, rediseñar BES “U” Inf. BES 11 28 – Ago – 2008 Reparar BES “U” Inf. BES

POZO FRONTERA 5

No. WO FECHA OBJETIVO DE WO ZONA PRODUCIDA MÉTODO 1 27 – Nov – 1997 Cementación forzada, punzado y evaluación de arena “T”, asentar BES “T” Inf. BES 2 11 – Dic – 1997 Reparar BES (Fases a tierra) “T” Inf. BES 3 24 – Jul – 1999 Evaluar arena “U” Inferior con build up, rediseño de BES “U” Inf. Flujo Natural 4 14 – Ago – 2001 Reinstalación de BES “U” Inf. BES 5 23 – Mar – 2002 Reparar BES “U” Inf. BES 6 12 – Feb – 2004 Cambio de BHA por comunicación TBG - CSG, reparar BES “U” Inf. BES 7 05 – Abr – 2005 Cambio de completación eléctrica por comunicación TBG - CSG “U” Inf. BES

8 27 – Mar – 2006 Cementación forzada, punzado y evaluación de arena “U” Inferior, rediseño de BES “U” Inf. BES

9 13 – Jul – 2006 Evaluación de arena “U” Inferior, rediseño de BES “U” Inf. BES 10 26 – Ene – 2007 Cambio de completación por comunicación TBG - CSG “U” Inf. BES 11 01 – Jun – 2007 Reparar BES “U” Inf. BES

CUADRO 3.12. CÁLCULOS DE LA POROSIDAD EFECTIVA Y SATURACIÓN DE AGUA FRONTERA 1 - ARENISCA “U” INFERIOR

CUADRO 3.12. CÁLCULOS DE LA POROSIDAD EFECTIVA Y SATURACIÓN DE AGUA (Continuación) FRONTERA 1 - ARENISCA “T”

CUADRO 3.12. CÁLCULOS DE LA POROSIDAD EFECTIVA Y SATURACIÓN DE AGUA (Continuación) FRONTERA 2 - ARENISCA “U” INFERIOR




CUADRO 3.12. CÁLCULOS DE LA POROSIDAD EFECTIVA Y SATURACIÓN DE AGUA (Continuación) FRONTERA 4B - ARENISCA “U” INFERIOR

CUADRO 3.12. CÁLCULOS DE LA POROSIDAD EFECTIVA Y SATURACIÓN DE AGUA (Continuación) FRONTERA 4B - ARENISCA “T”



CUADRO 5.1. HISTORIAL DE PRODUCCIONES POR POZO DEL CAMPO FRONTERA

Pozo Frontera 1 (Arenisca “U” Inferior)

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d

Water Rate (Cal. Day)

bbl/d

Liquid Rate (Cal. Day)

bbl/d

Water Cut %

01/07/1991 467 0 467 0.0 01/08/1991 829 0 829 0.0 01/09/1991 823 0 823 0.0 01/10/1991 842 0 842 0.0 01/11/1991 842 0 842 0.0 01/12/1991 841 0 841 0.0 01/01/1992 838 0 838 0.0 01/02/1992 843 0 843 0.0 01/03/1992 838 0 838 0.0 01/04/1992 843 0 843 0.0 01/05/1992 840 0 840 0.0 01/06/1992 838 0 838 0.0 01/07/1992 842 0 842 0.0 01/08/1992 843 0 843 0.0 01/09/1992 847 0 847 0.0 01/10/1992 831 0 831 0.0 01/11/1992 813 0 813 0.0 01/12/1992 844 0 844 0.0 01/01/1993 840 0 840 0.0 01/02/1993 847 0 847 0.0 01/03/1993 844 0 844 0.0 01/04/1993 834 0 834 0.0 01/05/1993 837 0 837 0.0 01/06/1993 838 0 838 0.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/07/1993 839 0 839 0.0 01/08/1993 838 0 838 0.0 01/09/1993 835 0 835 0.0 01/10/1993 838 0 838 0.0 01/11/1993 1291 0 1291 0.0 01/12/1993 2214 0 2214 0.0 01/01/1994 2245 0 2245 0.0 01/02/1994 2328 0 2328 0.0 01/03/1994 2318 0 2318 0.0 01/04/1994 2330 0 2330 0.0 01/05/1994 2331 0 2331 0.0 01/06/1994 2343 0 2343 0.0 01/07/1994 2346 24 2370 1.0 01/08/1994 2066 73 2139 3.4 01/09/1994 1966 91 2057 4.4 01/10/1994 1681 136 1817 7.5 01/11/1994 1796 200 1996 10.0 01/12/1994 1564 213 1777 12.0 01/01/1995 1098 241 1339 18.0 01/02/1995 1192 227 1419 16.0 01/03/1995 959 210 1169 18.0 01/04/1995 929 218 1147 19.0 01/05/1995 908 213 1121 19.0 01/06/1995 761 215 976 22.0 01/07/1995 799 212 1011 21.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/08/1995 822 232 1054 22.0 01/09/1995 768 237 1005 23.6 01/10/1995 649 240 889 27.0 01/11/1995 822 260 1082 24.0 01/12/1995 707 286 993 28.8 01/01/1996 789 338 1127 30.0 01/02/1996 868 274 1142 24.0 01/03/1996 822 336 1158 29.0 01/04/1996 665 374 1039 36.0 01/05/1996 999 470 1469 32.0 01/06/1996 1138 535 1673 32.0 01/07/1996 652 293 945 31.0 01/08/1996 939 422 1361 31.0 01/09/1996 1118 656 1774 37.0 01/10/1996 1160 653 1813 36.0 01/11/1996 1064 652 1716 38.0 01/12/1996 961 614 1575 39.0 01/01/1997 858 572 1430 40.0 01/02/1997 904 682 1586 43.0 01/03/1997 845 720 1565 46.0 01/04/1997 826 762 1588 48.0 01/05/1997 795 734 1529 48.0 01/06/1997 478 478 956 50.0 01/09/1997 647 760 1407 54.0 01/10/1997 937 1100 2037 54.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/11/1997 921 1081 2002 54.0 01/12/1997 661 746 1407 53.0 01/01/1998 772 1158 1930 60.0 01/02/1998 770 1156 1926 60.0 01/03/1998 730 1142 1872 61.0 01/04/1998 757 1345 2102 64.0 01/05/1998 640 1137 1777 64.0 01/06/1998 684 1328 2012 66.0 01/07/1998 244 569 813 70.0 01/08/1998 612 1429 2041 70.0 01/09/1998 567 1324 1891 70.0 01/10/1998 533 1244 1777 70.0 01/11/1998 532 1240 1772 70.0 01/12/1998 590 1377 1967 70.0 01/01/1999 399 1135 1534 74.0 01/07/1999 625 1213 1838 66.0 01/08/1999 555 1666 2221 75.0 01/09/1999 106 376 482 78.0 01/10/1999 296 1185 1481 80.0 01/11/1999 499 1579 2078 76.0 01/12/1999 362 2225 2587 86.0 01/01/2000 418 1902 2320 82.0 01/02/2000 208 950 1158 82.0 01/07/2007 6 1532 1538 99.6

Frontera 1 (Arenisca “T”)

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/09/2001 570 6 576 1.0 01/10/2001 748 11 759 1.4 01/11/2001 670 28 698 4.0 01/12/2001 432 432 864 50.0 01/01/2002 344 515 859 60.0 01/02/2002 249 462 711 65.0 01/03/2002 189 567 756 75.0 01/04/2002 146 582 728 80.0 01/05/2002 136 544 680 80.0 01/06/2002 159 637 796 80.0 01/07/2002 174 695 869 80.0 01/08/2002 68 272 340 80.0 01/09/2002 130 8 138 6.0 01/10/2002 619 54 673 8.0 01/11/2002 674 67 741 9.0 01/12/2002 676 67 743 9.0 01/01/2003 576 102 678 15.0 01/02/2003 536 95 631 15.0 01/03/2003 560 140 700 20.0 01/04/2003 469 117 586 20.0 01/05/2003 367 92 459 20.0 01/06/2003 356 100 456 22.0 01/07/2003 380 127 507 25.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/08/2003 329 116 445 26.0 01/09/2003 371 130 501 26.0 01/10/2003 298 105 403 26.0 01/11/2003 299 105 404 26.0 01/12/2003 295 104 399 26.0 01/01/2004 176 65 241 27.0 01/02/2004 69 30 99 30.0 01/03/2004 245 105 350 30.0 01/04/2004 215 92 307 30.0 01/05/2004 161 87 248 35.0 01/06/2004 254 137 391 35.0 01/07/2004 257 138 395 35.0 01/08/2004 266 143 409 35.0 01/09/2004 264 142 406 35.0 01/10/2004 261 140 401 35.0 01/11/2004 252 136 388 35.0 01/12/2004 247 133 380 35.0 01/01/2005 240 129 369 35.0 01/02/2005 233 126 359 35.0 01/03/2005 217 117 334 35.0 01/04/2005 138 74 212 35.0 01/05/2005 3 17 20 83.6 01/06/2005 7 13 20 65.8

Frontera 2 (Arenisca “U” Inferior)

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/08/1999 865 15 880 1.7 01/09/1999 1002 42 1044 4.0 01/10/1999 700 221 921 24.0 01/11/1999 450 134 584 23.0 01/12/1999 398 171 569 30.0 01/01/2000 516 211 727 29.0 01/02/2000 453 223 676 33.0 01/03/2000 466 200 666 30.0 01/04/2000 444 190 634 30.0 01/05/2000 388 209 597 35.0 01/06/2000 305 164 469 35.0 01/07/2000 208 139 347 40.0 01/08/2000 327 218 545 40.0 01/09/2000 96 59 155 38.0 01/09/2001 115 94 209 45.0 01/10/2001 391 459 850 54.0 01/11/2001 352 486 838 58.0 01/12/2001 416 416 832 50.0 01/01/2002 360 541 901 60.0 01/02/2002 360 540 900 60.0 01/03/2002 389 389 778 50.0 01/04/2002 431 352 783 45.0 01/05/2002 385 355 740 48.0 01/06/2002 373 344 717 48.0 01/07/2002 415 415 830 50.0 01/08/2002 426 426 852 50.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/09/2002 194 194 388 50.0 01/10/2002 384 384 768 50.0 01/11/2002 472 436 908 48.0 01/12/2002 456 421 877 48.0 01/01/2003 480 480 960 50.0 01/02/2003 446 446 892 50.0 01/03/2003 418 627 1045 60.0 01/04/2003 362 543 905 60.0 01/05/2003 328 493 821 60.0 01/06/2003 342 513 855 60.0 01/07/2003 98 147 245 60.0 01/08/2003 293 373 666 56.0 01/09/2003 441 561 1002 56.0 01/10/2003 413 526 939 56.0 01/11/2003 410 522 932 56.0 01/12/2003 404 515 919 56.0 01/01/2004 468 621 1089 57.0 01/02/2004 345 613 958 64.0 01/03/2004 273 485 758 64.0 01/04/2004 284 550 834 66.0 01/05/2004 272 578 850 68.0 01/06/2004 309 657 966 68.0 01/07/2004 310 660 970 68.0 01/08/2004 301 639 940 68.0 01/09/2004 302 642 944 68.0 01/10/2004 313 665 978 68.0 01/11/2004 307 653 960 68.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/12/2004 294 625 919 68.0 01/01/2005 278 591 869 68.0 01/02/2005 268 570 838 68.0 01/03/2005 251 533 784 68.0 01/04/2005 214 454 668 68.0 01/05/2005 238 505 743 68.0 01/06/2005 248 527 775 68.0 01/07/2005 127 271 398 68.0 01/09/2005 238 506 744 68.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/10/2005 242 565 807 70.0 01/11/2005 217 507 724 70.0 01/12/2005 215 501 716 70.0 01/01/2006 259 604 863 70.0 01/02/2006 194 452 646 70.0 01/03/2006 174 406 580 70.0 01/04/2006 180 420 600 70.0 01/05/2006 21 50 71 70.0


Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/07/1991 282 4 286 1.4 01/08/1991 520 1 521 0.2 01/09/1991 522 0 522 0.0 01/10/1991 531 0 531 0.0 01/11/1991 528 0 528 0.0 01/12/1991 525 0 525 0.0 01/01/1992 526 0 526 0.0 01/02/1992 524 0 524 0.0 01/03/1992 530 0 530 0.0 01/04/1992 525 0 525 0.0 01/05/1992 526 0 526 0.0 01/06/1992 529 0 529 0.0 01/07/1992 524 0 524 0.0 01/08/1992 531 0 531 0.0 01/09/1992 527 0 527 0.0 01/10/1992 515 0 515 0.0 01/11/1992 556 0 556 0.0 01/12/1992 528 0 528 0.0 01/01/1993 529 0 529 0.0 01/02/1993 524 0 524 0.0 01/03/1993 525 0 525 0.0 01/04/1993 533 0 533 0.0 01/05/1993 532 0 532 0.0 01/06/1993 529 0 529 0.0 01/07/1993 525 0 525 0.0 01/08/1993 526 0 526 0.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/09/1993 528 0 528 0.0 01/10/1993 528 0 528 0.0 01/11/1993 1002 0 1002 0.0 01/12/1993 1946 6 1952 0.3 01/01/1994 1964 0 1964 0.0 01/02/1994 2006 0 2006 0.0 01/03/1994 2015 0 2015 0.0 01/04/1994 2014 4 2018 0.2 01/05/1994 1992 0 1992 0.0 01/06/1994 2036 4 2040 0.2 01/07/1994 2016 8 2024 0.4 01/08/1994 2128 4 2132 0.2 01/09/1994 2027 0 2027 0.0 01/10/1994 2256 2 2258 0.1 01/11/1994 2107 0 2107 0.0 01/12/1994 1991 0 1991 0.0 01/01/1995 1792 0 1792 0.0 01/02/1995 1492 43 1535 2.8 01/03/1995 1360 73 1433 5.1 01/04/1995 1666 69 1735 4.0 01/05/1995 1685 98 1783 5.5 01/06/1995 1594 84 1678 5.0 01/07/1995 1588 146 1734 8.4 01/08/1995 1669 165 1834 9.0 01/09/1995 998 111 1109 10.0 01/10/1995 1296 160 1456 11.0 01/11/1995 1230 184 1414 13.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/12/1995 1143 160 1303 12.3 01/01/1996 1017 166 1183 14.0 01/02/1996 994 162 1156 14.0 01/03/1996 792 151 943 16.0 01/04/1996 705 124 829 15.0 01/05/1996 612 117 729 16.0 01/06/1996 516 106 622 17.0 01/07/1996 912 200 1112 18.0 01/08/1996 1158 254 1412 18.0 01/09/1996 907 199 1106 18.0 01/10/1996 910 200 1110 18.0 01/11/1996 899 211 1110 19.0 01/12/1996 740 162 902 18.0 01/01/1997 844 211 1055 20.0 01/02/1997 1107 260 1367 19.0 01/03/1997 1008 221 1229 18.0 01/04/1997 936 206 1142 18.0 01/05/1997 940 206 1146 18.0 01/06/1997 902 198 1100 18.0 01/07/1997 743 174 917 19.0 01/08/1997 46 11 57 19.0 01/10/1997 1444 317 1761 18.0 01/11/1997 1805 423 2228 19.0 01/12/1997 1509 331 1840 18.0 01/01/1998 1341 447 1788 25.0 01/02/1998 1278 473 1751 27.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/03/1998 1199 466 1665 28.0 01/04/1998 1141 444 1585 28.0 01/05/1998 981 528 1509 35.0 01/06/1998 1070 481 1551 31.0 01/07/1998 392 221 613 36.0 01/08/1998 922 565 1487 38.0 01/09/1998 834 518 1352 38.3 01/10/1998 809 496 1305 38.0 01/11/1998 829 553 1382 40.0 01/12/1998 759 621 1380 45.0 01/01/1999 548 506 1054 48.0 01/02/1999 581 537 1118 48.0 01/03/1999 791 674 1465 46.0 01/04/1999 522 502 1024 49.0 01/05/1999 474 474 948 50.0 01/06/1999 454 533 987 54.0 01/07/1999 155 198 353 56.0 01/10/2007 122 217 339 64.0 01/11/2007 322 483 805 60.0 01/12/2007 353 530 883 60.0 01/01/2008 334 501 835 60.0 01/02/2008 316 474 790 60.0 01/03/2008 301 452 753 60.0 01/04/2008 282 423 705 60.0 01/05/2008 246 438 684 64.0


Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/09/1997 267 3 270 1.0 01/10/1997 1015 2 1017 0.2 01/11/1997 979 74 1053 7.0 01/12/1997 849 105 954 11.0 01/01/1998 746 92 838 11.0 01/02/1998 706 261 967 27.0 01/03/1998 606 312 918 34.0 01/04/1998 537 358 895 40.0 01/05/1998 415 339 754 45.0 01/06/1998 458 374 832 45.0 01/07/1998 155 155 310 50.0 01/08/1998 412 484 896 54.0 01/09/1998 351 429 780 55.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/10/1998 335 363 698 52.0 01/11/1998 297 335 632 53.0 01/12/1998 205 321 526 61.0 01/01/1999 36 67 103 65.0 01/07/1999 152 322 474 68.0 01/08/1999 276 469 745 63.0 01/09/1999 338 657 995 66.0 01/10/1999 333 619 952 65.0 01/11/1999 244 365 609 60.0 01/12/1999 230 591 821 72.0 01/01/2000 220 626 846 74.0 01/02/2000 117 352 469 75.0


Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/09/1994 897 0 897 0.0 01/10/1994 1384 0 1384 0.0 01/11/1994 1261 0 1261 0.0 01/12/1994 1783 0 1783 0.0 01/01/1995 1643 51 1694 3.0 01/02/1995 1353 56 1409 4.0 01/03/1995 1687 78 1765 4.4 01/04/1995 1440 92 1532 6.0 01/05/1995 1459 93 1552 6.0 01/06/1995 1654 106 1760 6.0 01/07/1995 1685 147 1832 8.0 01/08/1995 1561 138 1699 8.1 01/09/1995 1532 152 1684 9.0 01/10/1995 1121 111 1232 9.0 01/11/1995 1013 100 1113 9.0 01/12/1995 1308 129 1437 9.0 01/01/1996 1207 213 1420 15.0 01/02/1996 1192 235 1427 16.5 01/03/1996 1487 496 1983 25.0 01/04/1996 1801 809 2610 31.0 01/05/1996 1580 889 2469 36.0 01/06/1996 1235 1052 2287 46.0 01/07/1996 976 831 1807 46.0 01/08/1996 891 891 1782 50.0 01/09/1996 878 1117 1995 56.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/10/1996 732 895 1627 55.0 01/11/1996 670 1005 1675 60.0 01/12/1996 560 1138 1698 67.0 01/01/1997 433 1060 1493 71.0 01/02/1997 442 1196 1638 73.0 01/03/1997 387 1161 1548 75.0 01/04/1997 288 1310 1598 82.0 01/05/1997 254 1238 1492 83.0 01/06/1997 56 292 348 84.0 01/10/2001 124 497 621 80.0 01/11/2001 554 2906 3460 84.0 01/12/2001 543 2852 3395 84.0 01/01/2002 437 2475 2912 85.0 01/02/2002 487 2757 3244 85.0 01/03/2002 506 3108 3614 86.0 01/04/2002 467 2871 3338 86.0 01/05/2002 449 2758 3207 86.0 01/06/2002 328 2953 3281 90.0 01/07/2002 324 2915 3239 90.0 01/08/2002 298 2678 2976 90.0 01/09/2002 343 3084 3427 90.0 01/10/2002 308 2776 3084 90.0 01/11/2002 323 2903 3226 90.0 01/12/2002 26 233 259 90.0 01/05/2003 9 77 86 90.0


Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/07/1996 762 47 809 5.8 01/08/1996 922 291 1213 24.0 01/09/1996 835 294 1129 26.0 01/10/1996 916 356 1272 28.0 01/11/1996 871 374 1245 30.0 01/12/1996 947 510 1457 35.0 01/01/1997 716 458 1174 39.0 01/02/1997 738 534 1272 42.0 01/03/1997 674 552 1226 45.0 01/04/1997 634 585 1219 48.0 01/05/1997 587 587 1174 50.0 01/06/1997 639 614 1253 49.0 01/07/1997 582 630 1212 52.0 01/08/1997 56 71 127 56.0 01/09/1997 8 11 19 56.0 01/10/1997 1226 1917 3143 61.0 01/11/1997 1150 1799 2949 61.0 01/12/1997 1115 1744 2859 61.0 01/01/1998 1204 1806 3010 60.0 01/02/1998 1195 1792 2987 60.0 01/03/1998 1084 1846 2930 63.0 01/04/1998 998 1853 2851 65.0 01/05/1998 924 1716 2640 65.0 01/06/1998 1011 2250 3261 69.0 01/07/1998 374 794 1168 68.0 01/08/1998 990 2309 3299 70.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/09/1998 844 2170 3014 72.0 01/10/1998 898 2094 2992 70.0 01/11/1998 769 1367 2136 64.0 01/12/1998 1652 2103 3755 56.0 01/01/1999 1656 1656 3312 50.0 01/02/1999 1750 1750 3500 50.0 01/03/1999 1079 1079 2158 50.0 01/04/1999 835 1153 1988 58.0 01/05/1999 749 1124 1873 60.0 01/06/1999 710 981 1691 58.0 01/07/1999 524 615 1139 54.0 01/08/1999 724 2171 2895 75.0 01/09/1999 1165 3150 4315 73.0 01/10/1999 1010 3199 4209 76.0 01/11/1999 912 2887 3799 76.0 01/12/1999 766 3740 4506 83.0 01/01/2000 349 1490 1839 81.0 01/02/2000 843 3372 4215 80.0 01/03/2000 406 1622 2028 80.0 01/10/2007 116 2199 2315 95.0 01/11/2007 92 1755 1847 95.0 01/12/2007 125 2373 2498 95.0 01/01/2008 118 2236 2354 95.0 01/02/2008 117 2214 2331 95.0 01/03/2008 116 2196 2312 95.0 01/04/2008 108 2051 2159 95.0 01/05/2008 75 1430 1505 95.0


Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/05/2000 623 1454 2077 70.0 01/06/2000 935 1897 2832 67.0 01/07/2000 788 1839 2627 70.0 01/08/2000 666 1999 2665 75.0 01/09/2000 644 1933 2577 75.0 01/10/2000 553 2212 2765 80.0 01/11/2000 536 2143 2679 80.0 01/12/2000 528 2111 2639 80.0 01/01/2001 447 1786 2233 80.0 01/02/2001 516 2065 2581 80.0 01/03/2001 214 856 1070 80.0 01/08/2001 502 1506 2008 75.0 01/09/2001 705 2007 2712 74.0 01/10/2001 800 2401 3201 75.0 01/11/2001 507 2030 2537 80.0 01/12/2001 464 2438 2902 84.0 01/01/2002 429 2250 2679 84.0 01/02/2002 333 1749 2082 84.0 01/03/2002 36 328 364 90.0 01/04/2002 259 1470 1729 85.0 01/05/2002 256 2068 2324 89.0 01/06/2002 275 2226 2501 89.0 01/07/2002 269 2418 2687 90.0 01/08/2002 254 2289 2543 90.0 01/09/2002 242 2180 2422 90.0 01/10/2002 140 1260 1400 90.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/11/2002 292 1652 1944 85.0 01/12/2002 336 1906 2242 85.0 01/01/2003 237 2135 2372 90.0 01/02/2003 209 1884 2093 90.0 01/03/2003 117 1055 1172 90.0 01/08/2003 57 93 150 62.0 01/09/2003 595 1692 2287 74.0 01/10/2003 522 1566 2088 75.0 01/11/2003 446 1581 2027 78.0 01/12/2003 434 1540 1974 78.0 01/01/2004 394 1678 2072 81.0 01/02/2004 339 1447 1786 81.0 01/03/2004 296 1556 1852 84.0 01/04/2004 225 1273 1498 85.0 01/05/2004 322 1824 2146 85.0 01/06/2004 282 2065 2347 88.0 01/07/2004 255 2061 2316 89.0 01/08/2004 250 2023 2273 89.0 01/09/2004 253 2050 2303 89.0 01/10/2004 250 2026 2276 89.0 01/11/2004 252 2037 2289 89.0 01/12/2004 245 1983 2228 89.0 01/01/2005 250 2021 2271 89.0 01/02/2005 245 1979 2224 89.0 01/03/2005 226 1827 2053 89.0 01/04/2005 218 1761 1979 89.0 01/05/2005 223 1802 2025 89.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/06/2005 222 1793 2015 89.0 01/07/2005 232 1876 2108 89.0 01/08/2005 190 1541 1731 89.0 01/09/2005 219 1774 1993 89.0 01/10/2005 225 1822 2047 89.0 01/11/2005 228 1847 2075 89.0 01/12/2005 223 1808 2031 89.0 01/01/2006 252 2264 2516 90.0 01/02/2006 200 1796 1996 90.0 01/03/2006 193 1738 1931 90.0 01/04/2006 204 1833 2037 90.0 01/05/2006 202 1816 2018 90.0 01/06/2006 190 1713 1903 90.0 01/07/2006 230 2074 2304 90.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/08/2006 191 1717 1908 90.0 01/09/2006 200 1800 2000 90.0 01/10/2006 185 1666 1851 90.0 01/11/2006 208 1875 2083 90.0 01/12/2006 203 1826 2029 90.0 01/01/2007 169 1938 2107 92.0 01/02/2007 160 1837 1997 92.0 01/03/2007 180 2071 2251 92.0 01/04/2007 156 1789 1945 92.0 01/05/2007 162 1859 2021 92.0 01/06/2007 155 1787 1942 92.0 01/07/2007 154 1775 1929 92.0 01/08/2007 82 941 1023 92.0


Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/07/1999 321 3 324 1.0 01/08/1999 1397 4 1401 0.3 01/09/1999 1269 81 1350 6.0 01/10/1999 927 203 1130 18.0 01/11/1999 706 188 894 21.0 01/12/1999 833 183 1016 18.0 01/01/2000 785 234 1019 23.0 01/02/2000 795 238 1033 23.0 01/03/2000 870 275 1145 24.0 01/04/2000 958 303 1261 24.0 01/05/2000 1073 285 1358 21.0 01/06/2000 883 249 1132 22.0 01/07/2000 932 263 1195 22.0 01/08/2000 922 230 1152 20.0 01/09/2000 999 250 1249 20.0 01/10/2000 1104 276 1380 20.0 01/11/2000 1097 274 1371 20.0 01/12/2000 1095 274 1369 20.0 01/01/2001 1030 257 1287 20.0 01/02/2001 966 241 1207 20.0 01/03/2001 1429 272 1701 16.0 01/04/2001 1412 353 1765 20.0 01/05/2001 1336 313 1649 19.0 01/06/2001 1293 323 1616 20.0 01/07/2001 1261 315 1576 20.0 01/08/2001 1392 489 1881 26.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/09/2001 1806 570 2376 24.0 01/10/2001 1680 905 2585 35.0 01/11/2001 1428 876 2304 38.0 01/12/2001 1395 855 2250 38.0 01/01/2002 1437 958 2395 40.0 01/02/2002 479 319 798 40.0 01/03/2002 379 310 689 45.0 01/04/2002 1212 1212 2424 50.0 01/05/2002 1180 1180 2360 50.0 01/06/2002 1168 1168 2336 50.0 01/07/2002 1227 1227 2454 50.0 01/08/2002 1215 1215 2430 50.0 01/09/2002 1201 1201 2402 50.0 01/10/2002 1085 1085 2170 50.0 01/11/2002 936 1404 2340 60.0 01/12/2002 914 1371 2285 60.0 01/01/2003 959 1439 2398 60.0 01/02/2003 882 1324 2206 60.0 01/03/2003 870 1616 2486 65.0 01/04/2003 900 1671 2571 65.0 01/05/2003 960 1440 2400 60.0 01/06/2003 951 1427 2378 60.0 01/07/2003 904 1540 2444 63.0 01/08/2003 651 1158 1809 64.0 01/09/2003 31 55 86 64.0 01/02/2004 470 1096 1566 70.0 01/03/2004 744 1737 2481 70.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/04/2004 515 2345 2860 82.0 01/05/2004 512 2334 2846 82.0 01/06/2004 444 2333 2777 84.0 01/07/2004 459 2408 2867 84.0 01/08/2004 446 2341 2787 84.0 01/09/2004 434 2279 2713 84.0 01/10/2004 423 2223 2646 84.0 01/11/2004 422 2215 2637 84.0 01/12/2004 429 2251 2680 84.0 01/01/2005 432 2267 2699 84.0 01/02/2005 398 2089 2487 84.0 01/03/2005 179 938 1117 84.0 01/04/2005 409 1634 2043 80.0 01/05/2005 503 2011 2514 80.0 01/06/2005 488 1951 2439 80.0 01/07/2005 496 1983 2479 80.0 01/08/2005 382 1526 1908 80.0 01/09/2005 443 1772 2215 80.0 01/10/2005 451 1806 2257 80.0 01/11/2005 445 1779 2224 80.0 01/12/2005 437 1749 2186 80.0 01/01/2006 357 1429 1786 80.0 01/02/2006 74 295 369 80.0 01/03/2006 72 328 400 82.0 01/04/2006 438 1996 2434 82.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/05/2006 454 1818 2272 80.0 01/06/2006 416 1663 2079 80.0 01/07/2006 290 1158 1448 80.0 01/08/2006 390 1560 1950 80.0 01/09/2006 393 1571 1964 80.0 01/10/2006 375 1498 1873 80.0 01/11/2006 408 1633 2041 80.0 01/12/2006 254 1015 1269 80.0 01/01/2007 61 279 340 82.0 01/02/2007 377 1507 1884 80.0 01/03/2007 302 1207 1509 80.0 01/04/2007 182 726 908 80.0 01/05/2007 131 524 655 80.0 01/06/2007 387 1548 1935 80.0 01/07/2007 403 1610 2013 80.0 01/08/2007 373 1491 1864 80.0 01/09/2007 389 1558 1947 80.0 01/10/2007 438 1753 2191 80.0 01/11/2007 367 1468 1835 80.0 01/12/2007 435 1544 1979 78.0 01/01/2008 413 1464 1877 78.0 01/02/2008 408 1447 1855 78.0 01/03/2008 405 1435 1840 78.0 01/04/2008 388 1377 1765 78.0 01/05/2008 372 1319 1691 78.0


Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/08/1996 567 49 616 8 01/09/1996 619 241 860 28 01/10/1996 598 337 935 36 01/11/1996 458 318 776 41 01/12/1996 373 305 678 45 01/01/1997 334 334 668 50 01/02/1997 318 388 706 55 01/03/1997 322 410 732 56 01/04/1997 344 404 748 54 01/05/1997 311 412 723 57 01/06/1997 302 453 755 60 01/07/1997 595 1885 2480 76 01/08/1997 864 2737 3601 76 01/09/1997 703 970 1673 58

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/10/1997 354 629 983 64 01/12/1997 115 409 524 78 01/01/1998 190 674 864 78 01/02/1998 330 495 825 60 01/03/1998 318 477 795 60 01/04/1998 286 429 715 60 01/05/1998 255 383 638 60 01/06/1998 287 431 718 60 01/07/1998 118 177 295 60 01/08/1998 286 429 715 60 01/09/1998 242 356 598 59.5 01/10/1998 235 352 587 60 01/11/1998 188 350 538 65 01/12/1998 86 201 287 70

CUADRO 5.2. HISTORIAL DE PRODUCCIONES POR ARENISCA DEL CAMPO FRONTERA

Campo Frontera (Arenisca “U” Inferior)

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/07/1991 467 0 467 0.0 01/08/1991 829 0 829 0.0 01/09/1991 823 0 823 0.0 01/10/1991 842 0 842 0.0 01/11/1991 842 0 842 0.0 01/12/1991 841 0 841 0.0 01/01/1992 838 0 838 0.0 01/02/1992 843 0 843 0.0 01/03/1992 838 0 838 0.0 01/04/1992 843 0 843 0.0 01/05/1992 840 0 840 0.0 01/06/1992 838 0 838 0.0 01/07/1992 842 0 842 0.0 01/08/1992 843 0 843 0.0 01/09/1992 847 0 847 0.0 01/10/1992 831 0 831 0.0 01/11/1992 813 0 813 0.0 01/12/1992 844 0 844 0.0 01/01/1993 840 0 840 0.0 01/02/1993 847 0 847 0.0 01/03/1993 844 0 844 0.0 01/04/1993 834 0 834 0.0 01/05/1993 837 0 837 0.0 01/06/1993 838 0 838 0.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/07/1993 839 0 839 0.0 01/08/1993 838 0 838 0.0 01/09/1993 835 0 835 0.0 01/10/1993 838 0 838 0.0 01/11/1993 1291 0 1291 0.0 01/12/1993 2214 0 2214 0.0 01/01/1994 2245 0 2245 0.0 01/02/1994 2328 0 2328 0.0 01/03/1994 2318 0 2318 0.0 01/04/1994 2330 0 2330 0.0 01/05/1994 2331 0 2331 0.0 01/06/1994 2343 0 2343 0.0 01/07/1994 2346 24 2370 1.0 01/08/1994 2066 73 2139 3.4 01/09/1994 1966 91 2057 4.4 01/10/1994 1681 136 1817 7.5 01/11/1994 1796 200 1996 10.0 01/12/1994 1564 213 1777 12.0 01/01/1995 1098 241 1339 18.0 01/02/1995 1192 227 1419 16.0 01/03/1995 959 210 1169 18.0 01/04/1995 929 218 1147 19.0 01/05/1995 908 213 1121 19.0 01/06/1995 761 215 976 22.0 01/07/1995 799 212 1011 21.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/08/1995 822 232 1054 22.0 01/09/1995 768 237 1005 23.6 01/10/1995 649 240 889 27.0 01/11/1995 822 260 1082 24.0 01/12/1995 707 286 993 28.8 01/01/1996 789 338 1127 30.0 01/02/1996 868 274 1142 24.0 01/03/1996 822 336 1158 29.0 01/04/1996 665 374 1039 36.0 01/05/1996 999 470 1469 32.0 01/06/1996 1138 535 1673 32.0 01/07/1996 1414 340 1754 18.4 01/08/1996 1861 713 2574 27.5 01/09/1996 1953 950 2903 31.5 01/10/1996 2076 1009 3085 32.0 01/11/1996 1935 1026 2961 34.0 01/12/1996 1908 1124 3032 37.0 01/01/1997 1574 1030 2604 39.5 01/02/1997 1642 1216 2858 42.5 01/03/1997 1519 1272 2791 45.5 01/04/1997 1460 1347 2807 48.0 01/05/1997 1382 1321 2703 49.0 01/06/1997 1117 1092 2209 49.5 01/07/1997 582 630 1212 52.0 01/08/1997 56 71 127 56.0 01/09/1997 922 774 1696 37.0 01/10/1997 3178 3019 6197 38.4

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/11/1997 3050 2954 6004 40.7 01/12/1997 2625 2595 5220 41.7 01/01/1998 2722 3056 5778 43.7 01/02/1998 2671 3209 5880 49.0 01/03/1998 2420 3300 5720 52.7 01/04/1998 2292 3556 5848 56.3 01/05/1998 1979 3192 5171 58.0 01/06/1998 2153 3952 6105 60.0 01/07/1998 773 1518 2291 62.7 01/08/1998 2014 4222 6236 64.7 01/09/1998 1762 3923 5685 65.7 01/10/1998 1766 3701 5467 64.0 01/11/1998 1598 2942 4540 62.3 01/12/1998 2447 3801 6248 62.3 01/01/1999 2091 2858 4949 63.0 01/02/1999 1750 1750 3500 50.0 01/03/1999 1079 1079 2158 50.0 01/04/1999 835 1153 1988 58.0 01/05/1999 749 1124 1873 60.0 01/06/1999 710 981 1691 58.0 01/07/1999 1622 2153 3775 47.3 01/08/1999 3817 4325 8142 43.0 01/09/1999 3880 4306 8186 45.4 01/10/1999 3266 5427 8693 52.6 01/11/1999 2811 5153 7964 51.2 01/12/1999 2589 6910 9499 57.8 01/01/2000 2288 4463 6751 57.8

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/02/2000 2416 5135 7551 58.6 01/03/2000 1742 2097 3839 44.7 01/04/2000 1402 493 1895 27.0 01/05/2000 1461 494 1955 28.0 01/06/2000 1188 413 1601 28.5 01/07/2000 1140 402 1542 31.0 01/08/2000 1249 448 1697 30.0 01/09/2000 1095 309 1404 29.0 01/10/2000 1104 276 1380 20.0 01/11/2000 1097 274 1371 20.0 01/12/2000 1095 274 1369 20.0 01/01/2001 1030 257 1287 20.0 01/02/2001 966 241 1207 20.0 01/03/2001 1429 272 1701 16.0 01/04/2001 1412 353 1765 20.0 01/05/2001 1336 313 1649 19.0 01/06/2001 1293 323 1616 20.0 01/07/2001 1261 315 1576 20.0 01/08/2001 1392 489 1881 26.0 01/09/2001 1921 664 2585 34.5 01/10/2001 2071 1364 3435 44.5 01/11/2001 1780 1362 3142 48.0 01/12/2001 1811 1271 3082 44.0 01/01/2002 1797 1499 3296 50.0 01/02/2002 839 859 1698 50.0 01/03/2002 768 699 1467 47.5 01/04/2002 1643 1564 3207 47.5

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/05/2002 1565 1535 3100 49.0 01/06/2002 1541 1512 3053 49.0 01/07/2002 1642 1642 3284 50.0 01/08/2002 1641 1641 3282 50.0 01/09/2002 1395 1395 2790 50.0 01/10/2002 1469 1469 2938 50.0 01/11/2002 1408 1840 3248 54.0 01/12/2002 1370 1792 3162 54.0 01/01/2003 1439 1919 3358 55.0 01/02/2003 1328 1770 3098 55.0 01/03/2003 1288 2243 3531 62.5 01/04/2003 1262 2214 3476 62.5 01/05/2003 1288 1933 3221 60.0 01/06/2003 1293 1940 3233 60.0 01/07/2003 1002 1687 2689 61.5 01/08/2003 944 1531 2475 60.0 01/09/2003 472 616 1088 60.0 01/10/2003 413 526 939 56.0 01/11/2003 410 522 932 56.0 01/12/2003 404 515 919 56.0 01/01/2004 468 621 1089 57.0 01/02/2004 815 1709 2524 67.0 01/03/2004 1017 2222 3239 67.0 01/04/2004 799 2895 3694 74.0 01/05/2004 784 2912 3696 75.0 01/06/2004 753 2990 3743 76.0 01/07/2004 769 3068 3837 76.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/08/2004 747 2980 3727 76.0 01/09/2004 736 2921 3657 76.0 01/10/2004 736 2888 3624 76.0 01/11/2004 729 2868 3597 76.0 01/12/2004 723 2876 3599 76.0 01/01/2005 710 2858 3568 76.0 01/02/2005 666 2659 3325 76.0 01/03/2005 430 1471 1901 76.0 01/04/2005 623 2088 2711 74.0 01/05/2005 741 2516 3257 74.0 01/06/2005 736 2478 3214 74.0 01/07/2005 623 2254 2877 74.0 01/08/2005 382 1526 1908 80.0 01/09/2005 681 2278 2959 74.0 01/10/2005 693 2371 3064 75.0 01/11/2005 662 2286 2948 75.0 01/12/2005 652 2250 2902 75.0 01/01/2006 616 2033 2649 75.0 01/02/2006 268 747 1015 75.0 01/03/2006 246 734 980 76.0 01/04/2006 618 2416 3034 76.0 01/05/2006 475 1868 2343 75.0 01/06/2006 416 1663 2079 80.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/07/2006 290 1158 1448 80.0 01/08/2006 390 1560 1950 80.0 01/09/2006 393 1571 1964 80.0 01/10/2006 375 1498 1873 80.0 01/11/2006 408 1633 2041 80.0 01/12/2006 254 1015 1269 80.0 01/01/2007 61 279 340 82.0 01/02/2007 377 1507 1884 80.0 01/03/2007 302 1207 1509 80.0 01/04/2007 182 726 908 80.0 01/05/2007 131 524 655 80.0 01/06/2007 387 1548 1935 80.0 01/07/2007 409 3142 3551 89.8 01/08/2007 373 1491 1864 80.0 01/09/2007 453 3103 3556 88.0 01/10/2007 554 3952 4506 87.5 01/11/2007 459 3223 3682 87.5 01/12/2007 560 3917 4477 86.5 01/01/2008 531 3700 4231 86.5 01/02/2008 525 3661 4186 86.5 01/03/2008 521 3631 4152 86.5 01/04/2008 496 3428 3924 86.5 01/05/2008 447 2749 3196 86.5

Campo Frontera (Arenisca “T”)

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/07/1991 282 4 286 1.4 01/08/1991 520 1 521 0.2 01/09/1991 522 0 522 0.0 01/10/1991 531 0 531 0.0 01/11/1991 528 0 528 0.0 01/12/1991 525 0 525 0.0 01/01/1992 526 0 526 0.0 01/02/1992 524 0 524 0.0 01/03/1992 530 0 530 0.0 01/04/1992 525 0 525 0.0 01/05/1992 526 0 526 0.0 01/06/1992 529 0 529 0.0 01/07/1992 524 0 524 0.0 01/08/1992 531 0 531 0.0 01/09/1992 527 0 527 0.0 01/10/1992 515 0 515 0.0 01/11/1992 556 0 556 0.0 01/12/1992 528 0 528 0.0 01/01/1993 529 0 529 0.0 01/02/1993 524 0 524 0.0 01/03/1993 525 0 525 0.0 01/04/1993 533 0 533 0.0 01/05/1993 532 0 532 0.0 01/06/1993 529 0 529 0.0 01/07/1993 525 0 525 0.0 01/08/1993 526 0 526 0.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/09/1993 528 0 528 0.0 01/10/1993 528 0 528 0.0 01/11/1993 1002 0 1002 0.0 01/12/1993 1946 6 1952 0.3 01/01/1994 1964 0 1964 0.0 01/02/1994 2006 0 2006 0.0 01/03/1994 2015 0 2015 0.0 01/04/1994 2014 4 2018 0.2 01/05/1994 1992 0 1992 0.0 01/06/1994 2036 4 2040 0.2 01/07/1994 2016 8 2024 0.4 01/08/1994 2128 4 2132 0.2 01/09/1994 2924 0 2924 0.0 01/10/1994 3640 2 3642 0.1 01/11/1994 3368 0 3368 0.0 01/12/1994 3774 0 3774 0.0 01/01/1995 3435 51 3486 1.5 01/02/1995 2845 99 2944 3.4 01/03/1995 3047 151 3198 4.8 01/04/1995 3106 161 3267 5.0 01/05/1995 3144 191 3335 5.8 01/06/1995 3248 190 3438 5.5 01/07/1995 3273 293 3566 8.2 01/08/1995 3230 303 3533 8.6 01/09/1995 2530 263 2793 9.5 01/10/1995 2417 271 2688 10.0 01/11/1995 2243 284 2527 11.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/12/1995 2451 289 2740 10.7 01/01/1996 2224 379 2603 14.5 01/02/1996 2186 397 2583 15.3 01/03/1996 2279 647 2926 20.5 01/04/1996 2506 933 3439 23.0 01/05/1996 2192 1006 3198 26.0 01/06/1996 1751 1158 2909 31.5 01/07/1996 1888 1031 2919 32.0 01/08/1996 2616 1194 3810 25.3 01/09/1996 2404 1557 3961 34.0 01/10/1996 2240 1432 3672 36.3 01/11/1996 2027 1534 3561 40.0 01/12/1996 1673 1605 3278 43.3 01/01/1997 1611 1605 3216 47.0 01/02/1997 1867 1844 3711 49.0 01/03/1997 1717 1792 3509 49.7 01/04/1997 1568 1920 3488 51.3 01/05/1997 1505 1856 3361 52.7 01/06/1997 1260 943 2203 54.0 01/07/1997 1338 2059 3397 47.5 01/08/1997 910 2748 3658 47.5 01/09/1997 703 970 1673 58.0 01/10/1997 1798 946 2744 41.0 01/11/1997 1805 423 2228 19.0 01/12/1997 1624 740 2364 48.0 01/01/1998 1531 1121 2652 51.5 01/02/1998 1608 968 2576 43.5

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/03/1998 1517 943 2460 44.0 01/04/1998 1427 873 2300 44.0 01/05/1998 1236 911 2147 47.5 01/06/1998 1357 912 2269 45.5 01/07/1998 510 398 908 48.0 01/08/1998 1208 994 2202 49.0 01/09/1998 1076 874 1950 48.9 01/10/1998 1044 848 1892 49.0 01/11/1998 1017 903 1920 52.5 01/12/1998 845 822 1667 57.5 01/01/1999 548 506 1054 48.0 01/02/1999 581 537 1118 48.0 01/03/1999 791 674 1465 46.0 01/04/1999 522 502 1024 49.0 01/05/1999 474 474 948 50.0 01/06/1999 454 533 987 54.0 01/07/1999 155 198 353 56.0 01/05/2000 623 1454 2077 70.0 01/06/2000 935 1897 2832 67.0 01/07/2000 788 1839 2627 70.0 01/08/2000 666 1999 2665 75.0 01/09/2000 644 1933 2577 75.0 01/10/2000 553 2212 2765 80.0 01/11/2000 536 2143 2679 80.0 01/12/2000 528 2111 2639 80.0 01/01/2001 447 1786 2233 80.0 01/02/2001 516 2065 2581 80.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/03/2001 214 856 1070 80.0 01/08/2001 502 1506 2008 75.0 01/09/2001 1275 2013 3288 37.5 01/10/2001 1672 2909 4581 52.1 01/11/2001 1731 4964 6695 56.0 01/12/2001 1439 5722 7161 72.7 01/01/2002 1210 5240 6450 76.3 01/02/2002 1069 4968 6037 78.0 01/03/2002 731 4003 4734 83.7 01/04/2002 872 4923 5795 83.7 01/05/2002 841 5370 6211 85.0 01/06/2002 762 5816 6578 86.3 01/07/2002 767 6028 6795 86.7 01/08/2002 620 5239 5859 86.7 01/09/2002 715 5272 5987 62.0 01/10/2002 1067 4090 5157 62.7 01/11/2002 1289 4622 5911 61.3 01/12/2002 1038 2206 3244 61.3 01/01/2003 813 2237 3050 52.5 01/02/2003 745 1979 2724 52.5 01/03/2003 677 1195 1872 55.0 01/04/2003 469 117 586 20.0 01/05/2003 376 169 545 55.0 01/06/2003 356 100 456 22.0 01/07/2003 380 127 507 25.0 01/08/2003 386 209 595 44.0 01/09/2003 966 1822 2788 50.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/10/2003 820 1671 2491 50.5 01/11/2003 745 1686 2431 52.0 01/12/2003 729 1644 2373 52.0 01/01/2004 570 1743 2313 54.0 01/02/2004 408 1477 1885 55.5 01/03/2004 541 1661 2202 57.0 01/04/2004 440 1365 1805 57.5 01/05/2004 483 1911 2394 60.0 01/06/2004 536 2202 2738 61.5 01/07/2004 512 2199 2711 62.0 01/08/2004 516 2166 2682 62.0 01/09/2004 517 2192 2709 62.0 01/10/2004 511 2166 2677 62.0 01/11/2004 504 2173 2677 62.0 01/12/2004 492 2116 2608 62.0 01/01/2005 490 2150 2640 62.0 01/02/2005 478 2105 2583 62.0 01/03/2005 443 1944 2387 62.0 01/04/2005 356 1835 2191 62.0 01/05/2005 226 1819 2045 86.3 01/06/2005 229 1806 2035 77.4 01/07/2005 232 1876 2108 89.0 01/08/2005 190 1541 1731 89.0 01/09/2005 219 1774 1993 89.0 01/10/2005 225 1822 2047 89.0 01/11/2005 228 1847 2075 89.0 01/12/2005 223 1808 2031 89.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/01/2006 252 2264 2516 90.0 01/02/2006 200 1796 1996 90.0 01/03/2006 193 1738 1931 90.0 01/04/2006 204 1833 2037 90.0 01/05/2006 202 1816 2018 90.0 01/06/2006 190 1713 1903 90.0 01/07/2006 230 2074 2304 90.0 01/08/2006 191 1717 1908 90.0 01/09/2006 200 1800 2000 90.0 01/10/2006 185 1666 1851 90.0 01/11/2006 208 1875 2083 90.0 01/12/2006 203 1826 2029 90.0 01/01/2007 169 1938 2107 92.0 01/02/2007 160 1837 1997 92.0

Date Oil Rate

(Cal. Day) bbl/d


bbl/d


bbl/d

Water Cut %

01/03/2007 180 2071 2251 92.0 01/04/2007 156 1789 1945 92.0 01/05/2007 162 1859 2021 92.0 01/06/2007 155 1787 1942 92.0 01/07/2007 154 1775 1929 92.0 01/08/2007 82 941 1023 92.0 01/10/2007 122 217 339 64.0 01/11/2007 322 483 805 60.0 01/12/2007 353 530 883 60.0 01/01/2008 334 501 835 60.0 01/02/2008 316 474 790 60.0 01/03/2008 301 452 753 60.0 01/04/2008 282 423 705 60.0 01/05/2008 246 438 684 64.0

CAMPO FRONTERA

CUADRO 7.1. CÁLCULO DE LA RATA DE INTRUSIÓN DE AGUA

ARENISCA ‘U’ INFERIOR

(1). (2). (3). (4). (5). (6). (7). (8). (9). (10). (11). (12). t ∆t βo βoi βw βg Np Wp Gp Rp=(9)/(7) Rs dV/dt Período de

t. [días] [días] [BY/BN] [BY/BN] [BY/BN] [PC/PCS] [BN] [BN] [MPCS] [PCS/BN] [PCS/BN] [BY/día]

0 0 0 - - - - 0 0 0 0.000 225 - 1 2271 2771 1.3145 1.3045 1 0.0053915 3,843,047.00 2,139,468.00 1,185,725.00 308.538 225 3219.79 2 6301 3530 1.3145 1.3045 1 0.0053915 7,347,414.00 8,680,105.00 2,291,034.00 311.815 225 2565.96

ARENISCA ‘T’

(1). (2). (3). (4). (5). (6). (7). (8). (9). (10). (11). (12). t ∆t βo βoi βw βg Np Wp Gp Rp=(9)/(7) Rs dV/dt Período de

t. [días] [días] [BY/BN] [BY/BN] [BY/BN] [PC/PCS] [BN] [BN] [MPCS] [PCS/BN] [PCS/BN] [BY/día]

0 0 0 - - - - 0 0 0 0.000 179 - 1 2271 2771 1.1860 1.1812 1 0.0048471 4,304,201.00 1,305,073.00 1,451,905.00 337.323 179 3505.21 2 6301 3530 1.1860 1.1812 1 0.0048471 5,816,754.00 7,266,997.00 2,022,295.00 347.667 179 1222.06

CAMPO FRONTERA

CUADRO 7.2. CÁLCULO DE LA INTRUSIÓN DE AGUA MEDIANTE LA ECUACIÓN DE SCHILTHUIS


(1). (2). (3). (4). (5). (6). (7). (8). t ∆t P ∆P dV/dt=dWe/dt Cs=(5)/(4) ∆we=(6)*(4)*(2) We Período de

t. [días] [días] [Psi] [Psi] [BY/día] [BY/día/Psi] [BY] [BY]

0 0 0 3612.1 - - - - - 1 2271 2771 3292.8 159.65 3219.79 20.16 8,922,042.92 8,922,042.922 6301 3530 2886.2 522.60 2565.96 4.91 9,054,764.88 17,976,807.8

ARENISCA ‘T’

(1). (2). (3). (4). (5). (6). (7). (8). t ∆t P ∆P dV/dt=dWe/dt Cs=(5)/(4) ∆we=(6)*(4)*(2) We Período de

t. [días] [días] [Psi] [Psi] [BY/día] [BY/día/Psi] [BY] [BY]

0 0 0 3815.3 - - - - - 1 2271 2771 3619.3 98.00 3505.21 35.77 9,712,931.14 9,712,931.14 2 6301 3530 3369.8 320.75 1222.06 3.81 4,310,028.4 14,022,959.54

CAMPO FRONTERA

CUADRO 7.3. OBTENCIÓN DE LOS COEFICIENTES PARA LAS ECUACIONES DE HURST


(1). (2). (3). (4). (5). (6). ti Csi log(ti) Csi*ti Csi*ti*log(ti) Csi*log(ti) Período de t.

[días] [BY/día/Psi] 0 0 - - - - - 1 2271 20.160 3.356 45,783.4 153,658.9 67.7 2 6301 4.910 3.799 30,937.9 117,545.8 18.7 Σ 8572 25.070 76,721.3 271,204.7 86.3

ARENISCA ‘T’

(1). (2). (3). (4). (5). (6). ti Csi log(ti) Csi*ti Csi*ti*log(ti) Csi*log(ti) Período de t.

[días] [BY/día/Psi] 0 0 - - - - - 1 2271 35.767 3.356 81,227.9 272,618.4 120.0 2 6301 3.810 3.799 24,006.9 91,211.9 14.5 Σ 8572 39.577 105,234.7 363,830.3 134.5

CAMPO FRONTERA

CUADRO 7.5. CÁLCULO DE LA INTRUSIÓN DE AGUA MEDIANTE LA ECUACIÓN MODIFICADA DE HURST


(1). (2). (3). (4). (5). (6). (7). (8). ti ∆t a Ch ∆P log(a.t) ∆We=(4)*((5)*(2))/(6) We Período de

t. [días] [días] [BY/día/Psi] [Psi]

0 0 0 - - - - - - 1 2271 2771 0.000614848 2.8972 159.65 0.144984899 8,840,180.959 8,840,180.96 2 6301 3530 0.000614848 2.8972 522.6 0.588177244 9,086,871.132 17,927,052.09

ARENISCA ‘T’

(1). (2). (3). (4). (5). (6). (7). (8). ti ∆t a Ch ∆P log(a.t) ∆We=(4)*((5)*(2))/(6) We Período de

t. [días] [días] [BY/día/Psi] [Psi]

0 0 0 - - - - - - 1 2271 2771 0.000498648 1.9043 98 0.054011216 9,574,453.983 9,574,453.98 2 6301 3530 0.000498648 1.9043 320.75 0.497203561 4,336,531.519 13,910,985.50

CAMPO FRONTERA

CUADRO 7.6. CÁLCULO DE LA CONSTANTE DE INTRUSIÓN DE AGUA MEDIANTE LA ECUACIÓN DE STANLEY (α=0.8)


(1). (2). (3). (4). (5). (6). (7). (8). Ť ti P ∆P α ∆we We Cst=(7)/((4)*(1)^(5)) [días] [Psi] [Psi] [BY] [BY] [BY/día/Psi]

0 0 3612.1 - - - - - 1 2271 3292.8 159.65 0.8 8,922,042.92 8,922,042.92 55,885.0 2 6301 2886.2 362.95 0.8 9,054,764.88 17,976,807.8 28,048.6

ARENISCA ‘T’


0 0 3815.3 - - - - - 1 2271 3619.3 98 0.8 9,712,931.14 9,712,931.14 99,111.5 2 6301 3369.8 222.75 0.8 4,310,028.4 14,022,959.54 35,647.6

CAMPO FRONTERA

CUADRO 7.6. CÁLCULO DE LA CONSTANTE DE INTRUSIÓN DE AGUA MEDIANTE LA ECUACIÓN DE STANLEY (α=0.5)



0 0 3612.1 - - - - - 1 2271 3292.8 159.65 0.5 8,922,042.92 8,922,042.92 55,885.0 2 6301 2886.2 362.95 0.5 9,054,764.88 17,976,807.8 30,534.9

ARENISCA ‘T’

(1). (2). (3). (4). (5). (6). (7). (8). Ť ti P ∆P α ∆we We Cst=(7)/((4)*(1)^(5)) [días] [Psi] [Psi] [BY] [BY] [BY/día/Psi] 0 0 3815.3 - - - - - 1 2271 3619.3 98 0.5 9,712,931.14 9,712,931.14 99,111.5 2 6301 3369.8 222.75 0.5 4,310,028.4 14,022,959.54 38,807.9

CAMPO FRONTERA

CUADRO 7.7. PARÁMETROS NECESARIOS PARA EL CÁLCULO DEL POES


(1). (2). (3). (4). (5). (6). (7). (8). (9). (10). t ∆t βo βoi βw βg Np Wp Gp Rp=(9)/(7)Período de

t. [días] [días] [BY/BN] [BY/BN] [BY/BN] [PC/PCS] [BN] [BN] [MPCS] [PCS/BN]

0 0 0 - - - - 0 0 0 0.000 1 2271 2771 1.3145 1.3045 1 0.0053915 3,843,047.00 2,139,468.00 1,185,725.00 308.538 2 6301 3530 1.3145 1.3045 1 0.0053915 7,347,414.00 8,680,105.00 2,291,034.00 311.815

(11). (12). (13). (14). (15). (16). Rs dV/dt Cs ∆we We Ce Período de

t. [PCS/BN] [BY/día] [BY/día/Psi] [BY] [BY] [Psi-1]

0 225 - - - - - 1 225 3219.79 20.16 8,922,042.92 8,922,042.92 0.000035062 225 2542.96 4.91 8,976,608.98 17,898,651.9 0.00003506

CAMPO FRONTERA

CUADRO 7.7. PARÁMETROS NECESARIOS PARA EL CÁLCULO DEL POES (Continuación)

ARENISCA ‘T’

(1). (2). (3). (4). (5). (6). (7). (8). (10). t ∆t βo βoi βw βg Np Wp Rp=(9)/(7)Período de

t. [días] [días] [BY/BN] [BY/BN] [BY/BN] [PC/PCS] [BN] [BN] [PCS/BN]

0 0 0 - - - - 0 0 0.000 1 2271 2771 1.1860 1.1812 1 0.0048471 4,304,201.00 1,305,073.00 337.323 2 6301 3530 1.1860 1.1812 1 0.0048471 5,816,754.00 7,266,997.00 347.667

(11). (12). (13). (14). (15). (16). Rs dV/dt Cs ∆we We Ce Período de

t. [PCS/BN] [BY/día] [BY/día/Psi] [BY] [BY] [Psi-1]

0 179 - - - - - 1 179 3505.21 35.77 9,712,931.14 9,712,931.14 0.000025842 179 1194.8 3.81 4,217,644.21 13,930,575.0 0.00002584

GRÁFICO 1.1. DIAGRAMAS DE REACONDICIONAMIENTOS

COMP. ORIG. : 26-Enero-1988 wo # 07: 24-09-02

EMR = 870' wo # 08: 21-02-04ES = 849' wo # 09: 28-06-05 TUBERIA DE REVESTIMIENTO SUP.

10 3/4" ; K -55 ; 45,5 LB/PIE, 60 TUBOS

1991' ZAPATA SUPERFICIAL CEMENT.CON 1050Sxs TIPO "G"7" CASING , N-80, 29#/FT; 92 TUBOS . N-80, 26#/FT; 7 TUBOS P-110, 26#/FT; 37 TUBOS

N-80, 29 #/FT, 6 TUBOS

3 1/2" EUE, N-80, 9.3 #/P, 289 TUBOS

8875' 3 1/2" EUE, CAMISA ( ID=2.81" )

3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO.8909'

3 1/2" EUE, NO-GO

3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO. 8943' 5 1/2" x 2 7/8" EUE,ON OFF SEAL CONECTOR

2 7/8"EUE,N-80,1 TUBO

8979' 7"X 2 7/8"PACKER ARROW

2 7/8"EUE,N-80,2 TUBOS 9046' 2 7/8" EUE,CAMISA DESLIZABLE ID=

ARENA "U"inf.(4DPP) 2 7/8"EUE,N-80,2 TUBOS

9034' - 9064' (30' )9113' 7"X 2 7/8"PACKER ARROW9150' 2 7/8"EUE,N-80,1 TUBO.

ARENA "T" ( 9DPP) 2 7/8" EUE,CAMISA DESLIZABLE ID=9158' - 9180' (22' ) 9185' 2 7/8"EUE,N-80,1 TUBO.TAPON CIEGO.9180' - 9190' (10' ) 4DPP 9185' C.O.T.D.

9200` COLLAR FLOTADOR 9235' ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 600

PT = 9253' Sxs TIPO "G" + ADITIVOS. PT(L) = 9254'

WORKOVER # 09

POZO FRONTERA - 01COMPLETACIÓN REALIZADA DESPUÉS DEL WORKOVER DEL 29 DE MAYO DE 2005

GRÁFICO 1.1. DIAGRAMAS DE REACONDICIONAMIENTOS (Continuación)


WORKOVER # 05 COMP. ORIG.: 08-Septiembre-1994EMR = 933' wo # 02 : 13-JUL-99ES = 912' wo # 03 : 17-OCT-01

wo # 04 : 28-FEB-03wo # 05 : 15-MAY-06

10 3/4", J-55, 40.5 LB/P, 59 JTS

2501' ZAPATA GUIA SUPERFICIAL

CEMENTADO CON 1200 SXS "A"7" CASING DE PRODUCCIONC-95, 26 #/P, 283 TUBOS + 1 TUBO CORTO

3 ½" EUE, N-80, 280 TUBOS.

6759' 3 ½" EUE, CAMISA (ID=2.81")3 ½" EUE, N-80, 1 TUBO.

6793'6796' 7" x 3 ½" EUE, PACKER "ARROW SET-1X" 6801' 3 ½" EUE, N-80, 1 TUBO.6831' 3 ½" EUE, NO-GO 6835' 3 ½" EUE, NEPLO CAMPANA

ARENA "TIYUYACU" 6868' - 6872' ( 4' ) SQZ W.O. # 057070' - 7370' ( 300') (12 DPP) 7448' - 7452' ( 4' ) SQZ W.O. # 05

7530' 7" CIBP ( W.O. # 05 )7898' DV TOOL CEMENTADO CON 1500 SXS TIPO "A"

8076' TOPE DE PESCADO8948' 3 1/2" EUE, CAMISA (ID=2.81")

3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO.

8982' 3 1/2" EUE, NO-GO

9013' 5 1/2" x 2 7/8", CAMP. ON-OFF

2 7/8" ON-OFF SEAL CONNECT.ARENA "Ui" 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO.9100' - 9106' ( 6' ) (5 DPP) 9049'' 7" x 2 7/8" EUE, PACKER "FH" 9106' - 9110' ( 4') (10 DPP) 2 7/8" EUE, 2 TUBOS9110' - 9114' ( 4' ) (5 DPP) 9222' 2 7/8" EUE, CAMISA (ID=2.31")9115' - 9130' (15' ) (6 DPP) SQZ WO # 039138' - 9142' ( 4' ) (2 DPP) SQZ WO # 01 2 7/8" EUE, 2 TUBOS

9185' 7" x 2 7/8" EUE, PACKER "FH" ARENA "T" 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO.9236' - 9244' ( 8' ) (5 DPP) 9260' - 9266' ( 6' ) (5 DPP) 2 7/8" EUE, CAMISA (ID=2.31")9266' - 9274' ( 8' ) SQZ WO # 04 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO.9274' - 9280' ( 6' ) SQZ WO # 03 9257' 2 7/8" EUE, TAPON CIEGO9280' - 9284' ( 4' ) SQZ WO # 039296' - 9300' ( 4' ) SQZ WO # 04

9356' COTD 9361' COLLAR FLOTADOR 9406' ZAPATO GUIA DE FONDO

PT(D) = 9410' CEMENTADO CON 582 SXS TIPO "G"PT(L) = 9406'

COMPLETACIÓN REALIZADA DESPUÉS DEL WORKOVER DEL 15 DE MAYO DE 2006POZO FRONTERA - 03


POZO FRONTERA - 04B

WORKOVER # 11

COMP. ORIG.: 20-Julio-96wo # 07: 28-Mar-02

EMR = 863' wo # 08: 30-Ago-03ES = 841' wo # 09: 20-Abr-04 wo # 10: 11-Sep-07

wo # 11: 28-Ago-08

ARENA " U inf " 9092' - 9100' ( 8' ) SQZ WO 11

9100' - 9107' ( 7' ) @ 5 DPP

9107' - 9108' ( 1' ) SQZ WO 11

9118' - 9122' ( 4' ) SQZ WO 11

ARENA "T"

9226' - 9234' (8' ) @ 5 DPP

PT(D) = 9300' PT (L) = 9300'

9244' - 9248' (4') SQZ @ 2 DPP

9234' - 9240' (6') SQZ W.O. 08

COMPLETACIÓN REALIZADA DESPUÉS DEL WORKOVER DEL 28 DE AGOSTO DE 2008

8823'

MOTOR, 165 HP, 2133 V, 46 Amp, SERIE 562

SENSOR CENTINEL, SERIE 4507" CENTRALIZADOR

3-1/2" EUE, N-80, 9.3 LBS/P, 284 TUBOS

SEPARADOR DE GAS, SERIE 513

3-1/2" DESCARGA

3-1/2", EUE, N-80, 9.3 #/P, 1 TUBO

3-1/2", EUE, N-80, 9.3 #/P, 1 TUBO

3-1/2", NO-GO NIPLE, ID = 2.75"

3-1/2", CAMISA DESLIZABLE ( ID = 2.81" )

DV-TOOL CEMENTADO CON 1100 SXS TIPO "G"

BOMBA P23 PMXSSDH6, 68 ETAPAS, SERIE 538

SELLO, GST3DBXH6GHLPFS, SERIE 513

7740'

9284'

9160'

CABLE PLANO # 02 CON CAPILAR 3/8".CAPILAR LLEGA HASTA LA BASE DEL SEPARADOR DE GAS

S

P

8826'

8857'8858'

8889'8890'

8900'8903'

8915'

8935'

8940'

COTD WO 11

9302'

9348'

COLLAR FLOTADORZAPATO GUIA CEMENTADO CON 1500 SXS TIPO "G" + ADITIVOS

EZ-DRILL WO 11

10-3/4" CASING SUPERFICIAL:K-55, 40.5 LBS/P, 78 TUBOS

ZAPATO SUPERFICIALCEMENTADO CON 1350 SXS TIPO "A"

7" CASING DE PRODUCCIONC-95, 26 LBS/P, 8RD, R-3, 214 TUBOS

3074'


POZO FRONTERA - 05

COMP. ORIG.: 02-Agosto-1996wo # 8: 27-Mar-06

EMR = 849' wo # 9: 13-Jul-06ES = 827' wo # 10: 26-Ene-07MR = 22' wo # 11: 01-Jun-07

10 3/4", TUBERIA DE REVESTIMIENTO SUP.K-55; 40,5 #/P, 69 TUBOS.

3074' ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 1450 SXS TIPO "A"7" CASING, 214 TUBOS; C-95; 26 #/P

CABLE PLANO 2/7 CON CAPILAR 3/8" 3 1/2" EUE, N-80 , 280 TUBOS CLASE "A"

W.O. N° 11, 9.3 #/P8712'

3 1/2" EUE, CAMISA (ID=2.81")

3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO.8746'

3 1/2" EUE, NO-GO (ID=2.75")3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO

8779' 3 1/2 " EUE, DESCARGA

BOMBA SERIE-540, GN-2100 (61 ETAPAS) 8787'

BOMBA SERIE-540, GN-2100 (110 ETAPAS)

8800' AGH, SERIE-5408807' INTAKE, SERIE-5408808'8817' PROTECTOR, SERIE-540, LSLSL

PROTECTOR, SERIE-540, BPBSL8826'

MOTOR: 330 HP; 1950 VOL,102.5 AMP,SERIE 562ADAPTER, SERIE 562/450

8853' SENSOR PHOENIX XT-08857' 7" CENTRALIZADOR

ARENA "Ui"9020' - 9026' ( 06' ) @ 10 DPP9026' - 9028' ( 02' ) @ 5 DPP9050' - 9060' ( 10' ) @ 10 DPP

9080'

MOTOR-REDA 330HP;1950 VOLT;102 AMP.SURVEYOR-CENTRALIZADOR7" CIBP (WO-03 )

9174' - 9184' ( 10' )9191' - 9197' ( 6' )

9220' COTD 9268' ZAPATO GUIA DE FONDO

PT(D) = 9270' CEMENTADO CON 400 SXS TIPO "G"+ADITIVOS.PT(L) = 9277'

WORKOVER # 11

ARENA "T" ( 6DPP) 9120'

9060' - 9064' ( 04' ) @ 5 DPP

COMPLETACIÓN REALIZADA DESPUÉS DEL WORKOVER DEL 01 DE JUNIO DE 2007

M

TOPE DE PESCADO (Parte de motor) ( WO-06 )

M

9197' - 9204' ( 7' ) SQZ ( WO-01 )9216' - 9218' ( 2' ) SQZ ( WO-01 )



CORTE ESTRUCTURAL ESTRATIGRÁFICO A - A’,ENTRE LOS POZOS FRONTERA 3, 4B, 1, 5 Y 2,

REFERIDO A LA BA SE DE LA CALIZA “A”


ESCALA:SIN ESCALA

FECHA:OCTUBRE 2008

GRÁFICO:2.1.

POZO PRODUCTOR

POZO REINYECTOR

POZO CERRADO

NÚCLEO

INTERVALO PROBADO

NIVEL DE REFERENCIA

ARENISCA POROS. > 8 %

ARENISCA POROS. < 8 %

ARENISCA CALCÁREA

LUTITA

CALIZA

GRANITO

CAMBIO DE FACIE

DISCORDANCIA

FALLA

ELEVACIÓN DE LA MESA ROTARIA


PROFUNDIDAD TOTAL

LEYENDA

CALIZA “B”

CAP9298 (-8434)

ARE IS AN C “T”

CALIZA “C”

NHOLLÍ

NIVEL DE REFERENCIA (-8025 pies)

FRONTERA - 3EMR - 864 pies

FRONTERA - 4BEMR - 863 pies




NE

A A’480 m. 560 m. 430m. 540 m.

N VEL SM CO MAPEA O

I SÍ ID

I EL SÍ M C M PE DO

N V S I O A ALIZA “A”CA

CAP9133 (-8269)

PT9377’ (-8514’)

PT9254’ (-8379’)

PT9406’ (-8542’)

PT9277’ (-8428’)

PT9267’ (-8421’)

SW

?

F-4B

F-1

F-5

F-3

F-2

A’

A

MAPA DE UBICACIÓN

QLLSGA-2

QLLSGA-1

EMR

CAP

PT

ARE IS A U” F.

N C “ IN

COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO FRONTERA

PERIODO EPOCA PISO FORMA DENOMINACIÓN LITOLOGÍA ESPESOR AMBIENTE DESCRIPCIÓNMIEMBROFORMACIONAL

C R

E

T

Á

C

I C

O

MA

ES

TR

ICH

TIE

NS

EC

ON

IAC

IAN

O -

C

AM

PA

NIA

NO

TU

RO

NIA

NO

T

EM

PR

AN

O A

TA

RD

IOA

LB

IAN

O -

C

EN

OM

AN

IAN

O TA

RD

IOA

LB

IAN

O -

C

AM

PA

NIA

NO

AP

TIA

NO

-

AL

BIA

NO

IN

FE

RIO

R

T E

N

A

N A

P

O

H O

L L

I N

NA

PO

SU

PE

RIO

RN

AP

O M

ED

ION

AP

O IN

FE

RIO

RN

AP

O B

AS

AL

HO

LL

IN S

UP

ER

IOR

PL

ATA

FO

RM

A E

STA

BL

EP

LA

TA

FO

RM

A S

UB

SID

EN

TE

AL S

UR

LUTITA Y CALIZA

LUTITA Y CALIZA

LUTITA

LUTITA

LUTITA

LUTITA “ U “

ARENISCA M - 1

CALIZA M - 1

CALIZA M - 2

ARENISCA M - 2

CALIZA “ A ”

ARENISCA “U”SUPERIOR

ARENISCA “U”INFERIOR

CALIZA “ B ”

ARENISCA “T”SUPERIOR

ARENISCA “T”INFERIOR

CALIZA “ C ”

CONTINENTAL AMARINO SOMERO

INTERCALACIÓN DEARCILLAS ROJAS YARENISCAS DELGADAS

ARENISCAS

INTERCALACIONES DE CALIZAY LUTITA

LUTITAS NEGRASY CALIZAS OSCURAS

MARGAS Y CALIZAS

LUTITAS

CALIZAS ARENOSAS,GLAUCONITICAS

LUTITA

ARENISCA CALCÁREA

CALIZAS MASIVAS

ARENISCA LIMOSA, GRANOFINO, INTERCALADA CONLUTITA

ARENISCA DE GRANO FINO A MEDIO,LAMINA, TOPE, ESTRATICRUZADA

MARINO

SOMERO

LUTITAS NEGRAS

CALIZAS Y MARGAS

LUTITA

CALIZAS MASIVAS

CONTINENTAL

TRANSICIONALA MARINO

GRANULITAS

ARENISCA CON INTERCALACIONESDE LUTITA AL TOPE

ARENISCAS GALUCONITICASINTERCALADAS CON LENTESDE LUTITAS

ARENISCAS LIMOSAS INTERCALADASCON LENTES DE LUTITAS

22

36

60

50

55

44

36

50

49

Gráfico 2.2.

GRÁFICO 4.1. HISTORIAL DE PRESIONES

HIS

TOR

IA D

E PR

ESIÓ

N D

EL C

AM

PO F

RO

NTE

RA

(AR

ENA

"U

" IN

F)

y = ‐0.1152x + 3937.9

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

TIEM

PO [D

ías]

PRESIÓN [Psi]

GRÁFICO 4.1. HISTORIAL DE PRESIONES (Continuación)

HIS

TOR

IA D

E PR

ESIÓ

N D

EL C

AM

PO F

RO

NTE

RA

(AR

ENA

"T"

)

y = ‐0.0707x + 3815.3

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

TIEM

PO [D

ías]

PRESIÓN [Psi]

GRÁFICO 4.2.: COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN EN EL CAMPO FRONTERA

DEC

LIN

ACIÓ

N D

E LA

PR

ESIÓ

N E

N E

L C

AMPO

FR

ON

TER

A ("

U"

INFE

RIO

R)

0102030405060708090100 0.

00.

72.

23.

97.

69.

211

.614

.418

.021

.724

.226

.929

.431

.132

.433

.534

.234

.835

.2

PETR

ÓLE

O P

RO

DU

CID

O A

CU

MU

LAD

O [%

PO

ES]

PRESIÓN DE YACIMIENTO [% Pi]

GRÁFICO 4.2.: COMPORTAMIENTO DE LA PRESIÓN EN EL CAMPO FRONTERA (Continuación)

DEC

LIN

ACIÓ

N D

E LA

PR

ESIÓ

N E

N E

L C

AMPO

FR

ON

TER

A ("

T")

0102030405060708090100 0.

00.

61.

83.

49.

316

.121

.224

.727

.528

.129

.230

.732

.934

.335

.536

.236

.737

.137

.3

PETR

ÓLE

O P

RO

DU

CID

O A

CU

MU

LAD

O [%

PO

ES]

PRESIÓN DE YACIMIENTO [% Pi]

GRÁFICO 5.1. HISTORIAL DE PRODUCCIONES POR POZO EN EL CAMPO FRONTERA

FIELDNAME: FRONTERAWELL: FRONTERA 1RESERVOIR: UI

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

91 91 92 92 92 93 93 93 94 94 94 95 95 95 96 96 96 97 97 97 98 98 98 99 99 99 00 00 00 01 01 01 02 02 02 03 03 03 04 04 04 05 05 05 06 06 06 07 07

DATE

Oil Rate (Cal. Day) [bbl/d]Water Rate (Cal. Day) [bbl/d]Liquid Rate (Cal. Day) [bbl/d]


0

25

50

75

100

91 91 92 92 92 93 93 93 94 94 94 95 95 95 96 96 96 97 97 97 98 98 98 99 99 99 00 00 00 01 01 01 02 02 02 03 03 03 04 04 04 05 05 05 06 06 06 07 07

DATE

Water Cut [%]

GRÁFICO 5.1. HISTORIAL DE PRODUCCIONES POR POZO EN EL CAMPO FRONTERA (Continuación)

FIELDNAME: FRONTERAWELL: FRONTERA 1RESERVOIR: TI

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

2001 2001 2002 2002 2002 2002 2002 2002 2003 2003 2003 2003 2003 2003 2004 2004 2004 2004 2004 2004 2005 2005 2005

DATE



0

25

50

75

100

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DATE

Water Cut [%]

GRÁFICO 5.2. HISTORIAL DE PRODUCCIONES POR ARENISCA EN EL CAMPO FRONTERA

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DATE


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DATE

Water Cut [%]

GRÁFICO 5.2. HISTORIAL DE PRODUCCIONES POR ARENISCA EN EL CAMPO FRONTERA (Continuación)

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DATE


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DATE

Water Cut [%]

GRÁFICO 5.3. DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN

GRÁFICO 5.3. DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN (Continuación)

GRÁFICO 5.8. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS DEL CAMPO FRONTERA

CURVA DE IPR, POZO FRONTERA 2 ("U" INFERIOR)

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CAUDAL [BPPD]

PRES

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CURVA DE IPR, POZO FRONTERA 2 ("T" INFERIOR)

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CAUDAL [BPPD]

PRES

IÓN

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]

GRÁFICO 5.8. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS DEL CAMPO FRONTERA (Continuación)

CURVA DE IPR, POZO FRONTERA 4B ("U" INFERIOR)

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500

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CAUDAL [BPPD]

PRES

IÓN

[Psi

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CURVA DE IPR, POZO FRONTERA 4B ("T" INFERIOR)

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CAUDAL [BPPD]

PRES

IÓN

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]

GRÁFICO 5.8. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS DEL CAMPO FRONTERA (Continuación)

CURVA DE IPR, POZO FRONTERA 5 ("U" INFERIOR)

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500

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0 100 200 300 400 500 600 700 800

CAUDAL [BPPD]

PRES

IÓN

[Psi

]

CURVA DE IPR, POZO FRONTERA 5 ("T" INFERIOR)

0

500

1000

1500

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3000

3500

4000

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

CAUDAL [BPPD]

PRES

IÓN

[Psi

]

B. NOMENCLATURA

A

a: declinación

°API: grado API

B

BAPD: barriles de agua por día

BN: barriles normales

BPPD: barriles de petróleo por día

BSW: agua y sedimentos básicos

BY: barriles de yacimiento

βg: factor volumétrico del gas

βo: factor volumétrico de petróleo

βw: factor volumétrico del agua

C

CAP: contacto agua-petróleo

Ce: compresibilidad efectiva

Cf: compresibilidad de la formación

Ch: constante de Hurst

Co: compresibilidad de petróleo

Cs: constante de Schilthuis

Cst: constante de Stanley

Cw: compresibilidad del agua

E

EMR: elevación de la mesa rotaria

F

°F: grados Farenheit

ft: pies

G

GOR: razón gas-petróleo

Gp: gas producido

GR: gamma ray

H

h: espesor

I

In: pulgadas

IP: índice de productividad

K

K: permeabilidad

M

md: milidarcys

N

Np: petróleo producido

NPHI: porosidad neutrón

P

P: presión

PC: pies cúbicos de yacimiento

PCS: pies cúbicos estándar

PHIE: porosidad efectiva

POES: petróleo original en sitio

Pr: presión de reservorio

PSI: libras por pulgada cuadrada

Pwf: presión de fondo fluyente

P.V.T.: propiedades presión-volumen-temperatura

ρ: densidad

Φe: porosidad efectiva

Q

q: caudal

R

Rp: razón gas-petróleo producido acumulado

Rs: relación de solubilidad

Rt: resistividad de la formación

Rw: resistividad del agua

S

So: saturación de petróleo

SP: potencial espontáneo

Sw: saturación de agua

T

T: temperatura

Tc: temperatura crítica

t : tiempo

U

µ: viscosidad

V

Vsh: volumen de arcilla

W

We: intrusión de agua

Wp: agua producida

C. GLOSARIO DE TÉRMINOS

A Acuífero.- Una zona subterránea de roca permeable saturada con agua

bajo presión. Para aplicaciones de almacenamiento de gas un acuífero

necesitará estar formado por una capa permeable de roca en la parte

inferior y una capa impermeable en la parte superior, con una cavidad

para almacenamiento de gas.

Anticlinal.- Plegamiento de las capas superiores de las rocas similar a un

arco en forma de domo.

Agua de Formación.- Agua que se encuentra conjuntamente con el

petróleo y el gas en los yacimientos de hidrocarburos. Puede tener

diferentes concentraciones de sales minerales.

Análisis de Núcleos.- Examen de laboratorio de muestras geológicas

tomadas durante la perforación del pozo, para determinar parámetros

geológicos y petrofísicos de las rocas y de sus fluidos tales como

porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos, como datos

fundamentales.

Arcilla.- Material residual de grano fino que adquiere un comportamiento

plástico cuando se mezcla con una cantidad limitada de agua.

Arena Productiva.- Capa de arena o arenisca donde se encuentra

acumulaciones de hidrocarburos.

Arenisca.- Roca sedimentaria compuesta de arena cementada por otros

materiales.

C

Contacto Agua-Petróleo (CAP).- Es el nivel más bajo en que se puede

detectar petróleo.

D Declinación de la producción de un yacimiento.- Es la disminución

anual de la producción expresada en porcentaje, que experimenta un

yacimiento. Se la obtienen dividiendo la tasa de producción de fin de año

para la producción a comienzos de año.

Densidad.- Medida de la materia como masa por unidad de volumen

expresada en libras por galón (ppg), gramos por centímetro cúbico (g/cc)

y libras por pie cúbico (lb/ft³).

F Factor de recuperación.- Porcentaje del petróleo extraído de un

yacimiento con relación al volumen total contenido en el mismo.

Factor volumétrico.- Relación de volúmenes de un fluido a condiciones

de de superficie y de yacimientos. Falla.- Término geológico que indica una rotura de la formación, hacia

arriba o hacia abajo, en los estratos subsuperficiales. Las fallas pueden

afectar considerablemente los programas de lodo y de tubería de

revestimiento implementados en la zona.

Fase mojante.- Fluido que humecta a la roca reservorio. Fase no mojante.- Fluido que no humecta a la roca reservorio.

Fluido.- Cualquier sustancia que rápidamente asume la forma del

contenedor en el cual está depositada. El término incluye a líquidos y

gases.

Formación.- La formación es la unidad formación fundamental de la

clasificación litoestratigráfica; tiene rango intermedio en la jerarquía de las

unidades litoestratigráficas y es la única unidad formal empleada para

dividir completamente a toda la columna estratigráfica en todo el mundo

en unidades nombradas, sobre la base de su naturaleza litoestratigráfica.

L Litología.- Estudio, descripción y clasificación de rocas.

P

Pérdidas de Caída de Presión.- Presión perdida en un tubo o anular

debido a la velocidad del líquido en el tubo, las propiedades del fluido, la

condición de la pared del tubo y el alineamiento del tubo.

Permeabilidad.- La permeabilidad normal constituye una medida de la

capacidad de una roca para transmitir un fluido de una fase en

condiciones de flujo laminar. La unidad de permeabilidad es el darcy.

Petróleo original en sitio (POES).- La estimación de la verdadera

cantidad de aceite en un yacimiento, y por lo tanto una cifra superior a las

reservas recuperables de yacimiento.

Porosidad.- La cantidad de espacio vacío en una roca de formación,

generalmente expresada como porcentaje de vacío por volumen total.

Presión de Formación o de Reservorio.- Presión natural a la cual es

sometido el petróleo o gas por efectos del peso de la corteza terrestre y la

profundidad, la misma que los empuja a la superficie.

R Registro Eléctrico.- Corridos con una línea de alambre para obtener

información concerniente a la porosidad, permeabilidad, contenido de

fluido de las formaciones perforadas y otra información.

Reservas.- Consisten en el volumen estimado de petróleo crudo, gas

natural, gases líquidos naturales, y otras sustancias asociadas que se

consideren comercialmente recuperables de acumulaciones conocidas

conforme a información previa, bajo condiciones económicas existentes,

prácticas operativas establecidas, y bajo leyes y regulaciones en vigencia

en ese momento. La información necesaria para la determinación

estimada de dichas reservas se obtiene de interpretaciones geológicas

y/o datos de ingeniería disponibles al momento de dicha estimación.

Reservas Remanentes.- Volumen de hidrocarburos recuperables,

cuantificables a cualquier fecha posterior al inicio de la producción

comercial, que todavía permanecen en yacimiento.

T

Tasa de abandono.- Es la tasa de producción de petróleo más baja a la

que puede operar económicamente un pozo; es decir, si la tasa de

producción deviene interior a la tasa de abandono; el pozo debe ser

abandonado o cerrado.

Trampa.- Estructura geológica en la cual se acumulan hidrocarburos para

formar un campo de aceite o gas.

Trampa Estructural.- Trampa de hidrocarburos formada por la distorsión

de estratos de roca por movimientos de la corteza terrestre.

V

Viscosidad.- La resistencia interna de un fluido al flujo.

Y

Yacimiento (Reservoir).- Acumulación de petróleo y/o gas en roca

porosa tal como arenisca. Un yacimiento petrolero normalmente contiene

tres fluidos (petróleo, gas y agua) que se separan en secciones distintas

debido a sus gravedades variantes. El gas siendo el más ligero ocupa la

parte superior del yacimiento, el aceite la parte intermedia y el agua la

parte inferior.

C.1. DEFINICIONES DE RESERVAS

El directorio de la Society of Petroleum Engineers (SPE) aprobó

recientemente la revisión de definiciones de reservas presentada por su

Comité de Reservas de Petróleo y Gas. Las revisiones de las definiciones

realizadas por los “grupos de tareas" de la SPE y del World Petroleum

Congress (WPC) son el resultado de muchos años de colaboración entre

sus miembros, con participación de otras organizaciones, compañías, e

individuos.

La SPE y el WPC enfatizan que estas nuevas definiciones intentan

establecer guías generales estándar, para la clasificación de reservas que

permitan una mejor comparación de las cantidades sobre una base de

aplicación mundial. Las definiciones, con la excepción de partes del

preámbulo son presentadas seguidamente.

PREÁMBULO

La terminología usada para clasificar los hidrocarburos y sus varias

categorías de reservas ha sido objeto de prolongado estudio y discusión

por muchos años. Los intentos de estandarizar la terminología de

reservas comenzaron a mediados de los años 1930 cuando el American

Petroleum Institute (API) estudió la clasificación de hidrocarburos y las

definiciones de varias categorías de reservas. Desde entonces, la

evolución de la tecnología ha brindado métodos de ingeniería más

precisos para determinar reservas y se ha intensificado la necesidad de

mantener una nomenclatura mejorada para lograr consistencia entre los

profesionales que trabajan con la terminología de reservas.

La SPE y el WPC trabajando totalmente separados produjeron juegos

similares de definiciones de reservas de hidrocarburos para

acumulaciones conocidas, que fueron presentadas en el inicio de 1987.

Éstas se convirtieron en estándares preferidos para la clasificación de

reservas en toda la industria. Poco tiempo después, ambas

organizaciones se dieron cuenta que ambas clasificaciones podrían ser

combinadas en un solo juego de definiciones que podría ser usado en

toda la industria mundial. Los contactos entre representantes de ambas

organizaciones comenzaron en 1987, poco tiempo después de las

publicaciones de ambos juegos de definiciones.

Durante el Congreso Mundial del Petróleo en junio de 1994, se reconoció

que mientras cualquier revisión de las definiciones existentes requeriría la

aprobación de las respectivas juntas directivas, el esfuerzo para

establecer una nomenclatura mundial debería ser intensificado. Una

nomenclatura común mejoraría las oportunidades de su aceptación y

plantearía una postura común y única, sobre esta cuestión técnica y

profesional esencial frente a la industria internacional del petróleo.

Como un primer paso en el proceso, ambas organizaciones emitieron una

declaración conjunta, estableciendo un amplio conjunto de principios

sobre los que deberían basarse las estimaciones de reservas y

definiciones. Un grupo de tareas fue establecido por los directorios de la

SPE y el WPC para desarrollar un sistema común de definiciones

basadas en aquella declaración de principios.

Se realizó un esfuerzo conciente para mantener la terminología

recomendada lo más cerca posible de la terminología común y corriente,

con el objeto de minimizar el impacto sobre los volúmenes previamente

informados y los cambios requeridos para producir una amplia aceptación.

La terminología propuesta no intenta ser un sistema preciso de

definiciones y procedimientos de evaluación que satisfagan todas las

situaciones. Debido a las múltiples formas de ocurrencia de los

hidrocarburos, el amplio rango de características, la incertidumbre

asociada con el contexto geológico y la constante evolución de las

técnicas de evaluación, un sistema preciso de clasificación no es práctico.

Además, la complejidad requerida por un sistema preciso podría

desvirtuar el entendimiento de aquellos que trabajan en temas

relacionados con los hidrocarburos. Como resultado, las definiciones

recomendadas no representan un cambio mayor respecto de las

definiciones existentes de la SPE y el WPC, que se han convertido en

estándar en toda la industria. Se espera que la terminología recomendada

integre a los 2 juegos de definiciones y se logre mayor consistencia en

datos de reservas en toda la industria internacional.

Las reservas determinadas bajo estas definiciones descansan en la

integridad, habilidad y el juicio del evaluador y son afectadas por la

complejidad geológica, el estado del desarrollo, el grado de agotamiento

de los reservorios, y la cantidad de datos disponibles. El uso de estas

definiciones debería intensificar la distinción entre las distintas categorías

y proveer más consistencia al informe de reservas.

DEFINICIONES

Reservas son aquellas cantidades de hidrocarburos que se prevé

recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas de una fecha

dada en adelante. Toda estimación de reservas tiene algún grado de

incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de

datos confiables de geología e ingeniería disponibles al momento de la

estimación y de la interpretación de esos datos. El grado relativo de

incertidumbre puede conducir a ubicar las reservas en una de dos

categorías principales: probadas o no probadas (comprobadas y no

comprobadas). Las reservas no probadas tienen menor certeza de ser

recuperadas que las reservas probadas y pueden luego ser sub-

categorizadas como reservas probables y posibles para denotar la

progresiva y creciente incertidumbre de su recuperabilidad.

El intento de la SPE y el WPC de aprobar una clasificación con categorías

adicionales más allá de las reservas probadas (comprobadas), es para

facilitar la consistencia entre los profesionales que utilizan tales términos.

Al presentar estas definiciones, ninguna de estas dos organizaciones

recomienda que las reservas categorizadas como no probadas sean

divulgadas públicamente. Tal acción es dejada a la discreción de las

compañías y los países interesados en realizarla.

La estimación de reservas es hecha bajo condiciones de incertidumbre. El

método de estimación es llamado determinístico si la mejor y única

estimación de reservas es realizada sobre la base de datos conocidos de

geología, ingeniería y económicos. El método de estimación es llamado

probabilístico si se utilizan los datos de geología, ingeniería y económicos

para generar un rango de estimaciones y sus probabilidades asociadas.

La identificación de reservas como probadas, probables y posibles ha sido

el método de clasificación más frecuente y otorga una indicación de la

probabilidad de recuperación. Por causa de las diferencias potenciales en

las incertidumbres, se debe ejercer gran precaución cuando se adicionen

reservas de diferentes categorías.

Las estimaciones de reservas serán generalmente revisadas, a medida

que se disponga de nueva información de geología e ingeniería o cuando

cambien las condiciones económicas. Las reservas no deben incluir

cantidades de hidrocarburos retenidos como inventario y pueden ser

disminuidas por utilización o pérdidas de proceso si ello fuera requerido

para informes financieros.

Las reservas pueden provenir de la energía natural o métodos de

recuperación mejorada. Los métodos de recuperación mejorada incluyen

a todos los métodos que se utilizan para suplementar la energía natural o

alterar las fuerzas naturales en el reservorio, con el objeto de incrementar

la recuperación final. Ejemplos de estos métodos son: mantenimiento de

la presión, reciclado, inyección de agua, métodos térmicos, métodos

químicos y desplazamiento de fluidos miscibles e inmiscibles. A medida

que continúe la evolución tecnológica, otros métodos de recuperación

mejorada podrán desarrollarse en el futuro.

Reservas Probadas (Comprobadas)

Reservas probadas son aquellas cantidades de hidrocarburos que con

razonable certidumbre se estima que serán comercialmente recuperables,

de una fecha dada en adelante, por análisis de datos geológicos y de

ingeniería, de reservorios conocidos y bajo las condiciones económicas,

métodos de operación y legislación vigentes a esa misma fecha. Las

reservas probadas pueden ser categorizadas como desarrolladas y no

desarrolladas.

Si se usan métodos determinísticos, el término razonable certidumbre

intenta expresar el alto grado de confianza de que las cantidades serán

recuperadas. Si se usan métodos probabilísticos deberá haber por lo

menos una probabilidad del 90% de que las cantidades realmente

recuperadas sean iguales o excedan la estimación.

El establecimiento de las condiciones económicas actuales debe incluir

precios relevantes e históricos de hidrocarburos y costos asociados, y

pueden considerar promedios de períodos que sean consistentes con el

propósito de la estimación de reservas, obligaciones contractuales,

procedimientos corporativos, y legislación relacionada con la información

de tales reservas.

En general, las reservas son consideradas probadas (o comprobadas) si

la producibilidad comercial del reservorio es avalada por producción real o

ensayos de formación. En este contexto, el término probado se refiere a

las cantidades reales de reservas de petróleo y no solo a la productividad

del pozo o reservorio. En ciertos casos, las reservas probadas pueden ser

asignadas sobre la base de perfiles de pozos y/o análisis de testigos que

indican que en dicho reservorio hay presencia de hidrocarburos y es

análogo a otros reservorios en la misma área, los que están produciendo,

o cuya capacidad de producción ha sido demostrada por ensayos de

formación.

El área del reservorio considerado como probado incluye: (1) el área

delimitada por perforación y definida por el contacto entre fluidos, si

hubiere, y (2) las porciones del reservorio no atravesadas que pueden

razonablemente ser juzgadas como comercialmente productivas sobre la

base de datos disponibles de geología e ingeniería. En ausencia de

información del contacto entre fluidos, el límite probado con hidrocarburos

es el definido por el nivel inferior con hidrocarburos comprobados a

menos que otra información definitiva de geología, de ingeniería o de

comportamiento de producción indiquen lo contrario.

Las reservas pueden clasificarse como probadas si las instalaciones de

superficie para su procesamiento y transporte al mercado están en

operación al momento de la estimación o si hay una expectativa

razonable de que tales instalaciones serán montadas. Las reservas de

locaciones no desarrolladas pueden ser clasificadas como probadas no

desarrolladas en las siguientes condiciones: (1) tales locaciones sean

inmediatamente vecinas a pozos que han mostrado producción comercial

en la formación objetivo, (2) que sea razonablemente seguro que esas

locaciones estén dentro de los límites productivos conocidos

comprobados de la formación objetivo, (3) que tales locaciones cumplan

con reglamentaciones existentes referidas al distanciamiento entre pozos

(si existieran), y (4) que sea razonablemente seguro que las locaciones

serán desarrolladas. Las reservas de otras porciones son categorizadas

como probadas no desarrolladas, sólo donde la interpretación de los

datos geológicos y de ingeniería sobre los pozos indica con razonable

certidumbre que la formación objetivo es lateralmente continua y contiene

hidrocarburos comercialmente recuperables de locaciones más allá de las

ubicaciones inmediatamente vecinas.

Las reservas a recuperar por métodos ya establecidos de recuperación

mejorada pueden ser incluidas en la categoría de probadas cuando: (1)

haya un ensayo exitoso de un proyecto piloto o una respuesta favorable

de un proyecto en marcha en el mismo reservorio o en uno análogo con

propiedades de roca y fluidos similares que avalen el análisis en el cual tal

proyecto se basó, y (2) que sea razonablemente seguro que el proyecto se

implementará. Las reservas a recuperar por aquellos métodos de

recuperación mejorada cuya aplicación comercial deba ser establecida

por sucesivas aplicaciones exitosas, solo serán incluidas en la categoría

de probadas solamente: (1) después de una respuesta favorable de

producción del reservorio estudiado ya sea (a) por un proyecto piloto

representativo ó (b) por un proyecto en marcha cuya respuesta avala el

análisis en el cual tal proyecto se basó, y (2) si es razonablemente seguro

que el proyecto se implementará.

Reservas No Probadas

Las reservas no probadas están basadas en datos de geología y/o

ingeniería similares a los usados para estimación de reservas probadas,

pero incertidumbres técnicas, contractuales, económicas o legales

excluyen a estas reservas de la categoría de probadas. Las reservas no

probadas pueden ser clasificadas como reservas probables y reservas

posibles.

Las reservas no probadas pueden ser estimadas suponiendo condiciones

económicas futuras diferentes de aquellas establecidas al momento de la

estimación. El efecto de mejoras futuras de las condiciones económicas y

de los desarrollos tecnológicos pueden ser expresados por la colocación

de cantidades apropiadas de reservas a las categorías de probables y

posibles.

Reservas Probables

Son aquellas reservas no probadas que, de acuerdo a lo que sugieren los

análisis de datos geológicos o de ingeniería, son más factibles de ser

recuperables que de no serlo. En este contexto, cuando se utilizan

métodos probabilísticos, debería haber por lo menos un 50% de

probabilidad de que las cantidades realmente recuperadas igualen o

excedan la suma de las reservas estimadas como probadas más las

probables.

En general, las reservas probables pueden incluir a: (1) aquellas que se

prevé verificar por medio de la perforación convencional de pozos de

avanzada en zonas para las cuales el control del subsuelo no es todavía

suficiente para categorizar a las reservas como probadas, (2) aquellas

reservas de formaciones que parecen ser productivas en base a las

características de perfiles de pozo, pero que carecen de ensayos de

testigos o ensayos definitivos y que además no son análogas a las que

producen en los reservorios probados del área, (3) los incrementos de

reservas atribuibles a perforaciones de relleno (infill) que podrían haber

sido categorizadas como probadas si las reglamentaciones existentes

permitieran un menor distanciamiento entre pozos a la fecha de la

estimación, (4) reservas atribuibles a métodos de recuperación mejorada

que han sido establecidos por aplicaciones comerciales exitosas

repetidas, cuando (a) está planeado un proyecto piloto, aunque no está

operando todavía y (b) cuando las características de roca, fluidos y

reservorio parecen favorables para aplicación comercial, (5) reservas de

un área de la formación que parece estar separada del área probada por

fallas y la interpretación geológica indica que dicha área es

estructuralmente más alta que el área probada, (6) reservas atribuibles a

futuras reparaciones, tratamientos, retratamientos, cambio de

equipamiento, u otros procedimientos mecánicos, cuando esos

procedimientos no han sido exitosamente probados en pozos que

muestren comportamientos similares en reservorios análogos, y (7)

incrementos de reservas en reservorios probados donde una

interpretación alternativa de la performance o datos volumétricos indican

más reservas que las que pueden ser categorizadas como probadas.

Reservas Posibles

Las reservas posibles son aquellas reservas no probadas que, según lo

sugieren los análisis de datos geológicos y de ingeniería, son menos

factibles de ser recuperables que las reservas probables. En este

contexto, cuando se utilizan métodos probabilísticos debería haber por lo

menos un 10% de probabilidad de que las cantidades realmente

recuperadas igualen o excedan la suma de las reservas estimadas como

probadas más las probables más las posibles.

En general, las reservas posibles pueden incluir: (1) aquellas reservas

que, basadas en interpretaciones geológicas, pueden existir posiblemente

más allá de áreas categorizadas como probables, (2) aquellas reservas

en formaciones que aparentan contener hidrocarburos sobre la base de

perfiles y análisis de testigos y que pueden no ser productivas en

caudales o cantidades comerciales, (3) incrementos de reservas

atribuidas a perforaciones de relleno (infill) que están sujetas a

incertidumbres técnicas, (4) las reservas atribuidas a métodos de

recuperación mejorada cuando (a) un proyecto o proyecto piloto es

planeado pero no está en operación y (b) cuando las características de

roca, fluido y reservorio son tales que existe una duda razonable de que el

proyecto sea comercial, y (5) las reservas en un área de la formación que

parece estar separada del área probada por fallas y la interpretación

geológica indica que dicha área es estructuralmente más baja que el área

probada.

Categorías de Estado de Desarrollo de las Reservas

Las categorías de estado de desarrollo de las reservas definen el estado

de desarrollo y de producción de pozos y reservorios.

Reservas Desarrolladas

Las reservas desarrolladas son las que se espera recuperar de pozos

existentes, incluyendo aquellas de intervalos que no han sido terminados

(detrás de los caños, o detrás del casing). Las reservas de recuperación

mejorada son consideradas desarrolladas solo después de la instalación

del equipamiento necesario o cuando los costos para ello son

relativamente menores. Las reservas desarrolladas pueden ser sub-

categorizadas como en producción y no en producción.

En producción: Las reservas en producción son las que se espera

recuperar de intervalos terminados que están abiertos y en producción a la

fecha de estimación. Las reservas de recuperación mejorada son

consideradas en producción sólo después de que el proyecto de

recuperación mejorada esté en operación.

No en producción: Las reservas no en producción incluyen las cerradas y

las que están detrás del casing. Las reservas cerradas son las que se

espera recuperar de (1) intervalos terminados que están abiertos a la

fecha de estimación pero que no comenzaron a producir, (2) pozos que

fueron cerrados por condiciones de mercado o conexiones a ductos ó (3)

pozos que no pueden producir por razones mecánicas. Las reservas

detrás del casing son las que se espera recuperar de otros reservorios de

pozos existentes, los que requieren trabajos adicionales de terminación o

futuras determinaciones previos a su puesta en producción.

Reservas no Desarrolladas

Las reservas no desarrolladas son las que se espera recuperar: (1) de

nuevos pozos o de extensiones no perforadas, (2) de profundizaciones de

pozos existentes a un reservorio diferente o (3) como consecuencia de un

gasto relativamente importante para (a) la determinación de un pozo

existente o (b) para las instalaciones de producción y transporte tanto

para proyectos de desarrollo primario como para los de recuperación

mejorada.

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ACTUALIZACIÓN DE RESERVAS Y ANÁLISIS DE AGUA EN LA.pdf