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  UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR  FACUL TAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS TESIS DE GRADO  ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE TASAS CRÍTICAS Y TASAS DE PRODUCCIÓN PARA EL CONTROL DEL AVANCE DE AGUA EN LOS YACIMIENTOS DE LOS CAMPOS AUCA Y CONONACO. TRABAJO QUE SE PRESENTA COMO REQUISITO PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS  ANDRÉS MAURICIO FIERRO BÁEZ.  ANDRÉS SEBASTIÁN FRAGA FIGUEROA. TUTORA: ING. OLGA GUERRERO. PRIMER MIEMBRO: ING. CÉSAR RUIZ. SEGUNDO MIEMBRO: ING. BENIGNO TRUJILLO. Quito, Julio 2009.

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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR 

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS,PETRÓLEOS Y AMBIENTAL

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

TESIS DE GRADO

ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE TASAS CRÍTICAS YTASAS DE PRODUCCIÓN PARA EL CONTROL DEL AVANCE

DE AGUA EN LOS YACIMIENTOS DE LOS CAMPOS AUCA YCONONACO.

TRABAJO QUE SE PRESENTA COMO REQUISITO PARAOPTAR POR EL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

ANDRÉS MAURICIO FIERRO BÁEZ.

ANDRÉS SEBASTIÁN FRAGA FIGUEROA.

TUTORA: ING. OLGA GUERRERO.

PRIMER MIEMBRO: ING. CÉSAR RUIZ.

SEGUNDO MIEMBRO: ING. BENIGNO TRUJILLO.

Quito, Julio 2009.

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DECLARACIÓN DE ORIGINALIDAD 

En calidad de miembros del Tribunal de Tesis de Grado designados

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

Ambiental de la Universidad Central el Ecuador, declaramos que el

tema de Tesis:

“ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE TASAS CRÍTICAS Y TASAS DE 

PRODUCCIÓN PARA EL CONTROL DEL AVANCE DE AGUA EN LOS 

YACIMIENTOS DE LOS CAMPOS AUCA Y CONONACO”, es inédita y fue

completamente elaborada y presentada por los señores: ANDRÉS

MAURICIO FIERRO BÁEZ Y ANDRÉS SEBASTIÁN FRAGA FIGUEROA para

lo cual dejamos constancia de su autenticidad.

 _________________________ 

Ing. Olga Guerrero.

TUTORA.

 _________________________ 

Ing. César Ruiz.

PRIMER MIEMBRO

 _________________________ 

Ing. Benigno Trujillo.

SEGUNDO MIEMBRO

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AGRADECIMIENTOS.

  Agradezco a DIOS por haberme brindado la fuerza necesaria para 

 poder culminar con éxito mi carrera universitaria.

También quiero agradecer a la Ingeniera Olga Guerrero, Ingeniero César Ruiz y al Ingeniero Benigno por la ayuda y conocimientos 

aportados en el desarrollo de esta tesis.

 Andrés Fierro.

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DEDICATORIA

Dedico mi tesis de grado a mi familia, en especial a mis padres Carlos y 

Bilma y hermanos Juan Carlos, Lenin y Danny por haberme apoyado 

durante todo este tiempo.

 Andrés Fierro.

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AGRADECIMIENTOS.

 A mis padres, hermanos, profesores, amigos y a todas las personas que 

de alguna manera estuvieron involucradas en la consecución de este 

logro.

También extiendo un agradecimiento sincero a la Ingeniera Olga 

Guerrero, al Ingeniero César Ruiz y al Ingeniero Benigno Trujillo por 

haber colaborado en la realización y corrección del presente trabajo.

 Andrés Fraga.

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DEDICATORIA

Esta tesis de grado es un modesto obsequio para mis padres, Galo y 

Rosario y hermanos, Galo, Jorge y Rosario, a pesar de no estar en 

relación alguna con todos los favores que de ellos he recibido. Todo lo 

que sea capaz de producir con mis conocimientos, lo considero en 

 justicia, de propiedad suya más que mía.

 Andrés Fraga.

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RESUMEN DOCUMENTAL:

Tesis sobre ingeniería de Petróleos, específicamente Ingeniería de Yacimientos.El objetivo fundamental realizar un análisis comparativo entre tasas críticas y

tasas de producción para el control del avance de agua en los yacimientos de los

Campos Auca y Cononaco. Problemas identificados: producción excesiva de

agua, sobrexplotación de arenas productoras y deficiencias proyectadas en el

recobro final. La hipótesis dice: analizando comparativamente las tasas críticas

con las tasas de producción se podrá determinar pozos con problemas de

sobrexplotación y determinar causas por las que producen altos volúmenes de

agua. Con estudios referenciales sobre: ubicación de los campos, descripciónestratigráfica, características estructurales, historias de producción, historias de

presión. Con fundamentos teóricos sobre: Intrusión de agua, flujos de agua en

reservorios, orígenes de producción excesiva de agua, técnicas de diagnóstico

de control de agua, conificación de agua, correlaciones para determinación de

tasas críticas de producción de petróleo. Marco metodológico: análisis de

historias de presión de los yacimientos, selección de pozos para el diagnóstico

del control de agua, aplicación y análisis de las técnicas de diagnóstico para

producción excesiva de agua, cálculo de tasas críticas y tiempos de ruptura.

Conclusión general: se refiere a la determinación de los pozos con mayores

problemas de sobrexplotación basándose en las tasas críticas de producción y

las causas que provocan altos volúmenes de producción de agua en dichos

pozos

DESCRIPTORES:

<CONTROL DE AGUA><CAMPO AUCA><CAMPO CONONACO><TASAS

CRÍTICAS><ANÁLISIS DE HISTORIA DE PRODUCCIÓN><ANÁLISIS DE

CURVAS DE DECLINACIÓN><DIAGNÓSITICO DE PRODUCCIÓN DE

AGUA><SOBREXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS><HISTORIA DE

PRESIONES>

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CATEGORIAS TEMATICAS:

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

<CS-CONTROL DE AGUA>

AUTORIZACIÓN:

Autorizamos a la BIFIGEMPA para que esta tesis sea diseminada a través de subiblioteca virtual por el INTENERT.

Atentamente,

---------------------------------- ----------------------------------

Andrés Fierro Báez Andrés Fraga Figueroa

CI-040148215-3 CI-171573943-7

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DOCUMENTAL SUMMARY.

This thesis is focused on Petroleum Engineering, specifically on Reservoir 

Engineering. The main purpose is to analyze and compare critical rates with

production rates in order to control water encroachment towards the reservoirs in

Auca and Cononaco Fields. Identified problems: excessive water production,

overproduction from reservoirs and projected ultimate recovery deficiency. The

hypothesis says: by comparatively analyzing critical rates and production rates it

will be possible to determine wells with overproduction problems and causes for 

producing large water amount. Supported on referential studies on: location of 

fields, stratigraphical description, structural characteristics, production history,

pressure history. Based on theoretical fundamentals about: water intrusion, water 

flow in reservoris, origins for excessive water production, techniques for 

diagnostic of water control, water coning, correlations to determine critical

production oil rates. Methodological frame: pressure history analysis, selection of 

wells to be analyzed and diagnosed, application and analysis or diagnostic

techniques for wells with excessive water production, calculation of critical rates

and breakthrough times. The general conclusion is referred to determination of 

wells with serious problems of overproduction based on critical production rates

and causes for large amount of water production in those.

DESCRIPTORS:

<WATER CONTROL><AUCA FIELD><CONONACO FIELD><CRITICAL

RATES><PRODUCTION HISTORY ANALYSIS><DECLINE CURVES

ANALYSIS><DIAGNOSTIC OF WATER PRODUCTION><OVERPRODUCTION

OF RESERVOIRS><PRESSURE HISTORY>

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THEME CATEGORIES:

<CP-PETROLEUM ENGINEERING ><CP-RESERVOIR ENGINEERING>

<CS-WATER CONTROL>

AUTHORIZATION:

We allow BIFIGEMPA to disseminate this thesis through its INTERNET virtual

library.

Respectfully,

---------------------------------- ----------------------------------

Andrés Fierro Báez Andrés Fraga Figueroa

CI-040148215-3 CI-171573943-7

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ÍNDICE

CAPÍTULO I.

GENERALIDADES

1.1 Introducción………………………………………………………………1

1.2 Ubicación de los campos Auca y Cononaco…………………………4

1.3 Objetivos……………………………………………………………………5

CAPÍTULO II

GEOLOGÍA

Campo Auca

2.1 Descripción Estratigráfica……………...…………………………………7

2.2 Características Estructurales……………………………………………11

Campo Cononaco

2.1 Descripción Estratigráfica ……………...………………………………13

2.2 Características Estructurales……………………………………………16

CAPÍTULO III

YACIMIENTOS

Campo Auca

3.1 Yacimientos Productivos………………………………………………….20

3.2 Parámetros Petrofísicos y de los Fluidos………………………………28

3.2.1 Análisis de las Propiedades de la Roca……………………………28

3.2.2 Análisis PVT de los Fluidos…………………………………………28

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3.2.3 Permeabilidades Relativas……………………………………….32

3.3 Condiciones Iniciales de los Reservorios……………………………34

3.3.1 Presión Inicial………………………………………………………34

3.3.2 Temperatura Inicial …………………………………………………35

3.3.3 Contactos Agua-Petróleo……………………………………………35

3.4 Petróleo In Situ……………………………………………………………36

3.5

Reservas……………………………………………………………………….36

Campo Cononaco

3.1 Yacimientos Productivos…………………………………………………37

3.2 Parámetros Petrofísicos y de los Fluidos………………………………43

3.2.1 Análisis de las Propiedades de la Roca……………………………43

3.2.2 Análisis PVT de los Fluidos…………………………………………44

3.2.3 Permeabilidades Relativas…………………………………………47

3.3 Condiciones Iniciales de los Reservorios………………………………49

3.3.1 Presión Inicial…………………………………………………………49

3.3.2 Temperatura Inicial …………………………………………………50

3.3.3 Contactos Agua-Petróleo……………………………………………53

3.4 Petróleo In Situ……………………………………………………………54

3.5

Reservas……………………………………………………………………….54

CAPÍTULO IV

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COMPORTAMIENTO DEL CAMPO

4.1 Historia de Producción de los Reservorios Campo Auca…..…………55

4.1 Historia de Producción de los Reservorios Campo Cononaco.………55

4.2 Presión Estática……………………………………………………………61

4.3 Presión de Fondo Fluyente………………………………………………64

4.4

Permeabilidad………………………………………………………………….65

4.5 Daño de Formación………………………………………………………68

4.6 Índice de Productividad…………………………………………………71

4.7 Eficiencia de Flujo…………………………………………………………73

4.8 Historia de Presión de losa Reservorios………………………………74

CAPÍTULO V

PRODUCCIÓN DE AGUA

5.1 Intrusión de Agua…………………………………………………………80

5.1.1 Flujos de Agua en Reservorios……………………………………81

5.1.1.1 Grado de Mantenimiento de Presión…………………………81

5.1.1.2 Condiciones del Límite del Acuífero……………………………82

5.1.1.3 Regímenes de Flujo………………………………………………83

5.1.1.4 Geometría de Flujo.………………………………………………86

5.1.2 Orígenes de la Producción excesiva de Agua…………………….87

5.1.3 Problemas Cercanos del Pozo de Producción Excesiva de Agua88

5.1.3.1 Filtraciones en el Casing………………………………………88

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5.1.3.2 Canales Detrás del Casing…………………………………89

5.1.3.3 Ruptura de Barreras……………………………………………90

5.1.4 Problemas que Generan Alta Producción de Agua Relacionados

con el

Reservorio…………………………………………………………………….91

5.1.4.1 Conificación y formación de Crestas…………………………91

5.1.4.2 Canalización por Zonas de Alta Permeabilidad…………….92

5.1.5 Técnicas de Diagnóstico de Producción de Agua………………….93

5.1.5.1 Gráfico de la Historia de Producción…………………………94

5.1.5.2 Gráficos de Curvas de Declinación de la Producción…….95

5.1.5.2.1 Curvas de Declinación……………………………………95

5.1.5.2.1.1 Declinación Exponencial…………………………96

5.1.5.1.2 Declinación Armónica………………………………103

5.1.5.1.3 Declinación Hiperbólica……………………………104

5.1.5.3 Gráficos de Diagnóstico para el Control de Agua (Método de

Chan)…………………………………………………………………………106

5.2 Selección de Pozos para Diagnóstico de Control de Agua…………117

5.3 Conificación de Agua……………………………………………………128

5.3.1 Causas de la Conificación…………………………………………128

5.3.2 Tipos de Conificación………………………………………………130

5.3.3 Conificación en Pozos Verticales…………………………………131

5.3.4 Correlación de Tasas críticas en Pozos Verticales……………132

5.3.5 Correlación para determinación de Tiempos de Ruptura……135

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5.4 Curvas de Flujo Fraccional……………………………………………138

CAPÍTULO VI

APLICACIÓN Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO

PARA PRODUCCIÓN EXCESIVA DE

AGUA………………………………………………140

6.1 Aplicación de Técnicas de Diagnóstico para Producción excesiva de

Agua Campo Auca…………………………………..………………………141

6.2 Aplicación de Técnicas de Diagnóstico para Producción excesiva de

Agua Campo Auca…………………………………..………………………156

CAPÍTULO VII

CÁLCULO DE TASAS CRÍTICAS Y TIEMPOS DE RUPTURA

7.1 Tasas de Producción Críticas…………………………………………164

7.1.1 Método de Meyer y Garder………………………………………..164

7.1.2 Método de Schols………………………………………………….165

7.2 Tiempos de Ruptura……………………………………………………166

7.2.1 Método de Sobocinsky y Cornelius………………………………166

7.2.2 Método de Bournazel y Jeanson…………………………………167

7.3 Cálculo de reservas de los pozos seleccionados……………………167

7.4 Tabulación de resultados………………………………………………169

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CAPÍTULO VIII

ANÁLISIS DE CURVAS IPR

8.1 Curvas IPR ………………….…………………………………………..172

8.2 Métodos y Ecuaciones………………………………………………….177

8.3 Construcción de Curvas IPR…………………………………………...178

8.4 Diferenciales depresión esperados con las Tasas de Producción

Críticas………………………………………………………………………..196

8.5 Determinación de las Tasas de producción Máxima………………..198

8.6 Comparación de las Tasas Críticas con las Tasas Reales producidas

en el campo………………………………………………………………199

CAPÍTULO IX

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

9.1 Conclusiones………………………………………………………........206

9.2 Recomendaciones………………………………………………………210

9.3 Referencias bibliográficas………………………………………………213

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CAPÍTULO I.

1. GENERALIDADES.

1.1 INTRODUCCIÓN.

La existencia de petróleo en el Ecuador se registra desde finales del siglo

XIX aunque hay crónicas anteriores que indican que los indígenas

hablaban de un elemento con las características del petróleo que era

utilizado con fines medicinales.

El primer pozo petrolero en el Ecuador fue perforado en la región Costa

en 1911. En 1967 Texaco Petroleum Company, perforó el primer pozo

comercial en la amazonía. Desde 1972, Ecuador se convierte en un país

petrolero y los recursos para su desarrollo económico y social, en gran

parte, provienen de la producción y venta de hidrocarburos. En los años

siguientes, las mayores obras de infraestructura fueron el Sistema de

Oleoducto Transecuatoriano y la vía a Coca. Hasta 1990, Texaco

Petroleum Company perforó 399 pozos y construyó 22 estaciones de

producción en la región amazónica.

Actualmente Petroecuador, con su filial, Petroproducción, se encuentra a

cargo de la operación de 29 campos en el Oriente, entre los que se

destacan Lago Agrio, Libertador, Sacha, Shushufindi, Auca y Cononacopor su volumen de reservas y producción.

El pozo descubridor Auca-1 fue completado en marzo de 1970 por Texaco

Petroleum Company. Inicialmente el área donde se encuentra el campo

Cononaco pertenecía a la concesión de las compañías petroleras Pastaza

C.A. y Aguarico S.A. Luego la concesión pasó a manos de Texaco

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2

Petroleum Company, que el 26 de octubre de 1972 inició la perforación

del pozo exploratorio Cononaco-1.

La invasión de agua se presenta en yacimientos cuyo mecanismo de

producción es el empuje hidráulico de fondo o lateral, es decir, cuando

existen acuíferos que reaccionan reemplazando cada unidad volumétrica

de petróleo producida por el yacimiento con un suministro igual de agua

para contrarrestar o retardar la declinación de presión en el reservorio

causada por la producción de hidrocarburos.

A nivel mundial la producción excesiva de agua es un problema que

afecta a la mayoría de compañías y les obliga a incurrir en gastos muy

altos asociados a tratamiento, manejo o reinyección de agua de

producción no deseada. El caso ecuatoriano no está apartado de la

realidad mundial puesto que la mayoría de sus reservorios petroleros,

Hollín, Napo y Tena producen bajo empuje de agua. Es decir, el petróleo

es llevado hacia la superficie por la acción de un acuífero lateral o

subyacente que avanza conforme la presión del yacimiento se depleta

como resultado de la producción.

Se considera conveniente el estudio de los campos Auca y Cononaco,

pertenecientes al Área Auca, porque aportan aproximadamente con

21000 barriles de petróleo diarios a la producción total del país. Estos

21000 barriles de petróleo vienen acompañados con más de 18500

barriles de agua. En el caso específico de Auca, los cortes de producción

de agua han aumentado de 15% a 45% desde el año 1983 hasta el 2008,

mientras que en Cononaco el incremento ha ido de 2% a 55% en el

mismo lapso con períodos en los que se ha alcanzado el 70%. Esta

aseveración puede ser corroborada al observarse los gráficos 4.1.2 y

4.1.5 generados en base a datos reales de producción obtenidos del

Departamento de Yacimientos de Petroproducción. En los campos

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3

Cononaco y Auca, cuyos yacimientos productivos son Napo T, Napo U,

Hollín y Basal Tena, la producción de agua ha tendido al alza durante los

últimos años. A pesar de que se ha realizado varios trabajos de

reacondicionamiento como cementaciones forzadas o recompletaciones

en los pozos con alta producción de agua, el panorama de incremento de

los BSW se mantiene. Se ha vuelto necesario realizar un estudio que

permita determinar el origen del agua no deseada en los pozos, para

poder, en un futuro, plantear soluciones con sustento técnico que no se

limiten a cementaciones forzadas o cambios de arenas productoras.

La cercanía geográfica, así como, la similitud de evidencia geológica

referente a edades de depositación, litología, potencia de los reservorios,

topes y bases formacionales de las arenas productoras, etc, entre los

campos Auca y Cononaco, sugiere la posibilidad de que podrían estar 

produciendo de una estructura común. Es necesario determinar si es

verdad que los campos en cuestión están integrados en subsuelo o

corresponden a dos estructuras diferentes mediante el análisis de datos

históricos de presión o producción

.

El presente trabajo está enfocado en analizar las causas de la invasión de

agua en los campos Auca y Cononaco utilizando técnicas gráficas de

control de diagnóstico que pueden ser aplicadas a partir de datos

históricos de producción.

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4

1.2 UBICACIÓN DE LOS CAMPOS AUCA Y CONONACO.

Campo Auca.

El Campo Auca se encuentra ubicado en la parte ecuatoriana de la

Cuenca Oriente, 260 Km. al Oeste de Quito, 100 Km. al Sur de la frontera

con Colombia, pertenece al Corredor Sacha-Shushufindi y está rodeado

por los Campos Sacha, Culebra-Yulebra y Yuca, al Norte; Cononaco al

Sur; Pindo al Este y Puma al Oeste.

El campo está ubicado dentro de las coordenadas geográficas siguientes:

Latitud: entre 0° 34' S y 0° 48' S

Longitud: entre 76° 50’ W y 76° 54' W

En el gráfico 1.2.1 se encuentra un mapa de ubicación en donde el

Campo Auca está enmarcado dentro de un recuadro rojo.

Campo Cononaco.

El campo Cononaco se encuentra en la cuenca sedimentaria de la región

amazónica del Ecuador, está ubicado al suroeste del campo Auca, al

noroeste del campo Tigüino, al este del río Napo y al suroeste de la sub-

cuenca cretácica Napo, correspondiéndole las siguientes coordenadas

UTM:

9985400 – 9995100 N, y

282700 – 2816100 E.

En el gráfico 1.2.1 se puede ver la ubicación del Campo Cononaco dentro

de un recuadro rojo al sur del Campo Auca.

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Gráfico 1.2.1 Mapa de ubicación del área Auca.

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1.3 OBJETIVOS.

Objetivo General.

‐ Realizar un análisis comparativo entre tasas críticas y tasas reales

de producción para el control del avance de agua en los

yacimientos de los campos Auca y Cononaco.

Objetivos Específicos.

- Describir geológicamente a los campos. 

- Elaborar una descripción petrofísica del campo a través de la

recopilación de datos referidos a las características de los fluidos yla roca.

- Determinar el comportamiento actual de los reservorios

productores analizando los datos obtenidos de Ingeniería de

Yacimientos.

- Conocer las causas y características de la conificación de agua en

pozos verticales.

- Seleccionar un grupo representativo de pozos con altas tasas deproducción de agua en los campos Auca y Cononaco. 

- Calcular tasas críticas de producción y tiempos de ruptura para los

pozos seleccionados mediante diferentes métodos. 

- Construir curvas de potencial IPR para los pozos seleccionados de

los campos Auca y Cononaco. 

- Determinar los orígenes de los problemas de producción excesiva

de agua en los pozos seleccionados en base a la teoría de Chan. - Analizar la posibilidad de que los campos Auca y Cononaco estén

produciendo de una estructura común. 

- Analizar los patrones de avance de agua para los yacimientos de

los campos Auca y Cononaco mediante mapas de contraste de

producción de agua. 

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CAPÍTULO II.

2. GEOLOGÍA.

CAMPO AUCA.

2.1 DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA

Un corte estratigráfico del campo Auca (gráfico 2.1.1) permite observar 

que la secuencia geológica del campo es similar a la del resto la región

amazónica del Ecuador.

Los intervalos productores del campo Auca, pertenecen al Cretácico y en

particular a las edades siguientes:

- Edad Albo-Aptiano para la formación Hollín.

- Edad Albiano para la formación Napo T.

- Edad Cenomaniano para la formación Napo U.

- Edad Maastrichtiano para la formación Basal Tena.

El espesor promedio de la formación Hollín es de 400-450 pies, esta

formación ha sido atravesada completamente por muy pocos pozos. Elespesor promedio de las formaciones Napo T, Napo U, y Basal Tena, son

respectivamente de 120, 200 y 40 pies.

Las formaciones Napo U, Napo T y parte de la Hollín fueron depositadas

en ambientes variando de marino a estuario y dominado por un régimen

de mareas.

La secuencia estratigráfica del Campo Auca se encuentra conformada por 

niveles de lutitas que desempeñaron el papel de roca-madre durante lahistoria de la cuenca y de sello parcial o completo de los reservorios. El

apilamiento de las facies reservorio y roca madre facilito la migración del

crudo desde las zonas de generación hacia las zonas de entrampamiento.

La descripción estratigráfica del campo Auca, ha sido realizada en base a

estudios de los ripios de perforación y los registros de pozos perforados

en la estructura del campo.

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Gráfico 2.1.1 Columna estratigráfica del Campo Auca.

C O L U M N A E S T R A T IG R A F IC A

C A M P O A U C A

M IE M B R O

    M    E    S    O    Z    O    I    C    O

    C    R    E    T    A    C    I    C    O

E D A D D E S C R IP C IO ND E S C R IP C IO NL IT O L O G IA

P E T R O P R O D U C C I O N

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Estratigráficamente el campo Auca está representado de abajo hacia

arriba de la siguiente manera:

Carbonífero Superior.

Está representado por la formación Macuma, dentro de los límites del

campo únicamente ha sido encontrado por el pozo Auca N°3. Esta

formación es la más antigua del campo y litológicamente está constituida

por calizas con abundantes fósiles.

Precretácico.

En el campo Auca el precretácico únicamente ha sido atravesado por los

pozos 1, 2 y 3 encontrándolo a las profundidades de 9570 y 9864 pies

(bnm) respectivamente, litológicamente está compuesto de limolitas muy

duras de color gris verdosos, areniscas de grano fino, caolín y trozos de

pirita. En el pozo Auca 2 se encuentran presentes rocas ígneas del tipo

granítico.

Cretácico.El periodo cretácico es de carácter transgresivo y constituye en la cuenca

el período de mayor importancia desde el punto de vista petrolífero.

Este periodo está representado por las formaciones Hollín y Napo.

Arenisca Hollín Inferior.

La formación Hollín Inferior tiene una potencia de 340 a 400 pies. Hollín

Inferior tiene mayor volumen de petróleo in situ que Hollín Superior. Sinembargo, su factor de recobro calculado es menor, razón por la cual, su

importancia queda relegada frente a Hollín Superior en términos de

producción.

Esta formación está constituida de una arena cuarzosa limpia con

intercalaciones arcillosas, las arenas tienen un grano fino a grueso, las y

estructuras internas están de tipo estratificación cruzada correspondiente

a un ambiente de depósito fluvio-deltaico.

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10

Arenisca Hollín Superior.

La formación Hollín Superior fue atravesada completamente por todos los

pozos, tiene un espesor promedio de 50-60 pies. Los datos de núcleos

muestran una litología compleja en términos de la variación de espesor de

las litofacies y el contenido mineralógico.

El espesor de arena neta varía entre 10 y 40 pies, el máximo espesor se

encuentra en la parte norte el campo (de los pozos Auca 40 hasta Auca

6), en la parte central (de los pozos Auca 32 a Auca 38) y en la parte Sur 

(de los pozos Auca 13 a Auca 27), estas zonas están separadas por 

niveles con un espesor de 10-20 pies de características de reservorio

débiles que pueden disminuir las comunicaciones dentro del reservorio

Hollín Superior.

Arenisca Basal Napo.

La formación Basal Napo corresponde a unos 60-70 pies de lutitas

depositadas en un ambiente marino profundo, esta lutita indica la

continuación de la trasgresión marina y corresponde a una superficie de

inundación máxima.

Arenisca Napo T.

Se tomaron núcleos en 8 pozos y algunos tienen pequeños intervalos del

reservorio y niveles volcánicos como en los pozos Auca 16 y Auca 30. Los

núcleos indican un conjunto de varias litofacies en las que predominan

lutitas de borde de plataforma marina somera y limolitas y, en menor 

cantidad depósitos estuarinos influenciados por marea.Los pozos ubicados en el Sur del campo Auca como el pozo Auca 14

tienen facies reservorio en la casi totalidad de la formación Napo T

inferior, mientras que los pozos Auca 10, ubicado en la parte norte, y

Auca inyector 5, ubicado en el flanco este, tienen respectivamente

alrededor de 60% y 30% de reservorio.

En Napo T superior el espesor máximo de arena neta de 20-30 pies se

encuentra en la parte sur y central del campo, en la parte norte no existen

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11

reservorios excepto en tres pozos ubicados cerca del pozo Auca 2, este

reservorio tiene un pobre potencial de producción.

Arenisca Napo U.

Con el propósito de mejorar la definición de la formación Napo U, se ha

procedido a subdividirla en: U6, U5, U4, U3, U2, U1, de esta manera los

niveles U6, U5, serían correspondientes a U Superior, U4 sería

correspondiente a U Media y U3, U2 y U1 a U Inferior.

La unidad basal de Napo U (U1) está constituida por lutitas marinas que

representan depósitos marinos anóxicos de baja energía y de regular 

profundidad.

La unidad U2 está constituida por una alternancia de lutitas, limolitas y de

calizas generalmente arcillosas.

Los núcleos fueron tomados en 6 pozos, en el tope de la unidad U2 y en

las unidades U3 y U4, estos núcleos indican que la mayor parte de las

litofacies de los reservorios son principalmente depósitos fluviales

influenciados por mareas.

La unidad U4 está constituida esencialmente de lutita y limolita, confrecuentes bioturbaciones, con mala calidad de reservorio, los intervalos

reservorios tienen arena masiva glauconitica.

La arenisca U superior, constituida por las unidades U5 y U6,

corresponde a unidades marinas arcillosas con intercalaciones de arena

sucia, estas unidades no tienen características de reservorio.

2.2 CARACTERISTICAS ESTRUCTURALES.

La estructura del Campo Auca-Auca Sur se presenta como un anticlinal

de 23 Km por 4 Km, elongado según el eje Norte-Sur, ninguna falla

importante se observa por encima de la parte basal de la formación Tena.

En el campo Auca la falla principal tiene un rango promedio de salto entre

10 y 30 pies, con un máximo de 50 pies, en la parte central del campo a

nivel de Napo T, las fallas secundarias tienen un salto menor con valores

en el rango de 5 a 20 pies.

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12

En el campo Auca-Auca Sur la estructura fue formada durante el

paleoceno antes de la generación de hidrocarburos.

El modelo de contornos estructurales referido al tope de la arenisca

Hollín se muestra en el gráfico 2.2.1:

Gráfico 2.2.1 Mapa de contornos estructurales al tope de la formación Hollín CampoAuca.

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13

CAMPO CONONACO.

2.1 DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA

En 1972, mediante la perforación del pozo exploratorio Cononaco-1,

Texaco Petroleum Company descubrió el campo Cononaco. Su

perforación se inició el 26 de octubre de 1972 y alcanzó una profundidad

de 11233 pies el 19 de diciembre del mismo año. El pozo penetró 131

pies en la formación Chapiza; los objetivos principales fueron las

areniscas Hollín, “U” principal y “T” principal y como secundario la

arenisca Basal Tena.

Se obtuvo porcentajes de saturación de hidrocarburos muy variables

desde malos hasta regulares en la arenisca T (principal de la formación

Napo) y de regulares a buenos en las areniscas de Hollín.

Las edades de formación de los intervalos productores se mencionan a

continuación, siendo todas ellas pertenecientes al período cretácico:

Edad Albo-Aptiano para la formación Hollín,

Edad Albiano para la formación Napo “T”,

Edad Cenomaniano para la formación Napo “U”.

A través de la descripción de los núcleos tomados en varios pozos, se ha

definido la litología, tamaño de grano, figuras de sedimentación y

ambiente de depósito de los yacimientos Hollín Inferior, Hollín Superior y

“T” Inferior. No se dispone núcleos de las areniscas “U” Superior ni “U”

Inferior. El gráfico 2.1.2 muestra un corte estratigráfico del campo

Cononaco.

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14

COLUMNA ESTRATIGRAFICA

    C    R

    E    T    A    C    I    C    O

    M    E

    S    O    Z    O    I    C    O

EDAD

CAMPO CONONACO

MIEMBRO LITOLOGIA DESCRIPCION

PETROPRODUCCION

 Gráfico 2.1.2 Columna estratigráfica del Campo Cononaco.

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15

Arenisca Hollín Inferior.

Se ha determinado que la zona tiene un espesor promedio de 539 pies

localizando su base a 11232 pies de profundidad y su tope a 10693 pies.

Litológicamente la Formación Hollín en su parte inferior se halla

constituida por arenisca cuarzosa, transparente, traslúcida de grano fino a

medio, ocasionalmente grueso, subangular a subredondeado

ocasionalmente angular, friable, suelta y asociada a glauconita en la parte

superior.

Arenisca Hollín Superior.

De forma general, la orientación de la zona tiene una tendencia Noreste-

Suroeste con espesores enmarcados dentro de los 60 a los 74 pies que

guardarían estrecha relación con el depósito de facies de zona de barra

de marea, planicie arenosa de marea y canal de marea. Los clásticos se

depositan en mayor cantidad hacia la parte sur del campo (pozo Con-18).

Zona Arenisca T Inferior.

El tipo de roca es una arenisca cuarzosa, transparente, traslúcida, de

grano fino a medio, ocasionalmente grueso, de cemento silíceo.

La deposición en general de la zona guarda una tendencia Noreste-Suroeste. Los espesores se destacan por su tamaño tanto en la parte

centro de canales de marea (Con-1, Con-13, Con-2 y Con-16), en donde

oscilan entre los 47 y 60 pies de espesor, como en la parte sur en zonas

correspondientes a facies de planicie arenosa de marea (Con-23 y Con-

4) con espesores que van de los 59 a 67 pies.

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16

Zona Arenisca U inferior.

Se trata de una arenisca cuarzosa, transparente a subtransparente, grano

fino a muy fino, ocasionalmente grueso, subangular a subredondeada, decemento silícico.

En el norte del campo (Con-6 y Con-21) se encuentran espesores de 89 a

93 pies correspondientes a canales de marea. Al centro (Con-11 y Con-

14) y sur (Con-15 y Con-9) del campo los espesores se enmarcan dentro

de los 96 a 98 y 88 a 98 pies respectivamente. La depositación tiende a la

dirección Nornoreste-Sursuroeste.

Zona Arenisca U superior.

La arenisca es cuarzosa, transparente, traslúcida, de grano muy fino a

fino, ocasionalmente grano medio, silíceo, en partes con matriz calcárea,

glauconítica.

La estructura petrolífera a este nivel tiende en la dirección Noreste-

Sursuroeste. Los espesores disminuyen hacia el sur del campo siendo

depósitos de facies de barra arenosa de marea y crecen en el norte

alcanzando rangos de 20 a 22 pies correspondientes a facies de canales

de marea.

2.2 CARACTERISTICAS ESTRUCTURALES.

El campo Cononaco está situado en el lado levantado de una falla

inversa. El reservorio estructuralmente consiste en un anticlinal falladoasimétrico de dirección preferencial noreste – suroeste de 10 km de largo

por 2 km de ancho promedio, bajo un cierre vertical de 227 ft. La parte

más ancha está en el centro de la estructura y tiende a hacerse más

angosta hacia el norte con cierre al oeste contra una falla inversa sin-

sedimientaria de alto ángulo transgresiva dextral. El modelo de contornos

estructurales referido al tope de la arenisca Hollín Inferior se muestra en

el gráfico 2.2.2:

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17

REF.: GEOLOGIA FIG.5ING. J VARGAS V.

FECHA:

DIC- 2006

 

Gráfico 2.2.2 Mapa de contornos estructurales al tope de la formación Hollín Inferior 

Campo Cononaco.

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18

En el gráfico 2.2.3 se puede observar la edad de estructuración del campo

Cononaco

 

Gráfico 2.2.3 Edades de estructuración del campo Cononaco.

A partir de los mapas de contornos estructurales a los topes de distintas

formaciones se ha podido determinar lo siguiente:

1. El modelo estructural al tope de la zona arenisca Hollín Superior,

presenta una configuración similar al mapa base inicial (mapa de

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19

Hollín Inferior), conservando el alto estructural en la parte central

del campo, en los pozos C-3 (-9394’), C-5 (-9403’), C-10 (-9421’) y

C-19 (-9413’).

2. El modelo estructural al tope de la zona arenisca “T” Inferior,

igualmente conserva el alto estructural en la parte central del

campo, en los pozos C-3 (-9238’), C-5 (-9246’) y C-10 (-9258’).

3. El modelo estructural al tope de la zona arenisca “U” Inferior, a

diferencia de los anteriores, conserva el alto estructural en la parte

centro-sur del campo, en los pozos C-3 (-8960’) y C-5 (-8970).

4. El modelo estructural al tope de la zona arenisca “U” Superior,

igualmente conserva el alto estructural en la parte central del

campo, en los pozos C-3 (-8913’), C-5 (-8924’) y C-10 (-8948’).

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20

CAPÍTULO III.

3. YACIMIENTOS.

CAMPO AUCA.

3.1 YACIMIENTOS PRODUCTIVOS.

Los yacimientos productores en el campo Auca son: Basal Tena, Napo U,

Napo T y Hollín.

Napo U aporta con el 36.53% de la producción total del campo y Napo T

con el 23.84%. Sumando ambos porcentajes se evidencia que la

Formación Napo es la que produce mayor volumen de hidrocarburos en

comparación con otros yacimientos, 60.36% del total del campo.

La producción de Basal Tena representa el 16.42% y la de Hollín

(incluidas Hollín Superior e Inferior) el 23.22%.

En lo que tiene que ver con producción de agua, el 55% del agua

generada en el campo Auca proviene de Napo (U y T), el 33% de Hollín y

el 12% restante de Basal Tena.

Debido a que un acuífero de fondo muy activo subyace a la formación

Hollín, proporcionalmente la producción de agua respecto a la producción

de petróleo es mucho mayor en dicho yacimiento, en contraste con Napo

y Basal Tena. Esto queda evidenciado con las relaciones agua petróleo

calculadas actualmente que son de 1.35, 0.86 y 0.67 para Hollín, Napo y

Basal Tena respectivamente. Todos estos valores fueron calculados en

base al reporte de producción mensual por pozo y por yacimiento

correspondiente a junio del 2008 proporcionado por el departamento de

yacimientos de Petroproducción.

En la siguiente tabla se muestra un registro histórico de cada pozo que

indica cuando inicia su vida productiva, de que yacimiento produce y

cuando deja de producir:

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22

A continuación se presentan gráficos históricos referidos al

comportamiento de los yacimientos productivos del campo Auca.

Reservorio Basal Tena.

La gráfica 3.1.1, correspondiente a caudales de producción de agua,

petróleo y fluido total vs tiempo, indica que la formación Basal Tena inicia

su ciclo productivo en 1981 a tasas cercanas a 200000 barriles de

petróleo anual con baja producción de agua. En 1986 la curva histórica de

rata de producción de agua experimenta un súbito incremento y la

producción de agua después de dos años llega inclusive a superar a la de

petróleo. Esto está corroborado por la curva de BSW vs. Tiempo, descrita

en el gráfico 3.1.2, donde el BSW es superior a 50% en un período que

inicia en 1988 y termina en 1991. El gráfico 3.1.1 muestra además que la

tasa de producción de petróleo se mantiene entre 200 000 y 400 000

barriles anuales hasta el año 2000. Se observa un drástico incremento en

la producción anual de petróleo a partir del año 2000, que en el 2003

alcanza valores superiores a los 800 000 barriles por año. La producciónde agua siempre tiende a crecer y en el año 2003, cuando se ha

alcanzado la mayor producción de petróleo en el yacimiento, se están

produciendo casi 400 000 barriles diarios de agua. En el gráfico 3.1.2 se

puede notar que a partir del año 2002 el BSW crece y para evitar que

alcance límites antieconómicos se trata de reducir la producción de

petróleo del yacimiento, estabilizándola alrededor de los 500 000 barriles

anuales de petróleo. Sin embargo, la producción de agua persiste en sutendencia incremental al iniciar el año 2007 como lo indica la gráfica 3.1.1.

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23

Gráfico 3.1.1 Historial de producción de fluidos. Reservorio Basal Tena. Campo Auca.

Gráfico 3.1.2 Historial de BSW. Reservorio Basal Tena. Campo Auca.

Reservorio Napo U.

El gráfico 3.1.3, correspondiente a caudales de producción de agua,

petróleo y fluido total vs tiempo, indica que el reservorio U comienza a

producir en 1994 a caudales anuales de 750 000 barriles de petróleo

estabilizándose en valores cercanos a 1 200 000 barriles de petróleo

anuales entre 1995 y 2000. Entre 1994 y 2000 la tasa anual de

producción de agua crece a un ritmo constante de 500 000 a 700 000

barriles. A partir del 2001 la tasa de producción anual de petróleo se

vuelve variable, aunque en general, un valor promedio de producción

anual de 1 600 000 barriles podría ser establecido hasta el 2008. La

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

1980 1985 1990 1995 2000 2005

CAUDAL 

(STB/AÑO)

FECHA

Caudales de producción vs Tiempo.Campo Auca. Reservorio Basal Tena.

AguaPetróleo

Total

0

20

40

60

80

100

1980 1985 1990 1995 2000 2005

BSW (%)

FECHA

BSW vs Tiempo. Campo Auca. Reservorio Basal Tena.

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24

tendencia de la producción de agua es muy parecida a la de petróleo. Esa

similitud en las curvas de producción de agua y petróleo se ve reflejada

en la poca variación de los valores de BSW, gráfico 3.1.4, que se

mantiene en un rango que va de 37% a 40% durante todo el ciclo

productivo del yacimiento.

Gráfico 3.1.3 Historial de producción de fluidos. Reservorio Napo U. Campo Auca.

Gráfico 3.1.4 Historial de BSW. Reservorio Napo U. Campo Auca.

Reservorio Napo T.

Al inicio de la producción del reservorio Napo T, la curva histórica de

caudal de producción de fluido, gráfico 3.1.5, coincide en su forma con la

de petróleo lo que indica que la producción de agua es casi nula entre

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

3000000

1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009

CAUDAL 

(STB/AÑO)

FECHA

Caudales de producción vs. Tiempo.Campo Auca. Reservorio Napo U.

Agua

Petróleo

Total

0

20

40

60

80

100

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

BSW (%)

FECHA

BSW 

vs. 

Tiempo.Campo Auca. Reservorio Napo U.

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25

1986 y 1994 para el reservorio Napo T. En el año 1994 la producción de

Napo T aumenta de 100 000 barriles anuales hasta 1 500 000. Dicho

aumento causa que la rata de producción de agua también se incremente

en torno a valores anuales que van de 100 000 a 500 000 barriles. En el

2005, como se observa en el gráfico 3.1.6, el BSW empieza a crecer de

8% a 20% y para evitar eso se trata de restringir el flujo reduciendo la

producción anual de petróleo de 1 700 000 a 1 200 000 barriles. A pesar 

de eso, la tendencia incremental de la producción de agua se mantiene y

para el 2008 es cercana a 300 000 barriles anuales.

Gráfico 3.1.5 Historial de producción de fluidos. Reservorio Napo T. Campo Auca.

Gráfico 3.1.6 Historial de BSW. Reservorio Napo T. Campo Auca.

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

1985 1990 1995 2000 2005

CAUDAL 

(STB/AÑO)

FECHA

Caudales de producción vs. Tiempo.Campo Auca. Reservorio Napo T.

AGUA

PETRÓLEO

TOTAL

0

20

40

60

80

100

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

BSW (%)

FECHA

BSW vs. Tiempo.Campo Auca. Reservorio Napo T

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26

Reservorio Hollín Superior.

Con excepción de los dos primeros años, la producción de petróleo del

reservorio Hollín Superior siempre tiende a reducirse hasta el año 2005

(gráfico 3.1.7). Esta restricción en el flujo va orientada a evitar que la

producción de agua sea muy alta y se logra que el BSW se mantenga

dentro de ese mismo período de tiempo en torno al 25% (gráfico 3.1.8).

Aunque la tasa de producción anual de petróleo se duplica de 900 000

hasta 1 700 000 barriles entre 2006 y 2008, la tasa de producción de agua

se triplica de 300 000 a 900 000 barriles anuales en el mismo período

(gráfico 3.1.7), lo que determina que el BSW pase de 20% a 35% (gráfico

3.1.8).

Gráfico 3.1.7 Historial de producción de fluidos. Reservorio Hollín Superior. Campo Auca.

Gráfico 3.1.8 Historial de BSW. Reservorio Hollín Superior. Campo Auca.

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

3000000

3500000

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

CAUDAL 

(STB/AÑO)

FECHA

Caudales de producción vs. Tiempo. Campo Auca. Reservorio Hollín Superior.

Agua

Petróleo

Total

0

10

20

30

40

50

60

70

8090

100

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

BSW (%)

FECHA

BSW vs. Tiempo.

Campo 

Auca. 

Reservorio 

Hollín 

Superior.

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27

Reservorio Hollín Inferior. 

La tasa anual de producción de petróleo cae a un ritmo bastante rápido

desde 1 000 000 de barriles anuales en 1994 hasta 300 000 barriles en

1999 (gráfico 3.1.9). A partir de ahí, la producción desciende en menor 

proporción unos 35 000 barriles por año hasta 2004. En 2004 la

producción anual de petróleo crece aceleradamente hasta registrar 

alrededor de 1 100 000 barriles de producción en 2006. La tendencia de

la rata de petróleo vuelve a ser decreciente en los años 2007 y 2008 y se

estabiliza en torno a los 300 000 barriles anuales. La tasa de producción

de agua, por otro lado, tiende a crecer desde el inicio y existen períodos

en los que supera a la producción de petróleo como se puede comprobar 

en la curva histórica de BSW (gráfico 3.1.10)

Gráfico 3.1.9 Historial de producción de fluidos. Reservorio Hollín Inferior. Campo Auca.

Gráfico 3.1.10 Historial de BSW. Reservorio Hollín Inferior. Campo Auca.

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

CAUDAL 

(STB/AÑO)

FECHA

Caudales de producción vs. Tiempo.Campo Auca. Reservorio Hollín Inferior.

Agua

Petróleo

Total

0

20

40

60

80

100

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

BSW (%)

FECHA

BSW vs. Tiempo.

Campo 

Auca. 

Reservorio 

Hollín 

Inferior.

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28

3.2 PARÁMETROS PETROFÍSICOS Y DE LOS FLUIDOS.

3.2.1 ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DE LA ROCA.

En el campo Auca, las arenas productoras son: Basal Tena, Napo U,

Napo T y Hollín.

Del estudio de simulación del área Auca se recopiló los siguientes datos

petrofísicos que constan en la tabla 3.2.1.1. Los datos fueron obtenidos

de análisis de roca hechos a núcleos recuperados.

FORMACIÓN  Poros. Prom.(arit.)  Perm. Prom.(geom.)  Sw actual 

%  Md  % 

Basal Tena  20.5  3210 ‐

Napo U Sup.  12.4  16.7  40 

Napo U Inf.  14.4  76  40 

Napo T Sup.  10.9  350  15 

Napo T Inf.  12.7  350  15 

Hollín Sup.  14.8  104.5  30 

Hollín Inf.  15.4  185.8  35 

Tabla 3.2.1.1 Datos Petrofísicos de los yacimientos del Campo Auca.

3.2.2 ANÁLISIS PVT DE LOS FLUIDOS.

Para el análisis PVT de los fluidos del campo Auca, se realizaron varios

estudios de laboratorio, los resultados muestran un petróleo con una

presión de saturación que varía entre 175 PSI y 1170 PSI, las medidas

presentan dispersión por lo que no se puede considerar un sistema de

fluidos único en equilibrio de Hollín hasta Basal Tena.

La tabla 3.2.2.1 indica las 13 pruebas PVT que se llevaron a cabo dentro

del campo Auca refiriendo el pozo del que se tomó la muestra y la fecha

de cada análisis. De estas 13 pruebas se seleccionaron cinco, una por 

cada reservorio, bajo recomendación del Departamento de Yacimientos

de Petroproducción.

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29

Los análisis PVT del campo Auca se presentan de la siguiente manera:

ESTUDIO  POZO 

1 Por el yacimiento Basal Tena Auca02 (CEPE‐1981) 

4 Por el yacimiento Napo U  Auca02 (CORELAB‐1973) 

Auca24 (CORELAB‐1988) 

Auca08 (CEPE‐1975) 

Auca08 (Petroproducción‐1996) 

4 Por el yacimiento Napo T  Auca01 (CORELAB‐1972) 

Auca04 (Petroprodución‐1996) 

Auca22 (CORELAB‐1998) 

Auca12 (CORELAB‐1975) 

4 Por el yacimiento Hollín  Auca01 (CORELAB‐1972) Auca11 (CORELAB‐1975) 

Auca32 (CORELAB‐1993) 

Auca34 (CORELAB‐1993) 

Tabla 3.2.2.1 Análisis PVT Campo Auca.

Los gráficos 3.2.2.1 a 3.2.2.6 fueron elaborados en base a los resultados

obtenidos de la prueba PVT hecha a los fluidos del pozo Auca 34

provenientes del yacimiento Hollín Inferior. Se los muestra como un

ejemplo típico.

Gráfico 3.2.2.1 PVT Volumen Relativo Oil Arena Hollín Inf. Auc- 34 

0,8

1

1,2

1,4

1,6

1,8

0 1000 2000 3000 4000 5000

    V    O    L .    R    E

    L .

PRESIÓN (PSIA)

GRÁFICO PVT VOLUMEN RELATIVO OIL  ARENA 

HOLLÍN INF. AUC‐ 34

V/Vsat

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30

Gráfico 3.2.2.2 PVT Compresibilidad Oil Arena Hollín Inf. Auc- 34 

Gráfico 3.2.2.3 PVT Factor Volumétrico Oil Arena Hollín Inf. Auc- 34 

Gráfico 3.2.2.4 PVT Relación Solubilidad Oil Arena Hollín Inf. Auc- 34 

5,5

6

6,5

77,5

8

0 1000 2000 3000 4000 5000

    C   o   m   p .

    O    i    l

    (    *    1    0    ^    ‐    6    )

PRESIÓN (PSIA)

GRÁFICO PVT COMPRESIBILIDAD OIL  ARENA HOLLÍN 

INF. AUC‐ 34

comp.oil

1,06

1,08

1,1

1,12

1,14

1,16

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

    B   o    (    B     /    S    T    B    )

PRESIÓN (PSIA)

GRÁFICO PVT FACTOR VOLUMÉTRICO OIL  ARENA 

HOLLÍN INF. AUC‐ 34

Bo

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

    R   s    (    S    C    F     /    S    T

    B    )

PRESIÓN (PSIA)

GRÁFICO PVT  RELACIÓN DE SOLUBILIDAD OIL ARENA 

HOLLÍN INF. AUC‐ 34

Rs

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31

Gráfico 3.2.2.5 PVT Densidad Oil Arena Hollín Inf. Auc- 34

Gráfico 3.2.2.6 PVT Viscosidad Oil Arena Hollín Inf. Auc- 34

A continuación en la tabla 3.2.2.2 se indican los valores de viscosidad,

factor volumétrico, densidad y relación gas petróleo referidos a presiones

iniciales, actuales y de saturación en cada yacimiento productor del

Campo Auca.

0,74

0,75

0,76

0,77

0,78

0,79

0,8

0,81

0,82

0 1000 2000 3000 4000 5000

    D   e   n   s    i    d   a    d    P   e    t   r    ó    l   e   o

    (   g     /   c   c    )

PRESIÓN (PSIA)

GRÁFICO PVT DENSIDAD OIL  ARENA HOLLÍN INF. AUC‐

34

DENS. OIL

0

2

4

6

8

10

12

0 1000 2000 3000 4000 5000

    V    i   s   c   o   s    i    d   a    d    P   e    t   r    ó    l   e   o

    (    C    P    )

PRESIÓN (PSIA)

GRÁFICO PVT VISCOSIDAD OIL  ARENA HOLLÍN INF. AUC‐

34

VISC. OIL

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32

BASAL TENA 

Presión  GOR en solución  FVF oil Bo  Dens. Oil  Visc. Oil 

PSI  SCF/STB  B/STB  API  Cp 

P. inicial = 3563  116  1.1337  20.523 

P. actual = 840  116  1.1519  14.729 

P. burbuja = 630  116  1.1547  39.45  14.29 

NAPO U 

Presión  GOR en solución  FVF oil Bo  Dens. Oil  Visc. Oil 

PSI  SCF/STB  B/STB  API  Cp 

P. inicial = 4141  84  1.0971  28.895  14.443 

P. actual = 1460  84  1.1172  31.81  11.212 

P. burbuja = 430  84  1.1348  34.38  10.39 

NAPO T 

Presión  GOR en solución  FVF oil Bo  Dens. Oil  Visc. Oil 

PSI  SCF/STB  B/STB  API  Cp 

P. inicial = 4213  2.94  1.2612  51.111  5.9547 

P. actual = 1780  2.94  1.3012  56.42  4.104 

P. burbuja = 1170  2.94  1.3117  58.43  3.51 

HOLLÍN  SUPERIOR 

Presión  GOR en solución  FVF oil Bo  Dens. Oil  Visc. Oil 

PSI  SCF/STB  B/STB  API  Cp 

P. inicial = 4523  12  1.1086  47.72  4.4216 

P. actual = 3750  12  1.1178  49.97  4.1335 

P. burbuja = 175  12  1.1525  56.66  3.281 

HOLLÍN INFERIOR 

Presión  GOR en solución  FVF oil Bo  Dens. Oil  Visc. Oil 

PSI  SCF/STB  B/STB  API  Cp 

P. inicial = 4535  8  1.113  49.79  6.203 

P. actual = 3920  8  1.1177  50.61  5.91 

P. burbuja = 180  8  1.1537  56.47  3.94 

Tabla 3.2.2.2 Resultados de los análisis PVT Campo Auca.

3.2.3 PERMEABILIDADES RELATIVAS. 

Se realizaron ensayos de desplazamiento por inyección de agua con

cinco muestras tomadas dentro del intervalo de profundidad 10210 a

10230 en el pozo Auca-31 correspondiente a la arena Hollín Inferior.

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33

Después de cortadas, estas muestras fueron desplazadas dinámicamente

usando un aceite mineral de petróleo de una viscosidad de

aproximadamente 20 cp a 60ºF. En estas condiciones se estableció una

saturación de agua inicial Swi. Los datos de permeabilidad efectiva al

petróleo ko fueron obtenidos en presencia de saturación de agua inicial.

El petróleo fue dinámicamente desplazado a continuación en cada

muestra con agua salada de 10000 ppm, μ=1,008 cp a 60ºF y se

midieron los volúmenes producidos de petróleo y agua en función del

tiempo. Los resultados obtenidos se resumen en la tabla 3.2.3.1 y están

representados en el gráfico 3.2.3.1 de curvas de permeabilidad relativa:

RESULTADOS PERMEABILIDAD RELATIVA 

INTERVALO  10220  10221 

Porosidad(%)  8 

Sor (%)  12.8 

Swi (%)  38.6 

Sw  Kro  Krw 

38.6  1  0 

53.3  0.2805  0.0642 

59.6  0.1677  0.0961 

64.1  0.116  0.1198 

72.4  0.0471  0.1678 

78.2 

0.0204 

0.2108 

87.2  0.296 

Tabla 3.2.3.1 Resultados de pruebas de permeabilidad relativa Campo Auca.

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34

Gráfico 3.2.3.1 Curvas de Permeabilidades Relativas Campo Auca.

3.3 CONDICIONES INICIALES DE LOS RESERVORIOS.

3.3.1 PRESIÓN INICIAL.

De la historia de presión, se tiene los siguientes valores iniciales paracada yacimiento (tabla 3.3.1.1):

Zona  Presión Inicial 

PSIA 

Basal Tena  3563 

Napo U  4141 

Napo T  4213 

Hollín Sup.  4523 Hollín Inf.  4535 

Tabla 3.3.1.1 Presión Inicial de los Reservorios Campo Auca.

3.3.2 TEMPERATURA INICIAL.

Históricamente las temperaturas de las arenas productoras del campo

Auca estaban en el orden de 185, 200 y 204°F para Basal Tena, Napo y

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,80,9

1

0 20 40 60 80 100

    P   e   r   m   e   a    b    i    l    i    d   a    d   r   e    l   a    t    i   v   a    A   g   u   a    ‐    A   c   e    i    t   e

Saturación Fase desplazante (Sw%)

Curvas Perm. Relativa Campo Auca 

Prof. promedio: 10220.5 ft 

kro

krw

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35

Hollín respectivamente. Estas temperaturas fueron tomadas de registros

de pozos a hueco abierto y no fueron corregidas por efectos de

enfriamiento del lodo de perforación.

Todas las pruebas PVT eran corridas a estas temperaturas, luego se

realizaron varias mediciones de presión las cuales emplearon una bomba

electrónica de presión que incluía un termómetro que determinó

temperaturas fluyentes mayores a las históricamente reportadas (tabla

3.3.2.1).

Campo  Yacimiento  Temp. Yac. (°F) 

Auca  Basal Tena  215 

Napo U  228 

Napo T sup  233 

Napo T inf   233 

Hollín sup  236 

Hollín inf   239 

Tabla 3.3.2.1 Temperatura de los Reservorios Campo Auca.

3.3.3 CONTACTOS AGUA-PETRÓLEO.

La definición del contacto agua petróleo inicial para cada uno de los

yacimientos se basa en el resultado de los análisis petrofísicos. La

profundidad de los contactos agua-petróleo para el Campo Auca se

describen en la tabla 3.3.3.1:

Reservorio  Prof. CAP 

Ft 

Basal Tena  8100 

Napo U  8870 

Napo T  9120 

Hollín  9300 

Tabla 3.3.3.1 Profundidad de los contactos agua petróleo Campo Auca.

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36

3.4 PETRÓLEO IN SITU.

Los volúmenes de petróleo original in situ calculados mediante el método

volumétrico se presentan en la tabla 3.5.1.

3.5 RESERVAS.

En la tabla 3.5.1 se resumen las reservas calculadas en el Campo Auca

mediante método volumétrico a diciembre del 2008.

Resumen de reservas campo Auca.

Yacimiento Petróleo in situFactor deRecobro

Reservasprobadas

Reservasprobables

Reservastotales

Producciónacumulada

Reservasremanentes

FR actual

STB % STB STB STB STB STB %

Basal-Tena 141,006,079 19.5 27,496,185 27,496,185 8,482,208 19,013,977 6.015491

Napo U 324,891,563 30.1 97,792,360 2,600,000 100,392,360 57,067,984 40,724,376 17.56524

Napo T 351,726,117 29.4 103,407,478 4,300,000 107,707,478 55,630,637 47,776,841 15.816465

HollinSuperior  200,120,852 44.8 89,654,142 89,654,142 54,282,670 35,371,473 27.124944

Hollin Inferior 244,154,511 17.8 43,459,503 15,600,000 59,059,503 22,815,183 20,644,320 9.3445675

TOTAL 1,261,899,122 28.67 361,809,668 22,500,000 384,309,668 198,278,682 163,530,987 15.71272

 

Tabla 3.5.1 Resumen de Reservas Campo Auca.

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37

CAMPO CONONACO.

3.1 YACIMIENTOS PRODUCTIVOS.

Como se mencionó en el capítulo anterior, el pozo exploratorio Cononaco-

1, perforado en 1972 por Texaco, obtuvo valores muy variados de

saturación de hidrocarburos en las arenas objetivo, que fueron Napo “U”,

Napo “T”, Hollín y Basal Tena. Actualmente los reservorios que

contribuyen a la producción del campo Cononaco son: Hollín, tanto

superior como inferior, Napo “U” y Napo “T”, cuyas edades de formación

son pertenecientes al período cretácico.

El yacimiento que contribuye con la mayor parte del volumen de

producción de hidrocarburos es Hollín (59%). El 41% complementario es

producido por Napo tanto U como T.

El 75% de la producción total de agua del campo proviene de Hollín y el

25 % de Napo. Cabe destacar que Hollín inferior, por si solo, aporta con

más del 50% del total de agua generada en el campo. Naturalmente, la

relación agua petróleo actual de agua para Hollín supera a la de Napo. En

Hollín se produce 1.01 barriles de agua por cada barril de petróleo

mientras que en Napo 0.47. Todos los datos antes mencionados fueron

calculados en base al reporte de producción mensual por pozo y por 

yacimiento correspondiente a junio del 2008 proporcionado por el

departamento de yacimientos de Petroproducción.

La tabla 3.1.2 que se muestra a continuación indica un registro histórico

de cada pozo indicando cuando inicia su vida productiva, de que

yacimiento produce y cuando deja de producir:

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39

A continuación se presentan gráficos históricos referidos al

comportamiento de los yacimientos productivos del campo Auca.

Reservorio Napo U.

El reservorio Napo U en el Campo Cononaco produjo en dos períodos

diferentes. En el primero, entre 1994 y 1997, la producción de petróleo fue

baja, sin exceder los 75 000 barriles por año (gráfico 3.1.11). La

producción de agua en este período no fue mayor a 30 000 barriles

anuales y el BSW se estabilizó alrededor del 30% (gráfico 3.1.12).

En el segundo período, entre 2004 y 2008, se alcanza un pico de 270 000

barriles por año y el agua no excede los 50 000 barriles anuales. El BSW

está alrededor de 20% para este período.

Gráfico 3.1.11 Historial de producción de fluidos. Reservorio Napo U. Campo Cononaco.

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Caudal (STB/AÑO)

Fecha

Caudales de Producción vs Tiempo.Campo Cononaco. Reservorio U

Agua

Petróleo

Total

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40

Gráfico 3.1.12 Historial de BSW. Reservorio Napo U. Campo Cononaco.

Reservorio Napo T.

El reservorio Napo T produjo 44 000 barriles de petróleo en el año 1994

con un BSW menor al 1% (gráficos 3.1.13 y 3.1.14). El flujo se reanuda en

el año 2004 con una rata anual de 530 000 barriles aproximadamente. La

tendencia del petróleo siempre es decreciente y la del agua incremental.

A fines del 2006, el caudal del agua es mayor que el de petróleo y el BSW

excede 50%.

Gráfico 3.1.13 Historial de producción de fluidos. Reservorio Napo T. Campo Cononaco.

0

20

40

60

80

100

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

BSW (%)

Fecha

BSW vs Tiempo .Campo Cononaco. Reservorio U.

BSW

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Caudal (STB/AÑO)

Fecha

Caudales de Producción vs Tiempo.Campo Cononaco. Reservorio T.

Agua

Petróleo

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41

Gráfico 3.1.14 Historial de BSW. Reservorio Napo T. Campo Cononaco.

Reservorio Hollín Superior.

En el período que va desde 1996 hasta 2002, la rata de petróleo se

mantuvo entre 600 000 y 800 000 barriles anuales (gráfico 3.1.15). En el

año 2003 se registra un pico cercano a 1 200 000 barriles de producción

anual que comienza a descender hasta un valor mínimo de 322 000

barriles correspondiente al año 2008. La rata de producción de agua

siempre tendió a crecer existiendo épocas en las que superó a la de

petróleo. Los valores de BSW fueron del orden del 50% (gráfico 3.1.16).

Gráfico 3.1.15 Historial de producción de fluidos. Reservorio Hollín Superior. Campo

Cononaco.

0

20

40

60

80

100

1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

BSW (%)

Fecha

BSW vs Tiempo.

Campo Cononaco. Reservorio T.

BSW

0

200000

400000

600000

800000

10000001200000

1400000

1600000

1800000

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Caudal (STB/AÑO)

Fecha

Caudales de Producción vs Tiempo.Campo Cononaco. Reservorio Hollín Sup.

Agua

Petróleo

Total

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42

Gráfico 3.1.16 Historial de BSW. Reservorio Hollín Superior. Campo Cononaco.

Reservorio Hollín Inferior.

La semejanza entre las formas de las curvas históricas de producción de

agua y de fluido total en el gráfico 3.1.17 indica que el fluido predominante

en la producción del reservorio Hollín Inferior es el agua. La tasa de

producción anual se mantuvo estable entre 1 400 000 y 1 800 000 barriles

anuales hasta el 2007 cuando baja a aproximadamente 1 000 000 debarries. La gráfica de BSW (gráfico 3.1.18) indica que la producción de

agua es superior a la de petróleo en varios períodos del ciclo productivo

del yacimiento y la tendencia a futuro es al alza.

Gráfico 3.1.17 Historial de producción de fluidos. Reservorio Hollín Inferior. CampoCononaco.

0

20

40

60

80

100

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

BSW (%)

Fecha

BSW vs Tiempo.Campo Cononaco. Reservorio. Hollín Sup.

0

1000000

2000000

3000000

4000000

5000000

6000000

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Caudal (STB/AÑ0)

Fecha

Caudales de Producción vs Tiempo.Campo Cononaco. Reservorio Hollín Inf.

Agua

Petróleo

Total

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43

Gráfico 3.1.18 Historial de BSW. Reservorio Hollín Inferior. Campo Cononaco.

3.2 PARÁMETROS PETROFÍSICOS Y DE LOS FLUIDOS.

3.2.1 ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DE LA ROCA.

En el campo Cononaco, las arenas productoras son: Napo U, Napo T y

Hollín.

Del estudio de simulación del Campo Cononaco se recopiló los siguientes

datos petrofísicos que constan en la tabla 3.2.1.2. Los datos fueron

obtenidos de análisis de roca hechos a núcleos recuperados.

FORMACIÓN  Poros. Prom. (arit.)  Perm. Prom. (geom.)  Sw actual 

%  Md  % 

Napo U Sup.  14.3  405  32.5 

Napo U Inf.  16.13  942  25.6 

Napo T Sup.  16.7  1083.3  42.92 

Napo T Inf.  15.93  880.45  25.92 

Hollín Sup.  12.22  147.52  51.74 

Hollín Inf.  16.01  742.5  46.05 

Tabla 3.2.1.2 Datos Petrofísicos de los yacimientos del Campo Cononaco.

0

20

40

60

80

100

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

BSW (%)

Fecha

BSW vs Tiempo. 

Campo Cononaco. Reservorio Hollín Inf .

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44

3.2.2 ANÁLISIS PVT DE LOS FLUIDOS.

Para el campo Cononaco se disponen de cinco pruebas PVT. La muestra

de una de las pruebas fue tomada bajo producción simultánea de Hollín

Superior e Inferior. Considerando que los yacimientos Hollín Superior e

Inferior no están comunicados, dicha prueba se desecha. Cada una de las

otras pruebas corresponde a los yacimientos U, T, Hollín Inferior y Hollín

Superior.

La tabla 3.2.2.3 contiene un resumen de las pruebas PVT disponibles

para el campo Cononaco indicando la fecha de la prueba, el pozo

muestreado y el reservorio referido:

Pozo  Con‐1  Con‐1  Con‐4  Con‐22  Con‐21 

Fecha de 

muestreo  23/12/1972 05/08/1982 27/07/1985 01/08/1995  01/08/1995 

Yacimiento  HS+HI  U  HS  T  HI 

Tabla 3.2.2.3 Propiedades PVT Campo Cononaco.

Los gráficos 3.2.2.6 a 3.2.2.12 fueron elaborados en base a los resultados

obtenidos de la prueba PVT hecha a los fluidos del pozo Con-21

provenientes del yacimiento Hollín Inferior. Los gráficos se muestran

como un ejemplo típico.

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45

Gráfico 3.2.2.7 PVT Viscosidad Oil Arena Hollín Inf. Con- 21. 

Gráfico 3.2.2.8 PVT Compresibilidad Oil Arena Hollín Inf. Con- 21.

Gráfico 3.2.2.9 PVT Factor Volumétrico Oil Arena Hollín Inf. Con- 21.

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

    V   o    l .   r   e    l .

Presión (PSIA)

GRÁFICO PVT VOLUMEN RELATIIVO OIL ARENA 

HOLLÍN INF. Con‐21

V/Vsat

0

12

3

4

5

6

7

8

9

0 1000 2000 3000 4000 5000

    C   o   m   p

 .   o    i    l    *    1    0    ^    ‐    6    (    P    S    I    A    ^    ‐    1    )

Presión (PSIA)

GRÁFICO PVT COMPRESIBILIDAD OIL ARENA 

HOLLÍN INF. Con‐21

Comp. oil

1,06

1,08

1,1

1,12

1,14

1,16

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

    B   o    (    B     /    S    T    B    )

Presión (PSIA)

GRÁFICO PVT FVF OIL ARENA 

HOLLÍN INF. Con‐21

Bo 

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46

Gráfico 3.2.2.10 PVT Relación Solubilidad Oil Arena Hollín Inf. Con- 21.

Gráfico 3.2.2.11 PVT Densidad Oil Arena Hollín Inf. Con- 21.

Gráfico 3.2.2.12 PVT Viscosidad Oil Arena Hollín Inf Con- 21.

0

2

4

6

8

10

12

14

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

    R   s    (    S    C    F     /    S    T    B    )

Presión (PSIA)

GRÁFICO PVT RELACIÓN DE SOLUBILIDAD OIL ARENA 

HOLLÍN INF. Con‐21

Rs

0,74

0,75

0,76

0,77

0,78

0,79

0,8

0,81

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

     ρ   o    (   g     /   c   c    )

Presión (PSIA)

GRÁFICO PVT DENSIDAD OIL ARENA HOLLÍN INF. Con‐21

Dens. oil

0

0,5

1

1,5

2

2,5

33,5

4

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

GRÁFICO PVT VISCOSIDAD OIL ARENA 

HOLLÍN INF. Con‐21

Visc. oil

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47

A continuación, en la tabla 3.2.2.4, se indican los valores de viscosidad,

factor volumétrico, densidad y relación gas petróleo referidos a presiones

iniciales, actuales y de saturación en cada yacimiento productor del

Campo Cononaco.

NAPO U 

Presión  GOR en solución  FVF oil Bo  Dens. Oil  Visc. Oil 

PSI  SCF/STB  B/STB  API  Cp 

P. inicial = 4312  56  1.1056  8.28 

P. actual = 2570  56  1.1169  6.89 

P. burbuja = 620  56  1.1325  40.27  5.48 

NAPO T 

Presión  GOR en solución  FVF oil Bo  Dens. Oil  Visc. Oil 

PSI  SCF/STB  B/STB  API  cp 

P. inicial = 4458  126  1.1685  35.36  15.34 

P. actual = 3100  126  1.1789  36.87  12.89 

P. burbuja = 820  126  1.2127  41.7  9.35 

HOLLÍN SUPERIOR 

Presión  GOR en solución  FVF oil Bo  Dens. Oil  Visc. Oil 

PSI  SCF/STB  B/STB  API  cp 

P. inicial = 4565  33  1.1558  2.95 

P. actual = 4020  33  1.1624  2.83 

P. burbuja =155  33  1.1983  63.32  2.12 

HOLLÍN INFERIOR 

Presión  GOR en solución  FVF oil Bo  Dens. Oil  Visc. Oil 

PSI  SCF/STB  B/STB  API  cp 

P. inicial = 4678  12  1.0872  46.17  3.449 

P. actual = 4510  12  1.0896  46.54  3.426 

P. burbuja = 58  12  1.145  58.36  1.842 

Tabla 3.2.2.4 Resultados de pruebas PVT Campo Cononaco.

3.2.3 PERMEABILIDADES RELATIVAS. 

Las características de las permeabilidades relativas agua petróleo fueron

determinadas en 7 muestras correspondientes al intervalo 10503-10540 a

partir de datos de pruebas de desplazamiento por inyección de agua en

muestras tomadas del reservorio Hollín proveniente del pozo Con-4.

Después de cortadas, estas muestras fueron desplazadas dinámicamente

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48

usando un aceite mineral de petróleo de una viscosidad de

aproximadamente 8 cp a 60ºF. En estas condiciones se estableció una

saturación de agua inicial Swi. Los datos de permeabilidad efectiva al

petróleo ko fueron obtenidos en presencia de saturación de agua inicial.

El petróleo fue dinámicamente desplazado a continuación en cada

muestra con agua salada de 10000 ppm, μ=1,008 cp a 60ºF y se

midieron los volúmenes producidos de petróleo y agua en función del

tiempo. Las características de permeabilidades relativas agua-petróleo

están resumidas en la tabla 3.2.3.2 y representadas en el gráfico 3.2.3.2

de curvas de permeabilidad relativa.

RESULTADOS DE PERMEABILIDADES RELATIVAS 

INTERVALO  10503  10504 

Porosidad(%)  13.8 

Sor (%)  33 

Swi (%)  20 

Sw  kro  krw 

20  1  0 

25.7  0.5175  0.0162 

31.4  0.3085  0.0365 

38.2  0.1744  0.0572 

42.9  0.1226  0.0705 

46.5  0.0794  0.0864 

51.6  0.0526  0.0973 

56.6  0.0286  0.1103 

63.1  0.0082  0.128 

67  0.14 

Tabla 3.2.3.2 Resultados de pruebas de permeabilidad relativa Campo Cononaco.

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49

Gráfico 3.2.3.2 Curvas de Permeabilidades Relativas Campo Cononaco.

3.3 CONDICIONES INICIALES DE LOS RESERVORIOS.

3.3.1 PRESIÓN INICIAL.

Según recomienda la técnica, la determinación de las presiones iniciales

de los reservorios del Campo Cononaco fue hecha en base a medidas

obtenidas en etapas tempranas de desarrollo de los yacimientos antes

que se haya producido volúmenes importantes de hidrocarburos. Los

pozos en los que se hizo las observaciones fueron cerrados para eliminar 

cualquier efecto transiente y sometidos a pruebas de restauración de

presión. Estos datos son una fuente excelente de datos iniciales de

presión de reservorio.

Zona  Presión inicial 

PSIA 

Napo U  4312 

Napo T  4458 

Hollín Sup  4565 

Hollín Inf   4678 

Tabla 3.3.1.2. Presión Inicial de los reservorios del Campo Cononaco.

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 20 40 60 80 100

    P   e   r   m   e   a    b    i    l    i    d   a    d   r   e    l   a    t    i   v   a    A   g   u   a    ‐    A   c   e    i    t   e

Saturación Fase desplazante (Sw%)

Curvas Perm. Rel. Campo Cononaco 

Prof. promedio: 10503.5ft 

kro

krw

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50

3.3.2 TEMPERATURA INICIAL.

Para el cálculo de temperaturas en el campo se consideraron únicamente

los datos que se resumen en la tabla 3.3.2.2:

POZO Coord. UTM X Coord. UTM Y T Prof. Yacimiento

ºF ft

10 284249,684 9889299,54 242,6 10114-10126 T

27 283448,64 9885068 240,7 10188-10218 T

11 285499,768 9890651,99 235,2

10281-10291

10294-1030610498-10506 U+T

9 284140,4 9887426,73 243,8 10307-10322 HS

2 284765,663 9890066,64 245,810331-1033810350-10360

HS

8 284996,334 9889056,06 246,2 10294-10310 HS

7 284888,745 9891121,05 241,210652-1066110669-1067310680-10688

HS

17 283858,377 9887939,6 240 10336-10356 HI

1 285378,89 9891657,41 239,1 10694-10714 HI

3 284038,316 9888521,87 245,110256-10262

10265-10275

HI

25 285418,768 9892226,08 242,2 10663-10684 HI

27 283448,64 9885068 255,3 10361-10375 HI

20 284770,636 9891620,5 241,4 10624-10654 HI

13 285413,492 9891179,41 242,2 10727-10750 HI

18 284319,692 9888058 240 10304-10364 HS+HI

Tabla 3.3.2.2 Coordenadas de ubicación de los Pozos Campo Cononaco.

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51

La información obtenida de la tabla anterior fue graficada por yacimiento

productor y por pozo para analizar la distribución de la temperatura en el

campo:

C10 ‐ 242,6ºf 

C27 ‐ 240,7ºF 

C11‐235ºF

9884000

9885000

9886000

9887000

9888000

9889000

9890000

9891000

283000 283500 284000 284500 285000 285500 286000

X

Napo T

C9 ‐ 243,8ºF

C2 ‐ 245,8ºF

C8 ‐ 246,3ºF

C7 ‐ 241.2ºF

9887000

9887500

9888000

9888500

9889000

9889500

9890000

9890500

9891000

9891500

284000 284200 284400 284600 284800 285000 285200

X

Hollín superior

C17 ‐ 2420ºF

C1 ‐ 231ºF 

C3 ‐ 241,5 ºF

C25 ‐ 242,2ºF

C27 ‐ 255,3ºF

C20 ‐ 241,4ºF

C13 ‐ 242,2ºF

9884000

9885000

9886000

9887000

9888000

9889000

9890000

9891000

9892000

9893000

283000 283500 284000 284500 285000 285500 286000

X

Hollín Inferior

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52

De los gráficos anteriores se pudo inferir que la temperatura aumenta

ligeramente hacia el sur del campo. Dicha diferencia alcanza valores de

5.5ºF en T, 5.4ºF en Hollín Superior y 13.1ºF en Hollín Inferior.

Con el objeto de obtener una correlación se hizo un gráfico de

temperatura versus profundidad en el que también consta una línea

correspondiente al gradiente geotérmico calculado con la expresión.

T(D) = Ts + 0,01646*D Ec. 3.3.2.1 

Para la construcción de la recta de gradiente geotérmico y la consiguiente

determinación de correlación para temperatura se procedió así:

- Conociendo los valores de elevaciones de los pozos de donde se

obtuvo las temperaturas medidas y las profundidades a las que

estas fueron tomadas, se transformaron dichas profundidades en

elevaciones bajo el nivel del mar.

- Con la ecuación 3.3.2.1 se calculó las temperaturas

correspondientes a diferentes elevaciones.

- Se incluyó la recta del gradiente de temperatura en el mismográfico donde se muestran las temperaturas medidas en el campo.

- Se ajustó ligeramente la temperatura Ts hasta que la línea del

gradiente pasara a través de los datos de temperatura medidos. La

mejor Ts que se obtuvo fue de 85,4ºF.

Nótese la dispersión en los datos como consecuencia de la variación

de temperatura norte-sur en la figura siguiente:

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53

En base a la recta de gradiente de temperatura obtenida del procesoanterior se pudo establecer la siguiente ecuación:

T = (5176.2 – E) / 60.753

Donde:

T = temperatura (ºF)

Elevación = Elevación sobre el nivel del mar (ft s.n.m)

Zona  Tope  Base  Profundidad Elevación  Temperatura 

ft  ft  Ft  ft s.n.m  ºF 

Napo U  10141  10275 10208 ‐9247  237.4072062 

Napo T  10336  10517 10426.5 ‐9465.5  241.0037364 

Hollín Sup.  10634  10693 10663.5 ‐9702.5  244.9047784 

Hollín Inf.  10693  10826 10759.5 ‐9798.5  246.4849472 

Tabla 3.3.2.3. Temperatura de los Reservorios Campo Cononaco.

3.3.3 CONTACTOS AGUA-PETRÓLEO.

La definición del contacto agua petróleo inicial para cada uno de los

yacimientos se basa en el resultado de los análisis petrofísicos. La

profundidad de los contactos agua-petróleo para el Campo Cononaco se

describen en la tabla 3.3.3.2:

T = (5176.2 ‐ E)/60.753

‐9700

‐9600

‐9500

‐9400

‐9300

‐9200‐9100

‐9000

‐8900

230 235 240 245 250 255 260

Elevación (ft s.n.m)

Temperatura (ºF)

UI+TI

TI

HS

HS+HI

HI

Grad. geotérmicoLineal (Grad. geotérmico)

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54

Reservorio  Prof. CAP 

Ft 

Napo U  10220 

Napo T  10480 

Hollín  10787 

Tabla 3.3.3.2. Contactos Agua – Petróleo Campo Cononaco Arena Hollín. 

3.4 PETRÓLEO IN SITU.

Los volúmenes de petróleo original in situ calculados mediante el método

volumétrico se presentan en la tabla 3.5.2.

3.5 RESERVAS.

En la tabla 3.5.2 se resumen las reservas calculadas en el Campo

Cononaco mediante método volumétrico a diciembre del 2008.

Resumen de reservas Campo Cononaco.

YACIMIENTO Petróleo in SituFactor deRecobro

Reservasprobadas

Reservastotales

Producciónacumulada

ReservasRemanentes

FR actual

STB  %  STB  STB  STB  STB  % 

U 21246000 10.46 2222332 2222332 2125313 97019 10.00

T 39315000 18.08 7108152 7108152 2769535.5 4338616.5 7.04

Hollin Superior 44616000 39.40 17578704 17578704 17161124 417580 38.46Hollin Inferior 227340000 43.90 99802260 99802260 83950306 15851954 36.93

TOTAL 332517000 38.11 126711448 126711448 106006278.5 20705169.5 31.88

Tabla 3.5.2 Resumen de Reservas Campo Cononaco

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55

CAPÍTULO IV.

4 COMPORTAMIENTO DEL CAMPO.

4. 1 HISTORIA DE PRODUCCIÓN DE LOS RESERVORIOS.

CAMPO AUCA.

El campo produce de las arenas Basal Tena, U, T y Hollín. Al 31 de mayo

del 2008 el campo produjo un acumulado de petróleo de 198 278 682

STB. La producción acumulada por arena está descrita en la tabla 3.5.1

del capítulo anterior 

La historia de producción del Campo se puede visualizar en el grafico

4.1.1:

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Gr fico 4.1.1 H

56

istoria de producción del campo Auca.

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57

La curva histórica del corte de agua en el campo Auca se muestra en el

gráfico 4.1.2:

Gráfico 4.1.2 Curva histórica de corte de agua Campo Auca.

La curva histórica de la relación agua petróleo para el campo Auca se

muestra en el gráfico 4.1.3:

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58

Gráfico 4.1.3 Curva histórica de WOR Campo Auca.

CAMPO CONONACO.

El campo produce de las arenas U, T y Hollín. Al 31 de mayo del 2008 el

campo produjo un acumulado de petróleo de 106 776 919 BLS. La

producción acumulada por arena se puede ver en detalle en la tabla 3.5.2.

La historia de producción del Campo se puede visualizar en el gráfico

4.1.4:

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La curva

el gráfico

Gráfi

histórica

4.1.5:

o 4.1.4 Hist

el corte d

59

oria de prod

agua en

ucción del c

el campo

mpo Conon

Cononaco

aco.

se muest a en

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60

Gráfico 4.1.5 Curva histórica de corte de agua Campo Cononaco.

La curva histórica de la relación agua petróleo para el campo Cononaco

se muestra en el gráfico 4.1.6:

Gráfico 4.1.6 Curva histórica de WOR Campo Cononaco.

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61

4.2 PRESIÓN ESTÁTICA.

Un reservorio es una formación subterránea porosa y permeable que

contiene hidrocarburos confinados por una roca impermeable o por 

barreras de agua. Esta estructura roca-fluido en conjunto está

caracterizada por un sistema simple y natural de distribución de presión.

Las propiedades del fluido contenido, el estado en que este se encuentra

y el comportamiento posterior del reservorio en la etapa productiva están

íntimamente ligadas con las condiciones de presión prevalecientes. Es así

que la presión de reservorio determinará si el hidrocarburo está saturado

(es decir que no puede disolver más gas del presente) o no. La situación

de los hidrocarburos contenidos en las estructuras de los campos Auca y

Cononaco no difiere de la del resto de reservas del Oriente Ecuatoriano,

donde generalmente los fluidos comparten una característica no

saturada, en estado monofásico y en capacidad de disolver más gas. La

presión a la que se hallan sometidos los fluidos de un yacimiento rocoso

está determinada por dos elementos esenciales, uno que tiene su origen

en el proceso deposicional y otro que se deriva de los propios fluidoscontenidos en el medio poroso. El primer componente que se le llama

presión litostática es causado por la presión de roca transmitida a través

del subsuelo en los contactos entre granos. A esta presión a veces se le

denomina geoestática o presión de sobrecarga y su gradiente es del

orden de 1 PSI/ft , aunque varía de acuerdo a la profundidad y densidad

de la columna litostática. La presión debida a los fluidos contenidos, que

es la que se encarga de equiparar a la presión de sobrecarga, sedenomina presión hidrostática y su valor depende de la densidad del

fluido (agua, gas o petróleo) que en el caso del agua está afectada por la

salinidad. Para una columna hidrostática de agua fresca, el gradiente de

presión es de 0.433 PSI/ft mientras que para petróleo es de 0.35 PSI/ft y

para gas de 0.08 PSI/ft, como valores promediales. El gas disuelto en el

fluido genera presión y es un aportante directo para el valor total de la

presión del reservorio. A continuación en el gráfico 4.2.1 se muestra la

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distribución de presiones de formación tipo en un reservorio que contiene

una capa libre de gas, petróleo y agua subyaciente.

Gráfico 4.2.1 Distribución de presión para un reservorio hidrocarburífero con capa libre

de gas y contacto agua petróleo

Las condiciones del límite de los yacimientos de Auca y Cononaco, y

consecuentemente el mecanismo de empuje para la producción, no sondisímiles con las del resto de la Cuenca Oriente. El mecanismo de

producción para los yacimientos Basal Tena, Napo y Hollín es empuje de

agua, la zona saturada de petróleo está conectada sin barreras hasta la

superficie de un acuífero subterráneo subyaciente que es responsable del

mantenimiento de la energía del reservorio mediante intrusión. La presión

suministrada por la superficie del acuífero empuja al petróleo hacia el tope

de la formación donde se encuentra una estructura impermeable querestringe su salida. Está por demás mencionar que una vez que se ha

perforado pozos, la presión ejercida por el acuífero provoca el

desplazamiento de los hidrocarburos hacia los punzados y luego hacia la

superficie. Es así como varios factores se conjugan para que el

reservorio, como una unidad estructural, adquiera una presión estática

intrínseca cuyo comportamiento posterior estará relacionado con las

condiciones iniciales ya mencionadas y lógicamente con el tratamiento

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63

que reciba de los encargados de administrar y desarrollar los yacimientos.

La presión de reservorio puede ser determinada mediante el análisis de

curvas de pruebas de buildup. La prueba de buildup consiste en el cierre

de un pozo que ha estado fluyendo con el objetivo de que la presión se

restaure según indican los siguientes esquemas:

Gráfico 4.2.2 Prueba de restauración de presión.

Considerando la ecuación básica de campo utilizada para el análisisbuildup:

PwsPi162.6 qµBkh logt ∆ t∆t Ec.4.2.1 

Donde:

Pws: presión alcanzada después del cierre (PSIA).

Pi: presión inicial del reservorio (PSIA).

t: tiempo de producción (días).

 Δt: tiempo de cierre (días).

q: caudal de producción (STB/D).

µ: viscosidad del fluido (cp).

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B: factor volumétrico del fluido.

h: espesor de la formación (ft).

k: permeabilidad de la roca (md).

Es posible inferir que al graficar la presión alcanzada después del cierre

Pws vs log (t+ Δt/ Δt) se debería obtener una recta como se indica en la

figura:

Gráfico 4.2.3 Gráfica Pws vs log (t+ Δt/ Δt) de una prueba de buildup

Cuando el tiempo de cierre es infinito  Δt = ∞ la restauración de presión

alcanzará valores aproximados a los de presión inicial descontando la

reducción de presión propia de la depleción del reservorio. Gráficamente,

esta operación se la logra mediante la extrapolación de la sección recta

de la gráfica obtenida en el gráfico Pws vs log (t+ Δt/ Δt) hasta cuando

 Δt = ∞, es decir (t+ Δt/ Δt) = 1, como muestra la gráfica de la figura 4.2.2.

4.3 PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE.

Para establecer una situación de flujo dentro de un sistema espacial se

requiere de una diferencia de potencial. Esta condición se cumple

aplicando diferencia de alturas en el caso de flujo a gravedad en tuberías,

o diferencia de voltaje cuando fluye corriente eléctrica. Evidentemente, en

el flujo de fluidos por medios porosos la misma condición debe ser 

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65

satisfecha. Como ya se explicó en la sección anterior, los fluidos de un

reservorio están sometidos a una presión intrínseca asociada con sus

propiedades y la columna litostática que soportan. Una vez que se dispara

al casing de un pozo se crea un gradiente de presión que se transmite

desde el reservorio hacia el pozo. Esta diferencia de presión Pr- Pwf 

compuesta por la presión estática (Pr) o de reservorio y la presión de

fondo fluyente (Pwf), que es la presión registrada a la profundidad de las

perforaciones, genera flujo del reservorio hacia el pozo productor. A su

vez, la presión de fondo fluyente puede ser manipulada artificialmente de

tal forma que el diferencial de presión se incremente y la rata de flujo sea

mayor pero eso se explicará con mayor detalle en una sección posterior.

A continuación, en el gráfico 4.3.1, se presenta un esquema que ilustra el

gradiente de presión que tiene lugar en el reservorio para producir 

petróleo.

Gráfico 4.3.1 Gradiente de presión o drawdown en las cercanías de un pozo productor.

4.4 PERMEABILIDAD.La permeabilidad es una propiedad del medio poroso que mide la

capacidad y habilidad de la formación para transmitir fluidos. Darcy

desarrolló una ecuación capaz de definir la permeabilidad en términos de

cantidades contables.

q k A

µ dP

dLEc.4.4.1 

Donde:

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q = rata de flujo en el medio poroso (cm3/s)

k = constante de proporcionalidad o permeabilidad (darcys)

A = área seccional a través de la cual el flujo ocurre (cm2)

μ = viscosidad del fluido (cp)

dP/dL = caída de presión por unidad de longitud (atm/cm)

Gráfico 4.4.1 Modelo de flujo lineal.

La ecuación 4.4.1 se aplica en análisis convencionales de laboratorio con

muestras recuperadas paralela o perpendicularmente a los planos de

depositación para determinar permeabilidad horizontal o vertical

respectivamente basándose en modelos de flujo lineal. Una variante de laecuación 4.4.1 es aplicable a flujo radial asumiendo que el reservorio es

homogéneo y saturado completamente por un líquido.

q 2π k h Pe Pwfµ ln re rw⁄ Ec.4.4.2 

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Gráfico 4.4.2 Modelo de flujo radial.

La permeabilidad k, propia de la roca, se conoce como absoluta y se

calcula cuando un solo fluido se mueve en el medio poroso. Sin embargo,

en la realidad, dentro del reservorio varios fluidos se mueven de forma

simultánea y la permeabilidad que el medio poroso presenta hacia cada

uno dependerá de la saturación del fluido dentro de la roca ko, kw y kg. A

este tipo de permeabilidad se le llama efectiva. Recabando lo dicho,

existiría una enorme cantidad de valores de permeabilidad efectiva

correspondientes a las diferentes combinaciones posibles de saturación.

Por esta razón los datos de laboratorio usualmente se resumen y reportan

en términos de permeabilidad relativa, kro, krw y krg, que es la relación

entre la permeabilidad efectiva de un fluido a determinada saturación y la

permeabilidad absoluta del medio poroso.

kro kok ; k r w kwk ; k r o kok Ec.4.4.3La permeabilidad también puede ser obtenida de pruebas de presión

transiente. En el caso de la prueba de restauración de presión, con fines

ilustrativos, se volverá a considerar la ecuación 4.2.1:

PwsPi162.6qµBkh log

t ∆ t∆t Ec.4.2.1

 

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Como ya se mencionó, la ecuación anterior está referida al gráfico 4.2.2

de Pws vs log (t+ Δt/ Δt). Analizando la ecuación 4.2.1 y relacionándola conel gráfico 4.2.2 se nota que la pendiente de la sección recta de dicho

gráfico está representada en términos analíticos por el factor m:

m 162.6 qµBkh Ec.4.4.4 

Por consiguiente, la permeabilidad puede ser obtenida de la ecuación:

k 162.6 qµBmh Ec.4.4.5 

Donde:

m = pendiente de la curva Pws vs log (t+ Δt/ Δt) (psia/ciclo).

4.5 DAÑO DE FORMACIÓN.

Es muy usual que materiales como el filtrado de lodo, la lechada de

cemento o partículas de arcilla ingresen a la formación durante la etapade perforación, completación o reacondicionamiento. A este efecto

comúnmente se lo cita como daño de formación y la región cuya

permeabilidad resulta alterada zona skin. Esta zona puede extenderse

desde algunas pulgadas hasta varios pies desde el hueco. Por esta razón,

la permeabilidad medida en las cercanías del pozo es diferente a la de la

zona que no ha sido afectada. Una ilustración de la zona skin se presenta

en la siguiente figura:

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Gráfico 4.5.1 Daño de formación cercano al pozo.

Como consecuencia del daño de formación, una caída de presión

adicional localizada tiene lugar durante el flujo. Esta caída adicional de

presión se la denomina  ΔPskin. Por otro lado, las técnicas de estimulación

de pozos mejorarán las propiedades de la formación e incrementarán la

permeabilidad alrededor del pozo de tal modo que la caída de presión

 ΔPskin decrecerá. La siguiente figura muestra los diferentes tipos de caída

de presión en la zona skin para tres diferentes escenarios:

Gráfico 4.5.2 Representación de efectos skin positivos y negativos.

• Escenario 1:  ΔPskin > 0, indica una caída adicional de presión a

causa de daño de formación.

• Escenario 2:  ΔPskin < 0, indica una menor caída de presión debido

a estimulación.

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70

• Escenario 3:  ΔPskin = 0 indica que no hay cambios en las

propiedades de la formación adyacente al pozo.

La permeabilidad en la zona skin kskin es uniforme y la caída de presión através de esta zona es aproximable aplicando la ecuación de Darcy

mediante el siguiente método: 

ΔP ΔP en la zona skin debido a k ΔP en la zona skin debido a k Ec. 4.5.1

Δ Qo Bo µo0.00708 h k ln rr Qo Bo µo0.00708 h k ln rr .4.5.2 

Δp Qo Bo µo0.00708 h k kk 1 ln rr Ec.4.5.3 

Δ

Qo Bo µo

0.00708 h ks 141.2Qo Bo µo

kh s Ec.4.5.4 

Donde s es el factor skin definido como:

1ln .4.5.5 

La ecuación 4.5.5 provee una mejor explicación para el significado físico

del signo del factor skin:

• Factor skin positivo, s > 0. Cuando la zona cercana al pozo está

dañada, kskin es menor a k y por esa razón s es positivo. La

magnitud del factor skin se incrementa a medida que kskin se reduce

y a medida que la profundidad de daño r skin aumenta.

• Factor skin negativo, s < 0. Cuando la permeabilidad alrededor del

pozo r skin es mayor que la de la formación k, el factor skin es

negativo. Este factor negativo indica una condición de formación

estimulada.

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71

• Factor skin cero, s = 0. El factor skin cero ocurre cuando no hay

alteración en la permeabilidad alrededor del pozo. kskin = k.

La ecuación 4.5.5 indica que un factor skin negativo resultará en un factor negativo de  ΔPskin. Entonces un pozo estimulado requerirá una caída de

presión menor que la requerida por un pozo equivalente con

permeabilidad uniforme para producir un determinado caudal q.

Para calcular el factor skin mediante pruebas de presión build-up es

necesario medir la presión del pozo antes y después de cerrarlo a partir 

de la ecuación:

PwsPwf qµ4πkh ln  γµCrwt Δ t4ktΔt 2 s Ec.4.5.6 

Para  Δt pequeños en comparación con t, (t+ Δt/t) se puede aproximar a 1.

Rearreglando la ecuación anterior, escogiendo  Δt = 1 hora de tal forma

que Pws = P1hr , reemplazando el factor qµ/4πkh por su equivalente

m/2.303 e introduciendo unidades prácticas de campo el factor de dañose obtiene de la siguiente expresión:

s 1.151P Pwf m log kµCrw 3.23 Ec.4.5.7 

4.6 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD.

El índice de productividad es una medida de la habilidad de un pozo paraproducir fluidos. Está definido por el símbolo J y se obtiene de la relación

entre la rata de flujo líquido total y la caída de presión que tiene lugar para

que el flujo ocurra o drawdown. Para una producción de crudo libre de

agua, el índice de productividad está dado por:

J QoPr Pwf  Qo∆p Ec.4.6.1 

Donde:

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Qo = Caudal de flujo de petróleo (STB/día)

J = Índice de productividad (STB/día/psi)

Pr = presión promedia del área de drenaje (presión estática).Pwf = presión de fondo fluyente (psi)

 ΔP = caída de presión (psi)

El índice de productividad J está expresado en STB/día/psi. Un J=2.5

quiere decir que por cada PSI de diferencia de presión, la formación

debería expulsar 2.5 STB/día hacia el pozo. A pesar de que el índice de

productividad mide la habilidad de un pozo para producir, su magnitud

depende de las propiedades del reservorio como permeabilidad, espesor 

productivo, viscosidad del fluido, factor volumétrico del fluido, entre otras.

Las propiedades del reservorio están sujetas a variación y por lo tanto el

índice de productividad puede cambiar con el tiempo.

La curva IPR es una presentación gráfica de la relación entre la presión

de fondo fluyente y la rata de producción de fluido. Una curva IPR típica

se muestra en el gráfico 4.6.1. La magnitud de la pendiente de la curvaIPR es el ya mencionado índice de productividad (PI o J). Como puede

verse en la figura, J deja de ser constante en la región de flujo bifásica.

Gráfico 4.6.1 Típica curva IPR de un pozo petrolero.

Para medir el índice de productividad en una prueba de presión, primero

se cierra el pozo hasta que el reservorio alcance la presión estática.

Posteriormente, el pozo se abre a flujo hasta que se logre una presión de

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fondo fluyente estabilizada determinada rata de flujo constante Q.

Entonces, el índice de productividad es calculado de la ecuación 4.7.1

4.7 EFICIENCIA DE FLUJO.

Un índice relativo mejor que el factor skin para decidir sobre la eficiencia

en la perforación y completación del pozo se obtiene de la eficiencia de

flujo definida como el cociente entre el índice de productividad real de un

pozo para el índice de productividad que este pozo tuviera si no existiera

daño de formación (s=0).

Eiciencia de lujo J realJ ideal Ec.4.7.1 

Como:

J real qPrPwf  Ec.4.7.2 

Y:

J ideal qP r P w f ΔP Ec. 4.7.3 

Se obtiene:

Eiciencia de lujo PrPwf ΔP

PrPwf Ec.4.7.4 

A la eficiencia de flujo también se le llama relación de productividad,

relación de condición y factor de completación. Cuando se substrae la

eficiencia de flujo del valor unitario, el resultado es el daño de formación.

Eficiencias de flujo cercanas a 2 pueden ser obtenidas de fracturamiento

hidráulico en formaciones de permeabilidad moderadamente alta; en

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formaciones de permeabilidad baja, la eficiencia de flujo puede alcanzar 5

después de fracturamiento hidráulico.

4.8 HISTORIA DE PRESIÓN DE LOS RESERVORIOS.

A partir de datos recopilados de pruebas de restauración de presión

hechas a los yacimientos productores de los campos Auca y Cononaco y

se pudo construir las siguientes historias de presión.

Reservorio Basal Tena.

El Reservorio Basal Tena en el Campo Auca comienza a ser explotado en

el año 1981. La presión inicial del yacimiento fue 3563 PSI. Existen datos

de presión obtenidos de pruebas desde Marzo de 1993 que indican que

para esa fecha la presión de reservorio era de 2100 PSI (gráfico 4.8.1).

Como no se tiene datos de presión posteriores a diciembre del 2006, se

proyectó la tendencia de la historia de presiones y se determinó que en

2009 el yacimiento tendrá una presión de 840 PSI, superior a los 630 PSI

que corresponden a la presión de burbuja. El yacimiento Basal Tena

estaría subsaturado pero muy próximo a alcanzar la presión de

saturación. Un programa de mantenimiento de presión podría ser 

necesario. Se calcula que la presión del reservorio cae 74 PSI cada año.

Gráfico 4.8.1 Historia de presiones Reservorio Basal Tena. Campo Auca.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

     1     9     9     0

     1     9     9     3

     1     9     9     5

     1     9     9     8

     2     0     0     1

     2     0     0     4

     2     0     0     6

     2     0     0     9

Presión 

de 

reservorio (PSI)

Fecha

HISTORIA DE PRESIONES DEL RESERVORIOBASAL TENA

AUCA

Lineal (AUCA)

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Reservorio Napo U.

Tanto en Cononaco como en Auca, el Reservorio Napo U inicia su vida

productiva en el año 1994 (gráficos 3.1.3 y 3.1.5 en el capítulo 3); sin

embargo, existen datos anteriores que indican que la Formación Napo ya

producía desde 1975 en Auca y desde 1986 en Cononaco. Esto quiere

decir que la unidad “U” perteneciente a la formación Napo ya fue

explotada y por lo tanto depletada en fechas anteriores a 1994 bajo la

denominación de “Napo”. Se estima que la presión inicial del Reservorio

Napo U fue de 4141 PSI para Auca y 4564 para Cononaco. En el campo

Auca se realizaron pruebas de restauración de presión desde el año

1991. Para esa fecha la presión era de 1900 PSI. La tendencia de la

historia de presiones nos indica que para 2009 la presión del reservorio

Napo U es de 1460 PSI, el yacimiento pierde 24 PSI de presión

anualmente. Para Cononaco existen pocos datos históricos de presión de

reservorio. La primera prueba en Cononaco fue hecha a mediados de

1992 y registra una presión de reservorio de 3210 PSI. Para 2009 se

calcula que la presión de reservorio es 2570. Esto quiere decir que la

presión cae 38 PSI por año. La diferencia entre los datos de presión de

yacimiento obtenidos para Auca y para Cononaco (gráfico 4.8.2) nos hace

pensar que no existiría ninguna comunicación entre los reservorios de

dichos campos. Por lo tanto, los reservorios Napo U de los Campos Auca

y Cononaco pertenecen a estructuras separadas.

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Gráfico 4.8.2 Historia de presiones del Reservorio Napo U. Campos Auca yCononaco.

Reservorio Napo T.

En el campo Auca, la historia de producción indica que el reservorio Napo

T empieza a ser explotado en 1986 (gráfico 3.1.5 en el capítulo 3). En el

campo Cononaco, los primeros datos de producción corresponden a 1994

(gráfico 3.1.13 en el capítulo 3). Sin embargo, existen datos anterioresque indican que la Formación Napo ya producía desde 1975 en Auca y

desde 1986 en Cononaco. Esto quiere decir que la unidad “T”

perteneciente a la formación Napo, tanto en Auca como en Cononaco, ya

fue explotada y por lo tanto depletada en fechas anteriores bajo la

denominación de “Napo”. Se estima que la presión inicial del Reservorio

Napo T fue de 4213 PSI para Auca y 4665 para Cononaco. En el campo

Auca se realizó pruebas de restauración de presión desde el año 1988(gráfico 4.8.3). Para esa fecha la presión era de 1915 PSI. La tendencia

de la historia de presiones nos indica que para 2009 la presión del

reservorio Napo T es de 1780 PSI, el yacimiento pierde 6.42 PSI de

presión anualmente. La primera prueba en Cononaco fue hecha en 1995

y registra una presión de reservorio de 4130 PSI (gráfico 4.8.3). Para

2009 se calcula que la presión de reservorio es 3100. Esto quiere decir 

que la presión cae 73 PSI por año en el Campo Cononaco. La distribución

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

     1     9     9     0

     1     9     9     3

     1     9     9     5

     1     9     9     8

     2     0     0     1

     2     0     0     4

     2     0     0     6

     2     0     0     9

Presión de 

reservorio (PSI)

Fecha

HISTORIA DE PRESIONES DEL RESERVORIONAPO U AUCA

CONONACO

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de los datos históricos de presión entre Auca y Cononaco es muy

diferente y la tendencia de pérdida de presión de yacimiento es mucho

más drástica en el caso de Cononaco. Esto nos lleva a la conclusión de

que los reservorios Napo T de Auca y Cononaco no están comunicados

hidráulicamente y pertenecen a estructuras separadas.

Gráfico 4.8.3 Historia de presiones del Reservorio Napo T. Campos Auca yCononaco.

Reservorio Hollín Superior.

La historia de producción indica que el reservorio Hollín Superior empieza

su vida productiva en el año 1994, para ambos campos (gráficos 3.1.7 y

3.1.15 en el capítulo 3). Sin embargo, existen datos anteriores que indican

que la Formación Hollín ya producía desde 1975 en Auca y desde 1984

en Cononaco. Esto quiere decir que la unidad “Hollín Superior”

perteneciente a la formación Hollín, tanto en Auca como en Cononaco, ya

fue explotada y por lo tanto depletada en fechas anteriores a 1994 bajo la

denominación de “Hollín”. Se estima que la presión inicial del Reservorio

Hollín Superior fue de 4523 PSI para Auca y 4761 para Cononaco. En el

campo Auca se realizaron pruebas de restauración de presión desde

mediados de 1990 (gráfico 4.8.4). Para esa fecha la presión era de 4370

PSI. La tendencia de la historia de presiones nos indica que para 2009 la

presión del reservorio Hollín Superior es de 3750 PSI, el yacimiento

pierde 33.5 PSI de presión anualmente. La primera prueba en Cononaco

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

     1     9     8     7

     1     9     9     0

     1     9     9     3

     1     9     9     5

     1     9     9     8

     2     0     0     1

     2     0     0     4

     2     0     0     6

     2     0     0     9

Presión de 

reservorio (PSI)

Fecha

HISTORIA DE PRESIONES DEL RESERVORIO NAPO TAUCA

CONONACO

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78

fue hecha en 1991 y registra una presión de reservorio de 4410 PSI

(gráfico 4.8.4). Para 2009 se calcula que la presión de reservorio es 4020

PSI. Esto quiere decir que la presión cae 22 PSI por año en el Campo

Cononaco.

Gráfico 4.8.4 Historia de presiones. Reservorio Hollín Superior. Campo Auca yCononaco.

Reservorio Hollín Inferior.

La historia de producción indica que el reservorio Hollín Inferior empieza

su vida productiva en el año 1994, para ambos campos (gráficos 3.1.9 y

3.1.17 en el capítulo 3). Sin embargo, existen datos anteriores que indican

que la Formación Hollín ya producía desde 1975 en Auca y desde 1984

en Cononaco. Esto quiere decir que la unidad “Hollín Inferior”

perteneciente a la formación Hollín, tanto en Auca como en Cononaco, ya

fue explotada y por lo tanto depletada en fechas anteriores a 1994 bajo la

denominación de “Hollín”. Se estima que la presión inicial del Reservorio

Hollín Inferior fue de 4535 PSI para Auca y 4803 para Cononaco. En el

campo Auca se realizaron pruebas de restauración de presión desde

1991 (gráfico 4.8.5). Para esa fecha la presión era de 4300 PSI. La

tendencia de la historia de presiones nos indica que para 2009 la presión

del reservorio Hollín Inferior es de 3920 PSI, el yacimiento pierde 21 PSI

0

10002000

3000

4000

5000

6000

     1     9     8     7

     1     9     9     0

     1     9     9     3

     1     9     9     5

     1     9     9     8

     2     0     0     1

     2     0     0     4

     2     0     0     6

     2     0     0     9

Presión de 

reservorio (PSI)

Fecha

HISTORIA DE PRESIONES DEL RESERVORIO 

HOLLÍN SUPERIOR

AUCA

CONONACO

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de presión anualmente. La primera prueba en Cononaco fue hecha en

1991 y registra una presión de reservorio de 4550 PSI (gráfico 4.8.5).

Para 2009 se calcula que la presión de reservorio es 4510 PSI. Esto

quiere decir que la presión cae 2 PSI por año en el Campo Cononaco. Las

líneas que describen la tendencia declinatoria de las presiones de los

campos Auca y Cononaco en el gráfico 4.8.5 parecen paralelas pero esto

se debe a que el acuífero que subyace la formación Hollín es muy activo y

por eso no se logra una brecha significativa entre las historias de presión.

Sin embargo, si se observa detenidamente, se puede notar que ambas

líneas tienden a separarse.

Gráfico 4.8.5 Historia de presiones. Reservorio Hollín Superior. Campo Auca yCononaco.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

     1     9     9     0

     1     9     9     3

     1     9     9     5

     1     9     9     8

     2     0     0     1

     2     0     0     4

     2     0     0     6

     2     0     0     9

Presión de 

reservorio (PSI)

Fecha

HISTORIA DE PRESIONES DEL RESERVORIOHOLLÍN INFERIOR

AUCA

CONONACO

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CAPÍTULO V.

5 PRODUCCIÓN DE AGUA.

5.1 INTRUSIÓN DE AGUA.

La mayoría de reservorios hidrocarburíferos están rodeados o

relacionados con rocas saturadas de agua denominadas acuíferos. El

tamaño de dichos acuíferos puede ser mucho mayor o tan pequeños

que afecten de manera grande o mínima al reservorio de petróleo/gas

que subyacen.

A medida que los fluidos son producidos y la presión del yacimiento

declina, se desarrolla un diferencial de presión hacia el reservorio que

proviene del acuífero que lo rodea. La reacción del acuífero, siguiendo

la ley básica de flujo de fluidos en medios porosos, consiste en una

invasión a través del contacto original agua petróleo. Es posible, en

algunos casos, que la invasión ocurra debido a ingreso de aguas

superficiales a la formación a través de un afloramiento. Es muy usual,

asimismo, que el tamaño del poro en el acuífero no sea

significativamente mayor al tamaño del poro del reservorio, por lo que

la expansión de agua en el acuífero sería despreciable y los efectos

del influjo de agua se podrían ignorar. Podría darse el caso de que la

permeabilidad en la zona del acuífero sea tan baja que para que una

apreciable cantidad de agua pueda invadir el reservorio se requiera de

diferenciales de presión altísimos. Los efectos del influjo de agua se

pueden despreciar también bajo esta condición.

Sin embargo, puede darse el escenario contrario en donde el tamaño

del acuífero y su permeabilidad son apreciables y el influjo de agua

ocurre a medida que el reservorio se depleta es probable también.

Esta posibilidad es el que se trata en esta tesis y su discusión se dará

a lo largo de este capítulo.

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5.1.1 FLUJOS DE AGUA EN RESERVORIOS.

Cuando los reservorios cumplen las condiciones anteriores, se dice

que su mecanismo de producción es “empuje de agua”. La expulsiónde hidrocarburos del reservorio y su consecuente caída de presión

generan una señal de respuesta desde el acuífero que busca

compensar ese declinamiento de presión. Esa respuesta viene en

forma de intrusión de agua que comúnmente es atribuido a:

• Expansión de agua en el acuífero.

• Compresibilidad de la roca del acuífero.

• Flujo artesiano donde el afloramiento de la formación está

localizado estructuralmente más alto que la zona de pago.

Los sistemas reservorio-acuífero están comúnmente clasificados de

acuerdo a los siguientes criterios.

5.1.1.1 GRADO DE MANTENIMIENTO DE PRESIÓN.

De acuerdo al grado de mantenimiento de presión proporcionado por el

acuífero, el empuje de agua es cualitativamente descrito como:

• Activo.

• Parcial.

• Limitado.

El término “activo” se refiere al mecanismo de invasión de agua en el que

la tasa de intrusión de agua es igual a la tasa total de producción del

reservorio. Este tipo de yacimientos se caracterizan por una declinación

lenta de presión. Si durante cualquier período largo la tasa de producción

y la presión del reservorio permanecen razonablemente constantes, la

rata de producción del reservorio debe ser igual a la rata de intrusión de

agua; y se puede expresar como:

[Tasa de intrusión de agua] = [Tasa de flujo de petróleo] + [Tasa de flujo

de gas móvil] + [Tasa de producción de agua] Ec. 5.1.1.1.1

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o:

ew = QoBo + QgBg + QwBw Ec. 5.1.1.1.2

La ecuación 5.1.1.1.2 puede ser expresada equivalentemente en términos

de producción acumulada introduciendo los siguientes términos

diferenciales:

e dWedt Bo dNpdt GORRs dNpdt Bg dWpdt Bw Ec.5.1.1.1.3

En el empuje de agua parcial la tasa de producción del reservorio es

mayor que la tasa de intrusión de agua; sin embargo, existe invasión de

agua proveniente de un acuífero adyacente que causa cierto

mantenimiento de presión y que determina que la presión del yacimiento

no baje drásticamente:

[Tasa de intrusión de agua] < [Tasa de flujo de petróleo] + [Tasa de flujo

de gas móvil] + [Tasa de producción de agua]

El empuje de agua limitado se caracteriza porque la tasa de producción

total del yacimiento excede en gran cantidad a la rata de intrusión de

agua. Como resultado de eso, la presión del yacimiento declina

rápidamente. Esto puede darse en estructuras donde el acuífero tiene un

tamaño muy pequeño en comparación con el tamaño del yacimiento.

5.1.1.2 CONDICIONES DEL LÍMITE DEL ACUÍFERO.

El acuífero puede ser descrito como infinito o finito. A pesar de que

geológicamente todas las formaciones son finitas, algunas pueden actuar 

como si fueran infinitas si los cambios de presión en el contacto agua-

petróleo no generan ningún efecto sobre el límite exterior del reservorio.

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Algunos acuíferos que afloran tienen un comportamiento infinito debido al

flujo artesiano que actúa desde la superficie. En general, el flujo artesiano

rige el comportamiento del acuífero y puede ser clasificado de la siguiente

manera:

• Sistema infinito: los efectos de los cambios de presión sobre

límite agua-petróleo no se sienten en el límite exterior del

acuífero que para todos los propósitos permanece a presión

constante, que es igual a la presión del reservorio.

• Sistema finito: el límite exterior del acuífero es afectado por la

intrusión de agua dentro de la zona de hidrocarburos y la presiónen este punto cambia con el tiempo.

5.1.1.3 REGÍMENES DE FLUJO.

Existen básicamente tres tipos de regímenes de flujo que influencia la rata

de intrusión de agua dentro del reservorio. Estos son:

1. Estado estable.- En este tipo de régimen la tasa de producción y la

presión en cualquier parte del reservorio permanece constante con

el tiempo (gráfico 5.1.1.3.1). Matemáticamente esta condición se

expresa así:

/ 0 

Esta ecuación indica que la tasa de cambio de presión con

respecto al tiempo t en cualquier parte es cero. Esta condición puede

alcanzarse en reservorio con gran sostenimiento de presión, como en

reservorios asociados a un acuífero activo.

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Gráfico 5.1.1.3.1 Estado de flujo estable.

2. Estado de flujo pseudoestable.- ocurre cuando la presión en

diferentes partes del reservorio declina linealmente como función

del tiempo a una tasa constante. El diferencial de presión va

cayendo en forma paralela y la tasa de producción se mantiene

constante (gráfico 5.1.1.3.2). Se les llama reservorios tipo tanque.

Matemáticamente se expresa así:

/  

Gráfico 5.1.1.3.2 Estado de flujo pseudoestable.

3. Flujo no estable.- Está definido como la condición de flujo en la que

la tasa de cambio de presión con respecto al tiempo en cualquier 

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lugar del reservorio no es cero ni constante. La presión es función

del tiempo y la posición de la siguiente forma:

/, En este tipo de flujo tanto las tasas de producción como la presión varían

durante el tiempo. La tasa disminuye a medida que cambia la presión. La

presión de fondo fluyente trata de mantenerse constante variando las

tasas de producción (gráfico 5.1.1.3.3).

Gráfico 5.1.1.3.3 Estado de flujo no estable.

El gráfico 5.1.1.3.4 muestra una comparación esquemática de losdeclinamientos de presión como función del tiempo para los tres tipos de

regímenes.

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Gráfico 5.1.1.3.4 Declinamientos de presión bajo diferentes regímenes de flujo.

5.1.1.4 GEOMETRÍA DE FLUJO.

Los sistemas reservorio-acuífero pueden ser clasificados en base a su

geometría de la siguiente forma:

1. Empuje lateral: el agua se mueve por los flancos del reservoriocomo resultado de la producción de hidrocarburos y la caída de

presión en el límite reservorio-acuífero. La dirección de flujo es

primordialmente radial con cierto flujo vertical que se puede

despreciar.

2. Empuje de fondo: ocurre en reservorios con una extensión areal

grande de poco buzamiento donde el contacto agua petróleo

subyace completamente al reservorio. En comparación con elempuje lateral, aunque el flujo es primordialmente radial, existe un

significativo flujo vertical.

3. Empuje lineal: la intrusión viene de un flanco del reservorio con

flujo estrictamente lineal dentro de un área seccional constante.

En el gráfico 5.1.1.2 se representan los tres tipos de geometría de

flujo.

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Gráfico 5.1.1.2 Tipos de geometría de flujo.

5.1.2 ORÍGENES DE LA PRODUCCIÓN EXCESIVA DE AGUA.

Si bien es cierto que ningún operador quiere producir agua, hay aguas

que son mejores que otras. Con respecto a la producción de crudo es

fundamental distinguir entre el agua de barrido, el agua buena (aceptable)y el agua mala (excesiva). El agua de barrido proviene de un pozo

inyector o de un acuífero activo que contribuye al barrido del petróleo del

yacimiento. Puede constituir un factor determinante en la productividad de

los pozos y las reservas finales. El agua buena es aquella producida

dentro del hueco a una tasa inferior al límite económico de la relación

agua petróleo WOR. Es una consecuencia inevitable del flujo de agua a

través del yacimiento y no se puede eliminar sin perder parte de lasreservas. La producción del agua buena tiene lugar cuando existe un flujo

simultáneo de petróleo y agua en toda la matriz de la formación. El agua

mala se puede definir como la que no produce petróleo o cuya producción

de petróleo asociada no es suficiente para compensar el costo de manejo.

Es decir, es agua producida por encima del límite económico de WOR.

Las fuentes del problema causantes de la producción de agua mala

pueden ser cercanas al pozo o relacionadas al reservorio.

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5.1.3 PROBLEMAS CERCANOS DEL POZO QUE GENERAN

PRODUCCIÓN EXCESIVA DE AGUA.

Los problemas cercanos al pozo que generan alta producción de aguason:

- Filtraciones en el casing.

- Canales detrás del casing.

- Ruptura de barreras.

5.1.3.1 Filtraciones en el casing.

Un aumento inesperado en la producción de agua o gas puede ser elresultado de fugas en el casing (gráfico 5.1.3.1.1). Registros de

producción, tales como temperatura, Densidad del fluido, pueden ayudar,

individualmente o combinados en la localización del lugar donde los

diferentes fluidos están ingresando en el pozo.

Los registros de evaluación del casing son usados para encontrar 

agujeros, grietas y deformidades que podrían permitir la entrada no

deseada de fluidos. Los registros también detectan condiciones de

corrosión que pudieran en el futuro causar goteos.

Se podría utilizar un video del fondo del pozo para mostrar a los

ingenieros las condiciones en las que se encuentra el mismo y el lugar 

donde los fluidos ingresan en el pozo. Los ingenieros también pueden

comparar los análisis de agua entre el agua producida y las formaciones

cercanas para localizar la fuente del goteo.

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Gráfico 5.1.3.1.1 Filtraciones en el casing.

5.1.3.2 Canales detrás del casing.

Generalmente, es más común que se formen canales detrás del casing

después de que se realizan trabajos de completación o estimulación

(gráfico 5.1.3.2.1). Sin embargo, los canales podrían aparecer en

cualquier momento de la vida productiva del pozo. La producción

inesperada de agua en estos tiempos indica fuertemente que un canal

puede existir. Los canales en el anular entre el casing y la formación

resultan de una pobre cementación/depósitos en el casing o depósitos en

cemento/formación.

Las operaciones de perforación, producción y reacondicionamiento

pueden romper el cemento, casing o causar que el cemento pueda fallar,

produciendo un camino para la migración del fluido.

Una vez que se ha realizado una buena cementación, puede usarse el

diagnóstico de herramientas sónicas, para determinar la efectividad del

trabajo de cementación. Los registros generan datos que deben ser 

interpretados y esta interpretación se usa históricamente como la base

para remediar el trabajo, como la cementación forzada de las fuentes

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agua y gas. Las herramientas sónicas proporcionan datos sobre el

cemento, tubería y la calidad del sello cemento-anular.

Registros de temperatura muestran la desviación del gradientegeotérmico cuando el pozo está cerrado e indica la migración del fluido

detrás de la tubería. Una zona con una temperatura muy alta indica que el

fluido está emigrando hacia arriba. Las temperaturas bajas indican que el

fluido está emigrando hacia abajo.

Gráfico 5.1.3.2.1 Canales detrás del revestidor.

5.1.3.3 Ruptura de barreras.

Aún cuando las barreras naturales, como los estratos densos de lutitas,

separan los diferentes fluidos de la zona y un trabajo de cementación

bueno existe, las lutitas pueden moverse y producir fracturas cerca del

pozo.

Como resultado de la producción, el diferencial de presión por las lutitas

permite la migración del fluido a través del pozo gráfico 5.1.3.3.1. Con

frecuencia, este tipo de fallas está asociado a los esfuerzos de

estimulación. Las fracturas se pueden romper a través de los estratos de

las lutitas o los ácidos pueden disolver los canales a través de él.

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Gráfico 5.1.3.3.1 Comunicación a través de una barrera.

5.1.4 PROBLEMAS QUE GENERAN ALTA PRODUCCIÓN DE AGUA

RELACIONADOS CON EL RESERVORIO.

Dentro de los problemas relacionados con el reservorio se incluyen:

- Conificación y formación de crestas.

- Canalización a través de zonas de alta permeabilidad.

5.1.4.1 Conificación y formación de crestas.

La conificación en pozos verticales y la formación de crestas en

horizontales son causadas por una reducción de presión cercana al

contacto agua petróleo. Esta presión reducida conduce agua o gas desde

una zona adyacente o conectada hacia la completación, gráfico 5.1.4.1.1.

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Finalmente, el agua o el gas puede avanzar hacia la sección de los

punzados ganándole lugar a parte o a toda la producción de

hidrocarburos. Cuando el avance ocurre, el problema tiende a empeorar 

alcanzando mayores y mayores proporciones de fluido producido no

deseado. Aunque tasas de producción lentas pueden, en cierto modo,

controlar el problema, no lo podrán revertir.

Gráfico 5.1.4.1.1 Conificación de agua. 

5.1.4.2 Canalización por zonas de alta permeabilidad.

Las franjas de alta permeabilidad pueden permitir al fluido que desplaza al

hidrocarburo producido avanzar prematuramente dejando otras zonas con

permeabilidades más bajas que pudieran contener petróleo móvil sin

barrer (gráfico 5.1.4.2.1). La roca se vuelve incluso más permeable al

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fluido desplazante a medida que este barre los intervalos de mayor 

permeabilidad, lo que resulta en relaciones agua-petróleo o gas-petróleo

crecientes durante la vida productiva del campo.

Gráfico 5.1.4.2.1 Estratos de alta permeabilidad

5.1.5 TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO DE PRODUCCIÓN DE AGUA.

En el pasado la industria petrolera fue muy poco eficiente en el desarrollo

e implementación de métodos adecuados para controlar el agua debido a

la falta de conocimiento de los diferentes problemas y la aplicación de

soluciones inapropiadas como la simple colocación de un tapón

acompañado de cementación forzada o un tratamiento con gel en un

pozo. La identificación específica del problema asociado a producción

excesiva de agua que se presenta en el pozo es un factor clave para quelos trabajos técnicos de tratamiento y remediación tengan resultados

satisfactorios. Los datos de una historia de producción confiable pueden

ser de gran ayuda para diagnosticar la fuente del problema del agua. En

el desarrollo de la presente tesis se utilizarán tres técnicas de diagnóstico

que utilizan datos históricos de producción para determinar el origen de la

producción excesiva de agua en un grupo de pozos seleccionados. Estas

tres técnicas son:

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1. Gráficos de historia de producción.

2. Gráficos de curvas de declinación.

3. Gráficos de diagnóstico para control de agua (Método de Chan).

5.1.5.1 GRÁFICOS DE HISTORIA DE PRODUCCIÓN.

Esta técnica consiste en graficar tasas de petróleo y de agua en función

del tiempo en un mismo cuadro como se ilustra el gráfico 5.1.5.1.1. Estos

gráficos se realizan para determinar los pozos en los que conviene

aplicar un sistema de control del agua. Los pozos que muestran un

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

petróleo en forma casi simultánea se consideran como candidatos atratamientos posteriores de control de agua. En la sección 5.2 se indica

cómo se procedió a utilizar estos gráficos para un caso particular en

estudio correspondiente al pozo Cononaco-3. Adicionalmente, en el

capítulo 6 se puede observar los gráficos generados para varios pozos

que se escogieron para ser analizados.

Gráfico 5.1.5.1.1 Ejemplo de un gráfico de historia de producción.

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5.1.5.2 GRÁFICOS DE CURVAS DE DECLINACIÓN.

Para esta técnica se grafica la tasa de producción de petróleo con

respecto al tiempo o al petróleo acumulado como muestra el gráficoilustrativo 5.1.5.2.1. En las curvas de declinación se debe considerar 

que el agotamiento normal produce una curva cuya tendencia es

rectilínea, mientras que una declinación pronunciada puede indicar la

existencia de algún otro problema. Se graficó curvas de declinación

para todos los pozos seleccionados con alta producción de agua. En el

capítulo 6 se muestra gráficos de curvas de declinación generados

para varios pozos seleccionados con ayuda del software OFM y se

detalla los resultados obtenidos del análisis de cada gráfico.

Gráfico 5.1.5.2.1 Ejemplo de un gráfico de curva de declinación.

A continuación se explica la base teórica referente a curvas dedeclinación.

5.1.5.2.1 CURVAS DE DECLINACIÓN.

El análisis de declinación de producción es un método tradicional para

identificar los problemas de producción que tiene un pozo y predecir su

comportamiento en el futuro a partir de datos reales de producción. El

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96

análisis utiliza modelos empíricos de declinación que no tienen gran

fundamento técnico:

• Declinación exponencial (declinación fraccional constante).

• Declinación armónica.

• Declinación hiperbólica.

Estos tres modelos están relacionados entre sí a través de la siguiente

ecuación de tasa relativa de declinación:

bq Ec.5.1.5.2.1.1

Donde b y d son constantes empíricas a ser determinadas en base a los

datos de producción. Cuando d=0, la ecuación 5.1.5.2.1.1 toma un

modelo de declinación exponencial, y cuando d=1 la ecuación 5.1.5.2.1.1

sigue un comportamiento declinatorio armónico. Cuando 0 < d < 1, la

ecuación 5.1.5.2.1.1 deriva en un modelo de declinación hiperbólico.

5.1.5.2.1.1 DECLINACIÓN EXPONENCIAL.

Las ecuaciones para tasa relativa de declinación y declinación de tasas

de producción pueden ser derivadas del modelo de reservorio

volumétrico. La expresión para producción acumulada se obtiene

integrando la ecuación de declinación de la tasa de producción.

Tasa relativa de declinación.

Para obtener la tasa relativa de declinación, vamos a considerar un pozo

perforado en un reservorio volumétrico, cuya rata de producción comienza

a declinar cuando se alcanza una presión de fondo fluyente crítica. Bajo

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condiciones de flujo pseudo-estable, la tasa de producción a un

determinado tiempo posterior t se puede expresar como:

q khp p  141.2 Bo µ ln 0.472 rr s Ec.5.1.5.2.1.1.1 

Donde:

pt = presión de reservorio al tiempo de declinación t.

pwf c = presión de fondo fluyente crítica mantenida durante la declinación

de producción.

La producción acumulada de petróleo después del tiempo de declinación

de producción t se puede expresar como:

N p khp p 

141.2 Bo µ ln0.472 rr s

dt Ec.5.1.5.2.1.1.2 

La producción acumulada de petróleo al tiempo t después de la

declinación de producción puede también ser evaluada en base a la

compresibilidad total del reservorio:

Np c NB p p Ec.5.1.5.2.1.1.3 

Donde:

ct = compresibilidad total del reservorio.

Ni = petróleo inicial in situ en el área de drenaje del pozo.

p0 = presión de reservorio a tiempo de declinación 0.

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Substituyendo la ecuación 5.1.5.2.1.1.3 en la 5.1.5.2.1.1.2 resulta:

khp p  141.2 Bo µ ln 0.472 rr s dt c NB p p Ec.5.1.5.2.1.1.4 

Tomando derivadas a ambos lados de la ecuación con respecto al tiempo

resulta la siguiente ecuación diferencial para presión del reservorio:

khp p  141.2 µ ln0.472 rr s cN dpdt Ec.5.1.5.2.1.1.5 

La ecuación 5.1.5.2.1.1.1 puede escribirse como:

dqdt kh

141.2 Bo µ ln 0.472 r

r s

dpdt Ec.5.1.5.2.1.1.6 

Como el lado izquierdo de la ecuación 5.1.5.2.1.1.6 es q, la ecuación

5.1.5.2.1.1.6 puede escribirse como:

q 141.2cNµln0.472 rr s kh  dqdt Ec.5.1.5.2.1.1.7 

o la rata relativa de declinación:

1q dqdt b Ec.5.1.5.2.1.1.8 

donde:

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99

b kh141.2 µ c N ln0.472 rr s Ec.5.1.5.2.1.1.9  

Tasa de declinación de la producción.

La ecuación 5.1.5.2.1.1.5 puede ser expresada como:

bp p  dpdt Ec.5.1.5.2.1.1.10 

Separando las variables la ecuación 5.1.5.2.1.1.10 puede ser integrada

como:

b d t dpp p  Ec.5.1.5.2.1.1.11

 

Para obtener una ecuación para declinación de la presión de reservorio:

p p  p p  e Ec.5.1.5.2.1.1.12 

Substituyendo la ecuación 5.1.5.2.1.1.12 en la ecuación 5.1.5.2.1.1.1 se

obtiene la expresión para la rata de declinación de la producción:

q khp p  141.2 Bo µ ln 0.472rr s e Ec.5.1.5.2.1.1.13 

o:

q b c NB p p  e Ec.5.1.5.2.1.1.14 

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100

que es el modelo de declinación exponencial comúnmente usado para

análisis de declinación de producción. En la práctica la siguiente variante

de la ecuación 5.1.5.2.1.1.11 es usada:

q q i e Ec.5.1.5.2.1.1.15 

donde qi es la rata de producción cuando t=0.

Si t=1:

q q e 

qq e 

Si t=2: q q e q o e e 

q q e 

qq e 

Si t=3: q q e q o e e 

q q e 

qq e 

Entonces: qq qq qq qq e 

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101

De ahí se concluye que la declinación fraccional es constante para

modelo exponencial.

Producción acumulada.

La integración de la ecuación 5.1.5.2.1.1.15 en el tiempo da una

expresión para producción acumulada de petróleo:

Np qdt qi e dt Ec.5.1.5.2.1.1.16  

Np qib 1 e Ec.5.1.5.2.1.1.17 

Como q = qi * e-bt, la ecuación 5.1.5.2.1.1.17 se convierte en:

Np 1b q i q Ec.5.1.5.2.1.1.18 

Determinación de la tasa de declinación.

La constante b es llamada rata continua de declinación. Su valor puede

ser determinado de datos históricos de producción en base a la pendiente

de la línea recta de un gráfico semi-logarítmico entre tasa diaria deproducción y tiempo.lnqlnqibt Ec.5.1.5.2.1.1.19 

lo que implica que los datos deberían formar una línea recta con

pendiente –b en la gráfica log(q) vs tiempo, si la declinación exponencial

el modelo correcto. Escogiendo dos puntos cualquiera (t1,q1) y (t2,q2), en

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102

la línea recta se podrá llegar a la determinación analítica del valor de b

porque:

lnq lnq bt Ec.5.1.5.2.1.1.20 

y:

lnq lnq bt Ec.5.1.5.2.1.1.21 

lo que da:

b 1t t ln qq Ec.5.1.5.2.1.1.22 

Si se dispone de datos de tasa de producción y producción acumulada, el

valor de b puede ser obtenido a partir de la pendiente de la línea recta

generada en la gráfica Np vs q. De hecho, reorganizando la ecuación

5.1.5.2.1.1.18 tenemos:

qqibNp Ec.5.1.5.2.1.1.23 

Escogiendo dos puntos cualquiera (Np1,q1) y (Np2,q2), de la línea recta se

puede determinar analíticamente el valor de b porque:

q q bNp Ec.5.1.5.2.1.1.24 

y:

q q bNp Ec.5.1.5.2.1.1.25 

de donde:

b q qNp Np Ec.5.1.5.2.1.1.26 

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103

Dependiendo de la unidad de tiempo en la que esté t, b puede estar 

expresado en diferentes unidades como dia-1, mes-1, año-1. La siguiente

relación puede ser establecida:

b 12b 365b Ec 5.1.5.2.1.1.27 

Donde ba, bm y bd son ratas de declinación anual, mensual y diaria

respectivamente.

5.1.5.2.1.2 DECLINACIÓN ARMÓNICA.

Cuando d= 1 la ecuación 5.1.5.2.1.1 da como resultado una ecuación

diferencial para un modelo de declinación armónico.

1q dqdt bq Ec.5.1.5.2.1.2.1 

Que puede integrarse de la siguiente manera:

q q1 b Ec.5.1.5.2.1.2.2 

Cuando q0 es la rata de producción a t= 0

La ecuación para la producción acumulada es obtenida de:

Np qd Ec.5.1.5.2.1.2.3  

Que nos da:

Np qb ln1 b Ec.5.1.5.2.1.2.4 

Combinando las ecuaciones anteriores se obtiene:

Np qb lnq lnq Ec.5.1.5.2.1.2.5 

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104

5.1.5.2.1.3 DECLINACIÓN HIPERBÓLICA.

Cuando

0 1Integrando la ecuación 5.1.5.2.1.1 se obtiene:

dq

b dt

Ec.5.1.5.2.1.3.1 

Que resulta en:

q q

1 d b t Ec.5.1.5.2.1.3.2 

O

q q1 ba t Ec.5.1.5.2.1.3.3 

Donde a  

La expresión para la producción acumulada se obtiene por la integración:

Np q dt

Ec.5.1.5.2.1.3.4 

Que nos da:

Np 1 1 t  Ec.5.1.5.2.1.3.5

Combinando las ecuaciones se obtiene:

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105

Np a qba 1 qq 1 ba t Ec.5.1.5.2.1.3.6 

Determinación de Parámetros.

Una vez que el modelo de declinación se identifica, los parámetros a y b

pueden ser determinados ajustando los datos al modelo seleccionado.

Para un modelo de declinación exponencial, el valor de b puede ser 

estimado en base a la pendiente de la recta en la gráfica de log (q) vs t

(ecuación 5.1.5.2.1.1.23), el valor de b también puede ser determinado de

la pendiente de la línea recta de la gráfica de q vs Np. Ecuación

5.1.5.2.1.1.24.

Para el modelo de declinación armónica, el valor de b puede ser 

determinado en base a la pendiente de la línea recta en la gráfica de log

(q) vs log (t). Ecuación 5.1.5.2.24

Ec. 5.1.5.2.3.7 

El valor de b también puede ser determinado de la pendiente de la línea

recta de la gráfica de Np vs log (q) ecuación 5.15.2.3.1. Para el modelo

de declinación hiperbólica, la determinación de los valores de b es algo

tedioso. El procedimiento es mostrado en la gráfica 5.1.5.2.3.6

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106

Gráfico 5.1.5.2.3.6 Procedimiento para determinar los valores de a y b.

5.1.5.3 GRÁFICOS DE DIAGNÓSTICO PARA CONTROL DE AGUA

(MÉTODO DE CHAN).

Esta técnica fue aplicada en pozos de algunos campos de California,Alaska, Texas y el golfo de México. Las gráficas que contienen datos

reales de producción histórica sirvieron para conocer el origen de los

problemas de producción y, comparados con pruebas y registros de pozo,

fueron muy ilustrativos en la selección de posibles tratamientos

posteriores de pozo.

A partir de estudios de simulación matemática sobre conificación de agua

y canalización, se descubrió que las gráficas de WOR (relación agua

petróleo) vs. tiempo muestran diferentes tendencias para cada

mecanismo de ingreso de agua en particular. Además, se determinó que

las derivadas respecto al tiempo de WOR son útiles para diferenciar si el

motivo de la producción de agua es conificación, avance de agua por 

capas de alta permeabilidad o canalización cercana al hueco.

Los esfuerzos técnicos para el desarrollo de mecanismos que

contrarresten altas tasas de producción de agua en pozos petrolíferos han

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107

sido intensos y aunque se ha tenido éxito en muchos casos con el uso de

geles que generen barreras de flujo para controlar el ingreso de agua, la

relación de efectividad de dichos tratamientos permanece baja.

Usualmente, los mecanismos de excesiva producción de agua no estaban

lo suficientemente definidos o confirmados. Se procedió definiendo tres

tipos básicos de problemas que expliquen las causas de producción de

agua dado que la experiencia de campo mostró que el diseño de un

tratamiento exitoso no sería el mismo para los diferentes mecanismos.

Estos fueron:

1. Conificación de agua.

2. Canalización.

3. Problemas cercanos al pozo.

Las gráficas de WOR respecto al tiempo son mucho más efectivas en

comparación con las de corte de agua para identificar las tendencias de

producción y clasificar que tipo de mecanismo, dentro de los tres

mencionados anteriormente, es el causante de los problemas en el pozo.

La gráfica 5.1.5.3.1 fue generada en un simulador utilizando los mismos

datos de PVT, saturación, permeabilidad, distribución de porosidad y

condiciones iniciales de reservorio. Para el caso de conificación, una vez

definido el contacto agua-petróleo, se simuló el empuje de fondo mediante

inyección de agua a presión constante. El 20% superior de la formación

había sido perforado. Para el caso de canalización, la inyección de agua

se hizo a presión constante en todos los estratos al límite del reservorio.

En este segundo escenario, todas las capas de la formación habían sido

perforadas para la producción.

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108

Gráfico 5.1.5.3.1 Comparación entre WOR para Conificación de agua y canalización.

Examinando la figura anterior, se puede ver que las gráficas

correspondientes a conificación y canalización son muy diferentes como

se explica a continuación.

Se puede discernir tres períodos de desarrollo de WOR. El primer período

para la curva de conificación va de 0.1 a 1 días y para la curva decanalización va de 0.1 a 50 días.

En este período, las gráficas permanecen planas acorde con la

producción inicial esperada. El valor inicial del WOR depende de la

saturación inicial de agua y su distribución entre las capas, así como de

las funciones de permeabilidad relativa. La duración de este período está

ligada al tipo de mecanismo de empuje de agua y finaliza con la variación

de WOR desde un valor constante. Para el caso de conificación, laduración de este período es corta a menudo dependiendo de varios

parámetros, entre los que se destacan la distancia entre el contacto agua

petróleo y el punzado más cercano, la relación permeabilidad vertical-

horizontal, la tasa de influjo de agua de fondo, la tasa de producción, el

diferencial de presión para la producción (drawdown) y las funciones de

permeabilidad relativa. Físicamente, este tiempo de partida para la

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109

conificación de agua es el momento en que el cono de agua ha alcanzado

la parte inferior del intervalo perforado.

Para canalización, el tiempo de partida también depende de variosfactores como espaciamiento entre pozos, tasa de producción, diferencial

presión para la producción (drawdown), saturación inicial de agua con su

distribución dentro de toda la formación y funciones de permeabilidad

relativa. Físicamente el tiempo de partida para la curva de WOR en

canalización corresponde al avance de agua en una capa dentro de una

formación constituida por varias capas. Esta capa no necesariamente

será la más permeable. La saturación inicial de agua y su distribución

dentro de los estratos será un factor mucho más dominante si la

diferencia de permeabilidad entre las capas no es grande.

El segundo período inicia en el día 1 y termina en el día 500 para la curva

correspondiente a conificación. En la curva de canalización el segundo

período está comprendido entre los días 50 y 100. En este período se

observa que la curva de WOR experimenta un incremento con el tiempo

que difiere de manera muy clara para cada mecanismo de ingreso deagua al pozo.

Para conificación, la rata de incremento de WOR es relativamente lenta y

se aproxima hacia un valor constante al final de este período. En este

período el cono crece hacia arriba tendiendo a cubrir todo el intervalo

perforado y, además, se expande radialmente. La saturación de petróleo

dentro del espacio ocupado por el cono decrece gradualmente hasta

alcanzar el valor de saturación residual de petróleo.

En canalización, la producción de agua proveniente de la capa de avance

es muy veloz. La pendiente de la curva del WOR depende de las

funciones de permeabilidad relativa y las condiciones iniciales de

saturación. Al finalizar el segundo período es posible que se alcance un

lapso de transición (entre los días 100 y 400) que corresponde a la

declinación de la producción proveniente de la primera capa de avance lo

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110

que se refleja en un incremento de WOR mucho más lento. El fin del

período de transición muestra que la variación de WOR reanuda su

tendencia aproximadamente a la misma rata, hecho que refleja el avance

de agua por la segunda capa más conductiva. El lapso de transición

podría ser muy corto dependiendo de la diferencia de permeabilidad entre

las capas. Si el contraste de permeabilidad entre las capas involucradas

en el cambio es menor a 4, el período de transición podría pasar 

inadvertido.

En el tercer período de la curva de conificación va desde el día 500 hasta

el día 2000 aproximadamente. En la curva de canalización, el tercer 

período va desde el día 400 hasta el día 2000.

En este período, en el caso de conificación se ha desarrollado un cono

pseudoestable con el pozo produciendo agua de fondo que fluye a través

de un canal altamente conductor representado por el cono. Como

resultado, el valor de WOR crece rápidamente asemejándose al

incremento correspondiente a canalización. En canalización la rata de

incremento continúa igual a aquella que se alcanzó antes del lapso detransición, lo que indica que la segunda capa más conductiva está

produciendo y agotando sus reservas. Es posible que todas las

pendientes de las curvas de WOR, inclusive la correspondiente a

conificación, sean muy parecidas, dado que su comportamiento depende

en gran medida de las funciones de permeabilidad relativa.

Estudios posteriores confirmaron que las derivadas de WOR respecto al

tiempo son útiles para diferenciar conificación de canalización. Los

gráficos 5.1.5.3.2 y 5.1.5.3.3 muestran las curvas de WOR y WOR` para

canalización y conificación. La primera derivada de WOR respecto al

tiempo (WOR`) muestra una pendiente constante positiva para

canalización y una pendiente negativa y variable para conificación.

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111

Gráfico 5.1.5.3.2 Curvas WOR y WOR` para canalización multi-estrato.

Gráfico 5.1.5.3.3 Curvas WOR y WOR` para conificación.

La tendencia de la curva WOR` para canalización en el tercer período de

un caso en el que existió conificación inicialmente se muestra en el gráfico

5.1.5.3.4. En este caso, la curva correspondiente a WOR` también tiene

pendiente positiva.

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112

Gráfico 5.1.5.3.4 Conificación de agua con cambio posterior a canalización.

La técnica de la derivada de WOR también es aplicable en caso de que

se disponga de datos limitados de producción como se muestra en el

gráfico 5.1.5.3.5 referido a un proyecto de solución comparativa que

contenía un estudio sobre conificación de agua realizado por la SPE. El

aparente incremento mostrado en dicha figura podría ser entendido a la

ligera como canalización pero la curva de la derivada WOR` muestra una

tendencia característica de conificación.

Gráfico 5.1.5.3.5 Curvas WOR y WOR` para conificación de agua con datos limitados de

producción.

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113

Verificación.

Las compañías operadoras apoyaron ampliamente el desarrollo de las

largas verificaciones hechas a las gráficas de diagnóstico de control de

agua proporcionando datos concernientes a ratas promedio de producción

diarias y mensuales, así como, historiales de reacondicionamiento,

registros de pozo y resultados recientes de pruebas de presión. El gráfico

5.1.5.3.6 muestra un buen ejemplo de un proceso de producción normal.

El primer punto de partida y la pendiente de la curva de WOR están

claramente definidos. En el segundo período, la curva WOR` muestra una

tendencia lineal y positiva que caracteriza el caso de canalización. La

duración de este período de producción fue de 4000 días,

aproximadamente 11 años, lo que origina avance de agua en varias

capas que tienen contrastes de permeabilidad bajos, menores a 4. Se

puede observar que existieron problemas cercanos al pozo de dos a tres

veces debido al repunte de las curvas de WOR y especialmente de

WOR`. En esos puntos, los valores de WOR` excedieron 1.

Gráfico 5.1.5.3.6 Ejemplo de campo 1: Canalización multi-estrato

La apariencia de los gráficos de diagnóstico puede verse afectada por 

cambios en la producción. Estos cambios se deben a su vez a variaciones

de los diferenciales de presión o ratas de inyección de fluido desplazante.

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114

El gráfico 5.1.5.3.7 muestra las desviaciones de la tendencia lineal de las

gráficas de WOR y WOR` en el segundo período. Los resultados del

ajuste historia confirmaron que las causas de la desviación fueron

cambios de distribución de presión de la pendiente en el segundo período.

Los resultados del ajuste historia confirmaron que las causas de esta

desviación fueron cambios de distribución de presión y la producción

desproporcionada de agua y petróleo correspondientes a los cambios de

caída de presión (drawdown) para todas las capas. La curva de WOR

recupera la pendiente original luego de que se alcanza una condición

pseudoestable de presión.

Gráfico 5.1.5.3.7. Ejemplo de campo 2: Canalización multi-estrato con cambios de

producción.

Para algunos reservorios los valores iniciales de WOR podrían ser muy

altos, como el ejemplo que se muestra en el gráfico 5.1.5.3.8, mismo queestá referido a un pozo que recupera petróleo de una caliza-dolomita al

oeste de Texas. El WOR inicial fue cerca de 4 (80% de corte de agua). La

razón de este fenómeno podría ser una alta saturación inicial de agua en

la roca. La tendencia general de toda la curva tiene una pendiente lineal,

indicativo de un desplazamiento normal. Para este pozo, la pendiente

aproximada está alrededor de 0,5.

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115

Gráfico 5.1.5.3.8 Ejemplo de campo 3: Desplazamiento normal con alto WOR.

En ciertas partes de la formación, podrían existir segmentos de alta

permeabilidad o fisuras asociadas a los pozos. Bajo estas condiciones, se

puede observar un rápido incremento del avance de agua como en el

gráfico 5.1.5.3.9, donde los valores de WOR se incrementan de forma

drástica. El valor inicial de WOR, en este caso, fue menor a 0,1 con una

pendiente cercana a 4 que crece rápidamente hasta llegar a 10. La curva

de WOR` cambia también drásticamente, síntoma de rápido avance de

agua.

Gráfico 5.1.5.3.9 Ejemplo de campo 4: Canalización rápida.

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116

En el gráfico 5.1.5.3.10 se muestra un buen ejemplo de conificación de

agua. Aproximadamente a los 1000 días de producción, la conificación

empieza y la curva de la derivada de WOR declina describiendo una

pendiente negativa variable. A los 2000 días (tres años después) se

completa la construcción de un cono pseudoestable, punto en el cual el

cono se conviente en un canal de agua proveniente del fondo, lo cual se

confima al observar la pendiente positiva lineal de la curva WOR.

Gráfico 5.1.5.3.10 Ejemplo de campo 5: Conificación por empuje hidráulico de fondo.

Es muy común que un problema cercano al pozo ocurra inesperadamente

como en el gráfico 5.1.5.3.11 que inicialmente muestra valores constantes

de WOR cercanos a 1. Posteriormente, los valores de WOR crecieron a

hasta 3 siguiendo una pendiente lineal; sin embargo, este incremento se

torna exagerado y tiende hacia el infinito. El análisis de la curva de WOR`

corrobora lo mencionado anteriormente. El pico de la curva de WOR`

alcanza valores de 10. Posteriormente, el pozo fue tratado con polímeros

que redujeron la rata de producción de agua en un 50%.

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117

Gráfico 5.1.5.3.11 Ejemplo de campo 6: Canalización de agua cercana al pozo.

La técnica de diagnóstico para el control de agua propuesta por Chan

tiene varias ventajas. Usa principalmente datos históricos de producción

disponibles, permite visualizar rápidamente un gran número de pozos,

Proporciona resultados muy útiles para conducir un estudio detallado de

mecanismos de producción de agua. Compara mecanismos entre pozosadyacentes, pozos problemáticos vs. pozos buenos, y por área o patrón

de flujo.

Las curvas WOR vs tiempo y WOR` vs tiempo se complementan de

manera muy efectiva con las curvas históricas de producción de fluidos y

las curvas de declinación de rata de petróleo para elegir pozos candidatos

a programas posteriores de control de agua.

5.2 SELECCIÓN DE POZOS PARA DIAGNÓSTICO DE CONTROL DE

AGUA.

En los campos en estudio se encuentran perforados y en producción 30

pozos para Cononaco y 53 para Auca. Existe gran diversidad de

situaciones en los pozos. En primer lugar se pudo notar que en cuestión

cronológica ciertos pozos registran producción desde la década del 70

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118

mientras que otros recién comienzan su vida productiva en el 2006. Se

han hecho reacondicionamientos en muchos de los pozos que van desde

cementación forzada en los punzados inferiores hasta cambios de arena

productora. Muchas veces un mismo pozo puede haber producido de

varias arenas diferentes incluso repitiendo para una misma en períodos

alternados. En ocasiones se ha recurrido a producir simultáneamente de

más de una arena tal es el caso de Hollín Superior + Inferior, Hollín + T,

U+T entre otros. En lo referente a historias de producción de agua, se

observaron variaciones muy pronunciadas que generalmente estuvieron

asociadas a trabajos de reacondicionamiento como adición o alteración

de los punzados, alteración del tamaño del choque, trabajos de

estimulación al pozo o cementación forzada. En virtud de todo lo

mencionado, se procedió a realizar gráficos históricos de producción de

agua y petróleo. Un ejemplo de este trabajo se muestra en el gráfico

5.2.1.

Gráfico 5.2.1 Histórico de producción para agua y petróleo pozo Cononaco 3.

El gráfico 5.2.1 muestra que el pozo Cononaco-3 produjo durante

períodos distintos de los yacimientos Hollín y Hollín inferior. En la línea

verde, que corresponde a la tasa de producción mensual de agua, se

puede evidenciar por lo menos tres variaciones muy drásticas que bien

podrían ser atribuidas a trabajos de reacondicionamiento o a restricción

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119

de flujo, estas variaciones restan continuidad a los historiales que resultan

muy necesarios para un análisis más preciso. Una vez que se tuvo una

concepción total y clara del histórico de producción del pozo se procedió a

graficar curvas históricas de relación agua petróleo por arena para cada

pozo (gráfico 5.2.2).

Gráfico 5.2.2 Históricos de WOR por Arena para el pozo Con-3.

Para las curvas históricas de WOR se hizo restricciones en datos que se

alejaban mucho de la tendencia de tal manera que se obtengan gráficas

representativas que indiquen la evolución de la relación agua petróleo en

cada arena. Asimismo, si se observaba una variación drástica de WOR,

se dividía en períodos dentro de una misma arena y se graficaba por 

separado.

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120

A partir de los gráficos históricos de WOR que se hizo para cada pozo, se

filtró a todas las arenas cuya relación agua petróleo WOR no era muy

elevada ni tendiente al alza, colocando un límite de restricción de 0.5. Es

decir, las arenas cuyo WOR final era menor a 0.5 no entrarían en el

análisis. A este primer paso de la selección se le llama “FILTRO ALTO

WOR” en las tablas 5.2.1 y 5.2.2.

Posteriormente, se observó los gráficos de historia de producción por 

arena descartando de la selección a aquellos yacimientos cuyas curvas

de producción para agua y petróleo no tendían cruzarse. (Gráfico 5.2.3). A

esta segunda etapa de la selección se le denomina “FILTRO HISTORIAL”

en las tablas 5.2.1 y 5.2.2.

Gráfico 5.2.3 Cambio simultáneo en tasas de producción de agua y petróleo.

Realizando este proceso de filtrado se pudo seleccionar un grupo de

pozos que serían posteriormente analizados aplicando la Teoría de Chan

para diagnóstico de control de agua. Los pozos escogidos se presentan

en los cuadros 5.2.1, indicándose en que filtro se descartan.

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121

POZO  Arena  Período WOR final FILTRO ALTO WOR  FILTRO HISTORIAL 

Auc‐ 1  Hollín  Único  2.8  SI  SI 

Auc‐ 2  Hollín  Único  0.91  SI  NO 

Auc‐

Hollín Sup.

 Único

 0.69

 SI

 SI

 Auc‐ 3  Hollín  Único  1  SI  SI 

Auc‐4  T  Único  0.1  NO  NO 

Auc‐ 5  Hollín  Único  0.49  NO  SI 

Auc‐ 6  Basal Tena  Único  2.7  SI  SI 

Auc‐ 6  Hollín  Único  0.52  SI  SI 

Auc‐ 7  Hollín  1  2.4  SI  SI 

Auc‐ 7  Hollín  2  0.3  NO  SI 

Auc‐ 8  Hollín  Único  1.6  SI  SI 

Auc‐ 8  Napo  Único  0.0093  NO  NO 

Auc‐ 8  U  Único  0.037  NO  NO 

Auc‐9  Hollín  Único  3.4  SI  SI 

Auc‐9  U  Único  0.68  SI  SI 

Auc‐ 10  Hollín  Único  0.063  NO  NO 

Auc‐ 10  Napo  Único  2.7  SI  SI 

Auc‐ 11  Hollín  Único  1.82  SI  SI 

Auc‐ 12  Napo  1  0.4  NO  SI 

Auc‐ 12  Napo  2  1.1  SI  SI 

Auc‐ 13  Napo  1  1.4  SI  SI 

Auc‐ 13  Napo  2  1.3  SI  SI 

Auc‐ 14  Napo  Único  0.69  SI  NO 

Auc‐ 14  U  Único  1.59  SI  SI 

Auc‐ 15  Hollín  Único  3.2  SI  SI 

Auc‐ 15  Napo  Único  1.3  SI  SI 

Auc‐ 16  Napo  único  0.5  NO  SI 

Auc‐ 16  U  Único  1.2  SI  SI 

Auc‐ 17  Basal Tena  Único  3.5  SI  SI 

Auc‐ 17  Napo  Único  0.32  NO  SI 

Auc‐ 18  Basal Tena  Único  0.4  NO  SI 

Auc‐ 18  Napo  Único  0.77  SI  SI 

Auc‐ 19B  Hollín  Único  0.34  NO  SI 

Auc‐ 19B  Napo  Único  0.05  NO  SI 

Auc‐ 19B  T  Único  0.33  NO  SI 

Auc‐ 20  Basal Tena  Único  0.49  NO  SI 

Auc‐ 20  T Sup. + Inf.  1  0.17  NO  NO 

Auc‐ 20  T Sup. + Inf.  2  0.41  NO  NO 

Auca‐21  Napo  Único  0.8  SI  SI 

Auca‐21  U+T  Único  2.1  SI  SI 

Auca‐22  Napo  Único  0.6  SI  SI 

Auca‐22  T  Único  0.017  NO  NO 

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122

Auca‐22  T Sup + Inf   Único  0.45  NO  SI 

Auca‐24  Hollín  1  9  SI  SI 

Auca‐24  Hollín  2  5  SI  SI 

Auca‐24  Hollín Sup  1  0.4  NO  NO 

Auca‐24  Hollín Sup  2  0.16  NO  NO 

Auca‐25  Hollín  Único  4  SI  SI 

Auca‐25  U  Único  0.9  SI  SI 

Auca‐26  Basal Tena  Único  1  SI  SI 

Auca‐26  Hollín  Único  8  SI  SI 

Auca‐26  Hollín Sup  Único  4.2  SI  SI 

Auca‐27  T  1  0.17  NO  NO 

Auca‐27  T  2  0.25  NO  NO 

Auca‐28  Hollín  Único  4.2  SI  SI 

Auca‐28  U  Único  2.2  SI  SI 

Auca‐29  U  Único  2.4  SI  NO 

Auca 30  Hollín  Único  9.5  SI  SI 

Auca 30  U  Único  5.6  SI  SI 

Auca‐31  Hollín  Único  3.6  SI  SI 

Auca‐31  Hollín Sup  Único  0.85  SI  SI 

Auca‐32  Hollín Sup  Único  1  SI  SI 

Auca‐33  T  1  0.17  NO  NO 

Auca‐33  T  2  0.08  NO  NO 

Auca‐34  Hollín Inf   Único  2.5  SI  SI 

Auca‐35  Hollín  Único  11.5  SI  SI 

Auca‐35  T  Único  0.1  NO  NO 

Auca‐36  Hollín Inf   Único  3  SI  SI 

Auca‐36  Hollín Sup  Único  1  SI  SI 

Auca‐37  Hollín Sup  Único  4  SI  SI 

Auca‐38  Hollín Inf   Único  2.6  SI  SI 

Auca‐39  Hollín  Único  3  SI  SI 

Auca‐40  Hollín Inf   Único  6  SI  SI 

Auca‐40  T  Único  0.11  NO  NO 

Auca 41  U  1  1.8  SI  SI 

Auca 41  U  2  5.2  SI  SI 

Auca 42  Hollín Sup  Único  6  SI  SI 

Auca 43  U  Único  1.3  SI  SI 

Auca 45  Hollín Sup  Único  2.5  SI  SI 

Auca 47  Hollín Sup  Único  3  SI  SI 

Auca 49  T  Único  0.2  NO  NO 

Auca 50  Basal Tena  Único  0.14  NO  NO 

Auca 51  Hollín Inf   Único  4  SI  SI 

Auca 52  U  Único  0.03  NO  NO 

Auca 53  Hollín Inf   Único  6.5  SI  SI 

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123

Auca 55  Hollín Sup  Único  5.5  SI  SI 

Auca 60D  Hollín  Único  0.7  SI  SI 

Auca 61D  Hollín Sup  Único  0.4  NO  SI 

Auca 62D  Hollín Inf   Único  5.6  SI  SI 

Tabla 5.2.1 Selección de pozos candidatos a diagnóstico para control de agua. Campo

Auca.

POZO  Arena  Período WOR final FILTRO ALTO WOR  FILTRO HISTORIAL 

Con‐1  Hollín  Único  0.33  NO  SI 

Con‐1  Hollín Inf.  Único  4  SI  SI 

Con‐2  Hollín  Único  2.4  SI  SI 

Con‐2  Hollín Sup + Inf   Único  19  SI  NO 

Con‐2  Hollín Sup  Único  0.45  NO  SI 

Con‐3  Hollín  Único  1  SI  SI 

Con‐3  Hollín Inf.  1  4  SI  SI 

Con‐3  Hollín Inf.  2  2.2  SI  SI 

Con‐4  Hollín  Único  0.15  NO  SI 

Con‐4  Hollín Sup  1  0.67  SI  SI 

Con‐4  Hollín Sup  2  0.8  SI  SI 

Con‐5  Hollín  Único  19  SI  SI 

Con‐6  U  Único  0.42  NO  SI 

Con‐7  Hollín  Único  0.72  SI  SI 

Con‐7  Hollín Sup.  Único  4.5  SI  SI 

Con‐7  Hollín Sup + Inf   Único  1.5  SI  SI 

Con‐8  Hollín  Único  3.4  SI  SI 

Con‐8  Hollín Inf.  Único  9  SI  SI 

Con‐8  Hollín Sup.  Único  0.43  NO  SI 

Con‐9  Hollín  Único  0.22  NO  NO 

Con‐9  Hollín Sup.  1  2.3  SI  SI 

Con‐9  Hollín Sup.  2  4  SI  SI 

Con‐10  Hollín  1  2.4  SI  SI Con‐10  Hollín  2  1.5  SI  SI 

Con‐10  Hollín  3  0.5  NO  SI 

Con‐11  Hollín  Único  1.1  SI  SI 

Con‐11  Hollín Inf.  Único  1.5  SI  SI 

Con‐12B  Hollín  Único  0.6  SI  NO 

Con‐12B  Hollín Sup+Inf   Único  2.3  SI  NO 

Con‐13  Hollín  Único  2.35  SI  SI 

Con‐14  Hollín  1  3  SI  SI 

Con‐14  Hollín  2  20  SI  SI 

Con‐14  T  Único  0.16  NO  NO 

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Con‐15  Hollín  Único  2.8  SI  SI 

Con‐15  Hollín Inf.  Único  0.7  SI  SI 

Con‐16  Hollín  Único  0.1  NO  SI 

Con‐16  Hollín Inf.  Único  0.55  SI  SI 

Con‐17  Hollín  Único  0.5  NO  SI 

Con‐17  Hollín Inf.  Único  4  SI  SI 

Con 18  Hollín  Único  0.28  NO  SI 

Con 18  Hollín Inf.  Único  1.5  SI  SI 

Con 18  Hollín Sup+Inf   Único  1.5  SI  SI 

Con‐19  Hollín  Único  9  SI  SI 

Con‐19  Hollín Inf.  Único  0.09  NO  SI 

Con‐20  Hollín  Único  6  SI  SI 

Con‐20  T  Único  0.6  SI  SI 

Con‐21  Hollín Inf.  Único  2.6  SI  SI 

Con‐21  T  Único  4  SI  SI 

Con‐23  Hollín Sup.  Único  1  SI  SI 

Con‐23  T  Único  0.1  NO  NO 

Con‐24  Hollín Inf.  Único  0.9  SI  SI 

Con‐25  Hollín Inf.  Único  1.5  SI  SI 

Con‐25  Hollín Sup  Único  1.5  SI  SI 

Con‐29  Hollín Inf.  Único  1.3  SI  SI 

Con‐31  Hollín Inf.  Único  4  SI  SI 

Con‐32  Hollín Inf.  Único  2.4  SI  SI 

Con‐33  Hollín Inf.  Único  2.6  SI  SI 

Con‐34  Hollín Inf.  Único  4  SI  SI 

Con‐35  Hollín+T  Único  2.4  SI  SI 

Tabla 5.2.2 Selección de pozos candidatos a diagnóstico para control de agua. Campo

Cononaco.

Por último, bajo recomendación del personal de yacimientos de

Petroproducción, se dibujaron mapas anuales de burbuja. Los mapas deburbuja son círculos cuyo diámetro, a escala, corresponde al valor de

producción acumulada o periódica del pozo sobre el que están

proyectados (gráfico 5.2.4). El análisis de los mapas de burbuja permitió

identificar a los pozos que aportaban con mayores volúmenes de agua en

el espacio y en el tiempo (año a año) para hacer una selección más

distribuida de los pozos candidatos en función de su ubicación abarcando

el campo en toda su extensión.

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Gráfico 5.2.4 Mapa de burbujas para producción acumulada de agua al año 1994.

Campo Cononaco.

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126

A continuación se detalla los pozos con sus respectivas arenas escogidas

para diagnóstico de producción de agua en concordancia con todos los

criterios de selección antes descritos.

Campo Auca:

- Auca 1: Hollín

- Auca 3: Hollín

- Auca 6: Basal Tena, Hollín.

- Auca 7: Hollín

- Auca 14: Napo U.

- Auca 28: Hollín, Napo U.- Auca 30: Hollín.

- Auca 34: Hollín Inferior.

- Auca 37: Hollín Superior.

- Auca 38: Hollín Inferior.

- Auca 39: Hollín.

- Auca 40: Hollín Inferior.

- Auca 47: Hollín Superior.

Campo Cononaco:

- Cononaco 1: Hollín Inferior.

- Cononaco 3: Hollín, Hollín Inferior.

- Cononaco 13: Hollín.

- Cononaco 15: Hollín, Hollín Inferior.

- Cononaco 18: Hollín Inferior.- Cononaco 20: Hollín.

- Cononaco 24: Hollín Inferior.

- Cononaco 25:Hollín Inferior.

Una vez que se han determinado los pozos candidatos al análisis y se ha

refinado los datos de producción que son útiles para la aplicación de la

teoría de Chan para diagnóstico de alta producción de agua se procede a

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127

asignar líneas de tendencia polinómica con sus ecuaciones a las curvas

históricas de WOR con la ayuda de una hoja de cálculo (gráfico 5.2.2). La

etapa final consiste en derivar las ecuaciones que describían a dichas

líneas, graficar estas derivadas en función del tiempo (gráfico 5.2.5) y

determinar los posibles orígenes de los altos volúmenes de producción de

agua en los pozos elegidos.

Gráfico 5.2.5 Graficación de la primera derivada de WOR por Arena para el pozo Con-3.

La aplicación de este análisis pozo por pozo se encuentra en el capítulo 6.

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128

5.3 CONIFICACIÓN DE AGUA.

Conificación es un término que se usa para describir el mecanismo

causante del movimiento desproporcionado del agua o gas dentro de las

perforaciones de un pozo productor hacia arriba o abajo de los contactos

agua-petróleo o gas-petróleo respectivamente (figura 5.3.3.1). La

conificación puede impactar seriamente la productividad del pozo e

influenciar en cierto grado la depleción y el recobro final en los

reservorios. Los problemas específicos de la conificación de agua o gas

se enlistan a continuación.

• Un costo extra por el manejo de agua y gas.

• La producción de gas desde la capa original o secundaria reduce la

presión sin obtener efectos de desplazamiento asociados con

empuje de gas.

• Reducción en la eficiencia del mecanismo de depleción

• A menudo el agua es corrosiva y su disposición costosa.

• El pozo afectado puede ser abandonado tempranamente.

• Pérdidas en el recobro final del campo.

Retrasar la invasión y producción de gas y agua son factores gravitantes

para maximizar el recobro final de un campo.

5.3.1 CAUSAS DE LA CONIFICACIÓN DE AGUA.

La conificación es fundamentalmente resultado del movimiento de fluidosdel reservorio en la dirección de menor resistencia, balanceada por la

tendencia que tienen dichos fluidos para mantener el equilibrio

gravitacional. En la figura 5.3.1.1 se muestra un pozo que, con fines

ilustrativos, ha atravesado la formación productiva de manera parcial de

tal modo que el intervalo de producción se encuentra ubicado en la mitad

entre los contactos agua-petróleo y gas-petróleo. La producción en este

pozo crearía gradientes de presión que tienden a elevar el contacto agua-

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petróleo y bajar el de gas-petróleo. Por otro lado, la tendencia de los

fluidos a permanecer en las posiciones predeterminadas por su diferencia

de densidades contrarresta a la generada por gradientes de presión. Esta

pugna crea deformaciones de los contactos en forma de campana (gráfico

5.3.3.1).

Gráfico 5.3.1.1 Reservorio original en condiciones estáticas.

Tres tipos principales de fuerzas afectan la distribución de flujo de fluidos

alrededor de los reservorios. Estas fuerzas son:

• Capilares.

• Gravitacionales.

• Viscosas.

Las fuerzas capilares generalmente tienen efectos despreciables en la

conificación. Las fuerzas gravitacionales están dirigidas en una dirección

vertical y se deben a los diferenciales de densidad entre los fluidos. Las

fuerzas viscosas, en cambio, están referidas a los gradientes de presión

que hacen posible el flujo de fluidos en el reservorio, como lo señala

Darcy en su ley. Cuando las fuerzas dinámicas (viscosas) exceden a las

fuerzas gravitacionales, un cono se formará alrededor del pozo.

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5.3.2 TIPOS DE CONIFICACIÓN.

Los tipos de conificación difieren según la naturaleza del pozo sea estevertical u horizontal:

- Pozos verticales: la conificación en pozos verticales se produce

cuando existe un contacto agua-petróleo cerca de los disparos en

una formación con permeabilidad vertical elevada, según indica el

gráfico 5.3.2.1 en su parte izquierda.

- Pozos horizontales: este problema se puede asociar con laformación de una duna o cúspide como consta en la parte derecha

del gráfico 5.3.2.1.

CONIFICACIÓN EN POZO FORMACIÓN DE DUNA O CÚSPIDE

VERTICAL EN POZO HORIZONTAL

Gráfico 5.3.2.1 Tipos de conificación dependiendo de la naturaleza del pozo.

5.3.3 CONIFICACIÓN EN POZOS VERTICALES.

La tasa de producción crítica de petróleo QOC es la tasa sobre la cual el

gradiente de presión en el pozo causa la formación de un cono de agua o

gas dentro del pozo. Es, por consiguiente, la máxima rata de producción

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de petróleo sin producción concurrente de otra fase (desplazante) por 

conificación.

Definir las condiciones para lograr la máxima tasa de producción depetróleo libre de agua o libre de gas es un problema difícil para resolver.

Los ingenieros están frecuentemente enfrentados con los siguientes

problemas específicos:

1. Predecir la rata máxima de flujo que puede asignarse a un pozo

completado sin producción simultánea de agua y/o gas libre.

2. Definir la distancia óptima y la posición del intervalo a ser perforadoen el pozo para obtener la máxima rata de producción libre de

agua o gas.

Una vez que la tasa de producción de petróleo excede a la tasa crítica, el

agua se eleva en el pozo o el gas fluye hacia abajo creando conos que se

ilustran en el gráfico 5.3.3.1. La rapidez con que cualquier fluido se

moverá es inversamente proporcional a su viscosidad, por consiguiente,el gas tiene una tendencia mayor que el agua para formar el cono. Por 

esta razón, para el petróleo, el nivel de conificación dependerá de la

viscosidad del petróleo comparada con la del agua.

Gráfico 5.3.3.1 Conificación de agua y gas.

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Es evidente que el grado o rapidez de la conificación dependerá de la rata

con que el fluido se recupera del pozo y la permeabilidad en la dirección

vertical Kv comparada con la permeabilidad horizontal Kh. También

dependerá de la distancia desde el punto de recuperación de fluidos en el

pozo, es decir los punzados, hasta los contactos agua petróleo o gás

petróleo.

Para combatir la conificación, una alternativa podría ser la penetración

más somera de pozos donde exista una zona de agua subyaciente o el

incremento de permeabilidad horizontal mediante técnicas de acidificación

o fracturamiento, dado que la permeabilidad vertical no puede reducirse.

Estas técnicas deben ser cuidadosamente aplicadas de manera que el

efecto ocurra sobre la zona de agua o bajo la zona de gas, según se

desee, para lograr un levantamiento más uniforme de la mesa de agua.

Una vez que la conificación de agua o gas ha ocurrido, es posible cerrar 

el pozo para que los contactos se restablezcan; sin embargo, a menos

que existan las condiciones para un rápido logro de equilibriogravitacional, está reestabilización será por lo general insatisfactoria. La

conificación de gas es mucho más difícil de eliminar por las propiedades

viscosas del fluido y su tendencia para expandirse.

5.3.4 CORRELACIONES DE TASAS CRÍTICAS EN POZOS

VERTICALES.

La tasa crítica Qoc se define como la máxima rata de flujo de petróleo

aceptable que puede imponerse en el pozo para evitar el avance del

cono. La tasa crítica correspondería al desarrollo de un cono estable a

una elevación debajo del intervalo perforado en un sistema de petróleo-

agua o a una elevación sobre el tope del intervalo perforado en un

sistema gas-petróleo.

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133

Existen varias correlaciones empíricas que normalmente usan la

predicción de la tasa crítica de petróleo, estas correlaciones son:

‐ Meyer-Garder 

‐ Schols

MÉTODO DE MEYER-GARDER.

Meyer y Garder (1954) proponen que el desarrollo de la conificación es

resultado del flujo radial del petróleo asociado con la disminución de la

presión alrededor del pozo. En sus derivaciones, Meyer y Garder, asumen

un sistema homogéneo con una permeabilidad uniforme a lo largo del

reservorio, es decir, Kh=Kv. Debe señalarse que la proporción Kh/Kv es el

término más crítico evaluado para resolver el problema de la conificación.

La relación propuesta por Meyer y Garder la tasa crítica de petróleo en

un sistema de conificación de agua mostrado esquemáticamente en elgráfico 5.3.4.1 tiene la siguiente forma:

Q 0.24610 ρ ρlnr r KµB h h Ec.5.3.4.1 

Donde:Qoc = tasa de petróleo crítica (STB/día).

ρw, ρo = Densidad del agua y del petróleo, respectivamente (lb/ft3).

ko = permeabilidad efectiva al petróleo (md).

h = espesor de la columna de petróleo (ft).

hp = intervalo perforado, ft

r e, r w = radio de drenaje y de pozo, respectivamente (ft).

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Gráfico 5.3.4.1 Conificación de agua

MÉTODO DE SCHOLS.

Schols (1972) desarrolló una ecuación empírica basada en los resultados

obtenidos del simulador numérico y experimentos de laboratorio. Su

ecuación de tasas críticas tiene la siguiente forma:

Q 0.078310 ρ ρKh hµB 0.432 3.142lnr r hr. Ec.5.3.4.2 

Donde:

Qoc = tasa de petróleo crítica (STB/día).

ρw, ρo = Densidad del agua y del petróleo, respectivamente (lb/ft3).

ko = permeabilidad efectiva al petróleo (md).

h = espesor de la columna de petróleo (ft).

hp = intervalo perforado, ft

r e, r w = radio de drenaje y de pozo, respectivamente (ft).

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135

La ecuación de Schols es solo válida para formaciones isotrópicas, es

decir, Kh = Kv.

5.3.5 CORRELACIONES PARA DETERMINACIÓN DE TIEMPOS DE

RUPTURA.

Los cálculos de tasas de flujo críticas frecuentemente resultan en

caudales bajos, que para las razones económicas, no pueden imponerse

en los pozos en producción. Por consiguiente, si un pozo produce sobre latasa crítica, el cono romperá después de un período de tiempo dado. Este

tiempo se llama tiempo de ruptura tBT. Dos de las correlaciones más

usadas son las siguientes:

MÉTODO DE SOBOCINSKI-CORNELIUS.

Sobocinski y Cornelius (1965) desarrollaron una correlación para predecir 

el tiempo de ruptura del agua basado en datos de laboratorio y resultados

de modelos. Mediante un prototipo de plexiglás en forma de pastel

empacado con arena, ver gráfico 5.3.5.1,  estudiaron el problema de

definir el tiempo requerido después de que el pozo esté puesto en

producción para alcanzar la conificación cuando el pozo produce a mayor 

caudal que el crítico. Cambiando el color del agua y del crudo desuministro pudieron monitorear la posición del contacto agua-petróleo.

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136

Gráfico 5.3.5.1 Modelo de laboratorio de Sobocinski y Cornelius para estudiar 

conificación.

Los autores pusieron en correlación el tiempo de ruptura con dos

parámetros adimensionales, la altura adimensional del cono y el tiempo

de ruptura adimensional.  Estos dos parámetros se definen por las

expresiones siguientes:

ALTURA ADIMENSIONAL DEL CONO Z

Z 0.492 10 ρ ρKh h h

µBQ

Ec.5.3.5.1 

Donde:

ρ= Densidad, lb/ft3 

Kh = Permeabilidad Horizontal, md

QO = Tasa de producción de petróleo, STB/día

Hp = Intervalo perforado, ft

h = Espesor de la columna de petróleo, ft

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137

TIEMPO ADIMENSIONAL DE RUPTURA.

tD 4Z1.75Z 0.75Z7 2 Z Ec.5.3.5.2 

Donde:

Z = altura adimensional del cono

A partir del valor calculado del tiempo de ruptura adimensional,

Sobocinski y Cornelius propusieron la siguiente expresión para predecir eltiempo de ruptura (tD)BT:

t 20.325µ h tDρρK1 M Ec.5.3.5.3 

Donde:

tBT = Tiempo de ruptura, días

= Porosidad, fracción

kv = Permeabilidad vertical, md

M= Movilidad agua-petróleo, definida por la siguiente ecuación:

M K K µµ Ec.5.3.5.4 

Donde:

(kro)swc = Permeabilidad relativa del petróleo a la saturación de agua

connata

(krw)sor  = Permeabilidad relativa al agua a la saturación de petróleo

residual

α= 0.5 para M<1

α= 0.6 para 1 ≤ M ≥ 10

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138

El procedimiento de cálculo inicia con la determinación de la altura del

cono adimensional Z, luego se aplica la ecuación 5.3.5.2 para obtener el

tiempo de ruptura adimensional (tD)BT. Por último, se utiliza la ecuación

5.3.5.3 para obtener el tiempo de ruptura tBT.

MÉTODO DE BOURNAZEL-JEANSON.

Basados en datos experimentales, Bournazel y Jeanson (1971)

desarrollaron una metodología que usa los mismos grupos

adimensionales propuestos en el método de Sobocinski y Cornelius. El

procedimiento para el cálculo del tiempo de ruptura es el siguiente:

Paso 1. Calcular la altura adimensional Z del núcleo aplicando la ecuación

5.3.5.1.

Paso 2. Calcular el tiempo de ruptura adimensional aplicando la siguiente

ecuación:

tD Z3 0.7 Z Ec.5.3.5.6 

Paso 3. Resolver para el tiempo de ruptura tBT y sustituirlo sobre el tiempo

de ruptura adimensional calculado en la ecuación 5.3.5.3. Es decir:

t 20.325µ h θ tDρ ρ K 1 M Ec.5.3.5.7 

5.4 CURVAS DE FLUJO FRACCIONAL.

El desarrollo de la ecuación de flujo fraccional es atribuido a Leverett

(1941). Para dos fluidos inmiscibles, petróleo y agua, el flujo fraccional de

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139

agua, fw (o cualquier fluido desplazante inmiscible), es definido como la

rata de flujo de agua dividido para la rata de flujo total, o:

f  qq qq q Ec.5.4.1Donde:

f w= fracción de agua en el flujo, o corte de agua.

qt= rata de flujo total, bbl/día.

qw= rata de flujo de agua, bbl/día.

qo= rata de flujo de petróleo, bbl/día.

A partir de la definición de corte de agua, fw = qw/(qw+qo), se puede notar 

que los límites del corte de agua están entre 0 y 100%. A la saturación de

agua irreductible, la rata de flujo qw es cero, por consiguiente, el corte de

agua es cero. En el punto de saturación residual del petróleo, Sor , la rata

de flujo de petróleo es cero y el corte de agua alcanza su límite máximo

de 100%. La forma de la curva de corte de agua vs saturación de agua es

como un S como se muestra en el gráfico 5.4.1. Los límites de la curva fw

(0 y 1) están definidos por los puntos finales de las curvas de

permeabilidad relativa.

Las implicaciones de la discusión anterior también se pueden aplicar para

definir la relación que existe entre fg y saturación de gas, como semuestra en el gráfico 5.4.1.

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140

Gráfico 5.4.1 Curvas de flujo fraccional como función de saturación.

Nótese que para flujo de dos fluidos inmiscibles cualquiera, como agua ypetróleo, la fracción de petróleo fo (corte de petróleo) en cualquier punto

del reservorio está dada por:

f o f w 1 o f o 1 f w 

CAPÍTULO VI.

6. APLICACIÓN Y ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICOPARA PRODUCCIÓN EXCESIVA DE AGUA.

A los 20 pozos que fueron seleccionados de los campos Auca y

Cononaco, en la sección 5.2 del capítulo 5, se les aplicó las técnicas de:

gráfico de historia de producción, análisis de declinación de la producción

y gráficos de diagnóstico para control de agua, descritas teóricamente en

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141

las secciones 5.1.5.1, 5.1.5.2 y 5.1.5.3 del capítulo anterior 

respectivamente, con el objetivo de determinar las causas puntuales por 

las que dichos pozos registraban producciones de agua bastante altas. En

las secciones 6.1 y 6.2 de este capítulo, se detalla de forma resumida la

manera como se emplea las técnicas de diagnóstico y las conclusiones a

las que se llega en 5 pozos de muestra. Además, se resume las

conclusiones obtenidas del análisis del resto de los pozos en los cuadros

6.1.1 y 6.2.1.

6.1 APLICACIÓN DE TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO PARA

PRODUCCIÓN EXCESIVA DE AGUA CAMPO AUCA.

POZO AUC-6 FORMACIÓN BASAL TENA.

Gráfico 6.1.1 Historia de producción Pozo Auca-6 Basal Tena.

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142

Gráfico 6.1.2 Proyección de la producción Pozo Auca-6 Formación Basal Tena.

y = 3E‐20e0,001x

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

      ‐     j    u    n      ‐

     9     7

    e    n    e      ‐

     9     8

      ‐     j    u     l      ‐     9     8

      ‐     f    e     b

      ‐     9     9

    a    g    o      ‐

     9     9

    m    a    r      ‐     0     0

      ‐    o    c    t      ‐     0     0

    a     b    r      ‐     0     1

    W    O    R

TIEMPO

Historial WOR Arena Basal Tena Auc‐6

WOR

Exponencial (WOR)

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143

Gráfico 6.1.3 Gráficas de diagnóstico para control de agua Auca-6 Arena Basal Tena.

El pozo Auca 6 produce en siete períodos diferentes de los yacimientos

Hollín y Basal Tena de acuerdo al siguiente historial:

AUCA-6 Inicio FinHollín 01-abr-75 01-mar-77Hollín 01-jul-77 01-ago-78Hollín 01-oct-78 01-nov-84Hollín 01-may-85 01-sep-86Hollín 01-ago-87 01-may-93

Basal Tena 01-may-93 01-sep-06

Basal Tena 01-ago-07 01-may-08

Dentro del intervalo escogido, los valores de WOR respecto al tiempo no

presentaron variaciones muy drásticas y siguieron una tendencia bastanteestable que permitió el ajuste con una curva de tendencia. La tendencia

de la curva de WOR se mantuvo plana desde 1993, cuando empieza a

producir el reservorio Basal Tena, hasta enero del 97. En febrero del 97 la

magnitud de WOR cambia y la curva despega. Se considera que en este

período el agua encontró un sendero permeable por el cual canalizar. El

período graficado inicia en diciembre del 97 y termina en octubre del

0

0,0001

0,0002

0,0003

0,0004

0,0005

0,0006

      ‐     j    u

    n      ‐

     9     7

    e    n

    e      ‐

     9     8

      ‐     j    u     l      ‐     9     8

      ‐     f    e

     b      ‐

     9     9

    a    g

    o      ‐

     9     9

    m    a    r      ‐     0     0

      ‐    o

    c    t      ‐     0     0

      ‐    a     b    r      ‐     0     1

    W    O    R    `

TIEMPO

Gráfica de la preimera derivada de WOR 

Arena Basal Tena Auc‐6

WOR`

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144

2000. Durante este lapso de tiempo el valor de la relación agua-petróleo

crece desde 0.18 a cifras mayores a 1.

En la curva de historia de producción, el caudal total de fluido es muy

variable y tendiente a la baja. En primer término, existe paralelismo entre

la rata de flujo de petróleo y la de producción total de fluido pero esto

cambia a medida que el la tasa de agua comienza a crecer y se convierte

en el fluido predominate. Para el análisis de la curva de declinación se

utilizó el programa Oilfield Manager facilitado por el Ing. Miguel Orozco de

Petroproducción. Se aplicó un modelo de declinación exponencial, bajo

recomendación del departamento de yacimientos de Petroproducción,

ubicando la tasa de producción mínima para el límite económico en 80

BPPD. La tasa de declinación resultante, obtenida mediante el uso del

programa OFM, fue de 0.051235. Estableciendo un caudal inicial de 182

barriles, que fue la tasa de flujo real a mayo del 2008, se llegó al límite

económico de producción en junio del 2032 con un recobro proyectado de

1 022 330 barriles que sumados a 1 737 000 barriles ya producidos, dan

un recobro final de 2 759 330 barriles.Se utilizó el método volumétrico para calcular las reservas recuperables

de todos los pozos seleccionados, como se puede observar más adelante

en la sección 7.3 y en la tabla 7.4.3 a partir de datos provenientes de

registros (hneto, , Sw), de pruebas PVT (Boi) y de ensayos de

permeabilidad relativa (Sor). Como resultado se obtuvo que en el

yacimiento Basal Tena se tiene 3 063 262 barriles de petróleo

recuperables.Para el diagnósitico de control de agua se utilizó una curva exponencial,

que se ajustaba a los datos históricos de WOR con precisión. La derivada

de la curva de WOR tiene pendiente positiva, lo que confirma la hipótesis

de que en el pozo Auca-6 formación Basal Tena existió canalización de

agua por un estrato de alta permeabilidad.

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145

La curva de declinación no es el método más adecuado para cálculo de

reservas recuperables del pozo debido a que existe un problema de

canalización de agua que afecta su desarrollo normal.

El problema de canalización de agua encontrado mediante la aplicación

del Método de Chan reduce la eficiencia del mecanismo de producción y

determina pérdidas en el recobro final del pozo. Al crearse un canal de

agua, se suprime senderos de flujo que deberían ser utlizados por 

petróleo. A su vez este canal continúa creciendo y como resultado la tasa

de flujo de petróleo declina a una velocidad mayor de lo normal. Las

curvas de declinación fueron hechas con el objetivo de determinar que

volumen de petróleo recuperable no se explotaría si no se da una solución

al problema de producción excesiva de agua diagnosticado mediante el

Método de Chan. La curva de declinación proyecta que para Junio de

2032, cuando el pozo ya no sea económicamente rentable, el último

recobro estimado será de 2 759 330 barriles de petróleo. Por lo tanto, si

se compara el recobro final con las reservas iniciales recuperables

calculadas mediante el método volumétrico, se calcula que 303 932

barriles de petróleo permanecerían en el yacimiento sin ser explotados.

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146

POZO AUC-14 FORMACIÓN NAPO U.

Gráfico 6.1.4 Historia de producción Pozo Auca-14 Formación Napo U.

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147

Gráfico 6.1.5 Proyección de la producción Pozo Auca-14 Formación Napo U.

Gráfico 6.1.6 Gráficas de diagnóstico para control de agua Auca-14 Arena Napo U.

El pozo Auca 14 produce en seis períodos diferentes de los yacimientos

Napo, Napo U+T y Napo U de acuerdo al siguiente historial:

AUCA-14 Inicio FinNapo 01-abr-76 01-mar-87Napo 01-ago-87 01-dic-93U+T 01-ene-94 01-ene-95

U 01-ene-95 01-jul-95

U 01-sep-95 01-jun-99U 01-ago-99 01-may-08

y = 6E‐26e0,001x

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,61,8

    s    e    p      ‐

     0     5

      ‐     d     i    c

      ‐     0     5

    m    a    r      ‐     0     6

      ‐     j    u     l      ‐     0     6

      ‐    o    c    t      ‐     0     6

    e    n    e      ‐

     0     7

      ‐    a     b    r      ‐     0     7

    a    g    o      ‐

     0     7

    n    o    v      ‐

     0     7

      ‐     f    e     b

      ‐     0     8

     j    u    n      ‐

     0     8

WOR

TIEMPO

Historial WOR Arena U Auc‐14

WOR

Exponencial (WOR)

0

0,001

0,002

0,003

0,004

0,005

    s    e    p      ‐

     0     5

      ‐     d     i    c

      ‐     0     5

    m    a    r      ‐     0     6

      ‐     j    u     l      ‐     0     6

    o    c    t      ‐     0     6

    e    n    e      ‐

     0     7

    a     b    r      ‐     0     7

    a    g    o      ‐

     0     7

    n    o    v      ‐

     0     7

      ‐     f    e     b

      ‐     0     8

     j    u    n      ‐

     0     8

WOR`

TIEMPO

Gráfico de la primera derivada WOR 

Arena U Auc‐14

WOR`

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148

No se consideró pertinente analizar la producción de los reservorios Napo

y U+T porque al tener más de una unidad productora, el diagnóstico no

sería útil al no conocerse que yacimiento genera problemas de producción

de agua. Dentro de la arena U se graficó un grupo de datos comprendido

entre enero del 2006 y febrero del 2008. En este período los datos fueron

más estables y se pudo ajustar una curva de tendencia incremental con

precisión.

En la curva histórica de WOR se puede observar que en inicios del año

2006 la magnitud de la relación agua petróleo comienza a crecer a una

tasa veloz.

El caudal total de fluido fue relativamente estable en torno a 800 BPPD

pero tendiendo a bajar. La tendencia incremental y decremental

simultánea de la producción de agua y petróleo respectivamente persistió

desde el inicio hasta el fin del período seleccionado. A finales del 2006 el

caudal de producción de agua superó al de petróleo. Empleando elprograma Oilfield Manager, se generó una curva de declinación de la tasa

de petróleo bajo el modelo exponencial. La tasa de declinación calculada

por el programa fue de 0.0922546. Estableciendo un caudal inicial de 378

barriles diarios, que es la tasa de producción de petróleo real a mayo del

2008, se llegó al límite económico de producción en julio del 2024 con un

recobro proyectado de 157 355 barriles que sumados a 1 123 930 barriles

ya producidos dan un recobro final de 3 588 940 barriles.

Aplicando el método de Chan para determinar el origen de la producción

excesiva de agua en el pozo, se ajustó una curva de tendencia exponecial

a los datos históricos de WOR. La derivada de la curva de WOR tiene una

pendiente positiva que indica que existió canalización de agua en el

yacimiento. ´

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149

El problema de canalización incide directamente en el normal desarrollo

de la curva de declinación de la tasa de petróleo porque aunque no afecta

en gran magnitud al barrido, satura un sendero de flujo que debería ser 

ocupado por petróleo, con un canal de agua que alcanza los punzados en

el casing y que causa un incremento progresivo de la producción de agua

en el pozo. La existencia de este canal de agua lleva implícita la

reducción drástica de las tasas de producción de petróleo. Por esta razón

la técnica de cálculo de reservas mediante curvas de declinación en este

pozo no es la más aceptable.

El cálculo de reservas recuperables se hizo a través del método

volumétrico como se muestra en el ejemplo típico de la sección 7.3 y se

resume en la tabla 7.4.3 del capítulo 7. Este proceso determinó que el

yacimiento Napo U del pozo Auca-14 contiene un estimado de reservas

recuperables de 10 024 274 barriles.

Como ya se mencionó, el último recobro estimado de la proyección de la

curva de declinación exponencial en el pozo Auca-14 fue de 3 588 940barriles que restados de las reservas recuperables calculadas mediante

método volumétrico arrojan 6 435 334 barriles de petróleo remanentes en

el yacimiento que no se recuperarían si no se inicia un procedimiento

enfocado a detener el flujo de agua proveniente del canal diagnosticado.

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150

POZO AUC-39 FORMACIÓN HOLLÍN.

Gráfico 6.1.7 Historia de producción Pozo Auca- 39 Formación Hollín.

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151

Gráfico 6.1.8 Proyección de la producción Pozo Auca-39 Formación Hollín.

Gráfico 6.1.9 Gráficas de diagnóstico para control de agua Auca-39 Arena Hollín.

El pozo Auca 39 produce en dos períodos diferentes del yacimiento Hollín

de acuerdo al siguiente historial:

AUCA-39 Inicio FinHollín 01-jun-94 01-jul-00

Hollín 01-jul-03 01-may-08

El análisis del reservorio se hizo con el primer ciclo productivo del

reservorio que fue desde junio del 94 a julio del 2000.

Los valores de WOR respecto al tiempo son ligeramente variables; sin

embargo, en general se pudo ajustar una tendencia representativa. En

 junio del 94, al inicio de la vida productiva del yacimiento Hollín, el valor 

y = ‐2E‐10x3 + 2E‐05x2 ‐ 0,641x + 7570

0

1

2

3

4

5

34000,00 35000,00 36000,00 37000,00

    W    O    R    (    f   r   a   c   c    i    ó   n    )

Tiempo (días)

Historial WOR 

Arena 

Hollín 

Auc‐

39

WOR

Polinómica (WOR)

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

34000,00 34500,00 35000,00 35500,00 36000,00 36500,00 37000,00

    W    O    R    `

Tiempo (días)

Gráfico primera derivada de WOR 

Arena Hollín Auc‐39

WOR`

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152

de WOR era de 0.01 y la curva permanece plana hasta octubre que sería

el tiempo de partida. Durante ese lapso de tiempo, posiblemente, un cono

de agua se ha formado y ha ido creciendo hasta alcanzar las

perforaciones inferiores del intervalo productor. A partir de noviembre del

94, el WOR crece en magnitud de manera lenta y sostenida alcanzando

valores cercanos a 3 después de seis años. En la curva de historia de

producción se observa que el caudal total de fluido no es estable. A

mediados del año 96 la tasa de producción de agua aumenta y supera a

la de petróleo, conviertiéndose en la principal influencia que determina la

rata de flujo total. Al final de la vida productiva del reservorio, la

producción diaria de agua es aproximadamente de 700 barriles diarios por 

menos de 200 barriles de petróleo.

Con el programa Oilfield Manager, que importa de una base de datos las

tasas de producción mensual de petróleo, se generó una curva de

declinación de tendencia exponencial. El programa calculó que la tasa de

declinación anual en el pozo es de 0.267082.

Para el diagnósitico de control de agua se utilizó una curva polinómica de

tercer grado que se ajustaba a los datos históricos de WOR con mayor 

precisión que una curva exponencial. La derivada de la curva de WOR

tiene una pendiente negativa variable, propia de casos de conificación

de agua de fondo. La hipótesis de conificación se ve corroborada por la

corta duración del tiempo de partida.

La formación del cono también afecta directamente a las tasas de

producción de petróleo porque reduce la eficiencia del barrido y disminuye

el recobro final. Físicamente el cono de agua es un canal de gran caudal

que tiende a expandirse hacia arriba ocupando todos los punzados por 

donde normalmente fluiría petróleo y que disminuye progresivamente las

tasas de producción de petróleo hasta llevar al pozo a alcanzar límites de

producción antieconómicos que determinan su cierre. Además, la

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153

formación del cono incide en la eficiencia de recuperación propia del

mecanismo de producción por empuje de un acuífero de fondo, que tiene

lugar en el reservorio Hollín, porque deja zonas sin barrer dentro del radio

de drenaje del pozo y reduce el recobro final.

Bajo lo explicado anteriormente, el último recobro estimado con la técnica

de las curvas de declinación no sería un indicador de la totalidad de las

reservas recuperables dentro del pozo Auca-39 porque la tendencia

declinatoria de la curva histórica de producción de petróleo obedece a un

problema de conificación de agua que afecta su desarrollo normal.

En base al método volumétrico se calculó que las reservas recuperables

en el yacimiento Hollín del pozo Auca-39 son de 10 360 798 barriles de

petróleo. La proyección de la tendencia declinatoria determinó que el pozo

Auca 39 alcanzaría límites de producción de petróleo antieconómicos en

 julio del 2011. A esa fecha, el pozo habrá recobrado 1 535 120 barriles del

yacimiento Hollín. La diferencia, es decir 8 825 678 barriles de petróleo,

son reservas recuperables que se convertirían en remanentes si laempresa no trabaja en un programa para evitar que el cono siga

avanzando hacia todos los punzados en el casing

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154

La tabla 6.1.1 es un resumen de los resultados y conclusiones obtenidas

luego de aplicar las técnicas de diagnóstico para los 13 pozos con

producción excesiva de agua seleccionados en el campo Auca. Los

parámetros presentados en la tabla 6.1.1 significan lo siguiente:

Tasa de declinación: reducción o disminución de la producción en

función del tiempo.

Qo a mayo de 2008: Petroproducción proporcionó datos históricos de

producción del Campo Auca hasta mayo del 2008. Por lo tanto se tomó a

la tasa de producción de petróleo de esa fecha como el valor inicial con el

que se plantea la proyección de la declinación de cada pozo hacia elfuturo. En ocasiones, la tasa de petróleo en mayo del 2008 se alejaba de

la tendencia declinatoria del pozo y por eso se planteó valores arbitrarios

según el criterio de los autores.

Fecha límite: es la fecha proyectada en la que la producción de petróleo

del pozo llegará a niveles antieconómicos.

Recobro proyectado: es la producción calculada en barriles entre mayodel 2008 y la fecha límite.

Recobro final: es la suma de la producción acumulada del pozo hasta

mayo del 2008 más el recobro proyectado hasta la fecha límite.

Reservas recuperables: son los barriles de petróleo que pueden ser 

explotados de cada pozo. Estos valores se calcularon mediante el método

volumétrico en la sección 6.4

Reservas remanentes: es el volumen de hidrocarburos recuperables que

aún falta por producir debido a que el pozo alcanza el qECONÓMICO. Resulta

de restar las reservas recuperables menos el recobro final.

Posible causa del agua: es la conclusión a la que se llega aplicando las

técnicas de diagnóstico para control de agua.

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155

POZO  YACIMIENTO Tasa de declinación  Qo a Mayo 2008 Fecha límite  Recobro proyectado  Recobro final  Reservas Recuperables  Reservas 

1/año  BPPD  BPPD  BPPD  BPPD  B

AUCA ‐ 1  Hollín  0.352965  555  2012‐Diciembre  399848  5787450  5817125  29

AUCA ‐ 3  Hollín  0.0864407  166  2016‐Julio  347881  5096940  5590789  49

AUCA ‐ 6  Basal Tena  0.051235  182  2032‐Junio  1022330  2759330  3063262  30

AUCA ‐ 6  Hollín  0.387394  240  2010‐Septiembre  119508  2697570  4159804  146

AUCA ‐7  Hollín  0.256519  200  2011‐Agosto  149998  5299370  5986686  68

AUCA ‐ 14  Napo U  0.0922546  378  2024‐Julio  157355  3588940  10024274  643

AUCA ‐ 28  Hollín  0.106429  300  2020‐Marzo  714145  2582530  6426223  384

AUCA ‐ 28  Napo U  0.117794  139  2012‐Noviembre  172264  885394  9677751  879

AUCA ‐ 30  Hollín  0.188849  300  2014‐Octubre  384433  1229690  3417124  218

AUCA ‐ 34  Hollín Inf.  0.120467  150  2013‐Mayo  199686  1397860  3555056  215

AUCA ‐ 37  Hollín Sup.  0.207668  180  2011‐Diciembre  157355  1644870  2574324  92

AUCA ‐ 38  Hollin Inf.  0.08889  449  2027‐Enero  1449530  4524000  5028325  50

AUCA ‐ 39  Hollín  0.267082  200  2011‐Junio  142481  1535120  10360798  882

AUCA ‐ 40  Hollín Inf.  0.313285  200  2010‐Diciembre  118951  761987  8433738  767

AUCA ‐ 47  Hollín Sup.  0.274142  389  2013‐Mayo  342315  1111790  1326448  21

Tabla 6.1.1 Resultados de la aplicación de técnicas de diagnóstico para pozos con producción excesiva de agu

Nota:

El Recobro proyectado se hizo aplicando las tasas de declinación calculadas en las curvas de declinación hacia el futuro hasta alcanzar el qECONÓMICO. declinación sumando la producción acumulada del pozo hasta mayo del 2008 más el recobro proyectado hasta el qECONÓMICO.

Las Reservas Recuperables se obtuvieron aplicando el método volumétrico para cálculo de reservas. El procedimiento se detalla más adelante en la secci

Las Reservas Remanentes se obtienen restando las (Reservas Recuperables – Recobro final)

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156

6.2 APLICACIÓN DE LAS TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO PARA

PRODUCCIÓN EXCESIVA DE AGUA. CAMPO CONONACO.

POZO CON-13 FORMACIÓN HOLLÍN.

Gráfico 6.2.1 Historia de producción Pozo Cononaco-13 Formación Hollín.

Gráfico 6.2.2 Proyección de la producción Pozo Cononaco-13 Formación Hollín.

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157

Gráfico 6.2.3 Gráficas de diagnóstico para control de agua Con-13 Arena Hollín.

El pozo Cononaco 13 produce en dos períodos diferentes de los

yacimientos Hollín e Hollín Inferior de acuerdo al siguiente historial:

CON-13 Inicio FinHollín 01-mar-91 01-jun-02

Hollín Inf 01-jul-02 01-may-08

Hollín Inferior no pudo ser analizado porque los datos de producción de

agua no tenían una tendencia incremental clara.

Para el reservorio Hollín se pudo ajustar una curva de tendencia bastante

aceptable a los datos de producción proporcionados por el Departamento

de Yacimientos. El tiempo de partida está en marzo del 93, dos años

después del inicio de la producción. Al final del ciclo productivo

seleccionado el valor de WOR fue mayor a 2. En la curva histórica de

y = ‐3E‐10x3 + 3E‐05x2 ‐ 1,077x + 12536

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

33000,00 33500,00 34000,00 34500,00 35000,00 35500,00 36000,00

    W    O    R

Tiempo (días)

Historial WOR Arena Hollín Con‐13

WOR

Polinómica (WOR)

‐0,1

‐0,08

‐0,06

‐0,04

‐0,02

0

33000,00 33500,00 34000,00 34500,00 35000,00 35500,00 36000,00

    W    O    R

Tiempo (días)

Gráfico primera derivada de WOR 

Arena Hollín Con‐13 

WOR`

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158

producción es evidente que el caudal total de flujo fue restringido desde

inicios del 94 para evitar el amenazante incremento de la tasa de

producción de agua. Sin embargo, la rata de flujo de agua supera a la de

petróleo desde finales del 94 y se mantiene así hasta el final. En mayo

del 2002 la tasa de producción de agua es de 900 barriles diarios por 300

de petróleo.

La curva de declinación para este caso fue generada en una hoja de

cálculo a partir de los datos de tasas de producción de petróleo

proporcionados por Petroproducción. Tomando en cuenta los últimos

datos, que en la curva de declinación salen remarcados con color verde,

se calculó una tasa de declinación anual de 0.29015 bajo un modelo de

declinación exponencial. Estableciendo un caudal inicial de petróleo de

284.3 barriles diarios a mayo del 2008 se proyectó la declinación de la

tasa de producción de petróleo a futuro utilizando la tasa de 0.29015.

Para el diagnósitico de control de agua se utilizó una curva polinómica de

tercer grado que se ajustaba a los datos históricos de WOR con mayor 

precisión que una curva exponencial. La derivada de la curva de WORtiene una pendiente negativa variable, propia de casos de conificación

de agua de fondo.

De la curva de declinación presentada en el gráfico 6.2.2 se puede

concluir que la tasa de producción de petróleo alcanza valores

antieconómicos en octubre del 2012. El recobro proyectado entre mayo

del 2008 y octubre del 2012 es de 257 906 barriles de petróleo quesumados a 3 528 810 barriles ya producidos dan un recobro final de 3 840

716 barriles.

En base al método volumétrico se calculó que las reservas recuperables

en el yacimiento Hollín del pozo Cononaco-13 son de 4 282 616 barriles

de petróleo, por lo que, al ritmo de declinación calculado, se estima que

441 900 barriles permanecerían en el yacimiento sin ser explotados.

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159

Esta diferencia se da porque el cono que se ha formado en el yacimiento

impide el flujo normal de petróleo dentro del pozo y causa una declinación

progresiva de la tasa de producción de petróleo con un incremento

simultáneo de la tasa de agua. En base a esta premisa se puede concluir 

que el cálculo de reservas mediante el mètodo volumétrico proporciona

datos más acertados que la técnica que usa curvas de declinación, en

este caso, porque la tendencia de las curvas no sigue su ritmo natural

debido a la alteración de los datos de producción de petróleo por el

ingreso del agua al pozo a través del cono..

POZO CON-24 FORMACIÓN HOLLÍN INFERIOR.

Gráfico 6.2.4 Historia de producción Pozo Cononaco-24 Formación Hollín inf.

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160

Gráfico 6.2.5 Proyección de la producción Pozo Cononaco-24 Formación Hollín Inf.

Gráfico 6.2.6 Gráficas de diagnóstico para control de agua Con-24 Arena Hollín Inf.

y = 1E‐10x4

‐ 1E‐05x3

+ 0,409x2

‐ 7885,x + 6E+07

0

0,5

1

1,5

2

37000,00 37500,00 38000,00 38500,00 39000,00 39500,00 40000,00

    W    O    R

Tiempo (días)

Historial WOR Arena Hollín Inf.Con‐24 

WOR

Polinómica (WOR)

‐7000

‐6000

‐5000

37000,00 37500,00 38000,00 38500,00 39000,00 39500,00 40000,00

    W    O    R    `

Tiempo (días)

Gráfico primera derivada de WOR 

Arena Hollín Inf. Con‐24 

WOR`

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161

El pozo Cononaco 24 produce en cuatro períodos diferentes de los

yacimientos Hollín Superior + Inferior y Hollín Inferior de acuerdo al

siguiente historial:

CON-24 Inicio FinHollín Sup+Inf 01-mar-96 01-ene-97

Hollín Inf 01-ene-97 01-mayo-08 

Dentro de la arena Hollín Inferior se escogió un período que va desde

abril del 2003 a mayo del 2008. Los valores de WOR respecto al tiempo

son bastante consistentes sin verse demasiados picos o valles que

indiquen variaciones drásticas. En general, se pudo ajustar una tendencia

representativa. La gráfica histórica de el caudal de producción de agua

muestra dos regiones. El tiempo de partida de la curva se ubica en enero

del 2004, nueve meses después de que la arena Hollín Inferior entra en

producción. A partir de ahí la curva presenta un incremento constante que

llega hasta 0.2 a junio del 2006. En julio del mismo año el valor de WOR

comienza a crecer rápidamente asemejándose al incremento

correspondiente a canalización. Al final de la vida productiva de la arena

Hollín, en mayo del 2008 la relación agua petróleo es mayor a 0.9. Se

cree que en enero del 2004 el cono de agua alcanzó las perforaciones

inferiores del intervalo productor y continuó creciendo hasta que en junio

del 2006 dicho cono se desarrolló y se convirtió en un cono

pseudoestable con el pozo produciendo agua de fondo que fluye a través

de un canal altamente conductor representado por el cono.

En la curva de historia de producción se observa que el caudal total defluido estable, en torno a los 800 y 1000 barriles diarios de fluido total de

producción. La tasa de producción de agua siempre tendió a ser superior 

a la de petróleo.

La curva de declinación generada mediante el programa OFM emplenado

un modelo exponecial determinó que la tasa de producción de petróleo

tenía una declinación anual de 0.189901.

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162

Para el diagnósitico de control de agua se utilizó una curva polinómica de

quinto grado que se ajustaba a los datos históricos de WOR con mayor 

precisión que una curva exponecial. La derivada de la curva de WOR

tiene una pendiente negativa variable, propia de casos de conificación

de agua de fondo según Chan.

El cono de agua que se ha formado causa un incremento progresivo del

caudal del agua proveniente del yacimiento y un decremento simultáneo

de la tasa de petróleo, como se puede ver en el gráfico 6.2.4, debido a

que el cono sigue extendiéndose verticalmente hasta alcanzar la mayoría

de los punzados por los que antes fluía únicamente petróleo.

La curva de declinación de petróleo no describe una tendencia natural,

por la presencia de este cono de agua, y su último recobro se ve afectado

en volumen al dejarse zonas dentro del área de drenaje del pozo sin

barrer. Por esta razón, el recobro final proyectado en la curva de

declinación no es igual a las reservas recuperables reales dentro delyacimiento.

El cálculo volumétrico hecho en el capítulo 7 determinó que existen 3 154

942 barriles de petróleo recuperables en el yacimiento Hollín Inferior. El

análisis de la curva de declinación, por otro lado, concluye que bajo las

condiciones declinatorias actuales, únicamente se podría recobrar 2 477

850 barriles de petróleo de dicho yacimiento, dejando 677 092 barrilesbajo tierra en caso de no aplicar un programa que permita controlar el

avance del cono hacia los punzados superiores.

La tabla 6.1.2 es un resumen de los resultados y conclusiones obtenidas

luego de aplicar las técnicas de diagnóstico para los 7 pozos con

producción excesiva de agua seleccionados en el campo Cononaco. El

significado de los parámetros presentados en la tabla 6.1.2 se explicó en

la sección 6.1.

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163

POZO  YACIMIENTO Tasa de declinación  Qo a Mayo 2008  Fecha límite  Recobro proyectado  Recobro final  Reservas Recuperables  Reservas Re

1/año  BPPD  BPPD  BPPD  BPPD  BPP

CON‐1  Hollín Inf.  0.18985  460  2016‐Octubre  661616  5117220  5875451  7582

CON‐3  Hollín  0.106709  947  2030‐Mayo  2807380  8461630 ‐ ‐

CON‐3  Hollín Inf.  0.139829  239  2015‐Octubre  386746  3091540  3624645  5331

CON‐13  Hollín  0.29015  284  2012‐Octubre  257906  3840716  4282616  4419

CON‐15  Hollín  0.285729  500  2013‐Diciembre  457464  3350980  3825878  4748

CON‐15  Hollín Inf.  0.198099  169  2011‐Noviembre  147815  1613400  2195499  5820

CON‐18  Hollín Inf.  0.362083  458  2012‐Mayo  307955  1873230  4615133  2741

CON‐20  Hollín  0.174422  206  2013‐Junio  242484  3201970  4298448  1096

CON‐24  Hollín Inf.  0.189901  445  2016‐Agosto  633770  2477850  3154942  6770

CON‐25  Hollín Inf.  0.264789  300  2012‐Octubre  262309  1682020  3293215  1611

Tabla 6.1.1 Resultados de la aplicación de técnicas de diagnóstico para pozos con producción excesiva de agua

Nota:

El Recobro proyectado se hizo aplicando las tasas de declinación calculadas en las curvas de declinación hacia el futuro hasta alcanzar el qECONÓMICO. declinación sumando la producción acumulada del pozo hasta mayo del 2008 más el recobro proyectado hasta el qECONÓMICO.

Las Reservas Recuperables se obtuvieron aplicando el método volumétrico para cálculo de reservas. El procedimiento se detalla más adelante en la secci

Las Reservas Remanentes se obtienen restando las (Reservas Recuperables – Recobro final)

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164

CAPÍTULO VII.

7. CÁLCULO DE TASAS CRÍTICAS Y TIEMPOS DE RUPTURA.

Para el cálculo de tasas críticas y tiempos de ruptura se utilizará el caso

del pozo Auca-1 con fines ilustrativos en un cálculo tipo.

7.1 TASAS DE PRODUCCIÓN CRÍTICAS.

7.1.1 MÉTODO DE MEYER Y GARDER.

Cálculo típico.

El pozo vertical Auca 1 que atraviesa el reservorio Hollín tiene las

siguientes propiedades.

Permeabilidad horizontal y vertical, Kh=2512 md, Kv = 3 md

Densidad petróleo, ρo =48.558 lb/ft3 

Densidad del agua, ρw = 62. 345 lb/ft3

Viscosidad petróleo, μO =  6.073 cp 

Factor volumétrico de formación del petróleo, βO= 1.115 bbl/STB

Espesor de la columna de petróleo, h = 121 ft

Intervalo perforado, hp = 99 ft

Radio del pozo, r w = 0.29 ft

Radio de drenaje, r e = 1478 ft

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165

Permeabilidad efectiva al petróleo, ko = 1366 md

Solución.

La tasa crítica de petróleo para este problema de conificación de agua

aplicando la ecuación 5.3.4.1 es:

Q 0.24610 62.34548.558ln1478 0.29 13666.0731.115 121 99 

Q 38.79 STB/día 

7.1.2 MÉTODO DE SCHOL´S.

Cálculo típico.

Para el mismo pozo Auca 1 aplicando la ecuación 5.3.4.2, la tasa críticade flujo de petróleo es:

Q 0.078310 62.34548.5581366121 996.0731.115

0.4323.142

1478 0.29 121

1478

Q 59.4 STB/día 

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166

7.2 TIEMPOS DE RUPTURA.

7.2.1 MÉTODO DE SOBOCINSKI Y CORNELIUS.Cálculo típico.

La ruptura del agua para el pozo vertical Auca 1 se calculó empleando las

ecuaciones 5.3.5.1, 5.3.5.2, 5.3.5.3 y 5.3.5.4 de la siguiente forma:

QO = 2589 STB/día

Φ = 0.12965

Kv= 3 md

Kh = 2512 md

(krw)SOR = 0.21

(kro)SWC = 0.99

µW = 1 cp

Solución:

Para calcular la relación de movilidad se utiliza la ecuación 5.3.5.4:

M 0.210.99 6.0731 1.2882 

La altura adimensional Z del cono se obtiende de la ecuación 5.3.5.1.

0 . 4 9 2 1 0 62.34548.5582512121121996.0731.1152589 0.2587 

El tiempo de ruptura adimensional utilizando la ecuación 5.3.5.2 es:

40.2587 1.750.2587 0.750.2587720.2587 0.1757 

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167

El tiempo de ruptura de la ecuación 5.3.5.3 es:

20.3256.0731210.129650.15762.3448.558311.2882. 3.801 í   

7.2.2 MÉTODO DE BOURNAZEL Y JEANSON.

Cálculo típico.

Aplicando el método de Bournazel y Jeanson para cálculo de tiempo de

ruptura del cono en el pozo Auca 1 se obtiene:

El tiempo de ruptura adimensional con la ecuación 5.3.5.6:

0.25873 0.7 0.2587 0.0918 

El tiempo de ruptura empleando la ecuación 5.3.5.3 es:

20.3256.0731210.129650.091862.3448.558311.2882. 1.878 í   

7.3 CÁLCULO DE RESERVAS DE LOS POZOS SELECCIONADOS.

El cálculo de petróleo in situ para los pozos seleccionados se realizó a

partir del método volumétrico aplicando la ecuación 7.3.1:

POES 7758 bbl ac.ft 1 S w h Área de drenajeBoi Ec.7.3.1 

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168

Es necesario conocer la porosidad, la saturación de agua, el volumen total

del yacimiento y los factores volumétricos. Se utilizará el pozo Auc - 1

yacimiento Hollín para ilustrar un ejemplo a partir de los siguientes datos:

ø = 0.12965

Sw= 0.25455

Boi= 1.111 bbl/stb

hneto= 60 ft

A= 200 acres

POES 7758 bbl ac.ft 0.12965 10.25455 60 ft 200 acres1.111 bblstb  

POES8098563.7 STB. 

Las reservas se obtienen multiplicando el factor de de recobro por el

petróleo original en sitio, para este cálculo es necesario conocer la

saturación de petróleo residual que fue obtenida de ensayos de

permeabilidad relativa. Las reservas recuperables en un pozo que

produce de un yacimiento por empuje hidrostático se calcula de la

siguiente forma:

N 7758 bbl ac.ft 1 S w S h A.drenajeBoi Ec.7.3.2 

donde:

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169

N 7758 bbl ac.ft 0.12965 10.254550.21 60ft200 acres1.111 bblstb  

N5 817 125.137 STB 

Las reservas remanentes a una fecha posterior al inicio de la producción

se las calculó mediante la resta de las reservas recuperables y el último

recobro proyectado en base a las curvas de declinación. En la tabla 7.4.3

se detalla el resumen de resultados para todos los pozos seleccionados. 

7.4 TABULACIÓN DE RESULTADOS.

Para los pozos que fueron identificados como conificados, en base a la

aplicación y análisis de las técnicas de diagnóstico para producción

excesiva de agua (capítulo 6), se calculó tasas de producción de petróleo

críticas y tiempos de ruptura de acuerdo con el marco teórico descrito en

las secciones 5.3.4 y 5.3.5. Como ya se mencionó, la tasa de producciónde petróleo crítica QOC es el caudal sobre el cual el gradiente de presión

en el pozo causa la elevación del contacto agua petróleo en forma de

campana o cono. Asimismo, el tiempo de ruptura es el período de tiempo

que pasará hasta que inicie la formación de un cono de agua en un pozo

que produce sobre la tasa crítica. Qoc Meyer y Qoc Schols son las tasas

críticas calculadas para cada pozo utilizando dos correlaciones diferentes.

Z y (tD)BT son dos variables adimensionales utilizadas para ladeterminación del tiempo de ruptura tBT mediante las correlaciones de

Sobocinsky-Cornelius (tBT Sob) y de Bournazel-Jeanson (tBT Bou). Los

cuadros 7.4.1 y 7.4.2 resumen los resultados de la aplicación de esas

correlaciones para los pozos seleccionados. 

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170

CAMPO AUCA.

Pozo  Yacimiento  Qoc Meyer Qoc Schols  Z  (tD)BT Sob  tBT Sob  (tD)BT 

Bou  tBT Bou 

STB/día  STB/día  días  Días 

Auca‐1  Hollín  39  59  0.26  0.18  3.80  0.09  1.88 

Auca‐3  Hollín  66  94  0.52  0.41  17.01  0.20  7.69 

Auca‐28  Hollín  33  47  1.05  1.08  54.36  0.46  22.23 

Auca‐34  Hollín Inf.  16  20  0.32  0.23  4.39  0.12  2.09 

Auca‐37  Hollín Sup.  100  152  0.94  0.91  59.20  0.40  26.45 

Auca‐39  Hollín  27  35  0.45  0.34  9.66  0.17  4.49 

Auca‐40  Hollín Inf.  10  13  0.32  0.22  3.58  0.11  1.73 

Auca‐47  Hollín Sup.  83  114  0.75  0.66  14.61  0.30  6.83 

7.4.1 Tasas críticas y tiempos de ruptura Campo Auca.

CAMPO CONONACO.

Pozo  Yacimiento  Qoc Meyer Qoc Schols  Z 

(tD)BT 

Sob  tBT Sob 

(tD)BT 

Bou 

tBT 

Bou 

STB/día  STB/día  días 

Con‐13  Hollín  134  185  0.58  0.48  12.04  0.23  6.63 

Con‐18  Hollín Inf.  70  96  0.65  0.56  19.36  0.26  10.45 

Con‐20  Hollín  86  135  0.91  0.87  59.61  0.38  30.58 

Con‐24  Hollín Inf.  111  161  2.95  7.10  350.25  3.17  181.67

Con‐25  Hollín Inf.  85  121  1.50  1.86  84.48  0.77  40.81 

7.4.2 Tasas criticas y tiempos de ruptura Campo Cononaco.

El cuadro 7.4.3, que se muestra a continuación, es un resumen del

cálculo de reservas recuperables y reservas remanentes hecho sobre

todos los pozos seleccionados para el análisis de esta tesis de acuerdo

con lo descrito en la sección 7.3 del presente capítulo.

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171

POZO  YACIMIENTO  Sw  Bo 

neto  Área Reservas  EUR  Res. Reman. 

Fracción Fracción bbl/STB  ft  Ac  STB  STB  STB 

AUC‐1  H  0.12965  0.25455  1.111  60  200  5817125  5787460  29665 

AUC‐3  H  0.185  0.22795  1.111  38.5  200  5590789  5096940  493849 

Auc‐ 6  BT  0.1957  0.188  1.1338  19  200  3063263  2759330  303933 

AUC‐6  H  0.1583  0.36285  1.111  44.05  200  4159805  2697570  1462235 

AUC‐7  H  0.175  0.3097  1.111  51  200  5986687  5299370  687317 

AUC‐14  U  0.1449  0.1528  1.0647  74.5  200  10024274  3588940  6435334 

AUC‐28  H  0.16625  0.3128  1.111  58  200  6426223  2582530  3843693 

AUC‐28  U  0.1836  0.09775  1.0647  52.25  200  9677751  885394  823811 

AUC‐ 30  H  0.1519  0.3952  1.111  40.8  200  3417124  1229690  2187434 

AUC‐34  HI  0.1351  0.2943  1.1253  38.5  200  3555056  1397860  2157196 

AUC‐37  HS  0.1456  0.244  1.126  23.5  200  2574324  1644870  929454 

AUC‐38  HI  0.2  0.1822  1.1253  30  200  5028326  4524000  504326 

AUC‐39  H  0.1566  0.2267  1.111  84.1  200  10360798  1535120  8825678 

AUC‐40  HI  0.2  0.1393  1.1253  47  200  8433738  761987  813868 

AUC‐47  HS  0.153  0.3561  1.126  14.5  200  1326449  1111790  214659 

CON‐1  HI  0.136  0.335  1.1087  98  200  5875452  5117220  758232 

CON‐ 3  HI  0.175  0.354  1.1087  50  200  3624645  3091540  533105 

CON‐13  H  0.196  0.308  1.1417  47  200  4281617  3685890  595727 

CON‐ 15  H  0.159  0.234  1.2073125  45  200  3825278  3350980  474298 

CON‐15  HI  0.148  0.438  1.1087  50  200  2195499  1613400  582099 

CON‐ 18  HI  0.154  0.392  1.1087  83  200  4615133  1873230  2741903 

CON‐ 20  H  0.1535  0.3535  1.162325  70.75  200  4298448  3201970  1096478 

CON‐24  HI  0.1301  0.422  1.1087  76  200  3154943  2477850  677093 

CON‐25  HI  0.161  0.482  1.1087  87  200  3293215  1689020  1604195 

Total  120605963  67003951  38775583 

Tabla 7.4.3 Reservas calculadas para los pozos seleccionados.

EUR significa “ÚLTIMO RECOBRO ESTIMADO” por sus siglas en Inglés. Fue obtenidode las curvas de declinación generadas para todos los pozos en estudio como se puedever en los ejemplos del capítulo 6. Se calcula sumando la producción acumulada decada pozo hasta mayo del 2008, que es la última fecha en la que se disponía de datosreales de campo, más el recobro proyectado hasta el qECONÓMICO.

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172

CAPÍTULO VIII.

8 ANÁLISIS DE CURVAS IPR.

8.1 CURVAS IPR (INFLOW).

Reagrupando la ecuación 4.6.1 del capítulo 4:

J QoPr Pwf  Qo∆p IP Ec.4.6.1 

Se obtiene:

Q o JPrPwf  J∆P Ec.8.1.1 

Del mismo modo la ecuación 4.6.1 puede ser escrita como:

P w f P r 1J Qo Ec.8.1.2 

La expresión 8.1.2 muestra que la graficación de presión de fondofluyente Pwf en función de Qo genera una línea recta con pendiente (-1/J)

como indica el gráfico 8.1.1

Gráfico 8.1.1 Pwf vs Qo (Curva IPR).

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173

Esta representación gráfica de la relación que existe entre la tasa de flujo

de petróleo y la presión de fondo fluyente es conocida como IPR por sus

siglas en inglés para Inflow Performance Relationship.

Se deben notar ciertas particularidades de la curva IPR como:

• Cuando la presión de fondo fluyente Pwf es igual a la presión

promedio del reservorio Pr, la rata de flujo es cero debido a la

ausencia de diferencial de presión.

Q o JPrPwf  

Si: P r P w f  Q o J0 

Qo = 0

• La máxima rata de flujo ocurre cuando la presión de fondo fluyente

Pwf es cero. Esta rata máxima se le conoce como flujo abierto

absoluto y está representado como AOF, absolute open flow por 

sus siglas en Inglés, en el gráfico 8.1.2. A pesar de que en lapráctica esta condición de flujo no puede darse, su definición es útil

en muchas aplicaciones para la Ingeniería de Petróleos. La máxima

rata de flujo estará dada por la ecuación:

Q o JPrPwf  

Si Pwf = 0

Qo = J (Pr – 0)Qo J Pr Q max Ec. 8.1.3 

• La pendiente de la IPR es igual al recíproco negativo del índice de

productividad.

La ecuación 8.1.1 sugiere que el influjo dentro del pozo guarda una

proporcionalidad directa con el diferencial de presión, siendo el índice de

productividad la constante de proporcionalidad. Muskat, Evinger y Voguel

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174

obsevaron que cuando la presión cae bajo el punto de burbuja, el IPR se

desvía de una relación lineal simple como se muestra en el gráfico 8.1.3:

Gráfico 8.1.3 IPR bajo el punto de burbuja.

Es importante acotar que el índice de productividad es una medida válida

del potencial productivo de un pozo solo si se ha alcanzado condiciones

pseudo-estables de flujo. Como se indica en la figura 8.1.4 las variables

que determinan el índice de productividad son muy cambiantes bajo flujotransiente.

Gráfico 8.1.4 Índice de productividad para diferentes regímenes de flujo.

El índice de productividad podría ser numéricamente calculado

reconociendo que J debería estar definido en términos de condiciones de

flujo pseudo estable de la siguiente forma:

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175

J 0.00708hk

ln r

r 0.75 s k

µB

Ec.8.1.4 

Igualando el término que está contenido entre las llaves a la variable c, la

ecuación anterior puede ser escrita así:

J c kµB Ec.8.1.5 

La ecuación 8.1.5 revela que las tres variables (μo, kro y Bo) que afectarían

el valor del índice de productividad son esencialmente dependientes de

presión:

1. Viscosidad del petróleo µo.

2. Factor volumétrico del petróleo Bo.

3. Permeabilidad relativa al petróleo kro.

La figura 8.1.5 ilustra esquemáticamente el comportamiento de dichas

variables como función de presión.

Gráfico 8.1.5 Efecto de la presión sobre Bo, µo y kro.

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176

El gráfico 8.1.6 muestra el efecto total de la presión cambiante sobre el

término (kro/µoBo). Sobre el punto de burbuja, la permeabilidad relativa del

petróleo es igual a 1 y el término kro/µoBo es casi constante. A medida que

la presión declina bajo el punto de burbuja, el gas se libera causando un

decremento grande en kro y kro/µoBo.

Gráfico 8.1.6 kro/µoBo como función de presión.

El gráfico 8.1.7 ilustra cualitativamente el efecto de la depleción del

reservorio sobre el IPR.

Gráfico 8.1.7 Efecto de la presión del reservorio sobre IPR.

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177

8.2 MÉTODOS Y ECUACIONES.

La gráfica de IPR tiene una forma lineal solo mientras la presión de fondo

fluyente sea mayor a la presión de saturación, es decir, el petróleo sea

subsatruado. Cuando el petróleo está saturado, la gráfica de IPR se

vuelve curva. Existen varios métodos empíricos diseñados para prevenir 

el comportamiento no lineal del IPR. La mayoría de estos métodos

requieren por lo menos una prueba de flujo estabilizada en la que se mida

Qo y Pwf .

Método de Vogel.

Vogel utilizó un modelo computacional para generar IPRs para varios

reservorios hipotéticos con petróleo saturado produciendo bajo un amplio

rango de condiciones. Vogel normalizó las IPRs obtenidas y expresó las

relaciones en una forma adimensional. Normalizó las IPRs introduciendo

los siguientes parámetros adimensionales:

Presión adimensional Pwf Pr  

Caudal de petróleo adimensional QoQomax 

Donde Qo max es la máxima rata de flujo a presión de fondo fluyente

cero.

Vogel ploteó las curvas IPR adimensionales para varios casos estudiados

y llegó a la siguiente relación entre los parámetros adimensionales

escritos arriba:

QoQomax 1 0 . 2 Pwf Pr 0.8 Pwf Pr Ec.8.2.1 

Donde:

Qo = tasa de flujo de petróleo a Pwf 

Qo max = máxima rata de flujo de petróleo a Pwf = 0

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178

Pr = presión de reservorio (PSI)

Pwf = presión de fondo fluyente (PSI)

El método de Vogel requiere los siguientes datos:

• Presión de reservorio.

• Presión del punto de burbuja.

• Prueba de flujo estabilizada que incluya Qo a Pwf.

8.3 CONSTRUCCIÓN DE CURVAS IPR.

Se pudo recopilar los datos necesarios para la construcción de curvas de

IPR de los pozos seleccionados a partir de pruebas de restauración de

presión archivadas en el departamento de Ingeniería de Petróleos del

Área Auca y en el Archivo Técnico de Petroproducción.

A continuación se describirá con un ejemplo típico el proceso de

construcción de las curvas IPR.

POZO AUCA-1 ARENA HOLLÍN.

Los datos obtenidos de una prueba de restauración de presión referente

al pozo Auca-1 fueron los siguientes:

Pr = 4511 PSI

Pwf = 3486.7 PSI.Qo = 711 STB/día

Pb = 58 PSI

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179

1. Con la presión de reservorio y los datos de Pwf y Qo de la prueba

de flujo estabilizada se trazó una recta considerando que la prueba

tuvo lugar bajo condiciones de flujo subsaturadas. Esta recta es la

de color azul y se le llama “IPR” como se muestra en el gráfico

8.3.1.

Gráfico 8.3.1 Primer paso de la construcción de la curva IPR.

2. La hoja de cálculo permitió determinar la tendencia lineal de la

recta azul y extrapolarla hasta alcanzar Pwf=0. La recta quedescribe esta extrapolación está citada en cada gráfico bajo el

nombre de “Lineal IPR”.

Gráfico 8.3.2 Segundo paso de la construcción de la curva IPR.

0

1000

2000

3000

4000

5000

0 1000 2000 3000 4000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Auc‐1 Arena Hollín.

IPR

0

1000

2000

3000

4000

5000

0 1000 2000 3000 4000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Auc‐1 Arena Hollín.

IPRLineal (IPR)

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180

3. Se calcula el índice de productividad J aplicando la ecuación 4.6.1

a partir de los datos conocidos:

J QoPrPwf  711 STB día45113486.7PSI 0.6939 STB díaPSI  

4. Conocida la presión de burbuja y el índice de productividad, se

calculó el caudal de flujo de petróleo bajo Pwf = Pb.

Q b J P r P b 0.6939 STB día

PSI 451158PSI3089.81 STB

día  

5. Se calculó el caudal máximo de Vogel:

Qmax V J . 0.6939 í . 22.35 STB día .

6. Se calculó el Qmax sumando Qb + QmaxV:

Qo max = Qb + QmaxV = (3089.81 + 22.35) STB/día = 3112 STB/día

7. Utilizando el método de Vogel (ecuación 8.2.1) se calculó varios

caudales de petróleo correspondientes a presiones de fondo

fluyente inferiores a la presión de burbuja (Tabla 8.3.1).

Qo Qo max 1 0.2 Pwf Pr

0.8 Pwf Pr

Qo3112 STB día 10.2 30 PSI4511 PSI 0.8 30 PSI4511 PSI

Qo3107.92 STB día  

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181

Pwf   Qo 

PSI  STB/día 

0  3112.1667610  3110.77487

20  3109.35852

30  3107.91769 

Tabla 8.3.1 Caudales de petróleo calculados utilizando el Método de Voguel.

8. Se graficó los datos de la tabla 8.3.1, obtenidos mediante el

Método de Voguel sobre el gráfico 8.3.2. La graficación de estos

puntos describe la línea roja que en cada gráfico se le cita como

“IPR saturado”.

Gráfico 8.3.3 Último paso de la construcción de la curva IPR.

A continuación se muestran las curvas IPR construidas para los pozos

escogidos dentro del estudio de los campos Auca y Cononaco precedidas

de los respectivos datos recopilados y calculados que se utilizan en su

graficación.

0

1000

2000

3000

4000

5000

0 1000 2000 3000 4000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Auc ‐1 Arena Hollín

IPR

IPR 

saturado

Lineal (IPR)

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182

CURVAS IPR CAMPO AUCA.

POZO AUC-1 ARENA HOLLÍN.

Pr = 4511 PSI

Pwf = 3486.7 PSI

Qo = 711 STB/día

Pb = 58 PSI

J = 0.69 STB/día/PSI

Qb = 3089.81 STB/día

QmaxV = 22.35 STB/día

Qmax = QmaxV + Qb =3112 STB/día

Grafico 8.3.4 Curva IPR Arena Hollín Auc- 1

POZO AUC-3 ARENA HOLLÍN.

Pr = 3288 PSI

Pwf = 1654 PSI

Qo = 242 STB/día

Pb = 178 PSI

J = 0.15 STB/día/PSI

Qb = 460.6 STB/día

QmaxV = 14.65 STB/día

Qmax = QmaxV + Qb = 475.24 STB/día

0

1000

2000

3000

4000

5000

0 1000 2000 3000 4000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Auc ‐1 Arena Hollín

IPR

IPR 

saturado

Lineal (IPR)

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183

Grafico 8.3.5 Curva IPR Arena Hollín Auc- 3.

POZO AUC-6 ARENA BASAL TENA.

Pr = 1068 PSI

Pwf = 774 PSI

Qo = 327 STB/día

Pb = 620 PSI

J = 1.11 STB/día/PSI

Qb = 498.29 STB/día

QmaxV = 383.11 STB/día

Qmax = QmaxV + Qb = 881.39 STB/día

Grafico 8.3.6 Curva IPR Arena Basal Tena Auc- 6

0

500

1000

1500

20002500

3000

3500

0 100 200 300 400 500 600

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Auc ‐3 Arena Hollín

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

0

200

400

600

800

1000

1200

0 500 1000 1500

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Auc‐6 Arena Basal Tena

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

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184

POZO AUC-6 ARENA HOLLÍN.

Pr = 4682 PSI

Pwf = 1372 PSI

Qo = 156 STB/día

Pb = 178 PSI

J = 0.047 STB/día/PSI

Qb = 212.27 STB/día

QmaxV = 4.66 STB/día

Qmax = QmaxV + Qb = 216.93 STB/día

Grafico 8.3.7 Curva IPR Arena Hollín Auc- 6

POZO AUC-7 ARENA HOLLÍN.

Pr = 3157 PSI

Pwf = 1191 PSI

Qo = 299 STB/día

Pb = 178 PSI

J = 0.15 STB/día/PSI

Qb = 453.06 STB/día

QmaxV = 15.04 STB/día

Qmax = QmaxV + Qb = 468.1 STB/día

0

1000

2000

3000

4000

5000

0 100 200 300 400 500

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Auc‐6 Arena Hollín

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

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185

Grafico 8.3.8 Curva IPR Arena Hollín Auc- 7

POZO AUC-14 ARENA NAPO U.

Pr = 1419 PSI

Pwf = 1136 PSI

Qo = 564 STB/día

Pb = 425 PSI

J = 1.993 STB/día/PSI

Qb = 1980.97 STB/día

QmaxV = 470.55 STB/día

Qmax = QmaxV + Qb = 2451.53 STB/día

Grafico 8.3.9 Curva IPR Arena Napo U Auc- 14

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0 200 400 600 800 1000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Auc‐7 Arena Hollín

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

0

200

400

600

800

1000

12001400

1600

0 1000 2000 3000 4000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Auc‐14 Arena Napo U

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

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186

POZO AUC-28 ARENA NAPO U.

Pr = 1522 PSI

Pwf = 1303 PSI

Qo = 444 STB/día

Pb = 425 PSI

J = 2.027 STB/día/PSI

Qb = 2224.05 STB/día

QmaxV = 478.69 STB/día

Qmax = QmaxV + Qb = 2702.74 STB/día

Grafico 8.3.10 Curva IPR Arena Napo U Auc- 28

POZO AUC-30 ARENA HOLLÍN.

Pr = 4227 PSI

Pwf = 3182 PSIQo = 226 STB/día

Pb = 178 PSI

J = 0.216 STB/día/PSI

Qb = 875.67 STB/día

QmaxV = 21.37 STB/día

Qmax = QmaxV + Qb = 897.05 STB/día

0200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0 1000 2000 3000 4000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Auc‐28 Arena Napo U

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

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187

Grafico 8.3.11 Curva IPR Arena Hollín Auc- 30

POZO AUC-34 ARENA HOLLÍN INFERIOR.

Pr = 4495 PSI

Pwf = 3450 PSI

Qo = 780 STB/día

Pb = 180 PSI

J = 0.746 STB/día/PSIQb = 3220.76 STB/día

QmaxV = 74.64 STB/día

Qmax = QmaxV + Qb = 3295.41 STB/día

Grafico 8.3.12 Curva IPR Arena Hollín Inf. Auc- 34

0

500

1000

1500

2000

2500

30003500

4000

4500

0 200 400 600 800 1000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Auc‐30 Arena Hollín

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

0

1000

2000

3000

4000

5000

0 1000 2000 3000 4000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Auc‐34 Arena Hollín Inf.

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

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188

POZO AUC-37 ARENA HOLLÍN SUPERIOR.

Pr = 4524 PSI

Pwf = 3318 PSI

Qo = 2098 STB/día

Pb = 175 PSI

J = 1.74 STB/día/PSI

Qb = 7565.67 STB/día

QmaxV = 169.13 STB/día

Qmax = QmaxV + Qb = 7734.8 STB/día

Grafico 8.3.13 Curva IPR Arena Hollín Sup. Auc- 37

POZO AUC-38 ARENA HOLLÍN INFERIOR.

Pr = 3497 PSI

Pwf = 1982 PSIQo = 1740 STB/día

Pb = 180 PSI

J = 1.149 STB/día/PSI

Qb = 3809.62 STB/día

QmaxV = 114.85 STB/día

Qmax = QmaxV + Qb = 3924.45 STB/día

0

1000

2000

3000

4000

5000

0 2000 4000 6000 8000 10000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Auc‐37 Arena Hollín Sup.

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

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189

Grafico 8.3.14 Curva IPR Arena Hollín Inf. Auc- 38

POZO AUC-39 ARENA HOLLÍN.

Pr = 4336 PSI

Pwf = 2371 PSI

Qo = 1451 STB/día

Pb = 180 PSI

J = 0.727 STB/día/PSI

Qb = 3044.55 STB/día

QmaxV = 72.73 STB/día

Qmax = QmaxV + Qb = 3117.29 STB/día

Grafico 8.3.15 Curva IPR Arena Hollín Auc- 39

0

500

1000

1500

2000

2500

30003500

4000

0 2000 4000 6000 8000 10000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Auc‐38 Arena Hollín Inf.

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

0

1000

2000

3000

4000

5000

0 1000 2000 3000 4000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Auc‐39 Arena Hollín

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

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190

POZO AUC-40 ARENA HOLLÍN INFERIOR.

Pr = 4104 PSI

Pwf = 3217 PSI

Qo = 990 STB/día

Pb = 180 PSI

J = 1.116 STB/día/PSI

Qb = 4379.66 STB/día

QmaxV = 111.61 STB/día

Qmax = QmaxV + Qb = 4491.27 STB/día

Grafico 8.3.16 Curva IPR Arena Hollín Inf. Auc- 40

POZO AUC-47 ARENA HOLLÍN SUPERIOR.

Pr = 3376 PSI

Pwf = 1025 PSI

Qo = 437 STB/día

Pb = 175 PSI

J = 0.186 STB/día/PSI

Qb = 594.99 STB/día

QmaxV = 18.07 STB/día

Qmax = QmaxV + Qb = 613.07 STB/día

0

1000

2000

3000

4000

5000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Auc‐40 Arena Hollín Inf.

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

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191

Grafico 8.3.17 Curva IPR Arena Hollín Sup. Auc- 47.

CURVAS IPR CAMPO CONONACO.

POZO CON-3 ARENA HOLLÍN INFERIOR.

Pr= 4821.8 PSI

Pwf= 2741.5 PSI

Qo= 1692 STB/día

Pb= 58 PSI

J= 0.81 STB/día/PSI

Qb= 3874.61 STB/día

Qmax V= 26.21 STB/día

Qmax= Qmax V + Qb = 3900.82 STB/ día

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0 200 400 600 800 1000

Pwf  (PSI)

Caudal 

de 

producción 

(STB/día)

Curva IPR Auc‐47 Arena Hollín Sup.

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

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192

Grafico 8.3.18 Curva IPR Arena Hollín Inf. Con- 3

POZO CON-13 ARENA HOLLÍN.

Pr= 4505.9 PSI

Pwf= 4341.6 PSI

Qo= 361 STB/día

Pb= 107 PSI

J= 2.2 STB/día/PSI

Qb= 9665.26 STB/día

Qmax V= 130.61 STB/día

Qmax= Qmax V + Qb = 9795.88 STB/ día

Grafico 8.3.19 Curva IPR Arena Hollín Con- 13.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 1000 2000 3000 4000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Con‐3 Arena Hollín Inf.

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

0

1000

2000

3000

4000

5000

0 2000 4000 6000 8000 10000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Con‐13 Arena Hollín

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

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193

POZO CON-15 ARENA HOLLÍN.Pr= 4851.6 PSI

Pwf= 3456 PSI

Qo= 821 STB/día

Pb= 107 PSI

J= 0.59 STB/día/PSI

Qb= 2791.14 STB/día

Qmax V= 34.97 STB/día

Qmax= Qmax V + Qb = 2826.11 STB/ día.

Grafico 8.3.20 Curva IPR Arena Hollín Con- 15.

POZO CON-18 ARENA HOLLÍN INFERIOR.

Pr= 4545 PSI

Pwf= 1787 PSI

Qo= 749 STB/día

Pb= 107 PSI

J= 0.27 STB/día/PSI

Qb= 1205.24 STB/día

Qmax V= 16.14 STB/día

Qmax= Qmax V + Qb = 1221.39 STB/ día.

01000

2000

3000

4000

5000

6000

0 1000 2000 3000 4000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Con‐15 Arena Hollín

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

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194

Grafico 8.3.21 Curva IPR Arena Hollín Inferior Con- 18

POZO CON-20 ARENA HOLLÍN.

Pr= 4831.9 PSI

Pwf= 4390.6 PSI

Qo= 471 STB/día

Pb= 107 PSI

J= 3.33 STB/día/PSI

Qb= 14749.67 STB/día

Qmax V= 198.15 STB/día

Qmax= Qmax V + Qb = 14947.81 STB/ día

Grafico 8.3.22 Curva IPR Arena Hollín Con- 20

0

1000

2000

3000

4000

5000

0 1000 2000 3000 4000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Con‐18 

Arena Hollín Inf.

IPR

IPR 

saturado

Lineal (IPR)

0

1000

2000

3000

4000

5000

0 5000 10000 15000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Con‐20 Arena Hollín 

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

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195

POZO CON-24 ARENA HOLLÍN INFERIOR.Pr= 4820.2 PSI

Pwf= 4018.7 PSI

Qo= 1528 STB/día

Pb= 78 PSI

J= 1.91 STB/día/PSI

Qb= 9078.78 STB/día

Qmax V= 61.43 STB/día

Qmax= Qmax V + Qb = 9140 STB/ día.

Grafico 8.3.23 Curva IPR Arena Hollín Inf. Con- 24

POZO CON-25 ARENA HOLLÍN INFERIOR.

Pr= 4540 PSI

Pwf= 1680.6 PSI

Qo= 518 STB/díaPb= 58 PSI

J= 0.18 STB/día/PSI

Qb= 811.95 STB/día

Qmax V= 5.83 STB/día

Qmax= Qmax V + Qb = 817.78 STB/ día

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 2000 4000 6000 8000 10000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Con‐24 Arena Hollín Inf. 

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

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196

Grafico 8.3.24 Curva IPR Arena Hollín Inf. Con- 25

8.4 DIFERENCIALES DE PRESIÓN ESPERADOS CON LAS TASAS DE

PRODUCCIÓN CRÍTICAS.

Partiendo de las tasas de producción de petróleo críticas calculadas para

los pozos con problemas de conificación de agua en el capítulo 7 y de los

índices de productividad obtenidos en el presente capítulo, se determinólos diferenciales de presión correspondientes a las tasas críticas de cada

pozo de acuerdo con el siguiente cálculo típico del pozo Auca-1:

IP = J = 0.69 STB/día/PSI

Qoc Meyer = 39 STB/día

Qoc Schols = 59 STB/día

Considerando que ambas tasas críticas (Qoc) son menores que el caudal

de producción a Pwf = Pb, que en el pozo Auca 1 es Qb = 3089.81

STB/día, la siguiente condición para índice de productividad es aplicable:

I P J Q∆P 

0

1000

2000

3000

4000

5000

0 200 400 600 800 1000

Pwf  (PSI)

Caudal de producción (STB/día)

Curva IPR Con‐25 Arena Hollín Inf. 

IPR

IPR saturado

Lineal (IPR)

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197

Despejando:

∆P QJ 

∆P Meyer Qoc MeyerJ 39 STB/día0.69 STBdíaPSI 56.21 PSI 

∆P Schols Qoc ScholsJ 59 STB/día0.69 STBdíaPSI 85.04 PSI En las tablas 8.4.1 y 8.4.2 se resumen los resultados obtenidos de

diferenciales de presión a partir de las tasas críticas e índices de

productividad para los dos campos en estudio.

POZO  ARENA  IP ΔP  Meyer ΔP Schols 

STB/día/PSI PSI  PSI 

AUC‐1  HOLLÍN  0.69  56.21  85.04 

AUC‐ 3  HOLLÍN  0.15  445.64  634.69 

AUC‐ 34  HOLLÍN INF.  0.75  21.44  26.8 

AUC‐ 37  HOLLÍN SUP.  1.74  57.48  87.38 

AUC‐ 39  HOLLÍN  0.73  37.12  48.12 

AUC‐ 40  HOLLÍN INF.  1.12  8.96  11.65 

AUC‐ 47  HOLLÍN SUP.  0.19  446.53  613.3 

Tabla 8.4.1 Diferenciales de presión calculados a partir de las tasas críticas. CampoAuca.

POZO  ARENA  IP ΔP  Meyer ΔP Schols 

STB/PSI  PSI  PSI 

CON‐ 13  HOLLÍN  2.2  60.99  84.2 

CON‐ 18  HOLLÍN INF.  0.27  257.76  353.5 

CON‐ 20  HOLLÍN  3.33  25.8  40.5 

CON‐ 24  HOLLÍN INF.  1.91  58.22  84.45 

CON‐ 25  HOLLÍN INF.  0.18  469.21  667.93 

Tabla 8.4.2 Diferenciales de presión calculados a partir de las tasas críticas. CampoCononaco.

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198

Se puede notar en las tablas 8.4.1 y 8.4.2 que los diferenciales de presión

que se debería aplicar para obtener tasas inferiores a las críticas y por lo

tanto evitar la formación del cono son bastante bajos e incluso

inaplicables desde un punto de vista práctico.

Tal es el caso de los pozos Auc 1, Auc-34, Auc, 37, Auc.30, Auc-40 y

Con-20, entre otros, en donde los diferenciales de presión calculados son

del orden de 9 PSI, 12 PSI, 22 PSI, 26 PSI, etc.

En la práctica estas condiciones son imposibles de alcanzar porque el

propio reservorio al ser puesto en producción bajo condiciones de flujo

natural genera gradientes muy superiores en virtud de su situación inicial.

Es posible que se pueda alcanzar diferenciales de presión tan bajos como

los requeridos para no superar las tasas críticas de producción de

petróleo en etapas posteriores cuando el yacimiento ya se ha depletado.

Sin embargo, en cualquier caso, los Ingenieros de Producción necesitan

aplicar diferenciales adecuados que garanticen el flujo de crudo hasta lasuperficie recurriendo a sistemas de levantamiento artificial y estos

diferenciales definitivamente deberán ser muy superiores a los

diferenciales calculados en las tablas 8.4.1 y 8.4.2.

8.5 DETERMINACIÓN DE LA TASAS DE PRODUCCIÓN MÁXIMA.

A partir de las curvas de IPR realizadas en base al método de Vogel se

obtuvo los siguientes caudales máximos de producción de petróleo bajo

condiciones de flujo subsaturado y saturado (tabla 8.5.1):

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199

POZO  ARENA Qo max 

(subsaturado) = Qb 

Qo max 

(saturado) 

= Qb + QmaxV 

STB/dïa  STB/dïa 

AUC‐ 1  HOLLÍN  3089.81  3112.17 

AUC‐ 3  HOLLÍN  460.6  475.25 

AUC‐ 6  BASAL TENA  498.29  881.39 

AUC‐ 6  HOLLÍN  212.27  216.93 

AUC‐ 7  HOLLÍN  453.06  468.1 

AUC‐ 14  U  1980.98  3451.53 

AUC‐ 28  U  2224.06  2712.75 

AUC‐ 30  HOLLÍN  875.67  897.06 

AUC‐ 34  HOLLÍN INF  3220.77  3295.48 

AUC‐ 37  HOLLÍN SUP.  7565.67  7734.81 AUC‐ 38  HOLLÍN INF.  3809.62  3924.48 

AUC‐ 39  HOLLÍN  3044.55  3117.29 

AUC‐ 40  HOLLÍN INF.  4379.66  4491.27 

AUC‐ 47  HOLLÍN SUP.  594.99  613.07 

CON‐ 3  HOLLÍN INF.  3874.61  3900.82 

CON‐ 13  HOLLÍN  9665.26  9795.88 

CON‐ 15  HOLLÍN  2791.14  2826.11 

CON‐ 18  HOLLÍN INF.  1205.24  1221.39 

CON‐ 20  HOLLÍN  14749.67  14947.82 

CON‐ 24  HOLLÍN INF.  9078.78  9140.21 

CON‐ 25  HOLLÍN INF.  811.95  817.78 

Tabla 8.5.1 Tasas de Producción Máxima Campos Auca y Cononaco.

8.6 COMPARACIÓN DE LAS TASAS CRÍTICAS CON LAS TASASREALES PRODUCIDAS EN EL CAMPO.

Pozo  Yacimiento  Qoc Meyer Qoc Schols  Qo real al inicio  Qo real actual

  STB/día  STB/día  STB/día  STB/día 

Auca‐1  Hollín  39  59  2589  684 

Auca‐3  Hollín  66  94  1776  329 

Auca‐28  Hollín  33  47  747  358 

Auca‐34  Hollín Inf.  16  20  772  187 

Auca‐37  Hollín Sup.  100  152  975  213 

Auca‐39  Hollín  27  35  580  254 

Auca‐40  Hollín Inf.  10  13  658  245 

Auca‐47  Hollín Sup.  83  114  703  354 

Tabla 8.6.1 Comparación entre Tasas Críticas y Tasas Producidas en el Campo Auca.

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200

Pozo  Yacimiento  Qoc Meyer Qoc Schols  Qo real al inicio 

Qo real actual 

STB/día  STB/día  STB/día  STB/día 

Con‐13  Hollín  134  185  1307  303 

Con‐18  Hollín Inf.  70  96  1099  601 

Con‐20  Hollín  86  135  1525  337 

Con‐24  Hollín Inf.  111  161  307  492 

Con‐25  Hollín Inf.  85  121  914  216 

Tabla 8.6.2 Comparación entre Tasas Críticas y Tasas Producidas en el CampoCononaco.

Observando las tablas 8.6.1 y 8.6.2, es simple concluir a breves rasgos

que los caudales críticos de producción de petróleo muestran una gran

disparidad con los caudales reales que se producen en los pozos en

cuestión. A continuación se muestra en gráficos de barras una

representación más visual de lo dicho (gráficos 8.6,1 y 8.6.2):

Gráfico 8.6.1 Comparación entre caudales críticos calculados y tasas deproducción reales en el Campo Auca.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Qo (STB/día)

AUC‐1  AUC‐3  AUC‐28  AUC‐34  AUC‐37  AUC‐39  AUC‐40  AUC‐47 

Gráfico comparativo entre caudales críticos y 

reales. Campo Auca. Qoc Meyer

Qoc Schols

Qo real al inicio

Qo real actual

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201

Gráfico 8.6.2 Comparación entre caudales críticos calculados y tasas deproducción reales en el Campo Cononaco.

Los caudales críticos calculados mediante en método de Schols fueron

entre 1.3 y 1.5 veces superiores a los de Meyer y Gardner. Por otro lado,

los caudales reales producidos en el campo son mucho mayores a los

críticos, entre 4 y 63 veces más, como se puede observar en los gráficos

8.6.1 y 8.6.2.

La magnitud de la tasa crítica de petróleo calculada mediante ambos

métodos es directamente proporcional a la diferencia entre las densidades

del agua y petróleo presentes en el yacimiento, a la permeabilidad de la

roca al petróleo y a la distancia entre el contacto agua petróleo y el último

punzado inferior en el casing.

Para evitar la conificación temprana del pozo se podría disparar en

intervalos más alejados del CAP o incrementar la permeabilidad horizontal

del reservorio mediante técnicas de acidificación o fracturamiento. 

Como se detalla en la sección 8.4 del presente capítulo, el producir a

tasas iguales o inferiores a las críticas calculadas implicaría que el pozo

trabaje bajo diferenciales de presión que, desde un punto de vista

práctico, son muy difíciles de alcanzar.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

Qo (STB/día)

CON‐

13 

CON‐

18 

CON‐

20 

CON‐

24 

CON‐

25 

Gráfico comparativo entre caudales críticos y 

reales. Campo Cononaco Qoc Meyer

Qoc Schols

Qo real al inicio

Qo real actual

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202

Es importante tomar en cuenta que el operador trata de recuperar su

inversión de la manera más rápida y que por lo tanto exigirá producir en

grandes cantidades para amortizar sus gastos en el más corto plazo

posible aunque la sobrexplotaciòn del yacimiento acelere su depleción y

cause deficiencias en el recobro final. Si el precio del petróleo es bajo, la

operadora exigirá producir en más cantidad para asegurarse cubrir los

gastos de inversión inicial y los costos de operación. Si el precio del

petróleo es alto, también se requerirá producir más para aprovechar las

épocas en las que el negocio es más rentable. 

Los dos métodos aplicados para cálculo de tasas críticas de producción

arrojan resultados muy bajos y por lo tanto no comerciales e inaplicables.

Si los pozos en cuestión produjeran tasas iguales a los caudales críticos

calculados mediante Meyer y Gardner, se obtendría un ingreso mensual

de $674 782 en Auca y de $874 492 en Cononaco, suponiendo un precio

de $60 por barril. Con tasas de producción iguales a las críticascalculadas mediante el Método de Schols, los pozos en cuestión del

Campo Auca generarían ingresos mensuales brutos de $963 964 y los del

Campo Cononaco $1 256 117. Mientras tanto, actualmente los mismos

pozos bajo las tasas de producción real generan un ingreso mensual de $

4 723 200 en Auca y de $ 3 508 200 en Cononaco. Restringir la

producción de los pozos en estudio a los niveles calculados mediante el

Método de Meyer-Gardner o de Schols implicaría reducir los ingresos enun 82% o en un 73% respectivamente de lo que se percibe actualmente

(gráfico 8.6.3).

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203

Gráfico 8.6.3 Comparación del ingreso mensual produciendo bajo Tasas críticasy tasas reales.

Si bien los métodos de Meyer-Gardner y de Schols para cálculo de tasas

críticas son empíricos, se debe reconocer que fueron desarrollados en

base a procesos matemáticos considerando variables propias del pozo,

del yacimiento y de los fluidos contenidos en el. Por lo tanto, las

magnitudes de los caudales críticos son indicativas de la sensibilidad de

los pozos más proclives a ser conificados. Para corroborar esta hipótesis

se puede observar las tablas 8.6.3 y 8.6.4. Las relaciones entre el caudal

real y los caudales críticos Qoreal/Qoc indican el índice de

sobrexplotación al que se ha sometido al pozo, es decir el número de

veces que se está produciendo sobre el caudal crítico. Si se compara la

magnitud Qoreal/Qoc (índice de sobrexplotación) con el flujo fraccional

actual que se está dando en los pozos se puede observar que los pozosmás sobrexplotados son los que en la actualidad producen mayor 

cantidad de agua y por lo tanto los que tienen problemas más graves de

conificación. Esto se ilustra en los gráficos 8.6.4 y 8.6.5.

0

1000000

2000000

3000000

4000000

5000000

6000000

7000000

8000000

9000000

10000000

Ingreso 

mensulal ($)

Meyer  Schols  Actual

Comparación del ingreso mensual 

produciendo bajo Tasas críticas y tasas reales.

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204

Pozo  Yacimiento  Qreal/Qoc Meyer Qreal/Qoc Schols  Fw 

fracción  Fracción  Fracción 

Auca‐1  Hollín  17.63283274  11.51486658  0.659 

Auca‐3  Hollín  4.95725615  3.483270074  0.441 

Auca‐28  Hollín  10.7738168  7.53709379  0.653 

Auca‐34  Hollín Inf.  12.02178058  9.377531304  0.474 

Auca‐37  Hollín Sup.  2.119898589  1.396756639  0.327 

Auca‐39  Hollín  9.4560676  7.273979653  0.735 

Auca‐40  Hollín Inf.  23.5430243  19.06745614  0.841 

Auca‐47  Hollín Sup.  4.255204828  3.105990779  0.664 

Tabla 8.6.3 Índices de explotación calculados en base a las tasas críticas vs. flujo

fraccional. Campo Auca.

Gráfico 8.6.4 Sobrexplotación vs. Flujo Fraccional. Campo Auca.

Pozo  Yacimiento  Qreal/Qoc Meyer Qreal/Qoc Schols  Fw 

Fracción  fracción  Fracción 

Con‐13  Hollín  2.263135603  1.641364336  0.746 

Con‐18  Hollín Inf.  8.631446135  6.24708198  0.862 

Con‐20  Hollín  3.921597825  2.499303965  0.786 

Con‐24  Hollín Inf.  4.41682147  3.05503953  0.789 

Con‐25  Hollín Inf.  2.541527875  1.782875907  0.608 

Tabla 8.6.4 Índices de explotación calculados en base a las tasas críticas vs. flujo

fraccional. Campo Cononaco.

0

0,1

0,2

0,30,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 5 10 15 20 25

fw 

(fracción)

Índice de sobrexplotación = Qoreal/Qoc 

Sobrexplotación vs. Flujo Fraccional. Campo 

Auca.

Qoreal/ QocMeyer

Qoreal/QoCSchols

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205

Gráfico 8.6.5 Sobrexplotación vs. Flujo Fraccional. Campo Auca.

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,80,9

1

0 2 4 6 8 10

fw 

(fracción)

Índice 

de 

sobrexplotación 

Qoreal/Qoc 

Sobrexplotación vs. Flujo Fraccional. 

Campo Cononaco.

Qoreal/QocMeyer

Qo real/ Qoc Schols

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206

CAPÍTULO IX.

9 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

9.1 CONCLUSIONES.

• En el campo Auca, la producción acumulada de 198.278.682

barriles, significa que se ha alcanzado un recobro del 15% del

POES actualmente. El factor de recobro estimado al abandono es

de 28.67%; por tanto las reservas remanentes son 163.530.987

barriles. Los reservorios productores en este campo son Basal

Tena, Napo U, Napo T, Hollín Superior y Hollín Inferior. El

yacimiento Napo, con sus unidades U y T, tiene mayor cantidad de

reservas y producción acumulada seguido de Hollín (Superior e

Inferior) y Basal Tena. 

• En el campo Cononaco, la producción acumulada de 106 006 278

barriles, significa que se ha alcanzado un recobro del 31.88% delPOES actualmente. El factor de recobro estimado al abandono es

de 38.11%; por tanto las reservas remantente son 20 705 169

barriles. En Cononaco se produce de Napo U, Napo T, Hollín

Superior y Hollín Inferior. El yacimiento Hollín contiene la mayor 

cantidad de reservas en este campo y ha producido la mayor 

cantidad de hidrocarburos. Le siguen en importancia Napo T y

Napo U.. 

• En el campo Auca los porcentajes de aportación a la producción

total de petróleo son: Basal Tena 16.42%, Napo U 36%, Napo T

24% y Hollín 23%. En contraste la producción total de agua está

compuesta de acuerdo a las siguientes proporciones: Napo ( U y T)

55%, Hollín 33% y Basal Tena 12%. El acuífero de fondo activo,

responsable de la producción del yacimiento Hollín, influencia en

gran medida para que se tengan tasas de producción de agua

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mayores asociadas a dicho reservorio. Las relaciones agua

petróleo actuales (Qa/Qo) son de 1.35, 0.86 y 0.67 para Hollín,

Napo y Basal Tena, estos datos corroboran la afirmación anterior. 

• En el Campo Conocaco, la arena Hollín, conformada por las

unidades Hollín Superior y Hollín Inferior, aporta con el 59% de la

producción total de hidrocarburos y con el 75% de la producción

total de agua. Particularmente, Hollín Inferior se destaca porque su

producción de agua constituye más del 50% de la producción total

de agua del campo. En Hollín se produce 1.01 barriles de agua por 

cada barril de petróleo mientras que en Napo esta relación es 0.47. 

• A pesar de la cercanía geográfica y la similitud geológica entre los

yacimientos de los campos Auca y Cononaco, las historias de

presión obtenidas y comparadas para cada yacimiento en ambos

campos describen tendecias declinatorias diferentes, por lo que se

concluye que los campos Auca y Cononaco producen de

estructuras diferentes.

• El modelo de declinación exponencial es el más apropiado para

describir el comportamiento futuro de la producción de los pozos

seleccionados porque proporciona curvas con caídas más

pronunciadas que otros modelos.

• La base de datos disponibles de historia de producción para los

campos en estudio fue muy larga, más de 17000 registros

mensuales. Además las tendencias históricas de la producción de

agua fueron completamente variables causadas principalmente por 

declinación de presión en los reservorios, adición o alteración de

los punzados, alteración del tamaño del choque, trabajos de

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estimuación a los pozos o reservorios, trabajos de cementación

forzada. 

• En general las curvas de diagnóstico para control de aguapropuestas por Chan fueron aplicables al análisis hecho en los

pozos seleccionados y arrojaron resultados diversos. Los casos de

conificación se presentaron únicamente en perforaciones hechas

en la formación Hollín, mientras que situaciones de canalización de

agua fueron detectadas en todas las formaciones productoras. En

el capítulo 6 se muestra varios ejemplos con su análisis detallado. 

• Aplicando la teoría de Chan para determinación de problemas

causantes de producción excesiva de agua sobre los pozos

seleccionados se pudo determinar lo siguiente: 

POZOS CONIFICADOS  POZOS CANALIZADOS 

Auc‐1  Formación Hollín  Auc‐6 Formación Basal Tena Auc‐3 Formación Hollín  Auc‐6 Formación Hollín 

Auc‐28 Formación Hollín  Auc‐7 Formación Hollín 

Auc‐34 Formación Hollín Inf.  Auc‐14 Formación Napo U 

Auc‐37 Formación Hollín Sup. Auc‐28 Formación Napo U 

Auc‐39 Formación Hollín  Auc‐30 Formación Hollín 

Auc‐40 Formación Hollín Inf.  Auc‐38 Formación Hollín Inf. 

Auc‐47 Formación Hollín Sup. Con‐1 Formación Hollín Inf. 

Con‐13 Formación Hollín  Con‐3 Formación Hollín 

Con‐18 Formación Hollín Inf.  Con‐3 Formación Hollín Inf. 

Con‐20 Formación Hollín  Con‐15 Formación Hollín 

Con‐24 Formación Hollín Inf.  Con‐15 Formación Hollín Inf. 

Con‐25 Formación Hollín Inf. 

• La proveniencia de flujo de agua de un contacto agua petróleo

dinámico está descartada porque los pozos perforados

recientemente tienen profundidades de CAP casi iguales a las del

contacto agua petróleo original determinado en los pozos

exploratorios Auca-1 y Cononaco-1.

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• Se encontró que los pozos Auc-1, Auc-3, Auc-6, Auc-7, Auc-14,

Auc-28, Auc-30, Auc-34, Auc-37, Auc-38, Auc-39, Auc-40, Auc-47,

Con-1, Con-3, Con-7, Con-13, Con-15, Con-18, Con-20, Con-24 yCon-25 son candidatos a programas de control de agua por sus

altas tasas de producción de agua, tendencias declinatorias de

producción de petróleo aceleradas y alto potencial de reservas

remanentes que podrían dejarse sin explotar. 

• Del estudio de las curvas de declinación generadas para los pozos

con problemas de producción de agua, se concluyó que los pozosAuca-6, Auca-14, Auca 28, Auca30, Auca 34, Auca-37, Auca-39,

Auca-40, Con-1, Con-3, Con-7, Con-15, Con-18, Con-20, Con-24 y

Con-25 son los pozos con mayor cantidad de reservas remanentes,

dentro de todos los pozos analizados, que deberían ser explotadas. 

• Únicamente de los reservorios analizados en los pozos escogidos

como problemáticos se obtuvo un potencial remanente de

53.445.867 barriles de petróleo que al ritmo de declinación

proyectado, sin aplicar ningún programa de control de agua,

quedarían en el subsuelo sin explotar. Este volumen remanente a

un precio de $60 por barril significaría $3.207.352.020 de ingresos

para el estado. 

• Los métodos para cálculo de tasas críticas de producción arrojan

resultados muy bajos y por lo tanto no comerciales e inaplicables.

Si se restringiera el flujo de los pozos en estudio a niveles iguales a

las tasas críticas calculadas bajo el método de Meyer y Gardner, el

ingreso monetario decaería en un 82%. Si se produjera tasas

iguales a las calculadas mediante el método de Schols, el ingreso

se reduciría en un 73% de lo que actualmente se percibe.

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210

• La tarea de hacer que los pozos fluyan a tasas de producción

menores a las tasas críticas calculadas, en la práctica, es

irrealizable porque se requeriría de diferenciales de presión

demasiado bajos que bajo flujo natural o levantamiento artificial no

se pueden dar. 

• Al dividir las tasas reales de producción a los que fluyen los pozos

con problemas de conificación para las tasas críticas calculadas,

mediante los métodos de Meyer-Gardner o Schols, se obtiene un

factor que indica el grado de sobrexplotación al que esta siendo

sometido cada pozo. Los pozos con índices de sobrexplotación

más altos son los que tienen mayor flujo fraccional de agua y

problemas más graves de conificación como se muestra en la

sección 8.6 del capítulo 8.

9.2 RECOMENDACIONES.

• Para el diagnóstico de control de agua basado en la teoría de

Chan, es una práctica buena graficar todo el historial de producción

en un inicio para obtener una vista global. Luego, discriminar 

períodos en los que las causas de producción de agua puedan

cambiar y graficar curvas referidas a los valores de WOR y sus

derivadas para identificar el origen del agua en cada período. 

• Para el diagnóstico se sugiere seguir los siguientes pasos: 

- Identificar el comportamiento normal de producción.

- Determinar las pendientes normales para curvas de WOR.

- Chequear la tendencia de sus derivadas (WOR`).

- Usar gráficas expandidas para analizar los períodos de interés.

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211

• Este procedimiento se debería aplicar no solo a los pozos que

tengan problemas identificados de alta producción de agua sino

también para pozos no problemáticos en la misma área que estén

produciendo de la misma formación.

• Se recomienda hacer un análisis de las características mecánicas y

geológicas de los pozos seleccionados con el fin de plantear 

soluciones como re-entry y drenar reservas de zonas no barridas

y/o poco barridas. 

• Una práctica necesaria y muy beneficiosa es correr registros de

producción para, conjuntamente con las curvas de diagnóstico,

confirmar la entrada de agua en los diferentes intervalos y aplicar 

las soluciones más adecuadas en las profundidades precisas. 

• Para la estimación de reservas en los futuros pozos se debería

usar modelos de declinación exponencial. 

• Los métodos de diagnóstico para control de agua deben hacerse

en etapas tempranas de desarrollo de los campos antes de que las

tasas de producción de agua alcancen niveles muy altos para

obtener mayor recobro de los reservorios y menores pérdidas por 

implementación de técnicas para control, manejo, tratamiento y

reinyección de agua. 

• Los resultados del análisis y el entendimiento del comportamiento

de flujo en el reservorio mejorarán si se dispone de historiales de

producción detallados que permiten determinar los mecanismos

predominantes de excesiva producción de agua.

• Para los pozos Auc-6, Auc-7, Auc-14, Auc-30, Auc-38, Con-1,

Con-3, Con-7 y Con-15 se recomienda hacer estudios de rastreo,

pruebas de interferencia y pulso. Los estudios de rastreo y pruebas

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de interferencia y pulso verifican la comunicación entre pozos y

ayuda a los ingenieros para determinar la capacidad de flujo de un

canal. También se deberían correr registros de cementación para

descartar la posibilidad de que los canales de flujo pasen a través

de zonas de mala cementación.

• Para los pozos Auc-1, Auc-3, Auc-28, Auc-34, Auc-37, Auc-39,

Auc-40, Auc-47, Co-13, Con-18, Con-20, Con-24, Con-25 que

fueron determinados como con indicios de conificación a partir del

análisis, se recomienda correr registros de densidad del fluido,Hydro, PSGT y TMD pueden ayudar a los ingenieros a determinar 

el punto de entrada de agua dentro del pozo.

• Para evitar la conificación temprana del pozo se podría disparar en

intervalos más alejados del CAP o incrementar la permeabilidad

horizontal del reservorio mediante técnicas de acidificación o

fracturamiento. 

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213

9.3 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.

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