CD-1090.pdf

I

ESCUELA POLITCNICA NACIONAL

ESCUELA DE INGENIERA

PERFORACIN DE POZOS DE DESARROLLO PARA EL CAMPO PARAHUACU

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIN DEL TTULO DE INGENIERO EN PETRLEOS

ALFREDO MARTIN OBANDO MOROCHO

DIRECTOR: ING. VLADIMIR CERN G.

Quito, Noviembre 2007

II

DECLARACIN

Yo, Alfredo Martn Obando Morocho, declaro bajo juramento que el trabajo aqu descrito es de mi autora; que no ha sido previamente presentado para ningn grado o calificacin profesional y que he consultado las referencias bibliogrficas que aqu se incluyen en este documento.

A travs de la presente declaracin cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politcnica Nacional, segn lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.

Alfredo Martn Obando Morocho

III

CERTIFICACIN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Alfredo Martn Obando Morocho, bajo mi supervisin.

Ing. Vladimir Cern G.

DIRECTOR DEL PROYECTO

IV

AGRADECIMIENTOS

A la Escuela Politcnica Nacional y de manera especial a la Facultad de Ingeniera en Petrleos.

Al Ingeniero Vladimir Cern, por haber dirigido adecuadamente el presente proyecto de titulacin.

A todos y cada uno de los Ingenieros del Departamento de Petrleos, por compartir e impartir sus valiosos conocimientos.

A todo el personal de PETROPRODUCCIN, que conforman el departamento de Yacimientos y Archivo Tcnico, por permitir que el presente trabajo se lleve a cabo.

A los Ingenieros Jorge Erazo, Julio Orozco, Pierre Kummert, Nidia Caraguay, Lucia Coral, y de manera infinita y especial al Ingeniero Miguel ngel Orozco Espinosa, por compartir su tiempo y conocimientos en la culminacin de este proyecto.

V

DEDICATORIA

A Dios por haberme dado la fuerza y salud para la culminacin de este proyecto. A mi Madre por que es mi ejemplo de superacin y de vida. A mi Padre por el apoyo. A mis Hermanos: Juan Pablo, Elizabeth, Lenin, Kenlly y Maytte por ser mi apoyo. A mi sobrina Kiara por alegrarme la vida. A mi To: Ing. Alejandro Obando por haberme apoyado incondicionalmente en la consecucin de este sueo. A toda mi familia por el apoyo brindado. A los mosqueteros por ser hermanos en todo momento. A los amigos por el apoyo brindado.

Martin.

VI

AGRADECIMIENTOS

A Dios por haberme guiado por el camino del bien, por darme el valor y la fuerza

para superar las dificultades.

A mi mami Sonia por haber credo siempre en mi.

A mi Hermano Juan Pablo por haberme apoyado en los momentos ms difciles.

A mis abuelos Rafael Obando, Luz Montenegro, Hortensia Coello por ser ejemplo de honradez Tenacidad y esfuerzo.

A mi to Alejito por haberme apoyado cada vez que lo necesitaba. A mis familiares por los consejos, los cuales me ayudan a cumplir mis objetivos. A mis amigos Bernardo y Juanchi, por haber compartido su amistad y sueos.

A los mosqueteros y seguidores por haber sido hermanos de vida

Martin.

VII

CONTENIDO

RESUMEN.......XIV PRESENTACIN.XV

CAPTULO 1 .......................................................................................................... 1 1 DESCRIPCIN GEOLGICA DEL CAMPO PARAHUACU ............. 1

1.1 UBICACIN GENERAL DEL CAMPO PARAHUACU ....................... 1 1.2 GEOLOGA DEL CAMPO ................................................................. 5 1.3 ESTRATIGRAFA .............................................................................. 7

1.3.1 FORMACIN BASAL TENA ............................................................. 7 1.3.2 FORMACIN NAPO ......................................................................... 7

1.4 LITOLOGA ..................................................................................... 10 1.4.1 FORMACIN BASAL TENA ........................................................... 10 1.4.2 FORMACIN U SUPERIOR ......................................................... 10 1.4.3 FORMACIN U INFERIOR .......................................................... 10 1.4.4 FORMACIN T ............................................................................. 10 1.4.5 FORMACIN HOLLN ............................................................. .....11

1.5 AMBIENTE SEDIMENTARIO .......................................................... 11 1.5.1 FORMACIN BASAL TENA .................................................. .........11 1.5.2 FORMACIN U ............................................................................ 11 1.5.3 FORMACIN T SUPERIOR ......................................................... 12 1.5.4 FORMACIN T INFERIOR ........................................................... 12

1.6 CARACTERSTICAS ESTRUCTURALES DE LOS OBJETIVOS ... 12 1.6.1 CARACTERSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE BASAL

TENA ............................................................................................... 12 1.6.2 CARACTERSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE U

SUPERIOR ..................................................................................... 12 1.6.3 CARACTERSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE U

INFERIOR ....................................................................................... 13 1.6.4 CARACTERSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE U

INFERIOR ....................................................................................... 13 1.6.5 CARACTERSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE LA

ARENISCA T SUPERIOR ............................................................. 13 1.6.6 CARACTERSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE LA

ARENISCA T INFERIOR .............................................................. 14 1.7 DETERMINACIN DE TOPES Y BASES ....................................... 14 1.8 PETROFSICA ................................................................................ 15

1.8.1 POROSIDAD () ............................................................................ 15 1.8.2 PERMEABILIDAD (K) ..................................................................... 17 1.8.3 SATURACIN DE FLUIDOS .......................................................... 18 1.8.4 CONDUCTIVIDAD ELCTRICA DE ROCAS SATURADAS DE

FLUIDOS ......................................................................................... 19 1.8.5 PETROFSICA DEL CAMPO PARAHUACU ................................... 20

1.9 REGISTROS ELCTRICOS ........................................................... 20

VIII

1.10 CARACTERISTICAS DE LOS CRUDOS ........................................ 26 1.11 PROPIEDADES FSICAS DE LOS FLUIDOS ................................. 27

1.11.1 DENSIDAD DEL PETRLEO (O) .................................................. 28 1.11.2 PRESIN DE PUNTO DE BURBUJA (Pb) ...................................... 28 1.11.3 RELACIN GAS PETRLEO EN SOLUCIN (Rs) ........................ 28 1.11.4 FACTOR VOLUMTRICO DEL PETRLEO (Bo) ........................... 28 1.11.5 VISCOSIDAD DEL PETRLEO (o) ............................................... 28 1.11.6 VISCOSIDAD DEL AGUA (w) ........................................................ 29 1.11.7 TENSIN INTERFACIAL ................................................................ 29

1.12 DETERMINACIN DEL CONTACTO AGUA PETRLEO .............. 31 1.13 PRESIONES ................................................................................... 32

1.13.1 HISTORIAL DE PRESIN .............................................................. 32 1.14 MECANISMOS DE PRODUCCIN ................................................ 34

CAPTULO 2 ........................................................................................................ 36 2 CLCULO DE RESERVAS ............................................................. 36

2.1 PETRLEO ORIGINAL INSITU (POES) ......................................... 36 2.2 FACTOR DE RECOBRO ................................................................ 37 2.3 RESERVAS ..................................................................................... 38

2.3.1 RESERVAS PRIMARIAS ................................................................ 38 2.3.2 RESERVAS SECUNDARIAS .......................................................... 38 2.3.3 RESERVAS PROBABLES .............................................................. 38 2.3.4 RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS ......................... 38 2.3.5 RESERVAS PROBADAS ................................................................ 39 2.3.6 RESERVAS REMANENTES ........................................................... 39

2.4 MTODO VOLUMTRICO ............................................................. 40 2.4.1 MTODO DE ISONDICE DE HIDROCARBUROS......................... 40

2.5 CURVAS DE DECLINACIN .......................................................... 43 2.5.1 TIPOS DE CURVAS DE DECLINACIN ........................................ 44 2.5.2 PROCEDIMIENTO .......................................................................... 45

CAPTULO 3 ........................................................................................................ 47 3 PLANIFICACIN DE LA PERFORACIN MEDIANTE LA

APLICACIN DEL MODELO AREAL ............................................. 47 3.1 HISTORIAL DE PRODUCCIN DEL CAMPO PARAHUACU ........ 48 3.2 POZOS PROPUESTOS .................................................................. 53

3.2.1 PROCEDIMIENTO PARA UBICAR NUEVOS POZOS DE DESARROLLO ................................................................................ 54

3.3 ANLISIS DE LOS POZOS VECINOS ........................................... 58 3.3.1 PARAHUACU 02 ............................................................................. 58 3.3.2 PARAHUACU 03B .......................................................................... 59 3.3.3 PARAHUACU 05-D ......................................................................... 60 3.3.4 PARAHUACU 07 ............................................................................. 61 3.3.5 PARAHUACU 08 ............................................................................. 62

3.4 RESERVAS ESTIMADAS PARA LOS NUEVOS POZOS DE DESARROLLO ................................................................................ 63

IX

3.4.1 MTODO VOLUMTRICO ............................................................. 63 3.5 PREDICCIN DE PRODUCCIN DE LOS NUEVOS POZOS DE

DESARROLLO ................................................................................ 67 3.5.1 PROCEDIMIENTO PARA OBTENER LA PREDICCIN DE

PRODUCCIN ................................................................................ 69 3.6 PROPUESTA GEOLGICA ............................................................ 77

3.6.1 COORDENADAS DEL OBJETIVO .................................................. 77 3.6.2 TOPES ESTIMADOS DE LAS FORMACIONES ............................. 78 3.6.3 PROGRAMA DE MUESTREO ........................................................ 78 3.6.4 PROGRAMA DE REGISTROS ELCTRICOS................................ 79 3.6.5 POZOS DE CORRELACIN .......................................................... 80

3.7 PROGRAMA DE PERFORACIN .................................................. 81 3.7.1 DESCRIPCIN DEL EQUIPO DE PERFORACIN ....................... 81 3.7.2 PROGRAMA DIRECCIONAL .......................................................... 82 3.7.3 PROGRAMA DE BROCAS ............................................................. 83 3.7.4 PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIN ............................ 83 3.7.5 PROGRAMA DE CEMENTACIN .................................................. 84 3.7.6 PROCEDIMIENTOS DE OPERACIN ........................................... 85 3.7.7 DIAGRAMAS ESTIMADOS DE PROFUNDIDAD VS. TIEMPO DE

OPERACIN ................................................................................... 88

CAPTULO 4 ........................................................................................................ 89 4 ANLISIS DE COSTOS DEL PROYECTO ..................................... 89

4.1 ANLISIS TCNICO ....................................................................... 89 4.2 ANLISIS ECONMICO ................................................................. 89

4.2.1 COSTOS DE PERFORACIN ........................................................ 90 4.2.2 COSTOS DE PRODUCCIN .......................................................... 91 4.2.3 INGRESOS DEL PROYECTO ........................................................ 91 4.2.4 VALOR ACTUAL NETO (VAN) ....................................................... 92 4.2.5 TASA INTERNA DE RETORNO (T.I.R) .......................................... 92 4.2.6 TIEMPO DE RECUPERACIN DE LA INVERSIN ....................... 96

CAPTULO 5 ...................................................................................................... 100 5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................ 100

5.1 CONCLUSIONES .......................................................................... 100 5.2 RECOMENDACIONES ................................................................. 102

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS .................................................................. 103 SIGLAS .............................................................................................................. 105 ANEXO 1 ........................................................................................................... 106 VISUALIZACIN ISPACA DE LA ARENISCA T ........................................... 106 ANEXO 2 ........................................................................................................... 108

X

MAPA DE EVALUACIN PERSPECTIVA DE LAS ARENAS BASAL TENA, U SUPERIOR, U INFERIOR, T INFERIOR ....................................................... 108 ANEXO 3 ........................................................................................................... 113 TOPES Y BASES ............................................................................................... 113 ANEXO 4 ........................................................................................................... 115 POROSIDAD EFECTIVA ................................................................................... 115 ANEXO 5 ........................................................................................................... 117 NDICE DE ARCILLOSIDAD .............................................................................. 117 ANEXO 6 ........................................................................................................... 122 INTERVALO Y ESPESORES NETO DE PETRLEO ....................................... 122 ANEXO 7 ........................................................................................................... 124 CLCULO DE RESERVAS POR EL MTODO DE CURVA DE DECLINACIN ........................................................................................................................... 124 ANEXO 8 ........................................................................................................... 130 HISTORICO DE PRODUCCIN Y PRODUCCIN ACUMULADA DEL CAMPO PARAHUACU ..................................................................................................... 130 ANEXO 9 ........................................................................................................... 133 HISTORIAL DE PRODUCCIN POR POZO DEL CAMPO PARAHUACU ........ 133 ANEXO 10 ......................................................................................................... 139 MAPA ESTRUCTURAL DE LA ARENISCA T INFERIOR ............................... 139 ANEXO 11 ......................................................................................................... 141 CORTE ESTRUCTURAL ENTRE POZOS DEL CAMPO PARAHUACU ........... 141 ANEXO 12 ......................................................................................................... 144 MAPA DE CARRETERAS DEL CAMPO PARAHUACU .................................... 144 ANEXO 13 ......................................................................................................... 146 DECLINACIN DEL CAMPO PARAHUACU ..................................................... 146 ANEXO 14 ......................................................................................................... 148 HISTORIAL DE PRODUCCIN DEL CAMPO PARAHUACU ........................... 148

INDICE DE GRFICOS

Mapa 1.1 Ubicacin del campo Parahuacu ............................................................ 2 Mapa 1.2 Mapa de Ubicacin de los Pozos del Campo Parahuacu ....................... 4

XI

Figura 1.1 Columna Estratigrfica de la Cuenca Oriente ....................................... 9 Figura 1.2 Historial de Presin de Basal Tena ..................................................... 32 Figura 1.3 Historial de Presin de la Arenisca U ............................................... 33 Figura 1.4 Historial de Presin de la Arenisca T ................................................ 34 Mapa 3.1 Produccin Acumulada de Basal Tena ................................................ 48 Mapa 3.2 Produccin Acumulada de U ............................................................. 49 Mapa 3.3a Produccin Acumulada de T ............................................................ 50 Mapa 3.3b Produccin Acumulada de T ............................................................ 51 Mapa 3.4 Corte de Agua del Campo Parahuacu .................................................. 52 Figura 3.3 Historial de Produccin del Pozo Parahuacu 02 Arena U inferior ..... 59 Figura 3.4 Historial de Produccin del Pozo Parahuacu 03B Arena U inferior .. 60 Figura 3.5 Historial de Produccin del Pozo Parahuacu 05-D Arena T inferior . 61 Figura 3.6 Historial de Produccin del Pozo Parahuacu 07 Arena T ................. 62 Figura 3.7 Historial de Produccin del Pozo Parahuacu 08 Arena T inferior ..... 63 Figura 3.8a Prediccin de Produccin del Pozo Parahuacu 10 Arena T inferior 73 Figura 3.8b Prediccin de Produccin del Pozo Parahuacu 10 Arena T inferior 73 Figura 3.9a Prediccin de Produccin del Pozo Parahuacu 11 Arena T inferior 74 Figura 3.9b Prediccin de Produccin del Pozo Parahuacu 11 Arena T inferior 74 Figura 3.10a Prediccin de Produccin del Pozo Parahuacu 12 Arena T inferior ............................................................................................................................. 75 Figura 3.10b Prediccin de Produccin del Pozo Parahuacu 12 Arena T inferior ............................................................................................................................. 75 Figura 3.11a Prediccin de Produccin del Pozo Parahuacu 13 Arena T inferior ............................................................................................................................. 76 Figura 3.11a Prediccin de Produccin del Pozo Parahuacu 13 Arena T inferior ............................................................................................................................. 76 Figura 3.12 Diagrama Estimado de Perforacin .................................................. 88 Figura 4.1a Tiempo de Recuperacin de la Inversin .......................................... 96 Figura 4.1b Tiempo de Recuperacin de la Inversin .......................................... 96 Figura 4.2a Tiempo de Recuperacin de la Inversin .......................................... 97 Figura 4.2b Tiempo de Recuperacin de la Inversin .......................................... 97

XII

INDICE DE TABLAS

Tabla 1.1 Ubicacin de los Pozos en el Campo Parahuacu .................................. 5 Tabla 1.2 Topes y Bases de las Formaciones del Campo Parahuacu ................. 14 Tabla 1.3 Resultados de la Interpretacin Petrofsica del Pozo Parahuacu 09 .... 23 Tabla 1.4 Propiedades Petrofsicas Promedio del Campo Parahuacu ................. 24 Tabla 1.5 Propiedades Petrofsicas de los Pozos del Campo Parahuacu ........... 24 Tabla 1.6 Propiedades Promedio de los Fluidos del Campo Parahuacu ............. 29 Tabla 1.7 Propiedades de los Fluidos de los Pozos del Campo Parahuacu ........ 30 Tabla 1.8 Salinidades y Resistividades del Campo Parahuacu ........................... 30 Tabla 1.9 Limite Inferior de Petrleo (L.I.P) del Campo Parahuacu ..................... 31 Tabla 1.10 Historial de Pruebas de Presiones del Campo Parahuacu ................. 35 Tabla 2.1 Factores de Recobro del Campo Parahuacu ....................................... 37 Tabla 2.2 Isondice de Hidrocarburos .................................................................. 41 Tabla 2.3 Reservas del Campo Parahuacu.......................................................... 42 Tabla 2.4 Petrleo Original en Sitio (POES) ........................................................ 42 Tabla 2.5 Petrleo en Sitio, Reservas Inciales y Remanentes de cada pozo. .... 43 Tabla 3.1 Reservas Originales del Campo Parahuacu al 31 de Diciembre de 2006 ............................................................................................................................. 47 Tabla 3.2 reas de Drenaje de los Pozos del Campo Parahuacu ....................... 55 Tabla 3.3 Anlisis de los Nuevos Pozos de Desarrollo para el Campo Parahuacu ............................................................................................................................. 57 Tabla 3.4 Radios y reas de Drenaje ............................................................... 64 Tabla 3.5 Propiedades Petrofsicas de los Pozos Propuestos Para el campo Parahuacu ............................................................................................................ 66 Tabla 3.6 Reservas Estimadas de los Pozos Nuevos de Desarrollo del campo Parahuacu ............................................................................................................ 67 Tabla 3.7 Caudales Obtenidos del Campo Parahuacu de la Ecuacin 3.10 ........ 68 Tabla 3.8 Caudales Aproximados de los Pozos Vecinos del Campo Parahuacu. 69 Tabla 3.9a Escenario 1ero Caudal Inicial de los Pozos Propuestos ...................... 70 Tabla 3.9b Escenario 2do Caudal Inicial de los Pozos Propuestos ....................... 70 Tabla 3.10a Clculo de la Prediccin de Produccin de los Pozos Propuestos del Campo Parahuacu con una Declinacin del 15.56% Anual Escenario 1ero .......... 71

XIII

Tabla 3.10b Clculo de la Prediccin de Produccin de los Pozos Propuestos del Campo Parahuacu con una Declinacin del 15.56% Anual Escenario 2do ........... 72 Tabla 3.11 Estratigrafa Esperada ........................................................................ 78 Tabla 3.12 Programa de Muestreo ....................................................................... 79 Tabla 3.13 Programa de Perfiles Elctricos del Pozo .......................................... 80 Tabla 3.14 Programa de Brocas .......................................................................... 83 Tabla 3.15 Programa de Lodos ............................................................................ 84 Tabla 3.16 Programa de Cementacin ................................................................ 85 Tabla 4.1 Costo Estimado de Perforacin y Completacin de un Pozo Vertical. . 90 Tabla 4.2 Cronograma de Perforaciones ............................................................ 91 Tabla 4.3a Resultados Obtenidos del V.A.N y T.I.R de los Pozos Propuestos .... 94 Tabla 4.3b Resultados Obtenidos del V.A.N y T.I.R de los Pozos Propuestos .... 95 Tabla 4.4 Cronograma de Perforacin con una Torre .......................................... 98 Tabla 4.5a Perfil de Produccin del Campo Parahuacu con los Pozos Adicionales ............................................................................................................................. 98 Tabla 4.5b Perfil de Produccin del Campo Parahuacu con los Pozos Adicionales ............................................................................................................................. 99

XIV

RESUMEN

El presente proyecto est enfocado a incrementar la produccin en el campo Parahuacu mediante la evaluacin de registros elctricos, anlisis de parmetros petrofsicos, clculo de reservas, los cuales permitieron ubicar pozos y desarrollar un programa de perforacin de pozos verticales de desarrollo.

El anlisis de registros elctricos permiti determinar las arenas productoras, analizar las propiedades petrofsicas y de fluidos del campo, calcular reservas por medio de los mtodos volumtrico y curvas de declinacin, proponer coordenadas de ubicacin de 4 nuevos pozos de desarrollo en los altos del anticlinal a ser perforados.

Finalmente, se realiza la evaluacin tcnica econmica que permite justificar la rentabilidad y ejecucin del proyecto.

XV

PRESENTACION

Petroproduccin ha visto la necesidad de incrementar la produccin de petrleo en los diferentes campos del Oriente Ecuatoriano, por lo que se ha propuesto realizar un estudio de la factibilidad de ubicar pozos que vayan a desarrollar los campos.

Este proyecto de Titulacin consta de cinco captulos. En el primer captulo se detalla la descripcin geolgica, ubicacin general, geologa, estratigrafa, litologa, ambiente sedimentario, caractersticas estructurales de los objetivos, topes y bases, petrofsica, registros elctricos, caractersticas de los crudos, propiedades fsicas de los fluido, contacto agua-petrleo, presiones, mecanismos de produccin del Campo Parahuacu.

En el segundo captulo se realiza el clculo de reservas remanentes; petrleo original insitu (POES) de cada pozo, factor de recobro, reservas del campo por medio de los mtodos volumtrico y curvas de declinacin.

En el tercer captulo se estudian la planificacin de la perforacin mediante la aplicacin del modelo areal, historial de produccin, pozos propuestos, anlisis de los pozos vecinos, reservas estimadas para los nuevos pozos, prediccin de produccin de los nuevos pozos de desarrollo, propuesta geolgica, programa de perforacin aplicable al Campo Parahuacu.

En el cuarto capitulo se realiza el anlisis tcnico econmico del proyecto; segn los costos estimados de las perforaciones y reacondicionamientos para los nuevos pozos y el posible incremento de produccin que se obtendr al ejecutar las perforaciones de pozos.

Y, en el quinto captulo se presentan las conclusiones y recomendaciones derivadas del presente estudio.

1

CAPTULO 1

1 DESCRIPCIN GEOLGICA DEL CAMPO PARAHUACU

1.1 UBICACIN GENERAL DEL CAMPO PARAHUACU

El campo Parahuacu conjuntamente con los campos Atacapi, Carabobo, Pichincha, Cuyabeno, Sansahuari, Shuara, Secoya, Tapi, Tetete, Shushuqui, Pacayacu, Singue, Chanangue, Pea Blanca, Frontera y Vctor Hugo Rales (VHR) pertenecen al rea Libertador.

El campo Parahuacu operado por PETROPRODUCCIN se encuentra ubicado en la Cuenca Oriente del Ecuador, a 16 Km. Al sur-este del campo Lago Agrio en la Provincia de Francisco de Orellana, el rea de estudio abarca una extensin de aproximadamente 350 Km2 (Mapa 1.1).

Las coordenadas GEOGRFICAS y UTM dentro de las cuales se localiza el campo Parahuacu son:

GEOGRFICAS:

Latitud: 00 07' 00'' - 00 01' 00'' N Longitud: 76 43' 00'' - 76 38' 00'' W

UTM:

Latitud: 10001000 10024000 N Longitud: 304000 320000 W

2

Mapa 1.1 Ubicacin del campo Parahuacu

Fuente: PETROPRODUCCIN DEPARTAMENTO DE CARTOGRAFA

El campo Parahuacu fue descubierto por el consorcio Texaco-Gulf con la perforacin del pozo Parahuacu 01, que arranc el 4 de octubre de 1968 y fue completado el 17 de noviembre del mismo ao, alcanzando la profundidad de 10173 pies, atravesando toda la secuencia estratigrfica ya conocida para esta

3

parte de la cuenca. Obtenindose una produccin comercial de la arenisca T de 448 BPPD, con un grado API de 31o y un BSW de 0.2 %.

El campo inicio su etapa operativa con 4 pozos en los primeros das de diciembre de 1978.

En la actualidad en este campo se han perforado 8 pozos de desarrollo y uno de reemplazo (Parahuacu 03B, desplazado 11 metros al norte del pozo Parahuacu 03 colapsado) cabe sealar que 6 pozos se encuentran produciendo con levantamiento artificial, siendo productores en los reservorios U y T y en la arenisca Basal Tena y 2 pozos se encuentran cerrados.

El pozo Parahuacu 03B fue cerrado el 31 de Marzo del 2007, el pozo Parahuacu 06 no se prob, el pozo Parahuacu 09 fue cerrado por bajo aporte de produccin el 8 de Diciembre de 1999 (Mapa 1.2).

El campo tuvo una produccin promedia baja de 1382 BPPD, 3 BAPD en diciembre de 2006 y un acumulado de produccin de 14,377,560 Bls de petrleo, 187,800 bls de agua y un corte de agua de 0.2% al 1 de diciembre de 2006.

4

Mapa 1.2 Mapa de Ubicacin de los Pozos del Campo Parahuacu

Fuente: PETROPRODUCCIN (OIL FILE MANAGER)

La ubicacin y las coordenadas UTM y Geogrficas de los pozos perforados se detallan en la (Tabla 1.1)

5

Tabla 1.1 Ubicacin de los Pozos en el Campo Parahuacu

Pozo Coordenadas UTM Coordenada Geogrficas X Y Norte Oeste

Parahuacu 01 308948.5 10009171 00045 7.590 76430044 Parahuacu 02 308999.3 10007135 000352.300 764258.13 Parahuacu 03 309348.9 10011060 000600.067 764258.30

Parahuacu 03B 309331.0 10011106 000601.570 754247.40 Parahuacu 04 309488.9 10013123 000707.238 764 242.31 Parahuacu 05 308995.2 10006872 000343.856 764258.23 Parahuacu 07 309308.9 10008262 000428.977 764248.13 Parahuacu 08 309273.0 10009989 000525.000 764249.29 Parahuacu 09 309377.0 10009989 000631.953 764245.34

Fuente: PETROPRODUCCIN Elaborado por: Alfredo Obando

1.2 GEOLOGA DEL CAMPO

Este campo se encuentra limitado por un terreno de selva al norte del ro Aguarico, afluente del ro Amazonas. Ubicado sobre el flanco norte del arco de la trans-cuenca, separando la Cuenca Oriente de Ecuador y Per, hacia el sur de la Cuenca Putumayo en Colombia.

La regin ha sido objeto de cinco perodos de deformacin estructural, con presencia de fallas, anticlinales y narices estructurales.

La nueva interpretacin en base a los resultados de la ssmica 3D confirma la presencia de dos grandes anticlinales controlados por dos fallas inversas respectivamente, que provienen del basamento, adems existen pequeas fallas, con sellos mas pequeos hacia arriba de la serie, hasta desaparecer a nivel de la Basal Tena.

El campo Parahuacu esta constituido por una estructura anticlinal alargado de orientacin NorteSur, de 13 Km. de largo, con un ancho promedio de 2 Km., presentando una falla sedimentaria inversa sub-vertical de alto ngulo que sirve

6

de sello hacia el este con su lado levantado hacia el oeste; el campo adems presenta un cierre estructural de 200 pies de desplazamiento vertical.1

En este campo aparecen las formaciones cretcicas Tena y Napo con presencia de hidrocarburos, y los yacimientos productores son las areniscas: Basal Tena (secundaria), Napo U y Napo T.

Las areniscas U y T tienen cantidades significativas de hidrocarburos, pero sus acuferos son parcialmente activos y actan arealmente por zonas a lo largo del campo.

Los datos ssmicos indican que esta falla disminuye hacia arriba y termina en la formacin Basal Tena.

La fase compresiva que form la estructura es de edad turoniana-mastrichtiana y produjo una deformacin sin-sedimentaria sincrnica con la depositacin de Napo Medio-Superior y Tena Inferior.

En el dominio de esta estructura, se evidencia una primera fase extensiva, tambin identificada en las estructuras Charapa y Culebra-Yulebra-Anaconda, de edad albiana (contemporneas a la depositacin de Holln y Napo Basal), definida por un conjunto de fallas normales sin-sedimentarias que no sufrieron inversin posterior.

Para la elaboracin del mapa del modelo estructural al tope de la caliza A, se utilizaron el mapa en tiempo al tope de la caliza A de la ssmica 3D para la parte norte del campo Parahuacu, un mapa en tiempo a la base de la caliza A elaborado a partir de las lneas 2D al borde oeste del campo Parahuacu y para la parte sur de la estructura del campo, se usaron 4 lneas 2D antiguas no empatadas con el resto para determinar la ubicacin de las fallas (3 lneas Oeste-Este) y de la parte mas alta del campo (1 lnea Norte-Sur).

1 (M. Rivadeneira et. Al. / 1999)

7

1.3 ESTRATIGRAFA

En base a estudios de ncleos del campo Parahuacu y de los campos adyacentes (Guanta-Dureno, Atacapi), as como los registros elctricos de los pozos; se concluyo que los yacimientos U y T son parte de un ambiente deltaico. El rumbo sedimentario es de norte a sur.

1.3.1 FORMACIN BASAL TENA

El mapa de depositacin ambiental y de datos ssmicos sugiere que Basal Tena fue depositada en un canal erosionado con un potencial hidrocarburfero probado, en una superficie de disconformidad al tope de la formacin Napo.

Las profundidades promedio a las que se encuentra esta arena varan entre 8790 a 8820 pies de profundidad.

Esta arenisca de relleno es generalmente delgada, de 16 pies de potencial, se asume que la fuente de hidrocarburos son las lutitas marinas que yacen debajo.

La porosidad ms alta obtenida en esta arena es de 16% y esta en el centro del canal cerca del pozo Parahuacu 04.

En el pozo Parahuacu 07 se encontr 8 pies de arena saturada de hidrocarburos.

1.3.2 FORMACIN NAPO

Esta formacin comprende los reservorios caractersticos de las unidades U y T. Por el contrario a la parte basal la cual es muy reducida.

Ambiente predominante deltaico con influencia fluvial predominante y menor influencia mareal. El ancho de los canales sobre la base de presiones, vara entre 130-420 pies para T y 900 pies para U.

8

Las secuencias arenosas U y T son cuarzosas en sus partes basales y, contienen abundante glauconita en sus porciones superiores, lo que se corresponde con una etapa de plataforma.

1.3.2.1 Formacin U

En esta arena el ambiente de depositacin predominante es un complejo de canal distributario y esta asociado a las barras de desembocadura y de rebalse depositadas a medida que el mar transgreda, su tendencia es esencialmente paralela al eje estructural, como consecuencia el yacimiento es extremadamente complejo y variable de pozo a pozo.

Las profundidades promedio a las que se encuentra esta arena varan entre 9440 a 9470 pies de profundidad para el nivel superior, 9470 a 9500 pies de profundidad para el nivel intermedio y de 9500 a 9560 pies de profundidad para el nivel inferior.

La saturacin de petrleo tiene su mayor desarrollo en la parte central, se muestra una disminucin con el decrecimiento de la posicin estructural en los pozos Parahuacu 04, Parahuacu 01 y Parahuacu 02.

En el pozo Parahuacu 08 simultneamente perforado se encontr 15 pies de arena saturada de petrleo con resultados positivos.

1.3.2.2 Formacin T

Esta arena esta dominada por canales distributarios delgados de arenas de barra de desembocadura. Ninguno de los pozos ha penetrado la seccin gruesa del canal.

Las profundidades promedio a las que se encuentra esta arena varan entre 9645 a 9690 pies de profundidad para el nivel superior y de 9690 a 9750 pies de profundidad para el nivel inferior.

9

La porosidad alcanza su valor mximo de cerca del 14% en la barra de desembocadura en el pozo Parahuacu 03 y un espesor de 15 pies, en el pozo Parahuacu 07 se encontr 10 pies de arena saturada de petrleo con buenos resultados (Figura 1.1).

Figura 1.1 Columna Estratigrfica de la Cuenca Oriente

W E

EDAD LITOLOGIABREVE DESCRIPCION LITOLOGICA

AMBI

ENTE

PRO

DUC.

..

COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTEFA

SE OR

OGE

NIC

A

TAR

DIO

A

ND

INA

FASE

OR

OG

ENIC

A

TEM

PRA

NA

AN

DIN

A

PLIOCENO

MIOCENO

NEO

GEN

OPA

LEO

GEN

OCE

NO

ZOIC

O C

Z

OLIGOCENO

EOCENO

PALEOCENO

MAESTRICHTIANO

CAMPANIANO

SANTONIANO

CONIACIANO

TURONIANO

CENOMANIANO

FM. MESA

ARCILLAS ROJAS

CON

TINE

NTAL

ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS, MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO

CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS

ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS CON ARCILLAS MULTICOLORES, CONGLOMERADOS

F M ARAJUNO

FM ORTEGUAZAHIATO

HIATO

HIATO

FM TIYUYACU

FLUV

IAL

CON

T

CONCGLOMERADOS, ARENISCAS, ARENISCAS ARCILLOSAS

ALBIANO

APTIANO

NEOCOMIANO

CRET

ACIC

OJU

RASI

COM

ESO

ZOIC

O M

Z

SUPERIOR

MEDIO

INFERIOR

PALE

OZO

ICO

PZ

PERMICOCARBONIFERO (PENSILVIANO)

DEVONICO

SILURICOORDOVICICO/CAMBRICO

PRECAMBRICO PE

FM TENAARN BT

CONT

INE

HIATO

ARCILLAS ROJAS ARENISCASCONCLOMERADOS

M1 / VIVIAN

CLZ M-1

CLZ M-2

CLZ A

Nap

o Su

p.Na

po M

ed.

Napo

In

f.

ARENISCAS "U"

CLZ B

ARENISCAS " T "

LUTITAS NEGRAS, CALIZAS ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES DE ARENISCAS Y LUTITAS

ARENISCAS CUARZOSAS

ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS MANTOS VOLCANICOS

ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADASCON ANHIDRITA.

CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCASCUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS

FM CURARAY

CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS

ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS CUARCITICAS

BASAMENTO CRISTALINO

CON

TIN

ENT

A M

AR

INO

Nap

o Ba

sal.

HIATO

HIATO

HIATO

MAR

INO

DE

AG

UA SO

MER

OM

ARIN

O CO

NTIN

MAR

INO

MAR

INO

FM SANTIAGO

FMMACUMA

METAMORFICOS

LUTITAS GRIS VERDOSAS

FORM

ACIO

N NA

PO

CLZ C ZONAHOLLN SUPERIOR

FM CHAPIZA

MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI

FM PUMBUIZA

ARN M-2

FM CHAMBIRA

Realizado por:Juan Chiriboga / Omar Corozo

FM HOLLIN

1

2

3

4

5

Tapi

VistaAuca

JIVINO/LAGUNA

Armadillo/Auca

Puma

Yuralpa/Dayuno

Colaboracion: Pierre KummertMODIFICADO DE DASHWOOD Y ABBOTTS

Fuente: PETROPRODUCCIN DEPARTAMENTO DE CARTOGRAFA

10

1.4 LITOLOGA


Litolgicamente se trata de una arenisca cuarzosa transparente, hializa, de grano grueso a muy grueso, subangular, mala clasificacin, firme, cemento ligeramente calcreo, con hidrocarburos, florescencia natural discontinua amarilla blanquecina; corte rpido, residuo caf claro.

1.4.2 FORMACIN U SUPERIOR

Arenisca friable de cuarzo de color gris claro de grano muy fino a fino, de subangular a subredondeada, con cemento calcreo, con buena presencia de hidrocarburos, de fluorescencia amarilla blanquecina, de corte instantneo sin residuo.

1.4.3 FORMACIN U INFERIOR

Se presenta como una arenisca firme de cuarzo monocristalino de color caf claro; hialina, firme, grano medio grueso, subangular, mala clasificacin, cemento ligeramente silceo, con trazas de glauconita, saturada de hidrocarburos; corte rpido, florescencia amarillo blanquecina, residuo sin residuo.

1.4.4 FORMACIN T

Se presenta como una arenisca friable de cuarzo de color gris verdosa, firme de grano muy fino a fino, de subangular a redondeada, mal clasificada, bien glaucontica con cemento calcreo, saturada de hidrocarburo; fluorescencia blanquecina, corte rpido, sin residuo.

11

1.4.5 FORMACIN HOLLN

Arenisca friable de cuarzo, de color gris claro, hialino de grano medio a grueso, de angular a subangular subredondeado, clasificacin regular a seleccionada, hacia abajo el tamao del grano aumenta, presenta ligeramente granos de glauconita con trazas de hidrocarburos, el cemento es silceo.

En el Campo Parahuacu no se encontr petrleo en este nivel, pero se podra encontrar pequeos yacimientos de esta arena en la parte ms alta del campo, cerca de la falla, donde la estructura est 80 pies ms alta que el pozo ms alto perforado hasta ahora Parahuacu 07.

1.5 AMBIENTE SEDIMENTARIO


De acuerdo con la interpretacin de los datos ssmicos obtenidos, el ambiente de sedimentacin pertenece a facies fluviales, con areniscas generalmente delgadas, cerca de 16 pies de espesor, pero con un potencial hidrocarburfero muy bueno, ya que existen estratos generadores por debajo de esa arenisca.

El pozo Parahuacu 04 fue perforado cerca de un antiguo canal principal, obteniendo una arenisca de alta porosidad (16%).

1.5.2 FORMACIN U

El ambiente de sedimentacin de esta arenisca pertenece a canales fluviales y barras de delta las cuales estn ligadas a canales y regresiones.

La direccin de la sedimentacin es casi paralela al rumbo de la estructura, debido a lo cual el reservorio vara bastante de un pozo a otro.

12

1.5.3 FORMACIN T SUPERIOR

El ambiente de sedimentacin pertenece a canales fluviales y barras de delta.

1.5.4 FORMACIN T INFERIOR

Este es el reservorio ms importante, su ambiente de sedimentacin corresponde a una combinacin de canales y barras delta.

El ancho de los canales definido por SSI (Scientific Software Intercomp 2003), sobre la base de presiones vara entre 130-420 pies para T y 900 pies para U.

Las secuencias arenosas U y T son cuarzosas en sus partes basales y contienen abundante glauconita en sus porciones superiores, lo que se corresponde con una etapa de plataforma. Las lutitas negras y los cuerpos calcreos A y B, depositados sobre la secuencia, se desarrollaron en un prodelta segn SSI (2003) (Anexo 1).

1.6 CARACTERSTICAS ESTRUCTURALES DE LOS OBJETIVOS

1.6.1 CARACTERSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE BASAL TENA

El anticlinal de Parahuacu se extiende N-S, con 15 Km. de largo y 4 Km. de ancho. Corresponde a un anticlinal fallado, cuya falla inversa con direccin N-S tiene una longitud de 11 Km. con un salto de 250 pies en su flanco Este hay cuatro narices estructurales que se extienden e W-E a NNW con 50 a 90 pies de cierre estructural.

1.6.2 CARACTERSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE U SUPERIOR

El anticlinal de Parahuacu de direccin N-S, con 15 Km. de largo y 4 Km. de ancho. La falla inversa A de direccin N-S tiene una longitud de 11 Km. con 250

13

pies de salto en su flanco Este. Aparecen cuatro narices estructurales que se extienden en direccin W-E a NNW con 50 a 90 pies de cierre estructural.

1.6.3 CARACTERSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE U INFERIOR

El anticlinal de Parahuacu de direccin N-S, con 15 Km. de largo y 4 Km. de ancho. Es un anticlinal fallado cuya falla inversa se extiende 11 Km. en sentido N-S, con 250 pies de salto en su flanco Este.

Tambin hay la presencia de cuatro narices estructurales que se extienden en direccin W-E a NNW con 25 a 75 pies de cierre estructural.

1.6.4 CARACTERSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE U INFERIOR

El anticlinal de Parahuacu se extiende N-S, con 15 Km. de largo y 4 Km. de ancho. Aparece la falla inversa de 11 Km. de longitud y direccin N-S, con 250 pies de salto en su flanco Este.

Tambin hay la presencia de cuatro narices estructurales que se extienden en direccin W-E a NNW con 25 a 50 pies de cierre estructural.

1.6.5 CARACTERSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE LA ARENISCA T SUPERIOR

El anticlinal de Parahuacu con direccin N-S, con 15 Km de largo y 4 Km de ancho. La falla inversa de direccin N.S, tiene 11 Km de largo con 250 pies de salto en su flanco Este.

Se nota la presencia de cinco narices estructurales las cuales se extienden en direccin W-E a NNW con 25 a 50 pies de cierre estructural.

14

1.6.6 CARACTERSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE LA ARENISCA T INFERIOR

El anticlinal de Parahuacu de direccin N-S, tiene 15 Km. de largo y 4 Km. de ancho. La falla inversa de direccin N-S posee 11 Km. de largo y 250 pies de salto en su flanco Este. Tambin hay cuatro narices estructurales de direccin W-E a NNW con 25 a 50 pies de cierre estructural (Anexo 2).

1.7 DETERMINACIN DE TOPES Y BASES

Los topes y bases de las formaciones presentes en el campo Parahuacu fueron determinados de los registros de pozos, tomando en cuenta los cambios secuenciales que presentan estos depsitos sedimentarios, los cuales son identificados por las curvas de resistividad, snico, Gamma Ray, potencial espontneo, porosidad neutrn y de densidad.

Como ejemplo de clculo de los topes y bases de los pozos del campo Parahuacu se hace referencia al pozo Parahuacu 09 (Anexo 3).

Los topes y bases de las arenas de cada uno de los pozos se detallan en la (Tabla 1.2)

Tabla 1.2 Topes y Bases de las Formaciones del Campo Parahuacu

Pozo U Inferior Caliza B T superior T inferior Holln PT N Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base 1 9538 9595 9660 9688 9688 9748 9748 9807 9886 10173 2 9413 9466 9530 9560 9560 9610 9610 9662 9672 9740 3 9510 9584 9650 9678 9678 9717 9717 9754 --- 9840 3B 9537 9605 9680 9705 9705 9764 9764 9809 9874 9880 4 9526 9578 9658 9690 9690 9726 9728 9741 --- 9840 5 10909 10923 N.R N.R 11074 11094 11106 11124 --- 11200 7 9470 9512 9592 9610 9610 9668 9668 9728 9802 9930 8 9512 9560 9644 9661 9610 9668 9668 9780 9858 9972 9 9535 9578 9664 9682 9682 9722 9722 9780 9850 9880

15

Fuente: PETROPRODUCCIN (OIL FIELD MANAGER) Elaborado por: Alfredo Obando

1.8 PETROFSICA

Petrofsica es el estudio de las relaciones que existen entre las propiedades fsicas y la textura de una roca, es decir, es de inters tanto geolgico como de ingeniera.

Saber la petrofsica de la roca reservorio es un factor muy importante dentro de la caracterizacin de los reservorios y del clculo de reservas. A continuacin daremos una definicin acertada de las propiedades petrofsicas del campo Parahuacu.

1.8.1 POROSIDAD ()

La porosidad se la define como el porcentaje del volumen total de una roca, constituida por espacios vacos, que representa su porosidad absoluta.

La porosidad efectiva es el volumen total de los espacios porosos, interconectados de manera que permiten el paso de fluidos, a travs de ellos. Puede ser clasificada de acuerdo a su origen como primaria y secundaria. La porosidad original se desarrolla durante la depositacin de la roca (Anexo 4).

Pozo E.M.R Tena Basal Tena M-2 Caliza A U Superior U Media N Pies Tope Tope Base Tope Tope Base Tope Base Tope Base 1 1008 7717 8815 8855 9406 9438 9476 9476 9513 9513 9538 2 886 7660 8690 8720 9278 9310 9351 9351 9386 9386 9413 3 1006 7798 8804 8826 9368 9401 9446 9446 9480 9480 9510 3B 1012 7812 8828 8846 9395 9427 9473 9473 9507 9507 9537 4 980 7798 8818 8842 9393 9424 9480 9480 9510 9510 9526 5 909 N.R 10156 10168 N.R N.R N.R N.R N.R 10884 10909 7 969.105 7756 8756 8784 9338 9375 9408 9408 9448 9448 9470 8 1004.74 7782 8804 8830 9376 9411 9452 9452 9488 9488 9512 9 987.46 7803 8837 8844 9398 9430 9473 9473 9505 9505 9535

16

Para materiales intergranulares, con una cementacin pobre o moderada, la porosidad total es aproximadamente igual a la porosidad efectiva. Para materiales mejor cementados y para calizas, se puede encontrar grandes diferencias entre porosidad total y efectiva.

La porosidad primaria es definida por la porosidad intergranular de areniscas y la porosidad intercristalina y ooltica de algunas calizas, las rocas con porosidad primaria tienen caractersticas muy uniformes.

La porosidad secundaria es resultado del desarrollo de fracturas y es encontrada en algunas arcillas y calizas. Se tienen mediciones cuantitativas de porosidad ms confiables a partir de muestras de ncleos.

x1002

DNT

= (Ec. 1.1)

x100b

sbT V

VV =

(Ec. 1.2)

( )shTe V= 1 (Ec. 1.3)

Donde:

T = porosidad total (%) N = porosidad neutrnica (%) D = porosidad density (%) e = porosidad efectiva (%) Vb = volumen bruto (cm3) Vs = volumen slido (cm3) Vsh = ndice de arcilla en la zona de inters (%)

17

1.8.2 PERMEABILIDAD (K)

Tomando como referencia la descripcin del Instituto Americano del Petrleo API, la permeabilidad es la capacidad de los fluidos de desplazarse entre los espacios que conectan los poros de una masa porosa; o la conductividad de un cuerpo poroso a los fluidos.

En 1856, Henry Darcy investig el flujo de agua a travs de filtros de arena para purificacin de agua. Y el resultado de los anlisis fue determinado mediante la siguiente ecuacin de Darcy.

LpKAq =

(Ec. 1.4)

La constante de proporcionalidad K es una caracterstica del paquete de arena. Darcy realiz sus investigaciones con cilindros de arena saturados 100% de agua.

Donde:

q = caudal a travs del cilindro de arena (Bls/da.) K = constante de proporcionalidad (darcys.) A = rea transversal (pie2.) p = presin diferencial (psi.) L = longitud (pie.)

Posteriores investigaciones determinaron que la ley de Darcy puede ser utilizada con otros fluidos y que la constante de proporcionalidad K puede ser escrita

como K

, donde es la viscosidad del fluido y K es la constante de proporcionalidad para la roca. La ecuacin generalizada de la ley de Darcy es:

=

dsdzg

dsdpK

Aq

(Ec. 1.5)

18

Donde:

q = caudal que atraviesa el rea transversal (Bls/da.) A = rea transversal (pie2.) K = constante de proporcionalidad de la roca (darcys) = viscosidad del fluido (cp.)

dsdp

= gradiente de presin en la direccin s g = aceleracin gravitacional (m/seg2.) = densidad del fluido (gr/cm3.)

dsdz

= sin , donde , es el ngulo entre la direccin s y la horizontal

La industria del petrleo ha adoptado el Darcy como unidad de permeabilidad, (usualmente se trabaja en milidarcys) la cual se define de la siguiente manera:

Un medio poroso tiene una permeabilidad de un Darcy cuando un fluido de una sola fase de un centipoise de viscosidad llena completamente el espacio vaco del medio, fluye a travs de este bajo condiciones de flujo viscoso, a un caudal de un centmetro cbico por segundo por centmetro cuadrado de rea transversal, bajo una presin o gradiente hidrulico equivalente a una atmsfera por centmetro2

1.8.3 SATURACIN DE FLUIDOS

Adems de la capacidad de almacenamiento y la conductividad de un cuerpo poroso a los fluidos, otra propiedad muy importante es la saturacin de fluidos. La cual se describe como la cantidad de fluido disponible en un espacio dado.

En la mayora de rocas reservorio, se cree que stas estaban saturadas con agua antes de ser invadidas por el petrleo. Este petrleo no desplaza toda el agua del espacio poroso de la roca.

2 API, Code 27-Recommended Practice for Determining Permeability of Porous Media, Div. of Production,

API, Dallas (September 1952)

19

En consecuencia, para determinar la cantidad de hidrocarburos acumulados en un medio poroso es necesario conocer la saturacin de fluidos (petrleo, agua y gas) de la formacin.

1.8.4 CONDUCTIVIDAD ELCTRICA DE ROCAS SATURADAS DE FLUIDOS

Las rocas reservorio estn compuestas de minerales, fragmentos de roca y espacio vaco. Los slidos, con la excepcin de algunos minerales arcillosos, no son conductores de la electricidad.

La conductividad elctrica de la roca depende de la geometra del espacio poroso y del tipo de fluido presente en ese espacio. En el estudio de rocas reservorio los fluidos de inters son petrleo, agua y gas.

El petrleo y el gas no son conductivos, el agua es conductiva cuando tiene sales disueltas. La corriente elctrica es conducida en el agua mediante el movimiento de iones por lo cual puede ser llamada conductividad electroltica.

La resistividad de un material es el reciproco de la conductividad y usualmente se la define como la capacidad de un material de conducir corriente elctrica.

La resistividad de un material est definida por la siguiente ecuacin:

LrA

= (Ec. 1.6)

Donde:

= resistividad del material expresada en (-m.) r = resistencia expresada en (.) A = rea de la seccin transversal del conductor expresada en (cm2.) L = longitud del conductor expresada en (cm.)

20

1.8.5 PETROFSICA DEL CAMPO PARAHUACU

Para determinar las propiedades petrofsicas de los yacimientos del campo Parahuacu se ha procedido ha realizar la evaluacin e interpretacin de los perfiles elctricos corridos en los pozos, los mismos que fueron realizados con el programa Interactive Petrophysic (IP), con el propsito de cuantificar los parmetros petrofsicos de las zonas de inters, este programa fue proporcionado por la SUBGERENCIA de EXPLORACIN y DESARROLLO de PETROPRODUCCIN.

Para la evaluacin de los perfiles elctricos se determin primeramente el volumen de arcilla presente en la formacin (Vsh), tomando en cuenta dos indicadores de arcillosidad, principalmente el registro Gamma Ray, y el neutrnico. La porosidad fue derivada principalmente del registro neutrn-density.

El programa Interactive Petrophysic utiliza el mtodo de Gamma Ray (GR) tambin conocido como mtodo lineal, este se basa en las mayores deflexiones de las curvas del GR ya que estas indican los intervalos de arenisca y arcillas (Anexo 5).

1.9 REGISTROS ELCTRICOS

Para determinar parmetros que permitan evaluar la formacin petrolfera, de una manera rpida, econmica y precisa, la utilizacin de los registros elctricos como un mtodo indirecto permite obtener informacin de las formaciones atravesadas durante la perforacin del hueco.

El objetivo es de obtener datos de ingeniera igual y de mayor validez que los obtenidos en el anlisis de cores, sin embargo ambas tcnicas se consideran complementarias, casi todas las propiedades de las rocas de acumulacin se reflejan en los perfiles elctricos pero para algunos casos no se debe esperar gran exactitud a menos que las condiciones del pozo y de la roca sean favorables.

21

Una interpretacin completa de los perfiles elctricos implica obtener la siguiente informacin del yacimiento.

Litologa de las formaciones Porosidad efectiva del yacimiento Saturacin de fluidos del yacimiento Permeabilidad de la roca Espesor de la zona neta productiva Recuperacin y productividad de los fluidos

Para la evaluacin de registros elctricos se han desarrollado varios paquetes computacionales que facilitan el proceso, entre ellos tenemos: Interactive Petrophysic, Workbench, CLAN, QLA, entre otros.

Se asumi una densidad de la matriz de 2.65 g/cc. Y la de fluido de 1 g/cc. Los valores de resistividad del agua (Rw) fueron los determinados a partir de las salinidades del agua de formacin.

El procedimiento a seguir es el siguiente:

Leer los valores que indique la curva de GR en la zona de inters. Seleccionar una zona limpia y libre de arcilla y leer el valor de GR limpio

(GRclean). Seleccionar la zona que tenga el mayor porcentaje de arcilla y leer el valor

de GR de arcilla (GRsh).

La fraccin de arcilla en la zona de inters ser determinada por la siguiente ecuacin:

GRcleanGRGRcleanGRV

shsh

=

(Ec. 1.7)

Para los clculos de saturacin de agua existen muchos modelos desarrollados, si nos referiremos a arenas consolidadas el modelo ms conocido es el de Archie,

22

sin embargo de la experiencia se ha comprobado que para arenas de la Cuenca Oriental el modelo que mejor se ajusta es el de Indonesia, mientras que para la evaluacin de calizas el modelo que mejor se ajusta es el de Simandoux junto a otras consideraciones y correlaciones especiales.

Modelo de Archie

n

tme

ww R

aRS1

=

(Ec. 1.8)

Modelo de Simandoux

ww

me

RRVclRclVcl 11

142

2

+= (Ec. 1.9)

w

me

w

RVcl

RclVcl

S1

12

+=

(Ec. 1.10) Modelo de Indonesia

w

e

tw RRcl

VclRVcl

S +

=

1

21

1

(Ec. 1.11)

Para el clculo de la saturacin de agua, las constantes utilizadas son:

m

aF = (Ec. 1.12)

a = 1.0, m = 2, n = 2 Carbonatos a = 0.81, m = 2, n = 2 Areniscas consolidadas a = 0.62, m = 2.15, n = 2 Areniscas no consolidadas

23

En la evaluacin de registros elctricos se considera como espesor neto de petrleo al intervalo que cumple con los siguientes parmetros (cutoff) (Anexo 6).

Vcl < 50% Porosidad > 10%

Sw < 50%

En la (Tabla 1.3) se detalla como ejemplo los resultados de la interpretacin petrofsica del pozo Parahuacu 09

Tabla 1.3 Resultados de la Interpretacin Petrofsica del Pozo Parahuacu 09

SUMARIO DEL REPORTE CUTOFF POZO : Parahuacu 09 FECHA : 30/08/2007 13:41:18 SUMARIO DEL RESERVORIO

# Zona Tope Base Espesor Total

Espesor Neto

N/G Av phi Av Sw Av Vcl Ari

Phi*H PhiSo*H

1 8800.00 9519.00 719.00 2.50 0.003 0.099 0.583 0.231 0.25 0.10

2 Tope U inferior 9519.00 9577.50 58.50 18.00 0.308 0.103 0.334 0.213 1.86 1.24 3 9577.50 9682.00 104.50 16.50 0.158 0.216 0.269 0.286 3.56 2.60

4 Tope T superior 9682.00 9722.00 40.00 13.00 0.325 0.114 0.467 0.218 1.48 0.79 5 Tope T inferior 9722.00 9780.00 58.00 21.00 0.362 0.127 0.414 0.130 2.66 1.56 6 9780.00 9877.00 97.00 17.75 0.183 0.219 0.178 0.497 3.88 3.19

Todas las Zonas 8800.00 9877.00 1077.00 88.75 0.082 0.154 0.307 0.265 13.69 9.49 SUMARIO DE LA ZONA DE PAGO

# Zona Tope Base Espesor Total

Espesor Neto

N/G Av phi Av Sw Av Vcl Ari

Phi*H PhiSo*H

1 8800.00 9519.00 719.00 0.00 0.000 --- --- --- --- ---

2 Tope U inferior 9519.00 9577.50 58.50 17.50 0.299 0.104 0.329 0.211 1.82 1.22 3 9577.50 9682.00 104.50 16.00 0.153 0.218 0.263 0.291 3.49 2.58 4 Tope T superior 9682.00 9722.00 40.00 6.50 0.162 0.127 0.407 0.146 0.83 0.49 5 Tope T inferior 9722.00 9780.00 58.00 14.00 0.241 0.127 0.298 0.157 1.78 1.25 6 9780.00 9877.00 97.00 17.75 0.183 0.219 0.178 0.497 3.88 3.19

Todas las Zonas 8800.00 9877.00 1077.00 71.75 0.067 0.164 0.260 0.283 11.80 8.72 CUTOFFS USADOS

# Zona Tope Base Min. Height

Phi PHIE

Sw Vcl Vwcl

1 8800.00 9519.00 0. >= 0.08 = 0.08 = 0.08 = 0.08 = 0.08 = 0.08

24

ZONA DE PAGO 1 8800.00 9519.00 0. >= 0.08

25

Parahuacu 2 Yacimiento ht

(pies) ho

(pies)

(%) Sw (%)

Salinidad (ppm)

Rw (Ohm-m)

Temp. (oF)

Basal Tena 48 5.00 12.80 39.00 22200 0.077 184.4@8713 U inferior 68 20.00 11.00 15.10 50500 0.053 194@9447 T superior 60 15.00 13.60 42.60 11600 0.198 196.8@9584 T inferior 45 20.00 11.50 20.10 11600 0.198 197@9637


(pies) ho

(pies)

(%) Sw (%)

Salinidad (ppm)

Rw (Ohm-m)

Temp. (oF)

Basal Tena 48 5.00 12.80 39.00 35000 0.075 188.7@8814 U inferior 68 20.00 11.00 15.10 50500 0.052 198.3@9552 T superior 60 15.00 13.60 42.60 11600 0.194 201@9698 T inferior 45 20.00 11.50 20.10 11600 0.194 201@9736

Parahuacu 3B Yacimiento ht

(pies) ho

(pies)

(%) Sw (%)

Salinidad (ppm)

Rw (Ohm-m)

Temp. (oF)

Basal Tena 46 6.00 12.80 38.00 62000 0.050 236@8838 U inferior 66 28.00 14.50 19.60 45000 0.051 236@9574 T inferior 44 17.00 18.00 20.30 11000 0.159 242@9782


(pies) ho

(pies)

(%) Sw (%)

Salinidad (ppm)

Rw (Ohm-m)

Temp. (oF)

Basal Tena 50 15.00 15.70 27.00 35000 0.077 183.4@8830 U inferior 47 9.00 12.60 50.00 50500 0.053 192.4@9567 T superior 19 3.00 11.50 60.50 11600 0.200 194.8@9707 T inferior 28 8.00 12.80 21.20 11600 0.200 194.8@9735

Cabe sealar que del pozo Parahuacu 05-D no se han realizado pruebas inciales de PVT por falta de perfiles resistivos, por lo cual no se hace referencia."3

3 INFORME SUBGERENCIA DE EXPLORACIN Y DESARROLLO (ATA-PRH-016) 1998

26


(pies) ho

(pies)

(%) Sw (%)

Salinidad (ppm)

Rw (Ohm-m)

Temp. (oF)

Basal Tena 28 8.00 14.00 29.00 70000 0.041 188@8780 U media 22 3.50 12.00 23.00 70000 0.040 196@9459 U inferior 42 12.00 13.00 45.00 70000 0.040 197@9491 T superior 58 10.00 11.00 40.00 15000 0.0155 198@9639 T inferior 60 44.00 14.00 14.00 15000 0.154 199@9698


(pies) ho

(pies)

(%) Sw (%)

Salinidad (ppm)

Rw (Ohm-m)

Temp. (oF)

Basal Tena 29 11.00 15.30 18.80 70000 0.041 189.96@8817 U media 23.5 6.00 14.10 26.80 70000 0.039 198.26@9500 U inferior 49.5 20.75 13.00 16.10 70000 0.039 197@9491 T superior 55.5 27.00 12.60 66.20 15000 0.155 198@9639 T inferior 64 42.25 15.00 16.60 15000 0.154 199@9698


(pies) ho

(pies)

(%) Sw (%)

Salinidad (ppm)

Rw (Ohm-m)

Temp. (oF)

U inferior 58.50 18.00 10.30 33.40 70275 0.04 190@9800 T superior 40 13.00 11.40 46.70 53000 0.05 185@9702 T inferior 58 21.00 12.70 41.40 53000 0.05 185@9751


1.10 CARACTERISTICAS DE LOS CRUDOS

Los crudos se tornan ms pesados de los yacimientos mas profundos a los mas someros, as T tiene 30 oAPI, U 28 oAPI y Basal Tena 20 oAPI, siendo sus contenidos de azufre de 0.62, 0.67 y 1.05 % P, respectivamente.

27

1.11 PROPIEDADES FSICAS DE LOS FLUIDOS

Estas propiedades deben ser evaluadas a la presin de reservorio y a varias presiones para estudios del comportamiento del reservorio, adems a presiones y temperaturas de borde de pozo para clculos hidrulicos.

Los fluidos encontrados en yacimientos petrolferos son esencialmente mezclas complejas de compuestos de hidrocarburos, que contienen impurezas como nitrgeno, dixido de carbono y sulfuro de hidrgeno.

La composicin del petrleo a condiciones de superficie es completamente diferente a condiciones de yacimiento, principalmente debido a la liberacin de metano y etano en solucin y a la vaporizacin de fracciones de propanos, butanos y pentanos a medida que la presin disminuye al pasar de condiciones de yacimiento a condiciones atmosfricas normales.

Si se dispone de muestras de fluido, las propiedades de inters pueden ser medidas mediante un anlisis PVT (presin-volumen-temperatura) las mismas que son un conjunto de pruebas realizadas en laboratorio para determinar las propiedades de los fluidos en un yacimiento petrolfero.

Sin embargo, estos anlisis usualmente se llevan a cabo a presin de reservorio y a la variacin de las propiedades con la temperatura, no est disponible para clculos de sistemas de produccin.

Adicionalmente, puede que no se disponga de los anlisis PVT por razones econmicas.

Para vencer estas dificultades, se han desarrollado correlaciones empricas para predecir varias propiedades fsicas de los fluidos.

28

1.11.1 DENSIDAD DEL PETRLEO (O)

Es la relacin de la masa del petrleo ms el gas disuelto o en solucin por unidad de volumen, la cual vara con la presin y la temperatura, adems la densidad del petrleo tiene relacin con la densidad del agua en condiciones normales de presin y temperatura.

1.11.2 PRESIN DE PUNTO DE BURBUJA (Pb)

Es la presin existente en el estado de equilibrio de un sistema compuesto de petrleo y gas, en el cual el petrleo ocupa prcticamente todo el sistema, excepto en una cantidad infinitesimal de gas.

1.11.3 RELACIN GAS PETRLEO EN SOLUCIN (Rs)

Es la cantidad de gas que se libera del petrleo si se reduce la presin hasta la presin atmosfrica, se expresa en pies cbicos estndar por barril fiscal (PCS/BF). El gas normalmente es referido como gas disuelto.

1.11.4 FACTOR VOLUMTRICO DEL PETRLEO (Bo)

Es la relacin de volmenes de un fluido (petrleo, gas, agua) a condiciones de yacimiento y superficie. Se expresa en (Bls/BF).

1.11.5 VISCOSIDAD DEL PETRLEO (o)

Es la medida de la resistencia del petrleo a fluir, esta resistencia se debe a la friccin interna que se produce entre las molculas del fluido. La unidad de medida de la viscosidad es el centipoise y es necesariamente para clculos de reservas.

29

1.11.6 VISCOSIDAD DEL AGUA (w)

La viscosidad del agua esta en funcin principalmente de la temperatura, sin embargo la presin y la salinidad tambin ejercen un efecto sobre esta. La presin tiene un efecto relativamente pequeo, mientras que el efecto de la salinidad esta basado en la relacin entre la viscosidad de salmuera y la viscosidad de agua pura.

1.11.7 TENSIN INTERFACIAL

Es la fuerza por unidad de longitud existente en la interfase de dos fluidos inmiscibles. No es muy necesaria en clculos de reservorios pero es un parmetro utilizado en algunas correlaciones para clculos de flujos en tuberas, es expresado en dinas/cm.

Los datos de las propiedades de los fluidos del campo Parahuacu y de los pozos, se han tomado como base los anlisis PVT disponibles en el archivo de Subgerencia de Exploracin y Desarrollo de PETROPRODUCCIN se listan en la (Tabla 1.6 y 1.7)

Tabla 1.6 Propiedades Promedio de los Fluidos del Campo Parahuacu

Yacimiento oAPI T oF

Pb Psi

GOR Scf/Bls

o

Bls/BF Grav.

Gas Aire = 1 o

Cp. Basal Tena 19.00 210 778 162 1.229 0.9925 1.7

U 28.00 236 1485 463 1.219 1.186 1.97 T 32.00 242 1283 395 1.280 1.249 1.7


30

Tabla 1.7 Propiedades de los Fluidos de los Pozos del Campo Parahuacu

Pozo Yacimiento oAPI T oF

Pb Psi

GOR Scf/Bls

o

Bls/BF Grav.

Gas Aire = 1 o

cp. PRH 1 T 34.00 184 1480 459 1.280 1.341 1.84 PRH 2 UI 28.00 202 1485 463 1.219 1.186 1.97 PRH 3 Basal Tena 20.00 196 735 160 1.145 1.058 1.70

PRH 3B U+T 30.40 220 1050 366 1.240 1.249 0.73 PRH 4 Basal Tena 18.00 194 820 164 1.229 0.927 4.0 PRH 5 T 30.80 222 1190 332 1.308 0.929 1.14 PRH 7 TS+TI 30.00 206 1086 332 1.240 1.157 3.64 PRH 8 TI 30.00 204 1200 310 1.320 1.19 1.77 PRH 9 TS 32.10 185 1283 396 1.280 0.97 1.70


Con la salinidad del agua de formacin y la temperatura del yacimiento se determino la resistividad del agua para cada intervalo de inters. Estos valores de salinidad y resistividad se muestran en la (Tabla 1.8)

Tabla 1.8 Salinidades y Resistividades del Campo Parahuacu

Yacimiento Salinidad (ppm)

Rw (Ohm-m)

Basal Tena 51,428 0.086 @ 201 0F U 59,000 0.054 @ 209 0F T 13,500 0.143 @ 213 0F

H superior 5,000 0.382 @ 205 0F


31

1.12 DETERMINACIN DEL CONTACTO AGUA PETRLEO

Todos los yacimientos estn delimitados por un lmite inferior de petrleo (L.I.P), no se conoce contacto agua petrleo (C.A.P) en ningn pozo del campo Parahuacu, uno de los pozos cerrados lo fue por problemas operacionales y el otro reemplazo del pozo colapsado por falta de aporte, por estar ubicado entre dos pequeas fallas que lo incomunican con el resto de los yacimientos.

Para poder determinar el C.A.P en los registros elctricos se utiliza criterios muy simples como:

Una deflexin a la izquierda en la curva de la resistividad total. La curva de la resistividad total se mantiene constante en valores bajos

mientras exista arena.

En la (Tabla 1.9) podemos apreciar las profundidades del lmite inferior de petrleo (L.I.P) de los pozos del campo Parahuacu.

Tabla 1.9 Limite Inferior de Petrleo (L.I.P) del Campo Parahuacu

Pozo Yacimiento EMR (pies)

Profundidad (pies)

Limite

PRH 1 T 993 10173 (-8729) L.I.P PRH 2 U inferior 870 9740 (-8691) L.I.P PRH 3 T superior 999 9878 (-8724) L.I.P

PRH 3B U inferior 1013 9980 (-8572) L.I.P PRH 4 Basal Tena 976 9850 (-8602) L.I.P PRH 5 T inferior 912 11200 (-8895) L.I.P PRH 7 T superior + inferior 969 9942 (-8719) L.I.P PRH 8 T inferior 1006 9972 (-8783) L.I.P PRH 9 T superior 987 9850 (-8782) L.I.P


32

1.13 PRESIONES

El estudio del comportamiento de la presin en un reservorio es un factor fundamental en la caracterizacin del mismo, as como el anlisis e interpretacin de pruebas de presin (Build Up), permitiendo as conocer las caractersticas del reservorio y adems poder determinar cuales son los reservorios y las zonas potenciales para la perforacin de nuevos pozos.

1.13.1 HISTORIAL DE PRESIN

Basal Tena.- Este yacimiento tuvo una presin inicial de 3917 psi, la presin en la actualidad es de 1547 psi, con tendencia a estabilizarse a partir de 1995, en consecuencia se tiene un decremento de 2370 psi (84.64 psi por ao).

La arenisca Basal Tena esta presente en la mayor parte de los pozos del Campo Parahuacu, donde el pozo Parahuacu 04 produce de este nivel. El acumulado de produccin para este reservorio al 31 de diciembre de 2006 es de 1,114,904 Bls de petrleo producidos (Figura 1.2).

Figura 1.2 Historial de Presin de Basal Tena

Basal Tena

0

1000

2000

3000

4000

5000

1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007

Ao

Pres

in

Presin de Burbuja Basal Tena Exponencial (Basal Tena)


33

Arenisca U.- La produccin de este reservorio proviene de los pozos Parahuacu 02, Parahuacu 03 (cerrado desde 1985) y Parahuacu 03B. La presin ha disminuido durante la vida del campo desde 3600 psi a 2513 psi, teniendo una disminucin de presin de 1087 psi (38.82 psi por ao). La produccin acumulada al 31 de diciembre de 2006 es de 815,404 Bls de petrleo producidos (Figura 1.3).

Figura 1.3 Historial de Presin de la Arenisca U

U

0500

1000150020002500300035004000

1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007Ao

Pres

in

Presin de Burbuja U Exponencial (U)


Arenisca T.- En el caso de T inferior los datos muestran una disminucin de presin razonable, desde la presin inicial de 4150 psi hasta un valor actual de 2513 psi, es decir una diferencia de 1637 psi (58.46 psi por ao), el acumulado de produccin al 31 de diciembre de 2006 es de 12,447,252 Bls de petrleo producidos.

Para este reservorio, la presin experiment una cada brusca de presin los primeros cinco aos de vida productiva, posteriormente tiende a estabilizarse alrededor de 2100 psi como consecuencia de la actividad del acufero que aunque no es tan fuerte como en otros campos es suficiente para aumentar la produccin del campo (Figura 1.4).

34

Figura 1.4 Historial de Presin de la Arenisca T

T

0

1000

2000

3000

4000

5000

1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007Ao

Pres

in

T Presin de Burbuja Exponencial (T)


Los yacimientos principales de este campo son U inferior y T inferior siendo el ms productivo T inferior. De la produccin total del campo el 86.7 % corresponde a T, el 5.5 % a U y el 7.8 a Basal Tena. La produccin de agua en los tres niveles es muy pequea 1.5% de Bsw acumulado promedio. La (Tabla 1.10) mostrara claramente lo anteriormente comentado.

1.14 MECANISMOS DE PRODUCCIN

El mecanismo de produccin que permite la extraccin de petrleo del campo Parahuacu es una combinacin del empuje lateral natural del acufero y la expansin de los fluidos y roca, este comportamiento se observa para los yacimientos U y T de la formacin Napo. En el yacimiento Basal Tena se observa igual comportamiento pero de una manera ms dbil. Cabe sealar que el campo presenta cadas de presiones significativas seguido de bajos volmenes de agua recuperados en la mayora de los pozos lo cual indica una columna limitada de agua, los modelos ajustados a este yacimiento mostraron entradas de agua dbiles, lo que ratifica que el mecanismo de produccin que rige a este campo es una combinacin natural producida por un empuje lateral natural del acufero y la expansin de fluidos y roca.

35

Tabla 1.10 Historial de Pruebas de Presiones del Campo Parahuacu

Pozo Yacimiento Fecha Qt (Bls) Qo (Bls) Qw (Bls) Prof Mp (pies)

Prof B

(pies) Pwf (psi)

Pr (psi)

Sf St m K (md) oAPI

PRH 5 T inferior 23/Dic./1991 0 0 0 0 0 1958 2654 0 0 0 0 32.40 PRH 2 T 16/Ene./1992 864 778 86 8711 8711 916 3219 0 0 0 21 25.00 PRH 2 Basal Tena 29/Mar./1992 480 240 240 8700 8700 724 2765 1.7 0 0 55 25.00 PRH 2 U 24/Abr./1992 288 259 29 9280 9280 473 3683 0 0 0 7 32.30 PRH 4 Basal Tena 26/Ago./1992 360 356 4 8748 8748 663 1115 0 0 0 187 30.50 PRH 1 T 05/Ago./1994 504 161 343 9598 9598 1362 2216 19 22 27 37 33.30 PRH 4 Basal Tena 09/Abr./1995 192 190 2 8728 8728 1035 1299 0 0 79.9 60 28.40 PRH 1 T 12/Nov./1995 548 457 91 9594 9594 1634 2422 15.68 18.55 35.3 69 33.30 PRH 4 Basal 22/Nov./1995 384 357 27 8713 8713 682 1547 0 -1.24 182.3 49 28.40 PRH 7 H superior 19/Ago./1997 72 0 72 9746 9746 0 0 0 0 0 0 25.00 PRH 7 T inferior 26/Ago./1997 844 320 524 9576 9576 1563 2118 38.4 40.7 13 134 33.30 PRH 7 T superior 01/Sep./1997 254 243 11 9545 9545 1661 2109 5.2 6.5 36.5 106 28.00 PRH 7 Basal Tena 11/Sep./1997 384 381 3 8696 8696 815 3037 0 -1.42 471.2 75 28.00 PRH 5 T inferior 26/Sep./1997 504 423 81 10914 10914 1986 2539 3.9 4.6 52.3 103 34.00 PRH 8 T inferior 17/Dic./1997 396 374 22 9373 9373 1182 0 0 0 0 0 27.00 PRH 2 U inferior 14/Ene./1998 1002 1001 1 8679 8679 985 1911 0 -2.9 303.9 26 32.60 PRH 3 T 04/Abr./2002 1224 832 392 9790 9669 2141 2556 11.2 11.2 -21.6 1340 21.80

PRH 3B T inferior 05/Abr./2002 1224 832 392 9790 9669 2141 9669 11.2 11.2 22 1340 21.80 PRH 3B U inferior 30/Jun./2002 504 403 101 9564 9364 860 2720 2.22 2.22 217 43 27.30 PRH 3B U inferior 30/Jul./2002 504 403 101 9564 9364 860 2637 2.22 2.22 217 43 27.30 PRH 3B T inferior 05/Ene./2004 250 135 115 9768 9445 761 1292 20 20 -12.8 80 30.40 PRH 9 T superior 20/Ene./2004 167 95 72 9712 9393 729 2513 0.54 0.54 339 5 32.10 PRH 7 TS+TI 29/Nov./2004 254 243 11 9652 8583 267 1382 0.77 0.77 191 6 32.20

PRH 3B U inferior 07/Mar./2006 192 186 6 9802 9555 505 727 0.12 0.12 56 19 33.90

Fuente: PETROPRODUCCIN (AS-400)

36

CAPTULO 2

2 CLCULO DE RESERVAS

Las reservas de hidrocarburos como poltica econmica en el desarrollo de una nacin tienen un carcter dinmico y vara de acuerdo al comportamiento de los yacimientos y de la informacin que se disponga.

Como principal caracterstica para la determinacin de la factibilidad de ubicar pozos de desarrollo nuevos a perforar en el campo Parahuacu, el clculo de reservas es uno de los objetivos primordiales de saber y establecer si se dispone de un volumen de reservas que justifique el proyecto de perforacin.

Para tal efecto se realizara el clculo de reservas por el mtodo volumtrico y se dar soporte aplicando el mtodo de curvas de declinacin de las principales arenas de las cuales depende la produccin de petrleo de este campo.

2.1 PETRLEO ORIGINAL INSITU (POES)

El petrleo original insitu (POES) es el volumen total de petrleo estimado, que existe originalmente en los yacimientos. Generalmente se lo determina con la siguiente ecuacin:

( )wer SVPOES = 1***7758 (Ec. 2.1)

Donde:

Vr = volumen de la roca (Acre-pie) e = porosidad efectiva de la roca (%) Sw = saturacin de agua (%) 7758 = factor de conversin (Bls/Acre-pie)

37

2.2 FACTOR DE RECOBRO

El factor de recobro tiene relacin directa con el mecanismo de produccin del yacimiento, sea este por empuje hidrulico, expansin de fluidos o roca.

Para los reservorios de este campo se determin que de acuerdo al comportamiento de produccin de los fluidos del mismo, siendo los mecanismos principales para la recuperacin de petrleo una combinacin de empuje lateral natural del acufero y la expansin de petrleo y roca, razn por la cual la declinacin de la presin en estos yacimientos no ha disminuido considerablemente respecto a la produccin.

La manifestacin de empuje hidrulico lateral en la arena T ha sido muy dbil inicialmente, pero se ha observado ltimamente su accin a travs de un mantenimiento de la presin.

Los factores de recobro que se han venido manteniendo para el campo Parahuacu son de 15% para Basal Tena, 20% para U y 29% para T, los mismos que han sido calculados en la simulacin realizada en el campo.

En la (Tabla 2.1) se muestran los valores de factor de recobro para el Campo Parahuacu.

Tabla 2.1 Factores de Recobro del Campo Parahuacu

Arena e (%) Sw (%) FR (%) Basal Tena 12.50 35.00 15.00

U 10.40 29.00 20.00 T 11.90 30.00 29.00

Fuente: SUBGERENCIA DE EXPLORACIN Y DESARROLLO PETROPRODUCCIN

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2.3 RESERVAS

Son aquellos volmenes de hidrocarburos existentes en un yacimiento y factibles de recuperacin. Se clasifican en:

Primarias Secundarias Probables Probadas no desarrolladas Probadas Remanentes

2.3.1 RESERVAS PRIMARIAS

Son las reservas recuperables por mtodos convencionales, como resultado de la energa inherente del reservorio y que pueden ser explotados bajo precios y costos comerciales.

2.3.2 RESERVAS SECUNDARIAS

Son las reservas que se adicionan a las primarias, como resultado de implantacin de algn sistema de recuperacin mejorada.

2.3.3 RESERVAS PROBABLES

Son volmenes de hidrocarburos estimados de acuerdo con los estudios geolgicos y geofsicos, ubicados en las cercanas de los volmenes probados.

2.3.4 RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS

Son aquellas reservas que una vez probadas no pueden ser recuperadas debido a la falta de pozos necesarios para la total explotacin.

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2.3.5 RESERVAS PROBADAS

Constituyen los volmenes de hidrocarburos que existen en los yacimientos, factibles de ser recuperados, y determinados con toda seguridad mediante los resultados obtenidos especialmente con la perforacin de pozos y pruebas de produccin probadas desarrolladas.

Son las reservas que pueden ser recuperadas en las reas en donde se ha desarrollado el campo y puede ser obtenida de la siguiente ecuacin.

( ) ( ) ( )BFBlsBFRBFPOESBFReservas

oi /*= (Ec. 2.2)

2.3.6 RESERVAS REMANENTES

Es aquel volumen de hidrocarburos recuperables, cuantificables a cualquier fecha posterior al inicio de la produccin comercial, que todava permanecen en el yacimiento.

( ) ( )Bls Acumulada Produccin- Probadas Reservas Bls RemanentesReservas = (Ec. 2.3)

Los mtodos existentes para la realizacin del clculo de reservas son:

Mtodo Volumtrico Curvas de Declinacin Balance de Materiales

En el presente estudio el clculo de reservas se realizara aplicando el mtodo volumtrico y las curvas de declinacin.

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2.4 MTODO VOLUMTRICO

Este mtodo es utilizado para calcular el volumen de petrleo presente en el yacimiento y se basa en:

1. La informacin obtenida de registros elctricos y anlisis de ncleos donde se determina el volumen total, porosidad, y saturacin de los fluidos presentes en el yacimiento.

2. Anlisis del fluido donde se determina el factor volumtrico del petrleo.

El mtodo volumtrico se basa en diferentes procedimientos para determinar las reservas de hidrocarburos, estos mtodos son.

Mtodo de Cimas y Bases Mtodo de Isopacas Mtodo de Isovolmenes Porosos Mtodo de Isondice de Hidrocarburos

2.4.1 MTODO DE ISONDICE DE HIDROCARBUROS

El ndice de hidrocarburos (IH) representa la fraccin del espesor neto poroso de una roca que est ocupada por los hidrocarburos, y esta es la ecuacin que lo describe.

oeo ShIH **= (Ec. 2.4)

Donde:

ho = espesor neto saturado de hidrocarburo (pies) e = porosidad efectiva (%) So =saturacin de hidrocarburo (%)

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Para el clculo de las reservas In-Situ del campo Parahuacu, se han utilizado los mapas estructurales al tope de cada reservorio y el mapa de isondice de hidrocarburos (Tabla 2.2).

Tabla 2.2 Isondice de Hidrocarburos

Pozo Arena e So ho (pies) IH (pies)

PRH 1 Basal Tena 12.00 0.4374 5.50 0.2886 U inferior 11.20 0.4942 8.00 0.4428 T superior 12.80 0.6575 6.50 0.5470 T inferior 12.25 0.7070 35.00 3.0312

PRH 2 Basal Tena 16.40 0.6250 10.50 1.0762 U inferior 12.20 0.5850 28.50 2.0340

T superior 11.80 0.4340 7.00 0.3584 T inferior 13.60 0.8720 39.50 4.6843

PRH 3B Basal Tena 12.80 0.620 6.00 0.4761 U inferior 14.50 0.804 33.00 3.5287 T inferior 18.00 0.777 24.00 3.3566

PRH 4 Basal Tena 15.70 0.730 15.00 1.7191 U inferior 12.60 0.500 9.00 0.5670 T superior 11.50 0.350 3.00 0.1207 T inferior 12.80 0.788 8.00 0.8069

PRH 7

Basal Tena 14.00 0.710 8.00 0.7952 U media 12.00 0.770 4.00 0.3696 U inferior 13.00 0.550 12.00 0.8580 T superior 11.00 0.550 10.00 0.6050 T inferior 14.00 0.860 44.00 5.2976

Holln 14.00 0.900 11.00 1.3860

PRH 8

Basal Tena 15.30 0.812 11.00 1.3665 U media 14.10 0.732 6.00 0.6192 U inferior 13.00 0.838 20.75 2.2605 T superior 12.60 0.338 27.00 1.1498 T inferior 15.00 0.834 42.25 5.2854

PRH 9

Basal Tena 13.20 0.520 2.00 0.1372 U superior 14.70 0.559 4.50 0.3697 U media 12.30 0.671 12.50 1.0316 U inferior 10.30 0.666 18.00 1.2347 T inferior 12.70 0.586 21.0 1.5628

Fuente: PETROPRODUCCIN (Interactive Petrophysic) Elaborado por: Alfredo Obando

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A continuacin se hace referencia el clculo de reservas por el mtodo volumtrico para las diferentes arenas del campo Parahuacu (Tabla 2.3).

Tabla 2.3 Reservas del Campo Parahuacu


Tabla 2.4 Petrleo Original en Sitio (POES)

Arena POES (Bls) Basal Tena 12,343,546

U 28,097,362 T 86,456,139

Sub-Total 126,897,047


Yacimiento rea

(acres) ho

(pies) Sw

(%) e

(%) Boi Volumen

Insitu (cs) Bls

FR (%)

Basal Tena 3088.00 7.50 35.00 12.50 1.229 12,343,546 15.00 U 4015.00 15.50 29.00 10.40 1.219 28,097,362 20.00 T 4324.00 40.50 30.00 11.90 1.280 86,456,139 29.00

Sub-Total 11,427.00 63.50 31.33 11.60 1.240 126,897,047 22.33

GOR Scf/Bls

Reservas Produccin Acumulada

Bls 31-12-2006

Produccin 2006

Reservas Remanentes

Bls 31-12-2006

% Recuperado En funcin de

Probadas Bls

POES Reservas

162 1,851,532 1,115,088 37,126 736,444 4.01 26.73 463 5,619,472 812,291 46,354 4,807,181 2.11 10.55 395 25,072,280 12,450,181 502,700 12,622,099 15.18 52.35 340 32,543,285 14,377,560 586,180 18,165,725 9.69 40.30

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Tabla 2.5 Petrleo en Sitio, Reservas Inciales y Remanentes de cada pozo.


Cabe sealar que por poseer un historial de produccin muy largo y ajustable, a ser calculado por el mtodo de curvas de declinacin se procedi a calcular reservas por este mtodo en los pozos Parahuacu 01, Parahuacu 04 y en el caso del pozo Parahuacu 05 por no tener informacin bsica de datos petrofsicos y de fluidos de las diferentes arenas, el clculo de reservas se lo realizo de igual manera por el mtodo de curvas de declinacin, el cual se detallara mas adelante en este mismo capitulo.

2.5 CURVAS DE DECLINACIN

Se conoce como curvas de declinacin a las curvas que resultan de graficar la tasa de produccin de petrleo de un yacimiento, pozo o campo versus tiempo.

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Son utilizadas para analizar o predecir la produccin de dicho pozo o grupo de pozos y calcular las reservas de los mismos.

Para generar la curva tiene que reunir dos aspectos:

1. El valor tiene que ser una funcin ms o menos continua de la variable dependiente y cambiar y cambiar de una manera uniforme.

2. Debe haber un punto final conocido.

El proceso de extrapolacin es por lo tanto estrictamente de naturaleza emprica, y una expresin matemtica de la tendencia de la curva basada en una consideracin fsica del reservorio puede ser puesto para casos pequeos.

Los dos tipos ms importantes de curvas son caudal/tiempo (Historia de Produccin) y propiamente la curva de declinacin (Prediccin de Produccin), si a esto lo complementamos con los costos de operacin, se hace posible determinar con exactitud la rata del lmite econmico y este es el punto final de la curva.

Mientras que el lmite econmico se da cuando los costos de produccin se igualan al valor del hidrocarburo producido.

2.5.1 TIPOS DE CURVAS DE DECLINACIN

Existen tres tipos bsicos de curvas de declinacin: exponencial o constante, hiperblica en la que se supone que la tasa de declinacin es proporcional a la tasa de produccin y armnica que es un caso especial de la declinacin hiperblica.

Declinacin Exponencial Declinacin Hiperblica Declinacin Armnica

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2.5.1.1 Declinacin Exponencial

La declinacin de la produccin de un pozo varia en forma constante con respecto al tiempo, de aqu podemos obtener la produccin a lo largo de un periodo de tiempo y realizar el perfil de produccin de un pozo.

2.5.1.2 Declinacin Hiperblica

Esta declinacin no es constante y vara en funcin de la tasa de produccin. A mayor tasa de produccin, debe haber una mayor tasa de declinacin.

2.5.1.3 Declinacin Armnica

Esta declinacin es proporcional a la tasa de produccin.

2.5.2 PROCEDIMIENTO

1. Para realizar el clculo de reservas se utiliza en Software Oil Field Manager (O.F.M), el cual de una manera prctica y precisa nos ayuda a obtener valores de declinacin de produccin de fluido, produccin de petrleo, produccin de agua y adems saber el porcentaje del corte de agua correspondientes para los yacimientos Basal Tena, U y T.

2. La grfica obtenida nos muestra la determinacin de las reservas, la cual se basa en la tendencia estadstica que presenta la tasa de produccin diaria de petrleo para cada arena, mientras que las Reservas Remanentes se calculan mediante la diferencia entre las Reservas Probadas y la Produccin Acumulada.

Cabe sealar que para obtener informacin confiable del clculo de reservas realizadas por este mtodo es importante contar con un historial de produccin largo (2 o 3 aos de produccin mnima).

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Es necesario dar a conocer que para el pozo Parahuacu 03 se le realizo el clculo de reservas por el mtodo de curva de declinacin debido a que por problemas operativos tuvo que ser cerrado alcanzando en este tiempo una produccin acumulada de 617,600 Bls de petrleo.

Hay que tener en cuenta que la produccin acumulada que se utilizo en el mtodo volumtrico corresponde

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