Plan de desarrollo del campo Drago

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(1)I. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL. FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS. PLAN DE DESARROLLO DEL CAMPO DRAGO. PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL GRADO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS. ÁLVARO DAVID BETANCOURT SÁNCHEZ [email protected] PAULINA ALEJANDRA CAICEDO VITERI [email protected]. DIRECTOR: ING. CELIO VEGA MSC. [email protected]. Quito, Abril 2012.

(2) II. DECLARACIÓN. Nosotros, Álvaro David Betancourt Sánchez y Paulina Alejandra Caicedo Viteri, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.. PAULINA ALEJANDRA. ÁLVARO DAVID. CAICEDO VITERI. BETANCOURT SÁNCHEZ.

(3) III. CERTIFICACIÓN. Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Álvaro David Betancourt Sánchez y Paulina Alejandra Caicedo Viteri, bajo mi supervisión.. ING. CELIO VEGA Msc. DIRECTOR DE PROYECTO.

(4) AGRADECIMIENTOS. Nuestro profundo agradecimiento va dirigido a Dios por su sustento y protección a lo largo de nuestras vidas. A nuestras familias por su constante apoyo y ánimo para la realización de este trabajo. Al ingeniero Celio Vega por su incondicional guía y paciencia para dirigir el presente proyecto de titulación. Agradecemos también a la Escuela Politécnica Nacional y a los docentes del Departamento de Petróleos por su acogida y el apoyo recibido durante el desarrollo de nuestros estudios. A la empresa EP Petroecuador por el auspicio y colaboración brindados, en especial al ingeniero Mario Robles. Finalmente, nuestro sincero agradecimiento a todas las personas que compartieron con nosotros estos años dándonos confianza, apoyo y motivación. Paulina Caicedo Álvaro Betancourt.

(5) DEDICATORIA. A mi padre, mi familia y mis amigos por siempre confiar en mí. Paulina Caicedo. Para Edgar, Sofía y Anahí. Álvaro Betancourt.

(6) VI. CONTENIDO DECLARACIÓN ..................................................................................................... II ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................. XI ÍNDICE DE FIGURAS Y GRÁFICOS .................................................................. XVI SIMBOLOGÍA Y SIGLAS...................................................................................... XX PRESENTACIÓN .............................................................................................. XXIII CAPÍTULO I ........................................................................................................... 1 CÁLCULO DE RESERVAS .................................................................................... 1 1.1 INFORMACIÓN GENERAL DEL ÁREA........................................................ 1 1.1.1 UBICACIÓN ........................................................................................... 1 1.2 INFORMACIÓN GEOFÍSICA ........................................................................ 2 1.2.1 CAMPAÑAS SÍSMICAS ......................................................................... 2 1.2.2 INTERPRETACIÓN SÍSMICA ................................................................ 5 1.3 INFORMACIÓN GEOLÓGICA ...................................................................... 8 1.3.1 CORRELACION ESTRATIGRÁFICA ..................................................... 8 1.3.2 COLUMNA GEOLÓGICA ....................................................................... 9 1.4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS .............................................10 1.4.1 EJES ESTRUCTURALES .....................................................................10 1.4.2 ANÁLISIS ESTRUCTURAL...................................................................13 1.4.3 DEFINICIÓN DEL PLAY .......................................................................14 1.5. ESTRATIGRAFÍA ......................................................................................14 1.5.1 FORMACIONES Y UNIDADES GEOLÓGICAS ....................................15 1.5.2 ESQUEMA ESTRATIGRÁFICO SECUENCIAL ....................................18 1.5.3 AMBIENTES DE DEPÓSITO ................................................................18 1.6 POZOS DEL CAMPO ..................................................................................20 1.6.1 TOPES FORMACIONALES ..................................................................21 1.6.2 EVALUACIÓN DE REGISTROS ELÉCTRICOS ...................................22 1.7 PRESIÓN DE LOS RESERVORIOS ...........................................................24.

(7) VII. 1.8 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE LOS RESERVORIOS ...................30 1.8.1 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL PETRÓLEO Y SOLUBILIDAD DEL GAS ...............................................................................31 1.8.2 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL GAS .......................37 1.8.3 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL AGUA ....................39 1.8.4 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO ............................................................40 1.8.5 VISCOSIDAD DEL GAS........................................................................46 1.8.6 VISCOSIDAD DEL AGUA .....................................................................49 1.8.7 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO .................................................49 1.8.8 COMPRESIBILIDAD DEL AGUA ..........................................................51 1.8.9 MEDICIÓN MULTIFÁSICA DE LOS FLUIDOS DE LOS POZOS EXISTENTES .................................................................................................52 1.9 PROPIEDADES DE LAS ROCAS DE LOS RESERVORIOS ......................52 1.9.1 POROSIDAD, SATURACIÓN INICIAL DE AGUA Y ESPESOR NETO 52 1.9.2 COMPRESIBILIDAD DE LA FORMACIÓN ...........................................53 1.9.3 PERMEABILIDAD Y TEMPERATURA DE LOS RESERVORIOS ........54 1.10 RESERVORIOS ........................................................................................55 1.10.1 ESTRUCTURA DRAGO......................................................................55 1.10.2 ESTRUCTURA DRAGO NORTE- ESTE.............................................56 1.11 CÁLCULO DEL POES ...............................................................................59 1.11.1 MÉTODO VOLUMÉTRICO .................................................................59 1.11.2 MÉTODO DE BALANCE DE MATERIALES .......................................61 1.12 RESERVAS ...............................................................................................73 1.12.1 FACTOR DE RECOBRO ....................................................................73 1.12.2 RESERVAS PROBADAS ....................................................................75 1.12.3 RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS ...................................75 1.12.4 RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS .............................76 1.12.5 RESERVAS REMANENTES ...............................................................77 CAPÍTULO II .........................................................................................................78 ELABORACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO ...................................................78.

(8) VIII. 2.1 PLAN DE PERFORACIÓN ..........................................................................78 2.2 PREDICCIONES DE PRODUCCIÓN ..........................................................80 2.3 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL .........................................88 2.4 INSTALACIONES DE SUPERFICIE ............................................................89 2.4.1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CENTRALES .................................89 2.4.2 PLATAFORMAS ...................................................................................90 CAPÍTULO III ........................................................................................................93 ANÁLISIS ECONÓMICO .......................................................................................93 3.1. CONSIDERACIONES .................................................................................93 3.2. INVERSIONES ...........................................................................................94 3.2.1. INVERSIONES EN PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN...................94 3.2.2. INVERSIONES EN PLATAFORMAS ...................................................95 3.2.3. INVERSIONES EN ESTUDIOS PRELIMINARES ................................95 3.2.4. INVERSIONES EN LA ESTACION DE PROCESAMIENTO ................96 3.2.5. OTRAS INVERSIONES .......................................................................97 3.2.6 INVERSIONES DE LOS ESCENARIOS DE DESARROLLO ................97 3.3 COSTOS DE OPERACIÓN .........................................................................98 3.3.1 COSTO DE OPERACIÓN DE LOS ESCENARIOS DE DESARROLLO .......................................................................................................................99 3.4 FLUJO DE CAJA .......................................................................................102 3.4.1 FLUJO DE CAJA DE LOS ESCENARIOS DE DESARROLLO ...........102 3.5 VALOR ACTUAL NETO DE LA INVERSION.............................................104 3.5.1 VALOR ACTUAL NETO DE LAS ALTERNATIVAS DE DESARROLLO .....................................................................................................................105 3.6 TASA INTERNA DE RETORNO ................................................................106 3.7 PRECIO MÍNIMO REQUERIDO ................................................................107 3.8 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE DESARROLLO .........................................................................................................................107 3.8.1 INVERSIONES ....................................................................................108.

(9) IX. 3.8.1.1 INVERSION EN PLATAFORMAS ................................................108 3.8.1.2 INVERSIONES EN ESTUDIOS PRELIMINARES ........................109 3.8.1.3 INVERSIONES EN LA ESTACIÓN DE PROCESAMIENTO ........109 3.8.1.4 INVERSIONES EN PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN ...........110 3.8.1.5 OTRAS INVERSIONES ................................................................111 3.8.1.6 RESUMEN DE INVERSIONES ....................................................113 3.8.2 COSTO DE OPERACIÓN ...................................................................114 3.8.3 FLUJO DE CAJA .................................................................................115 3.8.4 VALOR ACTUAL NETO, TASA INTERNA DE RETORNO Y PRECIO MÍNIMO REQUERIDO .................................................................................116 3.9 FINANCIAMIENTO ....................................................................................117 3.10 BALANCE ................................................................................................118 CAPÍTULO IV ......................................................................................................120 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................................120 4.1 CONCLUSIONES ......................................................................................120 4.2 RECOMENDACIONES ..............................................................................121 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................123 ANEXOS .............................................................................................................124 ANEXO No 1 CAPÍTULO I ..................................................................................125 ANEXO 1.1 CORRECCIÓN DE LA PRESIÓN DE RESEVORIO AL DATUM DE PRESIONES ....................................................................................................126 ANEXO 1.2 CORRECCIÓN DEL FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN Y SOLUBILADAD DEL GAS MEDIANTE EL USO DE LAS PRUEBAS DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL Y SEPARADOR................................................128 ANEXO 1.3 CÁLCULOS REALIZADOS PARA PROMEDIA LA POROSIDAD, SATURACIÓN DE AGUA Y ESPESOR NETO................................................130 ANEXO 1.4 CÁLCULOS REALIZADOS PARA OBTENER LA TEMPERATURA Y PERMEABILIDAD PROMEDIOS .................................................................132.

(10) X. ANEXO 1.5 CÁLCULOS REALIZADOS PARA OBTENER EL POES POR EL MÉTODO DE BALANCE DE MATERIALES ....................................................134 ANEXO 1.6 RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS ............................138 ANEXO No 2 CAPÍTULO II .................................................................................140 ANEXO 2.1 PREDICCIONES DE PRODUCCIÓN ...........................................141 PREDICCIÓN CON 30 POZOS ...................................................................141 PREDICCIÓN CON 24 POZOS ...................................................................152 PREDICCIÓN CON 18 POZOS ...................................................................162 PREDICCIÓN CON 22 POZOS – PICO DE PRODUCCIÓN .......................170 PREDICCIÓN CON 22 POZOS – PLATEAU DE 11,000 STB/D..................179 PREDICCIÓN CON 22 POZOS – PLATEAU DE 9,000 STB/D....................188 ANEXO No 3 CAPÍTULO III ................................................................................197 ANEXO. 3.1. ANÁLISIS. ECONÓMICO. DE. LOS. ESCENARIOS. DE. DESARROLLO ................................................................................................198 ANÁLISIS ECONÓMICO 18 POZOS ...........................................................198 ANÁLISIS ECONÓMICO 24 POZOS ...........................................................206 ANÁLISIS ECONÓMICO 30 POZOS ...........................................................214 ANÁLISIS ECONÓMICO 22 POZOS PLATEAU 11,000 STB/D ..................222 ANÁLISIS ECONÓMICO 22 POZOS PLATEAU 9,000 STB/D ....................230.

(11) XI. ÍNDICE DE TABLAS. TABLA 1.1 POZOS PERFORADOS EN EL CAMPO DRAGO .............................. 20 TABLA 1.2 TOPES FORMACIONALES DE LOS POZOS DRAGO Y DRAGO ESTE ..................................................................................................................... 21 TABLA 1.3 TOPES FORMACIONALES DE LOS POZOS DRAGO NORTE ......... 21 TABLA 1.4 VALORES DE RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN .......... 22 TABLA 1.5 RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN DE LOS REGISTROS ELÉCTRICOS POR POZO.................................................................................... 23 TABLA 1.6 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO ........................................................................................ 25 TABLA 1.7 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ................................................................ 27 TABLA 1.8 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA T INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO ........................................................................................ 28 TABLA 1.9 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA T INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ................................................................ 28 TABLA 1.10 FVF Y SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PUNTO DE BURBUJA OBTENIDOS. DE. LAS. PRUEBAS. DE. LIBERACIÓN. DIFERENCIAL. Y. SEPARADOR ........................................................................................................ 31 TABLA 1.11 FVF DEL PETRÓLEO SOBRE LA PRESIÓN DE SATURACIÓN PARA LA ARENA U INFERIOR ............................................................................ 32 TABLA 1.12 FVF DEL PETRÓLEO BAJO LA PRESIÓN DE SATURACIÓN PARA LA ARENA U INFERIOR ....................................................................................... 32 TABLA 1.13 SOLUBILIDAD DEL GAS PARA LA ARENA U INFERIOR ............... 32 TABLA 1.14 FVF DEL PETRÓLEO SOBRE LA PRESIÓN DE SATURACIÓN PARA LA ARENA T INFERIOR............................................................................. 33 TABLA 1.15 FVF DEL PETRÓLEO BAJO LA PRESIÓN DE SATURACIÓN PARA LA ARENA T INFERIOR ....................................................................................... 33 TABLA 1.16 SOLUBILIDAD DEL GAS PARA LA ARENA T INFERIOR ............... 33.

(12) XII. TABLA 1.17 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL GAS PARA LA ARENA U INFERIOR ............................................................................................ 38 TABLA 1.18 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL GAS PARA LA ARENA T INFERIOR ............................................................................................. 38 TABLA1.19 COEFICIENTES PARA EL CÁLCULO DEL FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL AGUA ............................................................................... 40 TABLA 1.20 DATOS DE LAS ARENAS U INFERIOR Y T INFERIOR USADOS EN EL CÁLCULO DEL PETRÓLEO MUERTO ........................................................... 41 TABLA 1.21 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO SATURADO PARA LA ARENA U INFERIOR ........................... 42 TABLA 1.22 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO SATURADO PARA LA ARENA T INFERIOR ........................... 42 TABLA 1.23 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO SUBSATURADO PARA LA ARENA U INFERIOR .................... 44 TABLA 1.24 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO SUBSATURADO PARA LA ARENA T INFERIOR .................... 44 TABLA 1.25 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD DEL GAS PARA LA ARENA U INFERIOR ............................................................ 47 TABLA 1.26 TABLA DE VALORES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD DEL GAS PARA LA ARENA T INFERIOR ............................................................ 47 TABLA 1.27 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO PARA LA ARENA U INFERIOR ............................................................................................................. 49 TABLA 1.28 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO PARA LA ARENA T INFERIOR ............................................................................................................. 50 TABLA 1.29 DATOS OBTENIDOS DE LA MEDICIÓN MULTIFÁSICA DE LOS POZOS EXISTENTES .......................................................................................... 52 TABLA 1.30 POROSIDAD, SATURACIÓN DE AGUA Y ESPESOR NETO PROMEDIOS PARA EL CAMPO DRAGO ............................................................ 53 TABLA 1.31 COMPRESIBILIDAD DE LAS FORMACIONES ................................ 54 TABLA 1.32 PERMEABILIDAD Y TEMPERATURA DEL CAMPO DRAGO ......... 54 TABLA 1.33 POES VOLUMÉTRICO – ESTRUCTURA DRAGO ......................... 60 TABLA 1.34 POES VOLUMÉTRICO – ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE . 60.

(13) XIII. TABLA 1.35 PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO Y CONSTANTE DE INTRUSIÓN DE. AGUA. A. PARTIR DEL BALANCE DE. MATERIALES PARA LOS. RESERVORIOS U INFERIOR DE LAS ESTRUCTURAS DRAGO Y DRAGO NORTE-ESTE ....................................................................................................... 72 TABLA 1.36 FACTORES DE RECOBRO DEL CAMPO ....................................... 74 TABLA 1.37 RESERVAS ESTRUCTURA DRAGO ............................................... 75 TABLA 1.38 RESERVAS ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ....................... 75 TABLA 1.39 RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS ESTRUCTURA DRAGO ................................................................................................................. 76 TABLA 1.40 RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ......................................................................................... 76 TABLA 1.41 RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS ESTRUCTURA DRAGO ................................................................................................................. 76 TABLA 1.42 RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS ESTRUCTURA DRAGO NORTE ESTE ......................................................................................... 77 TABLA 1.43 RESERVAS REMANENTES ESTRUCTURA DRAGO ..................... 77 TABLA 1.44 RESERVAS REMANENTES ESTRUCTURA DRAGO NORTE ESTE ..................................................................................................................... 77 TABLA 2.1 POZOS PROPUESTOS PARA EL CAMPO DRAGO ......................... 78 TABLA. 2.2. ORDEN. Y. AÑO. DE. PERFORACIÓN. DE. LOS. POZOS. PROPUESTOS ..................................................................................................... 80 TABLA 2.3 TASAS DE PRODUCCIÓN INICIALES DE LOS POZOS EXISTENTES DEL CAMPO DRAGO ........................................................................................... 82 TABLA. 2.4. EQUIPOS. PROPUESTOS. EN. SUPERFICIE. EXCEPTO. PLATAFORMAS.................................................................................................... 90 TABLA. 2.5. EQUIPOS. Y. ADECUACIONES. PROPUESTAS. EN. LAS. PLATAFORMAS.................................................................................................... 92 TABLA 3.1 INVERSIONES EN PERFORACIÓN Y COMPLETACIÓN ................ 94 TABLA 3.2 INVERSIONES EN PLATAFORMAS ................................................ 95 TABLA 3.3 INVERSIONES EN ESTUDIOS ......................................................... 96 TABLA 3.4 INVERSIONES EN LA ESTACION DE PROCESAMIENTO CPF....... 96 TABLA 3.5 OTRAS INVERSIONES EN EL CAMPO DRAGO. .............................. 97.

(14) XIV. TABLA 3.6 RESUMEN DE INVERSIONES PARA LAS ALTERNATIVAS DE DESARROLLO ...................................................................................................... 98 TABLA 3.7 PARÁMETROS DE COSTOS DE OPERACIÓN DE DRAGO ............ 98 TABLA 3.8 COSTO TOTAL DE OPERACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS DE DESARROLLO ...................................................................................................... 99 TABLA 3.9 COSTO DE OPERACIÓN POR BARRIL DE PETRÓLEO DE LAS ALTERNATIVAS DE DESARROLLO .................................................................. 101 TABLA 3.10 FLUJO DE CAJA DE LAS ALTERNATIVAS DE DESARROLLO .... 103 TABLA. 3.11. VALOR. ACTUAL. NETO. DE. LAS. ALTERNATIVAS. DE. DESARROLLO .................................................................................................... 106 TABLA 3.12 VALOR ACTUAL NETO DE LAS ALTERNATIVAS PARA 22 POZOS ................................................................................................................ 108 TABLA 3.13 DETALLE DE INVERSIONES EN PLATAFORMAS DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE DESARROLLO .................................................................... 108 TABLA 3.14 DETALLE DE INVERSIONES EN ESTUDIOS PRELIMINARES DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE DESARROLLO.................................................. 109 TABLA. 3.15. DETALLE. DE. INVERSIONES. EN. LA. ESTACIÓN. DE. PROCESAMIENTO DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE DESARROLLO ........... 110 TABLA. 3.16. DETALLE. DE. INVERSIONES. EN. PERFORACIÓN. Y. COMPLETACIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE DESARROLLO .............. 111 TABLA. 3.17. DETALLE. DE. OTRAS. INVERSIONES. DE. LA. MEJOR. ALTERNATIVA DE DESARROLLO .................................................................... 112 TABLA 3.18 RESUMEN DE INVERSIONES DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE DESARROLLO .................................................................................................... 113 TABLA 3.19 COSTO DE OPERACIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE DESARROLLO .................................................................................................... 114 TABLA. 3.20. FLUJO. DE. CAJA. DE. LA. MEJOR. ALTERNATIVA. DE. DESARROLLO .................................................................................................... 115 TABLA. 3.21. VAN,. TIR. Y. PMR. DE. LA. MEJOR. ALTERNATIVA. DE. DESARROLLO .................................................................................................... 116 TABLA 3.22 FLUJO DE CAJA FINANCIERO...................................................... 118 TABLA 3.23 BALANCE DEL PROYECTO ......................................................... 119.

(15) XV. TABLA 4.1POES, FACTOR DE RECOBRO Y RESERVAS DE LA ESTRUCTURA DRAGO ............................................................................................................... 122 TABLA 4.2POES, FACTOR DE RECOBRO Y RESERVAS DE LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ....................................................................................... 122.

(16) XVI. ÍNDICE DE FIGURAS Y GRÁFICOS. FIGURA 1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO DRAGO ........................... 1 FIGURA 1.2 SECCION SISMICA NORTE – SUR ................................................... 2 FIGURA 1.3 SECCION SISMICA OESTE – ESTE ................................................. 3 FIGURA 1.4 SECCION SISMICA NORTE - SUR.................................................... 4 FIGURA 1.5 SECCION SISMICA OESTE – ESTE (VIS1 – DRN6D – DRN1 – DRN15D) ................................................................................................................ 5 FIGURA 1.6 MAPA ISÓCRONO DRAGO BASE CALIZA A ................................... 6 FIGURA 1.7 MAPA ISÓCRONO DRAGO BASE CALIZA B ................................... 6 FIGURA 1.8 MAPA ISÓCRONO DRAGO NORTE-ESTE BASE CALIZA A ........... 6 FIGURA 1.9 MAPA ISOCRONO DRAGO NORTE-ESTE BASE CALIZA B ........... 6 FIGURA 1.10 PSEUDO VELOCIDADES A LA BASE CALIZA A ........................... 7 FIGURA 1.11 PSEUDO VELOCIDADES A LA BASE CALIZA B ........................... 7 FIGURA 1.12 CORTE ESTRATIGRÁFICO ENTRE LOS CAMPOS SACHA, DRAGO NORTE-ESTE Y SHUSHUFINDI ............................................................. 9 FIGURA 1.13 CORTE ESTRATIGRÁFICO ENTRE LOS CAMPOS SACHA, DRAGO Y SHUSHUFINDI .................................................................................... 10 FIGURA 1.14 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA ........................ 11 FIGURA 1.15 UBICACIÓN DE BAJOS ESTRUCTURALES Y DEL VOLCÁNICO VISTA .................................................................................................................... 12 FIGURA 1.16 SECCIÓN SÍSMICA 3D, MOSTRANDO LA ESTRUCTURA DRAGO, DRAGO NORTE-ESTE Y LA ESTRUCTURA SHUSHUFINDI ............. 13 FIGURA 1.17 SECCIÓN SÍSMICA 3D, APLANADA AL TOPE NAPO, ENTRE LOS POZOS VISTA-1 – DRAGO N-1 – DRAGO E-1 Y SHUSHUFINDI 105 A ............. 14 FIGURA 1.18 ESQUEMA SECUENCIAL DE LAS FMS. NAPO Y HOLLÍN EN EL POZO DRAGO NORTE 1...................................................................................... 19 FIGURA 1.19 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE U INFERIOR............................. 55 FIGURA 1.20 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE T INFERIOR ............................ 56 FIGURA 1.21 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE U INFERIOR PARA LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ............................................................... 57..

(17) XVII. FIGURA 1.22 CORTE ESTRUCTURAL ESTRATIGRÁFICO DEL RESERVORIO U INFERIOR PARA LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ......................... .57 FIGURA 1.23 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE T INFERIOR PARA LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ................................................................ 58 FIGURA 1.24 CORTE ESTRUCTURAL ESTRATIGRÁFICO DEL RESERVORIO T INFERIOR PARA LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE.............................. 59 FIGURA 1.25 CLASIFICACIÓN DEL RESERVORIO ............................................ 63 FIGURA 1.26 CÁLCULO DEL ÁREA BAJO LA CURVA EN EL MÉTODO DE SCHILTHUIS ........................................................................................................ .69 FIGURA 2.1 UBICACIÓN DE POZOS EXISTENTES Y PROPUESTOS PARA LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ................................................................ 79 FIGURA 2.2 ESQUEMA DE LAS ALTERNATIVAS DE LA PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN ...................................................................................................... 81 FIGURA 2.3 UBICACIÓN DE PLATAFORMAS Y CPF DEL CAMPO DRAGO .... .91. GRÁFICO 1.1 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO .................................................................................. 25 GRÁFICO 1.2 PRESIÓN DE RESERVORIO DE LA ARENA U INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO HASTA EL DÍA 68.......................................................... 26 GRÁFICO 1.3 PRESIÓN DE RESERVORIO DE LA ARENA U INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO A PARTIR DEL DÍA 68 .................................................. 26 GRÁFICO 1.4 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE .......................................................... 27 GRÁFICO 1.5 PRESIÓN DE RESERVORIO PARA LA ARENA T INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE .......................................................... 28 GRÁFICO 1.6 PRESIÓN DE RESERVORIO DE LA ARENA T INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE HASTA EL DÍA 22.................................. 29 GRÁFICO 1.7 PRESIÓN DE RESERVORIO DE LA ARENA T INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE A PARTIR DEL DÍA 22 .......................... 30 GRÁFICO 1.8 FVF DEL PETRÓLEO SOBRE LA PRESIÓN DE SATURACIÓN PARA LA ARENA U INFERIOR ............................................................................ 34.

(18) XVIII. GRÁFICO 1.9 FVF DEL PETRÓLEO BAJO LA PRESIÓN DE SATURACIÓN PARA LA ARENA U INFERIOR ........................................................................... 34 GRÁFICO 1.10 FVF DEL PETRÓLEO SOBRE LA PRESIÓN DE SATURACIÓN PARA LA ARENA T INFERIOR............................................................................. 35 GRÁFICO 1.11 FVF DEL PETRÓLEO BAJO LA PRESIÓN DE SATURACIÓN PARA LA ARENA T INFERIOR............................................................................. 35 GRÁFICO 1.12 SOLUBILIDAD DEL GAS PARA LA ARENA U INFERIOR .......... 36 GRÁFICO 1.13 SOLUBILIDAD DEL GAS PARA LA ARENA T INFERIOR .......... 36 GRÁFICO 1.14 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL GAS PARA LA ARENA U INFERIOR ............................................................................................ 38 GRÁFICO 1.15 FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL GAS PARA LA ARENA T INFERIOR ............................................................................................. 39 GRÁFICO 1.16 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO SATURADO VERSUS PRESIÓN PARA LA ARENA U INFERIOR ............................................................................ 43 GRÁFICO 1.17 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO SATURADO VERSUS PRESIÓN PARA LA ARENA T INFERIOR............................................................................. 43 GRÁFICO 1.18 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO SUBSATURADO VERSUS PRESIÓN PARA LA ARENA U INFERIOR ........................................................... 45 GRÁFICO 1.19 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO SUBSATURADO VERSUS PRESIÓN PARA LA ARENA T INFERIOR............................................................ 45 GRÁFICO 1.20 VISCOSIDAD DEL GAS VERSUS LA PRESIÓN PARA LA ARENA U INFERIOR ............................................................................................ 48 GRÁFICO 1.21 VISCOSIDAD DEL GAS VERSUS LA PRESIÓN PARA LA ARENA T INFERIOR ............................................................................................. 48 GRÁFICO 1.22 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO VERSUS PRESIÓN PARA LA ARENA U INFERIOR ....................................................................................... 50 GRÁFICO 1.23 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO VERSUS PRESIÓN PARA LA ARENA T INFERIOR ....................................................................................... 51 GRÁFICO 1.24 TASAS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA DE LA ARENA U INFERIOR – ESTRUCTRURA DRAGO .............................................. .64 GRÁFICO 1.25 TASAS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA DE LA ARENA U INFERIOR – ESTRUCTRURA DRAGO NORTE-ESTE ...................... .65.

(19) XIX. GRÁFICO 1.26 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA DE LA ARENA U INFERIOR – ESTRUCTRURA DRAGO .............................................. .65 GRÁFICO 1.27 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA DE LA ARENA U INFERIOR – ESTRUCTRURA DRAGO NORTE-ESTE ...................... .66 GRÁFICO 1.28 F/(Eo+Efw) VERSUS Np PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO ....................................................................................... .66 GRÁFICO 1.29 F/(Eo+Efw) VERSUS Np PARA LA ARENA U INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE ................................................................ 67 ୲. GRÁFICO 1.30 F/(Eo+Efw) VERSUS ‫׬‬଴ ൫୧ Ǧ൯/(Eo+Efw) PARA LA ARENA U. INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO .......................................................... 71 ୲. GRÁFICO 1.31 F/(Eo+Efw) VERSUS ‫׬‬଴ ൫୧ Ǧ൯/(Eo+Efw) PARA LA ARENA U. INFERIOR DE LA ESTRUCTURA DRAGO NORTE-ESTE .................................. 71 GRÁFICO 2.1 DECLINACIÓN DEL POZO DRAGO 1 .......................................... 82 GRÁFICO 2.2 AJUSTE DE LA TASA DE PRODUCCIÓN INICAL ARENA U INFERIOR ............................................................................................................. 83 GRÁFICO 2.3 AJUSTE DE LA TASA DE PRODUCCIÓN INICAL ARENA T INFERIOR ............................................................................................................. 83 GRÁFICO 2.4 WOR VERSUS NP POZO DRAGO 1 ............................................ 84 GRÁFICO 2.5 AJUSTE WOR VERSUS NP DRAGO 1 ......................................... 85 GRÁFICO 2.6 ALTERNATIVA DE PRODUCCIÓN PARA 22 POZOS – PICO DE. PRODUCCIÓN ...................................................................................................... 86 GRÁFICO 2.7 ALTERNATIVA DE PRODUCCIÓN PARA 22 POZOS – PLATEAU DE 11,000 STB/D .................................................................................................. 87 GRÁFICO 2.8 ALTERNATIVA DE PRODUCCIÓN PARA 22 POZOS – PLATEAU DE 9,000 STB/D .................................................................................................... 88 GRÁFICO 3.1 COSTO TOTAL DE OPERACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS DE DESARROLLO .................................................................................................... 100 GRÁFICO 3.2 COSTO DE OPERACIÓN POR BARRIL DE PETRÓLEO DE LAS ALTERNATIVAS DE DESARROLLO .................................................................. 102 GRÁFICO 3.3 FLUJO DE CAJA DE LAS ALTERNATIVAS DE DESARROLLO . 104 GRÁFICO. 3.4. VALOR. ACTUAL. NETO. DE. LAS. ALTERNATIVAS. DE. DESARROLLO .................................................................................................... 106.

(20) XX. SIMBOLOGÍA Y SIGLAS. SIGLAS API Gravedad específica, grados BAPD bbl BPPD CAP FNC FR FVF GOR GRAD KB. Barriles de agua por día barriles de reservorio Barriles de petróleo por día Contacto agua petróleo Flujo neto de caja Factor de recobro Factor volumétrico de formación Relación gas petróleo Gradiente hidrostático Kelly bushing. MD MP PHI POES. Profundidad medida Profundidad media del cañoneo Porosidad Petróleo original en sitio. ppm. Partes por millón. PVT. Presión, volumen y temperatura. scf STB TIR TVD UTM VAN Vcl. Pies cúbicos estándar (Standar cubic feet) Barril estándar (Stock tank barrel) Tasa interna de retorno Profundidad vertical verdadera Universal Transverse Mercator Valor actual neto Volumen de arcilla. WOR. Relación agua petróleo. SÍMBOLOS B factor volumétrico de formación $ dólares americanos c compresibilidad isotérmica D día E factor de expansión Gp producción de gas acumulada h espesor de la formación k permeabilidad M peso molecular N petróleo origina en sitio Np recuperación acumulada de petróleo P Presión Ȉ porosidad Q tasa de producción r distancia radial, tasa de actualización R relación gas petróleo producido Rp relación gas petróleo acumulada Rs relación gas petróleo en solución S saturación t tiempo T temperatura absoluta V volumen We intrusión acumulada de agua Wp producción de agua acumulada z factor de desviación del gas γ gravedad específica Δ variación μ viscosidad dinámica.

(21) XXI. RESUMEN La elaboración del plan de desarrollo del campo Drago esta diseñado para recuperar las reservas primarias de los reservorios prospectivos del campo sobre la base de la utilización de los recursos financieros, tecnológicos y humanos de la empresa EP Petroecuador para minimizar las necesidades de inversión de capital y gastos operativos y maximizar la recuperación económica del yacimiento. El Campo Drago está formado por dos diferentes estructuras llamadas Drago y Drago Norte-Este. Se ubica en el eje de la Cuenca Oriente y forma parte del corredor Sacha-Shushufindi. En superficie se localiza en la provincia de Sucumbíos a 240 km al este de la ciudad de Quito. Las estructuras que forman parte del campo Drago tienen dos reservorios prospectivos que son las arenas U Inferior y T Inferior de la formación Napo. Se calculó el petróleo original en sitio (POES) y las reservas de dichas arenas. Para la arena U Inferior se aplicó los métodos volumétrico y de balance de materiales y para la arena T Inferior únicamente el método volumétrico. Los resultados obtenidos por el método volumétrico son: en la estructura Drago, arena U Inferior, POES de 6.49 MMSTB y reservas de 3.23 MMSTB, arena T Inferior, POES de 1.77 MMSTB y reservas de 638 MSTB; en la estructura Drago Norte-Este, arena U inferior, POES de 73.3 MMSTB y reservas de 32.7 MMSTB, arena T Inferior, POES de 50.4 MMSTB y reservas de 19.7 MMSTB. Los resultados obtenidos por el método de balance de materiales son: en la estructura Drago, arena U Inferior, POES de 7.34 MMSTB y reservas de 3.41 MMSTB; en la estructura Drago Norte-Este, arena U Inferior, POES de 32.1 MMSTB y reservas de 14.3 MM. Se elaboró el plan de desarrollo en base al número de pozos que maximiza el valor actual neto del proyecto de explotación del campo. Se determinó que la mejor alternativa de desarrollo se alcanza con la perforación de veintidós pozos productores en el campo. Se elaboró el plan de perforación en base a los pozos actualmente perforados y los pozos propuestos. Se planea terminar la perforación de todos los pozos productores en un plazo de dos años a partir del 2012. Se.

(22) XXII. realizó la predicción de producción con los pozos propuestos y ajustando la producción histórica de los pozos actuales del campo. En esta predicción se alcanzó la máxima producción de fluidos en el año 2013, con aproximadamente 14.3 MSTB/D de petróleo y 20.3 MSTB/D de fluidos. Las facilidades de superficie fueron propuestas para procesar esta capacidad de producción. Se considera que el campo genera de manera autónoma la energía requerida. Se plantea que todos los pozos propuestos tendrán al bombeo electro sumergible como sistema de levantamiento artificial en completaciones dobles para poder producir de las dos arenas prospectivas simultáneamente. El análisis económico presenta el instrumento a través del cual se determina la mejor alternativa de desarrollo. Se realizaron varios escenarios en los cuales se determinó el valor actual neto de los proyectos de explotación en base al número de pozos productores del campo. De estos escenarios se interpola el número de pozos que maximiza el valor actual neto del proyecto. Se realiza un nuevo análisis económico a la mejor alternativa de desarrollo de la cual se obtiene los siguientes resultados: la duración del proyecto de explotación del campo Drago en su mejor alternativa de desarrollo será de veintinueve años. Requerirá de un total de inversiones de 399.59MM de dólares, costos operacionales 189.9MM de dólares, costo de transporte de 93.7MM de dólares y costo financiero de 65.5MM de dólares. El valor actual neto del flujo de caja es 300.2MM de dólares y la tasa interna de retorno del 69%. El proyecto genera una renta de 1594.4MM de dólares. El proyecto será financiado por fuentes externas por un monto de 77MM de dólares. Con todos los análisis técnicos y económicos realizados se recomienda continuar la explotación del campo Drago en base a los lineamentos del presente trabajo..

(23) XXIII. PRESENTACIÓN. El plan de desarrollo del campo Drago tiene como propósito brindar la mejor alternativa de desarrollo del campo, operado por la empresa pública EP Petroecuador, integrando tanto la parte técnica como económica para explotar los recursos petrolíferos, minimizando los gastos e inversiones y maximizando la recuperación del reservorio. El proyecto del plan de desarrollo es de vital importancia en la explotación primaria del reservorio, planteando los lineamientos generales sobre los cuales se debe trabajar en las áreas de perforación, producción e ingeniería de reservorios. Con este proyecto se plantea, como primer paso, realizar un acercamiento preliminar al petróleo original en sitio y las reservas del campo Drago a través de dos métodos: volumétrico y de balance de materiales. Al determinarse las reservas del campo, se pueden realizar varias alternativas de producción, cada una con sus requerimientos de inversión y costos operativos. Al tratarse de alternativas mutuamente excluyentes se puede determinar la mejor a través de una simulación económica del proyecto evaluando su el valor actual neto del flujo de caja generado. El aporte generado por el presente trabajo además de presentar la mejor alternativa de desarrollo del campo es dejar las bases del procedimiento de selección de proyectos de explotación petrolera a través de simulaciones económicas de los mismos. Procedimiento que no es usado en la actualidad por la empresa pública EP Petroecuador pero que puede ser implementado en nuevos proyectos o en el re desarrollo de campos maduros. En el capítulo I se presenta la recopilación de la información geológica y geofísica del campo, la estratigrafía, los pozos del campo incluyendo los topes formacionales y la evaluación de los registros eléctricos, el análisis realizado a la presión de los reservorios y las propiedades de los fluidos y roca. A continuación se describe a los reservorios prospectivos del campo y se calcula el petróleo origina en sitio, factor de recobro y reservas de estos reservorios..

(24) XXIV. En el capítulo II se presenta el plan de desarrollo para la mejor alternativa de desarrollo. Incluye el plan de perforación con los pozos propuestos, su ubicación y frecuencia de perforación. Se elabora las predicciones de producción para todos los escenarios de producción y para la mejor alternativa de desarrollo. Se recomienda la implementación de las facilidades de superficie en base a la producción esperada y se plantea el uso del sistema de levantamiento artificial para el campo. En el capítulo III se presenta el análisis económico realizado a todos los escenarios de desarrollo, incluyendo la mejor alternativa de desarrollo. Se desarrolla en detalle las inversiones realizadas y propuestas, los costos de operación y la elaboración del flujo de caja del proyecto. Se calcula el valor actual neto como método de evaluación del mejor escenario de desarrollo y de la mejor alternativa de desarrollo se determina la tasa interna de retorno. Se incluye la elaboración del flujo de caja financiero y el tipo de financiamiento que tendría el proyecto. Finalmente se elabora el balance final del proyecto determinado el porcentaje que representan todos los costos y la distribución de la renta. En el capítulo IV se presentan las conclusiones y recomendaciones del trabajo..

(25) 1. CAPÍTULO I CÁLCULO DE RESERVAS 1.1 INFORMACIÓN GENERAL DEL ÁREA 1.1.1 UBICACIÓN El Campo Drago está formado por dos diferentes estructuras llamadas Drago y Drago Norte-Este. La estructura Drago está ubicada en el eje de la Cuenca Oriente, forma parte del corredor Sacha-Shushufindi y en superficie se localiza en la provincia de Sucumbíos a 240 km al este de la ciudad de Quito. La estructura Drago Norte-Este se encuentra localizada en el Oriente ecuatoriano, provincia de Sucumbios, a 194 km al Este de la ciudad de Quito, entre los campos Sacha y Shushufindi. En la Figura 1.1 se un esquema de la ubicación geográfica del campo Drago. FIGURA 1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO DRAGO. Fuente: EP Petroecuador.

(26) 2. 1.2 INFORMACIÓN GEOFÍSICA 1.2.1 CAMPAÑAS SÍSMICAS En el área del campo Drago Norte-Este se dispone de campañas sísmicas 2D y 3D; como resultado de la interpretación sísmica 3D, se obtuvo los mapas isócronos y estructurales de los horizontes sísmicos a la base caliza A y al tope caliza B. La sección sísmica mostrada en la Figura 1.2 , tiene una dirección Norte – Sur, correlaciona los pozos: Drago Este 1 y Drago Este 5D, el primero con mayor relieve que el segundo, pequeñas deflexiones estructurales separa a los campos proyectados Drago Norte-Este y Condorazo SE, la sección Este tiene menor relieve que sección Norte y mayor relieve que Condorazo SE, los reflectores calizas A y B son continuos y bien marcados, un potente paquete de sedimentos precretácicos se encuentran en discordancia bajo los depósitos cretácicos. FIGURA 1.2 SECCION SISMICA NORTE – SUR (DRE1 – DRE5D). Fuente: EP Petroecuador.

(27) 3. La sección sísmica mostrada en la Figura 1.3, es de dirección Oeste-Este, correlaciona los pozos: Drago Este 1 y Drago Este 5D con menor relieve que el primero, una pequeña deflexión estructural separa los campos Drago Norte - Este y Shushufindi, al este se observa que la estructura Shushufindi gana relieve. Los reflectores calizas A y B son continuos y bien marcados, un potente paquete de sedimentos precretácicos se encuentran en discordancia bajo los depósitos cretácicos. FIGURA 1.3 SECCION SISMICA OESTE – ESTE (DRE1 – DRE5D). Fuente: EP Petroecuador. La sección sísmica que se muestra en la Figura 1.4 tiene una dirección aproximada Norte – Sur, correlaciona los pozos: Vista 1, Drago Norte 6D, Drago.

(28) 4. Norte 1 y Drago Norte 15D, el relieve se incrementa hacia el pozo Vista 1 por la presencia del volcánico de Vista que interrumpe la secuencia sedimentaria desde el precretácico hasta la base del ciclo U, al Sur se observa la deflexión que lo separa del campo Drago. Los reflectores Calizas A y B son continuos y bien marcados, un potente paquete de sedimentos Precretácicos se encuentran en discordancia bajo los depósitos Cretácicos. FIGURA 1.4 SECCION SISMICA NORTE – SUR (VIS1 – DRN6D – DRN1 – DRN15D). Fuente: EP Petroecuador. La sección sísmica mostrada en la Figura 1.5, es de dirección Oeste – Este, correlaciona los campos Drago Norte - Este y Shushufindi con mayor relieve que el primero, una pequeña deflexión estructural separa los dos campos. Los reflectores Calizas A y B son continuos y bien marcados, un potente paquete de sedimentos precretácicos se encuentran en discordancia bajo los depósitos cretácicos..

(29) 5. FIGURA 1.5 SECCION SISMICA OESTE – ESTE (VIS1 – DRN6D – DRN1 – DRN15D). Fuente: EP Petroecuador. 1.2.2 INTERPRETACIÓN SÍSMICA Con la información del volumen sísmico del área Shushufindi, EP Petroecuador realizó la interpretación de los horizontes sísmicos caliza “A” y caliza “B”, para generar los mapas Isócronos a la base Caliza A y al tope de la Caliza B, donde se observa bien definida la estructura Drago y Drago Norte-Este con un sistema de falla transpresional dextral al Este, y separada por una pequeña deflexión del campo Shushufindi al este, además en el mapa Isócrono de la caliza B, se observa la posible área de influencia del volcánico del pozo Vista-1 en el caso de la estructura Drago Norte-Este. Para elaborar los mapas de pseudo velocidades, los valores de velocidad fueron calculados a partir de las tablas tiempo vs profundidad, obtenidos de la construcción de sismogramas sintéticos de los pozos que tienen registros sónicos, calibrados con el registro sísmico vertical (VSP) del pozo Shushufindi 105..

(30) 6. FIGURA 1.6 MAPA ISÓCRONO. FIGURA 1.7 MAPA ISÓCRONO. DRAGO BASE CALIZA A. DRAGO BASE CALIZA B. Fuente: EP Petroecuador. FIGURA 1.8 MAPA ISÓCRONO. FIGURA 1.9 MAPA ISÓCRONO. DRAGO NORTE-ESTE BASE CALIZA. DRAGO NORTE-ESTE BASE CALIZA. A. B. Fuente: EP Petroecuador.

(31) 7. En los mapas de pseudo velocidades a la base caliza A y al tope caliza B, se observa que los gradientes de velocidad varían en sentido NE – SW, en la zona Este del campo se tiene velocidades entre 9,625 a 9,650 ft/s2 y 9,600 a 9,625 ft/s2 respectivamente, y zona Norte se tiene velocidades entre 9,675 a 9,700 ft/s2 y 9,640 a 9,700 ft/s2 respectivamente. FIGURA 1.10 PSEUDO. FIGURA 1.11 PSEUDO. VELOCIDADES A LA BASE CALIZA A. VELOCIDADES A LA BASE CALIZA B. Fuente: EP Petroecuador. Generado el modelo de velocidades, se elaboro los mapas estructurales a la base Caliza A y tope Caliza B, mediante procesos de transformación de tiempo a profundidad. En los mapas se observa que la estructura Drago Norte - Este forma parte del tren de pequeños altos estructurales de bajo relieve, que están asociados al eje estructural Drago, Condorazo y Vista, estos altos estructurales presentan direcciones preferenciales NO-SE. Al tope de la Caliza A, el alto estructural Drago forma parte de la Estructura Vista, la cual se presenta como un anticlinal alargado con una dirección preferencial NS, localizado al oeste de la gran estructura Shushufindi..

(32) 8. Es necesario indicar que dentro de la Estructura Vista, se localizó un cuerpo ígneo identificado en el pozo Vista 1; verticalmente, ocupa un espacio apreciable desde la superficie de discordancia precretácica hasta parte del ciclo depositacional U; mientras que arealmente está distribuido en la parte alta de la estructura Vista. Este cuerpo ígneo de condiciones físico químicas distintas a los estratos sedimentarios que lo rodean en el momento de su intrusión y depositación altera las propiedades petrofísicas de los estratos en contacto formando una zona impermeable, dando lugar al entrampamiento hidrocarburífero en el alto estructural Drago Norte-Este. El alto denominado Drago Norte-Este es un anticlinal asimétrico de dirección SONE, el flanco oriental está limitado por una falla transpresional dextral, que cierra la estructura; según el mapa estructural a la base de la Caliza “A” tiene una área de 14.78 km2, y al tope caliza “B”, tiene una área de 14.5 km2.. 1.3 INFORMACIÓN GEOLÓGICA 1.3.1 CORRELACION ESTRATIGRÁFICA La correlación estratigráfica para la estructura Drago Norte-Este mostrada en la Figura 1.12 es regional. Tiene una dirección aproximada O-E, involucra a los pozos Sacha 71, Drago Este-1 y Shushufindi 119D, donde se identifica los marcadores regionales dentro de la formación Napo y Hollín que son de interés hidrocarburífero, en un espesor casi constante entre la caliza M2 y la caliza C, también se observa el desarrollo de las principales secuencias depositacionales como: la secuencia estratigráfica T, que marca una importante transgresión regional para favorecer acumulaciones de hidrocarburos en depósitos de areniscas limpias a la base, intercalaciones de lutita que conforme se ubican en la parte superior se tornan cada vez mas calcáreas hasta depositarse la caliza B. De igual. manera. progradaciones. prosigue que. la. aíslan. secuencia a. los. estratigráfica. cuerpos. U. arenosos. con. eventuales. favoreciendo. el. entrampamiento estratigráfico. La secuencia Hollín se observa en los pozos Drago.

(33) 9. Norte 1 y Drago Este 1, a la base son depósitos de areniscas limpias y al tope una secuencia progradante constituida de intercalaciones de arenisca con lutita. FIGURA 1.12 CORTE ESTRATIGRÁFICO ENTRE LOS CAMPOS SACHA, DRAGO NORTE-ESTE Y SHUSHUFINDI. Fuente: EP Petroecuador. De igual manera en la estructura Drago la distribución regional de las formaciones Tena, Napo y Hollín con sus correspondientes reservorios de interés hidrocarburífero están perfectamente identificadas como lo demuestra el corte estratigráfico de la Figura 1.13 entre los campos Sacha, Drago y Shushufindi.. 1.3.2 COLUMNA GEOLÓGICA Las formaciones identificadas en esta área de estudio se las resume en la columna estratigráfica generalizada (Figura 1.14), donde se concluye que las principales formaciones o unidades geológicas con sus características litológicas son semejantes a los campos circundantes Sacha y Shushufindi..

(34) 10. FIGURA 1.13 CORTE ESTRATIGRÁFICO ENTRE LOS CAMPOS SACHA, DRAGO Y SHUSHUFINDI. Fuente: EP Petroecuador. 1.4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS 1.4.1 EJES ESTRUCTURALES En el Área Drago, Drago Norte-Este, Condorazo SE y Vista, se diferencian dos trenes estructurales:. ·. El alto estructural sur: Drago-Condorazo SE, es un alto angosto, de orientación NO-SE, denominado así porque se ubican los altos Drago y Condorazo SE en los que se perforaron los pozos Drago 1 y Condorazo SE 1, con resultados positivos..

(35) 11. FIGURA 1.14 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA. Fuente: EP Petroecuador.

(36) 12. ·. El Alto Central Drago Norte-Este – Vista – Ron, de mayores dimensiones y contiene de SE a NO, los altos Drago Norte-Este, Vista y Ron, donde se perforo los pozos Drago Norte 1 y Drago Este 1, con resultados positivos.. Estos altos están limitados por sendos bajos estructurales, como se observa en la Figura 1.15. FIGURA 1.15 UBICACIÓN DE BAJOS ESTRUCTURALES Y DEL VOLCÁNICO VISTA. Fuente: EP Petroecuador. En la sección sísmica de la Figura 1.16 se observa la deflexión estructural que separa los ejes estructurales Drago-Condorazo SE y Drago Norte-Este, la estructura Shushufindi gana relieve al este y los sedimentos Pre-Cretácicos muestra una alta perturbación tectónica, con un plegamiento de fuerte relieve, que podría ser resultado de una tectónica salina o arcillosa o de un sobre corrimiento. Las dos hipótesis se sustentan en que bajo el plegamiento se observa un paquete de reflexiones no plegado, que podría actuar como superficie de despegue..

(37) 13. FIGURA 1.16 SECCIÓN SÍSMICA 3D, MOSTRANDO LA ESTRUCTURA DRAGO, DRAGO NORTE-ESTE Y LA ESTRUCTURA SHUSHUFINDI. Fuente: EP Petroecuador. 1.4.2 ANÁLISIS ESTRUCTURAL El alto Drago Norte-Este, forma parte de una estructura mayor, ligeramente isométrica, que se integra en un tren estructural de orientación NO-SE, encuadrada. entre. dos. ejes. de. bajos. estructurales,. que. corresponden. posiblemente a lineamientos, de basamento que se reactivaron en el TriásicoJurásico del Corredor Central Sacha – Shushufindi, reactivadas en trenes de dirección NO-SE..

(38) 14. 1.4.3 DEFINICIÓN DEL PLAY Las estructuras Drago, Drago Norte-Este, Condorazo SE y Vista, pertenece a un sistema estructural, de bajo relieve, controlado por fallas antiguas de dirección NO-SE (Paleozoicas, reactivadas en el Triásico- Jurásico), en el que el plegamiento y la formación de las trampas petrolíferas, se produce en el Cretácico-Tardío-Paleoceno.. La. mayor acumulación. se. concentra en el. yacimiento U Inferior (Drago Norte 1 y Drago Este 1), y acumulaciones menos importantes en los yacimientos Hollín Superior y T Inferior. FIGURA 1.17 SECCIÓN SÍSMICA 3D, APLANADA AL TOPE NAPO, ENTRE LOS POZOS VISTA-1 – DRAGO N-1 – DRAGO E-1 Y SHUSHUFINDI 105 A. Fuente: EP Petroecuador. 1.5. ESTRATIGRAFÍA En la perforación de los pozos exploratorios Drago, Drago Este 1 y Drago Norte 1, se atravesó sedimentos Prehollín, de una posible edad Jurásica, las formaciones:.

(39) 15. Hollín, Napo, Tena del Cretácico-Paleoceno, Tiyuyacu del Eoceno, Orteguaza del Oligoceno, y una potente sección del Mio-Plioceno indiferenciado. 1.5.1 FORMACIONES Y UNIDADES GEOLÓGICAS Pre-Hollín: se perforó de 35 a 95 pies y está constituido de intercalaciones de arcillolitas, limonitas y rocas intrusivas con granos de cuarzo gris verdosos, que de acuerdo a la litología podrían pertenecer a la formación Chapiza. Formación Hollín: Su espesor promedio es de 285 a 300 pies, está constituida de areniscas cuarzosas blancas transparentes de grano grueso a grano medio, con buenos parámetros petrofísicos para ser roca reservorio; al tope se reducen sus parámetros petrofísicos por presencia de intercalaciones de lutita e inclusiones de glauconita en las areniscas. Formación Napo: se caracteriza por presentar una serie de intercalaciones de lutitas, areniscas y calizas, su espesor promedio es de 1160 pies contiene los reservorios principales de este campo, identificados dentro de las zonas litológicas T y U. Zona T Inferior: tiene un espesor promedio de 65 pies, constituida de arenisca cuarzosa, blanca, gris clara, subtransparente a subtranslúcida, suelta a moderadamente consolidada, grano fino, subangular a subredondeada, buena selección, matriz caolinítica, cemento y porosidad no visible. Con intercalaciones de lutita de color gris, gris obscura, suave a moderadamente dura, subfísil, laminar, localmente micromicácea y limosa, no calcárea y caliza lodosa, crema grisáceo,. localmente crema, moderadamente dura a dura, en bloques a. subbloques, con inclusiones de glauconita. Zona T Superior: con una potencia de 80 pies, está formada por arenisca cuarzosa, gris, gris verdosa clara, moderadamente. consolidada,. subtransparente a subtranslúcida, friable a. grano. fino. a. muy. fino,. subangular. a. subredondeada, regular selección, matriz arcillosa, cemento calcáreo, porosidad no visible. Con intercalaciones de lutita de negra, gris obscura, firme a.

(40) 16. moderadamente firme, laminar a sublaminar, físil a subfísil, quebradiza, localmente astillosa, no calcárea. Caliza B: está constituida por caliza lodosa, gris clara, ocasionalmente gris clara moteada con gris obscura, firme a dura, en bloques a subbloques, con intercalaciones de lutita negra, gris obscura, firme a moderadamente firme, sublaminar, subfisil, quebradiza, localmente arcillosa, no calcárea. Tiene una potencia promedio de 23 pies. Zona U Inferior: tiene una potencia promedio de 66 pies, constituida de: arenisca cuarzosa, hialina, subtranslúcida, subtransparente, moderadamente consolidada a friable,. grano medio a fino, subangular a subredondeada, regular selección,. matriz, cemento y porosidad no visibles. Con intercalaciones de lutita gris oscura, negra, moderadamente dura, sublaminar, subplanar, subastillosa, textura grasosa; y de caliza color crema, ocasionalmente crema moteada con gris oscuro, firme, blocosa a subblocosa, textura empaquetada. Zona U Superior: presenta un espesor promedio de 65 pies, está constituida de: arenisca cuarzosa, blanca, subtranslúcida a subtransparente, friable, grano medio a fino, subangular a subredondeada, regular selección, matriz arcillosa, asociado con glauconita, no se observa cemento ni porosidad. Con intercalaciones de lutita color gris oscuro a negra, firme a moderadamente dura, subfísil a físil, laminar, localmente astillosa, no calcárea. Caliza A: constituida de caliza lodosa, en menor cantidad microcristalina, gris clara, gris clara moteada con gris oscura, firme a moderadamente dura,. en. bloques a subbloques, con intercalaciones de lutita gris obscura a gris clara, negra, moderadamente firme a firme, laminar a sublaminar, ocasionalmente astillosa, físil a subfísil, no calcárea. Tiene una potencia promedio de 50 pies. Zona Arenisca M2: con un espesor de 30 pies, está formada por caliza lodosa, en menor cantidad wackstone, gris, gris bandeada con crema, ocasionalmente gris oscura, suave a moderadamente dura, en bloques a subbloques con.

(41) 17. intercalaciones de lutita color gris oscuro, negra, moderadamente firme a firme, sublaminar, subfísil a físil, ocasionalmente astillosa, quebradiza, calcárea y arenisca cuarzosa: blanca a gris, grano medio a fino, hacia el techo de grueso a medio, subtranslúcida, suelta, subangular a subredondeada, clasificación regular, no se observa matriz, cemento calcáreo. Zona Caliza M2: formada por caliza lodosa, en menor cantidad wackstone, gris, gris bandeada con crema, ocasionalmente gris oscura, suave a moderadamente dura, en bloques a subbloques con intercalaciones de lutita color gris oscuro, negra, moderadamente firme a firme, sublaminar, subfísil a físil, ocasionalmente astillosa, quebradiza, calcárea. Tiene una potencia de 25 pies. Caliza M1: constituida de caliza lodosa, crema, gris clara, gris bandeada con crema ocasionalmente crema moteada con gris oscuro, gris clara, suave a dura, en bloques a subbloques. Con intercalaciones de lutita gris obscura, moderadamente dura, subfísil, sublaminar a laminar, calcárea, micromicácea. Tiene un espesor de 20 pies. Formación Tena: tiene una potencia promedio de 842 pies, en su mayoría está constituida por arcillolita café rojiza, amarilla, ocasionalmente crema, suave a moderadamente dura, en bloques a subbloques, terrosa, ligeramente calcárea, con pocas intercalaciones de limolita gris verdosa, gris, firme a moderadamente firme, subbloques, terrosa. Basal Tena: Con un espesor de 10 pies, está constituida de arenisca cuarzosa, blanca, blanca amarillenta, subtransparente a subtranslúcida, grano medio a fino, ocasionalmente muy fina, suelta, subangular a subredondeada, regular selección, está asociada con pirita. Cemento, matriz y porosidad no visibles. Con intercalaciones de arcillolita color café, a veces café amarillenta y gris clara, firme a moderadamente dura, subblocosa a irregular, levemente calcárea y limolita gris, ocasionalmente gris verdosa, firme a moderadamente dura, subblocosa, no calcárea..

(42) 18. Formación Tiyuyacu: tiene una potencia promedio de 1820 pies, está constituida de conglomerado de chert multicolor, blanco, gris claro, blanco amarillento, ahumado,. subtranslúcido. a. subtransparente,. fragmentos. angulares. a. subangulares, con fractura concoidal. Arcillolita color café rojiza, ocasionalmente crema y café amarillento, firme a moderadamente dura, en bloques a subbloques, terrosa, no calcárea con intercalaciones de limonita café rojiza, ocasionalmente café, firme a moderadamente firme, subbloques a irregular, terrosa, no calcárea y arenisca cuarzosa, blanca, gris clara, subtranslúcida, grano fino a medio, suelta, subredondeada a subangular, regular selección; matriz, cemento y porosidad no se observa. Formación Orteguaza: tiene un espesor promedio de 600 pies, está conformada de lutitas de color verde claro, gris verdosa, suave a moderadamente dura, subfísil, ocasionalmente fisil, laminar, terrosa, no calcárea; con intercalaciones de arenisca cuarzosa, blanca, subtransparente, grano fino a medio, suelta, subredondeada, moderada selección, matriz, cemento y porosidad no visible y limolita crema, gris verdosa clara, suave a moderadamente firme, en forma de subbloques a irregular, terrosa, no calcárea.. 1.5.2 ESQUEMA ESTRATIGRÁFICO SECUENCIAL En el esquema secuencial de la Figura 1.18 se identifica la secuencias Hollín, T, U y parte de la M2; ciclos que inician desde un máximo de inundación, seguidos de una progradación constante, hasta llegar a su límite secuencial (base T y U), posteriormente se inicia una transgresión continua, finalizando en un máximo de inundación (marcadores calizas C, B y A) (Rivadeneira M., 2009).. 1.5.3 AMBIENTES DE DEPÓSITO En el núcleo de corona tomado en la Arenisca Hollín Superior del pozo DRG N - 1 fueron. identificadas. varias. facies. ó. litofacies. correspondientes. a. los. medioambientes mayores: marino s.s., marino marginal ó transicional; y de.

(43) 19. manera puntual pocas laminaciones carbonosas con algo de ámbar propias del ambiente continental s.s.(Jorge Toro et al, 2009). FIGURA 1.18 ESQUEMA SECUENCIAL DE LAS FMS. NAPO Y HOLLÍN EN EL POZO DRAGO NORTE 1.. Fuente: EP Petroecuador. En el núcleo de corona tomado en la Arenisca T Inferior del pozo DRG N - 1 fueron identificadas varias facies ó litofacies correspondientes a los medioambientes mayores: marino s.s., marino marginal ó transicional y no se.

(44) 20. encontraron paquetes de facies del ambiente continental s.s. si no pocas laminaciones carbonosas con algo de ámbar. En el núcleo de corona tomado en la Arenisca U Inferior del pozo DRG N - 1 fueron identificadas varias facies ó litofacies correspondientes al medio-ambiente mayor: marino s.s. y no se encontraron paquetes de facies del ambiente marino marginal ni continental s.s.. 1.6 POZOS DEL CAMPO Los pozos perforados hasta la actualidad en el campo Drago se presenta en la Tabla 1.1. Se toman en cuenta los pozos perforados hasta julio de 2011, fecha en la cual se tomó todos los datos para la realización del presente trabajo. TABLA 1.1 POZOS PERFORADOS EN EL CAMPO DRAGO. DRAGO NORTE - ESTE. DRAGO. Coordenadas De Llegada UTM. Coordenadas De Salida UTM. Pozo. Xcoor. Ycoor. Xcoor. Ycoor. Elevación KB, ft. Profundidad MD, ft. Profundidad TVD, ft. Tipo. Estado actual. DRA1. 303294.1. 9978249.1. 303294.1. 9978249.1. 926.67. 10430. 10430. Vertical. Productor. DRA2. 305325.0. 9977384.7. 305325.0. 9977384.7. 919.60. 10080. 10080. Vertical. Cerrado. DRA10D. 303990.3. 9978323.0. 303272.0. 9978223.2. 921.40. 10780. 10003. Direccional. Cerrado. DRE1. 308174.1. 9979110.0. 308174.1. 9979110.0. 903.82. 10235. 10235. Vertical. Productor. DRE5D. 308184.1. 9978504.5. 308177.0. 9979102.6. 901.63. 10500. 10077. Direccional. Productor. DRE8D. 308833.7. 9979358.6. 308165.1. 9979119.8. 904.00. 10660. 10103. Direccional. Productor. DRE9D. 308494.4. 9979584.9. 308164.1. 9979123.7. 910.18. 10420. 10042. Direccional. Productor. DRE12D. 307966.0. 9980013.0. 308166.5. 9979116.0. 905.53. 10850. 10110. Direccional. Productor. DRN1. 306017.6. 9981368.4. 306017.6. 9981368.4. 913.41. 10169. 10169. Vertical. Productor. DRN2. 308342.0. 9981545.0. 308342.0. 9981545.0. 908.58. 10075. 10075. Vertical. Productor. DRN3D. 305462.5. 9981927.3. 306049.5. 9981368.3. 918.45. 10685. 10075. Direccional. Cerrado. DRN6D. 306230.6. 9982111.9. 306001.1. 9981368.4. 913.39. 10600. 10066. Direccional. Productor. DRN11D. 306558.7. 9981127.7. 306039.4. 9981368.1. 913.80. 10420. 10033. Direccional. Productor. DRN15D. 305793.4. 9980772.3. 305985.1. 9981368.4. 913.39. 10520. 10066. Direccional. Productor. DRN20D. 305223.8. 9981346.8. 306030.6. 9981374.9. 912.00. 10734. 10088. Direccional. Productor. Fuente: EP Petroecuador Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo.

(45) 21. 1.6.1 TOPES FORMACIONALES Los topes formacionales en profundidad medida (MD) en pies de cada pozo se presentan en la Tabla 1.2 para los pozos de las estructuras Drago y Drago Este, y en la Tabla 1.3 para los pozos de la estructura Drago Norte. TABLA 1.2 TOPES FORMACIONALES DE LOS POZOS DRAGO Y DRAGO ESTE Formación. Pozo DRA1. DRA2. DRA10D. DRE1. DRE5D. DRE08D. DRE9D. DRE12D. Orteguaza. 5434. 5447. 6080. 5464. 5862. N/A. N/A. N/A. Tiyuyacu. 6037. 6040. 6656. 6063. 6395. N/A. N/A. N/A. Tena. 7933. 7936. 8550. 7886. 8294. N/A. N/A. N/A. Basal Tena. 8782. 8761. 9400. 8653. 9076. 9221. 9079. N/A. Napo. 8793. 8766. 9410. 8663. 9091. 9258. N/A. 9418. Caliza M2. 9388. 9359. 10010. 9287. 9678. 9828. 9658. N/A. Caliza A. 9455. N/A. 10073. 9338. 9728. 9883. 9704. N/A. U Superior. 9505. 9468. 10124. 9383. 9780. 9939. 9756. 10114. U Inferior. 9583. 9540. 10194. 9451. 9855. 10003. 9837. 10166. Base U Inferior. 9622. 9604. 10242. 9514. 9929. 10058. 9901. 10224. Caliza B. 9686. 9685. 10318. 9590. 9993. 10122. 9964. 10294. T Superior. 9724. 9714. 10347. 9630. 10045. 10174. 10008. 10353. T Inferior. 9783. 9777. 10403. 9682. 10095. 10231. 10079. 10415. Base T Inferior. 9850. 9842. 10473. 9758. 10161. 10305. 10136. 10478. Hollín Superior. 9940. 9923. 10558. 9850. 10255. 10402. 10237. 10568. Hollín Inferior. 10003. N/A. 10601. 9874. 10281. 10442. 10259. 10608. Fuente: EP Petroecuador Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo. TABLA 1.3 TOPES FORMACIONALES DE LOS POZOS DRAGO NORTE Formación. Pozo DRN1. DRN2. DRN3D. DRN6D. DRN11D. DRN15D. DRN20D. Orteguaza. 5399. 5393. N/A. N/A. N/A. N/A. N/A. Tiyuyacu. 5999. 6011. 6631. N/A. 6397. 6504. 6673. Tena. 7860. 7871. 8478. N/A. 8233. 8329. 8557. Basal Tena. 8679. 8679. 9326. 9201. 9053. 9144. 9364. Napo. 8694. 8709. 9336. 9212. 9068. 9157. 9377. Caliza M2. 9276. 9249. 9924. 9778. 9648. 9742. 9944. Caliza A. 9329. 9318. 9976. 9830. 9699. 9774. 9996. U Superior. 9380. 9378. 10022. 9875. 9743. 10087. 10052. U Inferior. 9445. 9478. 10086. 9942. 9853. 9888. 10113. Base U Inferior. 9519. 9533. 10150. 10014. 9891. 9976. 10189.

(46) 22. CONTINUACIÓN TABLA 1.3 Formación. Pozo DRN1. DRN2. DRN3D. DRN6D. DRN11D. DRN15D. DRN20D. Caliza B. 9581. 9584. 10223. 10073. 9955. 10033. 10262. T Superior. 9602. 9627. 10268. 10131. 10008. 10074. 10291. T Inferior. 9688. 9713. 10345. 10213. 10079. 10139. 10356. Base T Inferior. 9749. 9773. 10393. 10271. 10129. 10211. 10426. Hollín Superior. 9849. 9860. 10480. 10362. 10223. 10275. 10512. Hollín Inferior. 9882. 9906. 10526. 10396. 10274. 10520. 10547. Fuente: EP Petroecuador Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo. 1.6.2 EVALUACIÓN DE REGISTROS ELÉCTRICOS Los resultados de la evaluación de los registros eléctricos fueron proporcionados por EP Petroecuador. Para la evaluación de los registros eléctricos se utilizó el software Interactive Petrophysics V3.5. La interpretación se realizó por cada pie registrado y como datos se utilizo los registros eléctricos y los topes formacionales. Se incluye en esta evaluación la determinación del volumen de arcilla presente en la formación (Vsh), tomando en cuenta dos indicadores de arcillosidad para las zonas de interés: el registro Gamma Ray y la combinación Densidad de Formación – Neutrón. La porosidad fue derivada principalmente de los registros de Densidad y Neutrón. Para el cálculo de la saturación de agua (Sw) se aplicó la Ecuación de Indonesia, utilizando un exponente de cementación m = 1.7, de saturación n = 2 y el factor de saturación a = 1, por considerarse confiables para la evaluación. Se asumió una densidad de la matriz de 2.71 g/cc y la del fluido de 1 g/cc. Los valores de la resistividad del agua (Rw) fueron determinados a partir de las salinidades del agua de formación. Se presenta en la Tabla 1.4 los valores obtenidos. TABLA 1.4 VALORES DE RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN Arena. Salinidad, ppm NaCl. U 54450 T 18150 Hollín 3050 Fuente: EP Petroecuador Elaborado por: A. Betancourt, P. Caicedo. Temperatura, ºF. Rw, ohm- m. 190 – 199 194 – 202 196 – 204. 0.05058 0.13226 0.69693.