REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISION DE POSTGRADO PROGRAMA DE PETROLEO
prediccion DEL fenomeno DE ARENAMIENTO EN EL YACIMIENTO C4-X.01 area LL-652.
Trabajo de grado Presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de: MAGISTER SCIENTIARUN EN INGENIERIA DE PETROLEO
Autor: Ing. Angel Alberto Vivas Contreras. C.I. 17.502.871 Tutor: Ing. Msc. Orlando Zambrano
DEDICATORIA Y AGRADECIMIENTOS
Primero que todo quiero agradecer a ese ser supremo que ilumina mi vida, el cual siempre a estado conmigo mostrándome el camino lleno de luz y amor por la vida, dándome fuerzas para ser cada día una mejor persona y poder llevar muy en alto tu nombre. Dios gracias por que a través de tus enseñanzas me he convertido en un ser para el bien de mi familia en primer lugar y en segundo lugar para el bienestar de todos aquellos que me rodean. Permíteme llevarte siempre en mi corazón por el resto de mi vida, para seguir alcanzando todas las metas que solo junto a ti podré alcanzar, amén.
A ti mamá es a quien dedico todos mis logros con todas las fuerzas de mi corazón ya que has sido con todo tu esfuerzo, dedicación y constancia el pilar más importante en mi vida ya que gracias a ti soy lo que soy y lo que seré, gracias por estar presenten todos los momentos de mi vida, así como brindarme todo tu apoyo en todo lo que me e planteado, sin ti este logro jamás podría haberse hecho en realidad. Bendición mama.
A ti quien con tanto amor y apoyo incondicional has permitido un logro mas para nuestras vidas.
A mi familia abuelos, tíos y primos los cuales han compartido conmigo todos estos años de vida, gracias por su apoyo desinteresado e incondicional, este logro también es para ustedes.
A todos mi amigos y compañeros de trabajo que desde hace mucho tiempo se encuentran en mi vida, compartiendo tantos momentos valiosos, los cuales nos han hecho crecer y madurar en el transcurso de todos estos años. Este logro también es para ustedes.
Vivas Contreras Angel Alberto. “PREDICCION DEL FENOMENO DE ARENAMIENTO
EN EL YACIMIENTO C4-X.01 AREA LL-652”. (2012). Trabajo de Grado. Universidad del
Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 276p, Tutor: Prof. Orlando Zambrano.
RESUMEN
El yacimiento C-4-X-01 de edad eoceno, esta ubicado en el bloque estructural central del área LL-652 del lago de Maracaibo, es uno de los yacimientos mas grandes e importantes actualmente operado por la empresa mixta PETROINDEPENDIENTE. El yacimiento C-4-X.01 es productor de crudo liviano de 37,0º API, fue descubierto en 1954 con la perforación del pozo LL-852, sometido a inyección de agua desde el año 1999. En la actualidad 47% de los pozos activos presentan indicios de arenamiento. Estos indicios resaltan la necesidad de determinar cuales son las causas que originan la manifestación de este fenómeno y la predicción de este fenómeno en el resto de pozos activos completados en el yacimiento C-4-X.01. El objetivo general de la investigación fue realizar una predicción del fenómeno de arenamiento en el yacimiento C4-X.01, área LL-652 del Lago de Maracaibo. La metodología utilizada fue de tipo descriptiva, proyectiva y de campo, llevada a cabo en dos fases: la primera consistió en el análisis de la información mineralógica, granulométrica, petrofísica y propiedades mecánicas del yacimiento, en la segunda fase se revisó la condición actual de completación, presiones, índice de daño y producción de los pozos activos. Los resultados obtenidos mostraron que la roca del yacimiento C4-X.01, tiene altos porcentajes de arcilla de tipo caolinita, posee una resistencia mecánica clasificada como baja, la producción de arena en los pozos no se ve afectada por el cambio en los diferenciales de presión. Finalmente se concluyó que los pozos completados en yacimiento C4-X.01 pueden producir a altos diferenciales de presión sin que ocurra el arenamiento, sin embargo los pozos completados al norte del yacimiento presentan alto agotamiento de presiones de yacimiento y altos índices de daño, siendo los principales factores que han originado la desestabilización de las condiciones mecánicas de la roca y como consecuencia la producción temprana de arena. Finalmente se logro relacionar directamente los factores antes mencionados arealmente, mostrando a la zona norte del yacimiento C4-X.01 como prospectiva para la manifestación del fenómeno de arenamiento.
Palabras clave: arenamiento, esfuerzos de formación, índice de daño.
Vivas Contreras, Angel Alberto, “SANDING PHENOMENOM PREDICTION IN C4-X.01
RESERVOIR LL-652 AREA”. (2012). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de
Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 276p, Tutor: Prof. Orlando Zambrano.
ABSTRACT
Eocene age C-4X.01 reservoir is located in central structural block of the LL-652 Field; it is one of the largest and most important reservoir currently operated by PETROINDEPENDIENTE company. C-4X.01 reservoir produce light oil 37,0º API, it was discovered in 1954 by drilling LL-852 well, and it is part of water injection project since 1999. Currently, 47% of the active wells have begun to perform sand production. These problems highlighted the importance to determine sanding problems causes and predict this phenomenon in the rest of the active wells in C-4X.01 reservoir. The general objective of the research was to predict sanding problems in C-4X.01 reservoir, LL-652 Field, Maracaibo Lake. The methodology used was descriptive and projective, both performed in two phases: the first one included the mineralogy, grain size, petrophysics, and rock mechanical strength reservoir analysis; the second one included current production and completion, pressure, skin damage well review o active wells. The results show C4-X.01 reservoir rock presents high kaolinite clay content, low mechanical resistance; also show that sand production in the wells is not impacted by drawdown changes. It was concluded that C4-X.01 reservoir wells can produce under high drawdown changes without sanding issues, however, wells located at the north area of the reservoir show high reservoir pressure losses and skin index, these are the main factors that disestablished rock mechanic conditions and early sand production. Finally, the factors mentioned were related in the north part of the reservoir, where sanding phenomenon tend to occur.
Keyword: sanding, strength, skin index.
ÍNDICE DE CONTENIDO APROBACIÓN ... DEDICATORIA Y AGRADECIMIENTOS... RESUMEN ... ABSTRACT ... INTRODUCCIÓN ... PÁG
CAPÍTULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
CAPITULO I ... 1
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. ... 1
1.2 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN. ... 2 1.3 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN ... 2 1.3.1 OBJETIVO GENERAL. ... 2 1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ... 3 1.4 ALCANCE DE LA INVESTIGACIÓN... 3 1.5 DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN. ... 4
CAPÍTULO II: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA CAPITULO II ... 5
2.1 DESCRIPCIÓN DEL ÁREA LL-652. ... 5
2.2 DESCRIPCIÓN DEL YACIMIENTO C4-X-01. ... 7
2.2.1 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL. ... 9
2.2.2 ANÁLISIS DE FACIES Y ESTRATIGRAFÍA SECUENCIAL. ... 11
2.2.3 PETROFÍSICA. ... 14
2.2.3.1 EL VOLUMEN DE ARCILLA (VSH) ... 15
2.2.3.2 POROSIDAD ... 16
2.2.3.3 SATURACIÓN DE AGUA. ... 17
2.2.3.4 PERMEABILIDAD ... 20
2.2.3.5 VALORES DE CORTE “CUT-OFF” ... 20
2.2.4 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO. ... 21
CAPÍTULO III: MARCO TEORICO CAPITULO III ... 22
3.1 ANTECEDENTES. ... 22
3.2 PRODUCCIÓN DE ARENA. ... 26
3.3 CAUSA DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA. ... 28
3.4 ENFOQUE GEOMECÁNICO DEL ARENAMIENTO. ... 30
3.4.1 EFECTO DE LA GEOMECÁNICA. ... 31
3.4.1.1CARACTERÍSTICAS: ... 32
3.4.2 ESFUERZO: DEFINICIÓN Y TIPOS. ... 32
3.4.2.1. TENSOR ESFUERZO ... 33 3.4.3 ESFUERZOS PRINCIPALES ... 35 3.4.3.1 ESFUERZOS DE TENSIÓN ... 36 3.4.3.1.1 ESFUERZOS DE TRACCIÓN ... 36 3.4.3.1.2. ESFUERZOS DE COMPRESIÓN ... 37 3.4.3.2. ESFUERZOS DE CORTE ... 37
3.4.3.3. ESFUERZOS NORMALES Y TANGENCIALES ENTRE PARTÍCULAS ... 38
3.4.3.4. ESFUERZOS EN SISTEMA DE PARTÍCULAS ... 39
3.4.3.5. ESFUERZOS GEOESTATICOS ... 39
3.4.3.5.1 ESFUERZO GEOESTÁTICO VERTICAL O DE SOBRECARGA ... 39
3.4.3.5.2 ESFUERZO GEOESTÁTICO HORIZONTAL ... 40
3.4.4. RESISTENCIA ... 41 3.4.4.1. RESISTENCIA A LA COMPRESIÓN ... 41 3.4.4.1.2, RESISTENCIA A LA TENSIÓN ... 41 3.4.4.1.3. RESISTENCIA AL CORTE ... 41 3.4.5. ELASTICIDAD LINEAL ... 42 3.4.5.1. REGIÓN ELÁSTICA: ... 46 3.4.5.2.PUNTO DE CEDENCIA: ... 46 3.4.5.3. RESISTENCIA A LA COMPRESIÓN: ... 46 3.4.5.4. REGIÓN DE DUCTILIDAD: ... 46 3.4.5.5. REGIÓN DE FRACTURA: ... 46
3.4.6 CRITERIO DE MOHR COULOMB ... 47
3.4.7. PRESIÓN DE PORO DE LA ROCA ... 50
3.4.7. MECANISMO DE FALLA EN FORMACIONES GEOLÓGICAS. ... 51
3.4.7.1. ESFUERZO DE COHESIÓN. ... 52
3.4.7.2. ESFUERZO DE TENSIÓN. ... 53
3.4.7.3. COLAPSO DE POROS. ... 53
3.4.7.4. CORTE O CIZALLAMIENTO. ... 53
3.4.8. EFECTO DE OTROS FACTORES EN LA RESISTENCIA DE FORMACIONES GEOLÓGICAS. ... 53
3.4.9.1. MODULO DE YOUNG ... 54
3.4.9.2. RELACIÓN DE POISSON. ... 55
3.4.9.3. MODULO DE CORTE ESTÁTICO. ... 55
3.4.9.4. MODULO VOLUMÉTRICO ESTÁTICO. ... 56
3.4.10. OTROS ENSAYOS GEOMECÁNICOS DE LABORATORIO NECESARIOS PARA DEFINIR LAS PROPIEDADES DE LAS ROCAS. ... 56
3.4.10.1. COMPRESIÓN NO CONFINADA. ... 57
3.4.10.1.1. CORRELACIÓN DE KNUDSEN ... 57
3.4.10.1.2. CORRELACIÓN DE ANDERSON ... 57
3.4.10.1.3. ENSAYO DE COMPRESIÓN TRIAXIAL. ... 58
3.4.10.1.4. ENSAYO DE CILINDRO BRASILEÑO. ... 58
3.4.10.1.5. ENSAYO DE COEFICIENTE DE BIOT. ... 59
3.4.11. CAMPO DE ESFUERZO. ... 59
3.4.11.1. ESFUERZO VERTICAL O DE SOBRECARGA. ... 60
3.4.11.2. ESFUERZO HORIZONTAL MÍNIMO. ... 60
3.4.11.3. ESFUERZO HORIZONTAL MÁXIMO. ... 60
3.5. MECANISMO DE ARENAMIENTO. ... 61
3.6 PROCESO DE MANIFESTACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA. ... 63
3.7 CLASIFICACIÓN DE LAS FORMACIONES PRODUCTORAS DE ARENA. ... 64
3.7.1 FORMACIONES TOTALMENTE NO CONSOLIDADAS. ... 65
3.7.2 FORMACIONES PARCIALMENTE CONSOLIDADAS. ... 65
3.7.3 FORMACIONES CONSOLIDADAS. ... 66
3.8 TIPOS DE PRODUCCIÓN DE ARENA. ... 66
3.8.1 PRODUCCIÓN DE ARENA TRANSITORIA. ... 66
3.8.2 PRODUCCIÓN CONTINÚA DE ARENA. ... 66
3.8.3 PRODUCCIÓN CATASTRÓFICA DE ARENA. ... 67
3.9 CAMBIOS EN LA GEOMETRÍA DEL FONDO DE POZO DEBIDO A LA PRODUCCIÓN DE ARENA. ... 67
3.10 OPERACIONES QUE OCASIONAN EL ARENAMIENTO. ... 68
3.10.1 PERFORACIÓN. ... 69
3.10.2 CEMENTACIÓN. ... 70
3.10.3 COMPLETACIÓN. ... 70
3.10.4 ESTIMULACIÓN. ... 71
3.10.5 PRODUCCIÓN. ... 71
3.11 EFECTOS DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA. ... 72
3.12 INFLUENCIA DEL LÍQUIDO SATURANTE SOBRE LAS PROPIEDADES MECÁNICAS DE LA ROCA... 75
3.13 MIGRACIÓN DE FINOS ... 76
3.13.1 FACTORES QUE INFLUYEN EN EL PROCESO FÍSICO DE DESPRENDIMIENTO Y TRANSPORTE DE LAS PARTÍCULAS FINAS... 78
3.13.2 LAS ARCILLAS. ... 78
3.13.2.1 EFECTO DE FLUIDOS ACUOSOS EN LAS ARCILLAS. ... 79
3.13.2.2 MECANISMOS DE HINCHAMIENTO. ... 80
3.13.2.3 DISPERSIÓN DE LAS ARCILLAS. ... 80
3.13.2.4 ESTABILIZADORES DE ARCILLAS. ... 80
3.13.2.5 REMOCIÓN DE LAS PARTÍCULAS DE ARCILLAS BLOQUEADORAS. ... 80
3.13.2.6 ARCILLAS MAS FRECUENTES EN LOS YACIMIENTOS DE ARENISCA. ... 81
3.14 DAÑO DE FORMACIÓN. ... 85
3.14.1 DAÑO POR MIGRACIÓN DE FINOS. ... 86
3.15 PREDICCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA. ... 86
3.15.1 PROCESO DE PREDICCIÓN DE ARENA. ... 87
3.15.2 METODOLOGÍAS PREDICTIVAS DE ARENAMIENTO. ... 88
3.15.2.1 MÉTODOS BASADOS EN PRUEBAS DE CAMPO. ... 88
3.15.2.2 MÉTODOS BASADOS EN OBSERVACIONES DE CAMPO (ANÁLISIS DE LA METODOLOGÍA SHELL). ... 90
3.15.2.3 MÉTODOS BASADOS EN ENSAYOS DE LABORATORIO. ... 91
3.15.3 TÉCNICAS DE PREDICCIÓN DE ARENA. ... 92
3.15.3.1 UN PARÁMETRO. ... 92
3.15.3.2 DOS PARÁMETROS. ... 92
3.15.3.3 MULTIPARÁMETROS. ... 93
3.16 CONTROL DE ARENA. ... 93
3.17 FACTORES PARA LA SELECCIÓN DEL MÉTODO DE CONTROL DE ARENA APROPIADO. ... 93
3.18 MECANISMOS DE CONTROL DE ARENA. ... 95
3.18.1 REDUCCIÓN DE LAS FUERZAS DE ARRASTRE O FRICCIÓN. ... 95
3.18.2 MODIFICACIÓN DE LA TASA DE O VELOCIDAD DE PRODUCCIÓN. ... 95
3.18.2.1 REDUCTORES DE FLUJO... 96
3.18.2.1.1 TIPOS DE ESTRANGULADORES DE FLUJO. ... 97
3.18.3 PRACTICAS SELECTIVAS DE COMPLETACIÓN. ... 98
3.18.4 AUMENTO DE LA RESISTENCIA DE LA FORMACIÓN. ... 98
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLOGICO CAPITULO IV ... 99
MARCO METODOLOGICO ... 99
4.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN. ... 99
4.1.1 SEGÚN EL NIVEL DE CONOCIMIENTOS. ... 99
4.1.2 SEGÚN EL DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN. ... 99
4.2 POBLACIÓN Y MUESTRA. ... 100
4.3.1 INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA: ... 101
4.3.1.1 TESIS DE GRADO:... 101
4.3.1.2 ARTÍCULOS TÉCNICOS (PAPERS): ... 101
4.3.1.3 PUBLICACIONES DE LIBROS ASOCIADOS AL TEMA DE ESTUDIO: ... 101
4.3.1.4 PUBLICACIONES EN DIGITAL: ... 101
4.3.2 PROGRAMAS INFORMÁTICOS: ... 101
4.3.2.1 WELL MONITOR: ... 101
4.3.2.2 OFM (OIL FIELD MANAGER): ... 102
4.3.2.3 TOWC/S REPORTER: ... 102
4.3.2.4 CILL: ... 102
4.3.3 APLICACIONES DE MANEJO DE TEXTOS Y GRÁFICOS: ... 102
4.3.4 INFORMACIÓN DEL YACIMIENTO Y POZOS COMPLETADOS EN EL MISMO: ... 103
4.3.4.1 CARPETA DEL POZO (WELL FILE): ... 103
4.3.4.2 CARPETA DE REGISTROS: ... 103
4.3.4.3 GUAYA FINA: ... 103
4.3.4.4 HISTORIAS DE POZOS: ... 104
4.3.4.5 REGISTROS DE PRODUCCIÓN Y PRUEBAS DE PRESIÓN: ... 104
4.3.4.6 POZOS TRABAJADOS: ... 104
4.3.5 ENTREVISTAS: ... 104
4.4 TÉCNICAS DE PROCESAMIENTOS DE DATOS. ... 104
4.4.1 FASE I: DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA, PETROFÍSICA Y GEOMECANICA DEL C4-X.01. ... 105
4.4.1.1 GEOLOGÍA DEL ÁREA:... 105
4.4.1.2 GEOLOGÍA DEL YACIMIENTO C4-X.01: ... 105
4.4.1.3 CORRELACIONES DE POZOS: ... 106
4.4.1.4 UBICACIÓN DEL CONTACTO AGUA-PETRÓLEO: ... 106
4.4.1.5 EVALUACIÓN MINERALÓGICA: ... 106
4.4.1.5.1 ANÁLISIS SEM (SCANNING ELECTRÓN MICROSCOPY ... 106
4.4.1.5.2 ANÁLISIS DE SECCIONES FINAS: ... 107
4.4.1.5.3 DIFRACCIÓN DE RAYOS X (XRD): ... 107
4.4.1.5.4 GRÁFICOS DE INTERRELACIÓN: ... 107
4.4.1.5.5 DESCRIPCIÓN DE MUESTRAS OBTENIDAS DURANTES LAS ACTIVIDADES DE PERFORACIÓN: ... 107
4.4.1.6 LA EVALUACIÓN PETROFÍSICA Y GRANULOMÉTRICA DE LA FORMACIÓN: ... 107
4.4.1.6.1 ANÁLISIS CONVENCIONALES DE NÚCLEO: ... 107
4.4.1.6.2 EVALUACIONES PETROFÍSICAS: ... 108
4.4.1.6.3 ANÁLISIS GRANULOMÉTRICOS: ... 108
4.4.1.6.4 ANÁLISIS DE SECCIONES FINAS: ... 109
4.4.1.7.1 ESFUERZO VERTICAL O DE SOBRECARGA: ... 110
4.4.1.7.2 ESFUERZO HORIZONTAL MÍNIMO: ... 110
4.4.1.7.3 ESFUERZO HORIZONTAL MÁXIMO: ... 111
4.4.1.7.4 CAMPO DE ESFUERZOS: ... 112
4.4.1.7.5 CAÍDA DE PRESIÓN CRÍTICA: ... 112
4.4.1.7.5.1 MÉTODO SHELL: ... 112
4.4.1.7.5.2 MÉTODO CHARLEZ: ... 112
4.4.1.7.6 PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE CRITICA: ... 113
4.4.1.7.6.1 MÉTODO BP WILSON: ... 113
4.4.1.7.6.2 MÉTODO COATES Y DENOO:... 114
4.4.1.7.6.3 DEFINICIÓN: ... 114
4.4.2 FASE II: EVALUACIÓN DE LA CONDICIÓN ACTUAL DE COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN DE LOS POZOS COMPLETADOS EN EL YACIMIENTO C4-X.01. ... 115
4.4.2.1 ANÁLISIS DE LA COMPLETACIÓN: ... 115
4.4.2.1.1 LECTURA Y VALIDACIÓN DE LAS HISTORIAS DE POZOS: ... 115
4.4.2.1.2 REVISIÓN DE CARPETAS DE POZO (WELL FILE): ... 116
4.4.2.1.3 ORGANIZACIÓN Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN: ... 116
4.4.2.1.4 IDENTIFICACIÓN DE SEMEJANZAS Y DIFERENCIAS ENTRE LOS POZOS: ... 116
4.4.2.1.4.1 NÚMERO DE TRABAJOS DE CAÑONEO Y RECAÑONEO: ... 116
4.4.2.1.4.2 TIROS POR PIE (TPP): ... 116
4.4.2.1.4.3 DIÁMETRO Y TIPO DE CAÑÓN: ... 117
4.4.2.1.4.4 ÁNGULO FASE: ... 117
4.4.2.1.4.5 LONGITUD TEÓRICA DE LA PERFORACIÓN: ... 117
4.4.2.1.4.6 REDUCTORES DE FLUJO: ... 117
4.4.2.1.4.7 DISPOSITIVO DE CONTROL DE ARENA: ... 117
4.4.2.1.4.8 HUD: ... 117
4.4.2.1.4.9 OTROS: ... 118
4.4.2.2 ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN Y PRESIÓN DE LOS POZOS ACTIVOS: ... 118
4.4.2.2.1 ANÁLISIS DE CURVAS DE PRODUCCIÓN: ... 118
4.4.2.2.2 ELABORACIÓN DE MAPAS DE BURBUJA: ... 118
4.4.2.2.3 REVISIÓN DE CORTES DE AGUA: ... 119
4.4.2.3 ANÁLISIS DEL ÍNDICE DE HETEROGENEIDAD: ... 119
4.4.2.4 COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN: ... 119
4.4.2.5 ANÁLISIS DEL ÍNDICE DE DAÑO: ... 120
4.4.2.6 CONSTRUCCIÓN DE UN MAPA DE POZOS CON PROBLEMAS DE ARENAMIENTO: ... 121
4.4.2.7 ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS CON INDICIO DE ARENAMIENTO 121 SE REFIERE A LA REVISIÓN DETALLA POR POZO DE LOS SIGUIENTES ASPECTOS: ... 121
4.4.2.7.1 COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN: ... 121
4.4.2.7.2 VERIFICACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DE ARENA ANTES Y DESPUÉS DE LA APLICACIÓN DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS: ... 122
4.4.2.7.3 EVALUACIÓN DETALLADA DE POZOS CON CONDICIONES ESPECIALES: ... 122
4.4.2.7.4 REVISIÓN DE HISTORIAS DE LIMPIEZAS DE RELLENOS DE ARENA DE POZOS: ... 122
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS CAPITULO IV ... 99
CAPITULO V ... 123
ANALISIS DE LOS RESULTADOS ... 123
5.1 FASE I: DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA Y PETROFÍSICA DEL YACIMIENTO C4-X.01. ... 123
5.1.1 ANÁLISIS MINERALÓGICO. ... 123
5.1.1.2 ANÁLISIS DE SECCIONES FINAS. ... 125
5.1.1.3 ANÁLISIS XRD. ... 126
5.1.1.4 ANÁLISIS GRANULOMÉTRICO. ... 129
5.1.1.2.1 TAMAÑO DE GRANO. ... 129
5.1.1.4.2 FORMA DE GRANO. ... 130
5.1.1.5 RESULTADOS DEL ANÁLISIS MINERALÓGICO POR MIEMBRO. ... 131
5.1.2 EVALUACIÓN PETROFÍSICA... 133
5.1.2.1 POROSIDAD. ... 135
5.1.2.2 PERMEABILIDAD. ... 137
5.1.2.3 SATURACIÓN DE AGUA. ... 139
5.1.2.4 ESPESOR DE ARENA NETA PETROLÍFERA (ANP). ... 141
5.1.2.4 CALIDAD DE LA ROCA (ANP, POROSIDAD, SOI, K). ... 143
5.1.2.4 CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA (ANP, K)... 145
5.1.4 ANÁLISIS DE ESFUERZOS DE FORMACIÓN. ... 149
5.1.4.1 ENVOLVENTE DE MOHR. ... 149
5.1.4.2 DETERMINACIÓN DEL VALOR DE UCS DEL YACIMIENTO C4-X.01. ... 152
5.1.4.4 CÁLCULO DE ESFUERZOS VERTICAL Y HORIZONTAL. ... 154
5.1.4.5 CÁLCULO DE PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE CRITICA Y DIFERENCIAL DE PRESIÓN CRITICO. ... 155
5.2 FASE II: EVALUACIÓN DE LA CONDICIÓN ACTUAL DE COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN DE LOS POZOS COMPLETADOS EN EL YACIMIENTO. ... 161
5.2.1 ANÁLISIS DE LA COMPLETACIÓN. ... 161
5.2.2 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO. ... 161
5.2.3 DISEÑO DE CAÑONEO. ... 161
5.2.3.1 TIPO DE CAÑÓN Y TIROS POR PIE. ... 162
5.2.3.2 ÁNGULOS FASES. ... 162
5.2.4 REDUCTORES DE FLUJO. ... 163
5.2.5 CONTROL DE ARENA. ... 164
5.2.6 HISTÓRICO DE ARENAMIENTO. ... 164
5.2.7 POZOS INACTIVOS. ... 164
5.2.2 ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN Y PRESIÓN DEL YACIMIENTO. ... 164
5.2.2.1 COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN. ... 165
5.2.2.2 COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN AREAL. ... 170
5.2.2.2.1 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO. ... 170
5.2.2.2.2 PRODUCCIÓN DE AGUA. ... 173
5.2.2.2.3 PRODUCCIÓN DE GAS. ... 175
5.2.2.2.4 RELACIÓN GAS-PETRÓLEO. ... 177
5.2.2.2.5 CORTE DE AGUA. ... 178
5.2.2.3 ANÁLISIS ÍNDICE DE HETEROGENEIDAD. ... 179
5.2.2.4 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES. ... 184
5.2.2.5 DAÑO DE FORMACIÓN. ... 193
5.2.2.6 FENÓMENO DE ARENAMIENTO. ... 200
5.2.3 ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS CON INDICIO DE ARENAMIENTO ... 202
CONCLUSIONES ... 225
RECOMENDACIONES ... 228
BIBLIOGRAFIA ... 229
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁG
CAPÍTULO II: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA
figura 2.1 ubicación geográfica del área ll-652. ... 5
figura 2.2. mapa de ubicación de los bloques estructurales que conforman el área ll-652. ... 7
figura 2.3. mapa de ubicación del yacimiento en área ll-652. ... 8
figura 2.4. mapa estructural (sísmica 3d) al tope del miembro c-4-x ... 10
figura 2.5. línea sísmica mostrando rasgos estructurales del yacimiento c-4-x.01 ... 11
figura 2.6. modelo estratigráfico del campo ll-652, miembros c-3-x y c-4-x. ... 12
CAPÍTULO III: MARCO TEORICO figura 3.1 producción de arena ... 27
figura 3.2. estado de esfuerzos en un punto del subsuelo ... 35
figura 3.3. rotación del tensor esfuerzo, mostrando orientación principal ... 36
figura 3.4. formas típicas de deformación en el subsuelo ... 37
figura 3.5. elemento sometido a cargas uniaxiales ... 42
figura 3.6 bases del criterio de falla de mohr coulomb ... 44
figura 3.7. pruebas uniaxiales y triaxiales ... 45
figura 3.8. gráfico esfuerzo deformación generalizado ... 45
figura 3.9. criterio de mohr-coulomb mostrando la zona estable e inestable. ... 48
figura 3.10. criterio de mohr-coulomb representado en un diagrama de mohr ... 49
figura 3.11 envolvente del círculo de mohr. ... 52
figura 3.12 deformación longitudinal y lateral al aplicar un esfuerzo axial. ... 55
figura 3.13 caso ideal y real de la tasa de producción de fluido y de arena. ... 89
figura 3.14 correlación entre diferencial de presión crítico y tiempo de tránsito de la onda compresional para definir condiciones de arenamiento. ... 91
figura 3.15 tipos de reductores. ... 97
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS figura 5.1 análisis sem para el pozo ll-3582 ... 124
figura 5.2 análisis sem para el pozo ll-3400 ... 125
figura 5.3 análisis de secciones finas para el pozo ll-3400 ... 126
figura 5.4 mapa de porosidad para el miembro c3-x ... 136
figura 5.5 mapa de porosidad para el miembro c4-x ... 137
figura 5.7 mapa de permeabilidad para el miembro c4-x ... 139
figura 5.8 mapa de saturación de agua para el miembro c3-x ... 140
figura 5.9 mapa de saturación de agua para el miembro c4-x ... 141
figura 5.10 mapa de arena neta petrolifera para el miembro c3-x ... 142
figura 5.11 mapa de arena neta petrolifera para el miembro c4-x ... 143
figura 5.12 mapa de calidad de roca para el miembro c3-x ... 144
figura 5.13 mapa de calidad de roca para el miembro c4-x ... 145
figura 5.14 mapa de conductividad de roca para el miembro c3-x ... 146
figura 5.15 mapa de conductividad de roca para el miembro c4-x ... 147
figura 5.16 comportamiento de producción del yacimiento c4-x.01 ... 166
figura 5.17 producción diaria de petróleo para marzo de 2012. ... 171
figura 5.18 producción acumulada de petróleo para marzo de 2012. ... 173
figura 5.19 producción diaria de agua para marzo de 2012. ... 174
figura 5.20 producción acumulada de agua para marzo de 2012. ... 175
figura 5.21 producción diaria de gas para marzo de 2012. ... 176
figura 5.22 producción acumulada de gas para marzo de 2012. ... 177
figura 5.23 relación gas-petróleo por pozo para marzo de 2012. ... 178
figura 5.24 corte de agua yacimiento c4-x.01. ... 179
figura 5.25 clasificación índice de heterogeneidad por pozo. ... 182
figura 5.26 mapa índice de heterogeneidad yacimiento c4-x.01... 183
figura 5.27 mapa presión de yacimiento estimada yacimiento c4-x.01. ... 195
figura 5.28 mapa presión de fondo medida yacimiento c4-x.01. ... 195
figura 5.29 mapa índice de productividad yacimiento c4-x.01. ... 196
figura 5.30 daño de formación estimado yacimiento c4-x.01. ... 199
figura 5.31 nivel de obstrucción de los pozos del yacimiento c4-x.01. ... 202
figura 5.32 historia de hud del pozo ll-1061. ... 204
figura 5.33 historia de hud del pozo ll-3060. ... 207
figura 5.34 historia de hud del pozo ll-3186. ... 209
figura 5.35 historia de hud del pozo ll-3173. ... 213
figura 5.36 arreglo de inyección ll-2039. ... 215
figura 5.37 historia de hud del pozo ll-2039 ... 218
figura 5.38 arreglo de inyección ll-3646. ... 220
ÍNDICE DE GRÁFICOS
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CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS
GRAFICO 5.1 composición mineralogica porcentual yacimiento c4-x.01 ... 127
gráfico 5.2 minerales presentes en el pozo ll-3400... 128
gráfico 5.3 análisis granulométrico ll-3074 ... 130
gráfico 5.4 envolvente de mohr, muestra miembro c3: 7359’. ... 150
gráfico 5.5 envolvente de mohr, miembro c3: 7587’. ... 150
gráfico 5.6 envolvente de mohr, miembro c4: 7716’. ... 151
gráfico 5.7 envolvente de mohr, miembro c4: 7760’. ... 151
grafico 5.8 rangos de δp para el yacimiento c4-x.01. ... 158
grafico 5.9 determinación de presión de yacimiento máxima para el arenamiento. ... 159
gráfico 5.10 comportamiento de producción del yacimiento c4-x.01 ... 169
gráfico 5.11 pozos activos vs. tiempo en el yacimiento c4-x.01. ... 170
grafico 5.12 trayectorias índice de heterogeneidad c4-x.01. ... 181
grafico 5.13 presión vs. tiempo para el yacimiento c-4x.01. ... 184
gráfico 5.14 determinación de pws actual. ... 186
gráfico 5.15 estimación de año de cierre del yacimiento c4-x.01. ... 187
gráfico 5.16 producción acumulada vs. tiempo. ... 188
gráfico 5.17 comportamiento de presión vs. petróleo producido acumulado. ... 189
gráfico 5.18 determinación de pws a partir de valores presión y np. ... 190
grafico 5.19 presiones de yacimiento, zona i... 191
grafico 5.20 presiones de yacimiento, zona ii ... 192
grafico 5.21 comportamiento de producción del pozo ll-1061 ... 203
grafico 5.22 declinación de la producción del pozo ll-1061. ... 205
grafico 5.23 comportamiento de producción del pozo, ll-3060 ... 206
grafico 5.24 comportamiento de producción del pozo, ll-3186. ... 208
gráfico 5.25 declinación de la producción del pozo ll-3186 ... 211
grafico 5.26 comportamiento de producción del pozo, ll-3173. ... 212
gráfico 5.27 declinación de la producción del pozo ll-3173 ... 214
grafico 5.28 comportamiento de producción del pozo, ll-2039. ... 216
grafico 5.29 grafico de rap-rap’ para el pozo ll-2039. ... 216
gráfico 5.30 declinación de la producción del pozo ll-2039 ... 218
grafico 5.31 comportamiento de producción del pozo, ll-3646. ... 220
grafico 5.32 grafico de rap-rap’ para el pozo ll-3646. ... 221
ÍNDICE DE TABLAS
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CAPÍTULO II: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA
tabla 2.1 propiedades petrofísicas del yacimiento c-4-x.01 ... 21
tabla 2.2 propiedades físicas del yacimiento. ... 21
CAPÍTULO IV: MARCO METODOLOGICO tabla 4.1: escala granulométrica. ... 109
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS tabla 5.1 propiedades petrofísicas promedio de los pozos completados en el yacimiento. ... 135
tabla 5.2 parametros geomecanicos ll-3074 ... 149
tabla 5.3 resultados envolvente de mohr por miembro ll-3074 ... 152
tabla 5.4 ucs para el pozo ll-3074 en los miembros c3-x y c4-x. ... 153
tabla 5.5 valores de ucs típicos. ... 153
tabla 5.6 esfuerzos principales presentes en el yacimiento c4-x.01. ... 154
tabla 5.7 esfuerzos horizontales máximos presentes en el yacimiento c4-x.01. ... 155
tabla 5.8 presiones de fondo fluyente critica para los esfuerzos horizontales máximo 1. ... 156
tabla 5.9 presiones de fondo fluyente critica para los esfuerzos horizontales máximo 2. ... 156
tabla 5.10 presiones de fondo fluyente critica para los esfuerzos horizontales máximo 3. ... 156
tabla 5.11 parámetros de producción de los pozos activos completados en el yacimiento. ... 194
tabla 5.12 estimación de dañó en pozos activos completados en el yacimiento c4-x.01. ... 198
tabla 5.13 presión al tope de los perforados ll-3186. ... 210
tabla 5.14 presión al tope de los perforados ll-2039. ... 217
ÍNDICE DE ANEXOS
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anexo 1: clasificación de areniscas según folk. ... 231
anexo 2: resumen análisis ll-3400. ... 232
anexo 3: resumen análisis ll-3400 cont. ... 232
anexo 4: análisis sem ll-3582. ... 233
anexo 5: análisis sem ll-3582 ... 233
anexo 6: análisis sem ll-3582 ... 234
anexo 7: foto de núcleo ll-3582 ... 234
anexo 8: resumen de propiedades fisicas ll-3582. ... 235
anexo 9: grafico profundidad contra %arcilla ll-3400. ... 235
anexo 10: difracción de rayos x ll-3400 profundidad 7718’. ... 236
anexo 11: cuantificación de minerales ll-3074. ... 236
anexo 12: fotos del núcleo del pozo ll-3400. ... 237
anexo 13: sumario de propiedades físicas ll-3074. ... 238
anexo 14 sumario de parámetros poro elásticos ll-3074. ... 239
anexo 15 sumario de propiedades mecánicas estática y dinámicas ll-3074. ... 240
anexo 16: topes miembro c3-x. ... 241
INTRODUCCIÓN
La producción de arena, históricamente ha sido un problema asociado a formaciones poco o no consolidas, que no poseen suficiente resistencia para mantenerse ante las fuerzas desestabilizadoras, tales como las fuerzas de arrastre generadas por el flujo de fluidos, los esfuerzos debido a gradientes de presión y la concentración de esfuerzos alrededor del hoyo.
El fenómeno por el cual se excede la resistencia de la roca del yacimiento, puede ser consecuencia de las actividades operacionales tales como excesivos cambios de diámetro de reductores de flujo, altas caídas de presión frente a la cara de la arena de la formación y altas tasas de flujo; así como también puede ser consecuencia de la depletación natural del yacimiento y el aumento de la producción de agua.
El resultado de esta, es generalmente la pérdida de producción debido a la obstrucción que representan la arena y finos de formación en las perforaciones, tuberías, líneas de flujo o separadores. Adicional a esto, también se originan daños en bombas, válvulas de inyección de gas o equipos de fondo, erosión de revestidores y facilidades de superficie. Los problemas de arenamiento, también pueden causar la pérdida de un pozo o recompletación del mismo, como consecuencia del colapso del hoyo o revestidor de producción; esto por años ha representado importantes costos a la industria, en cuanto a las limpiezas de rellenos de arena, reparaciones de pozos, mantenimiento de equipos, entre otros.
La determinación de la causa o las causas que originaron la manifestación del fenómeno arenamiento en el yacimiento C4-X.01, constituyó la clave para el entendimiento de dicho fenómeno y la predicción de la manifestación del mismo en el resto del yacimiento C4-X.01.
CAPITULO I
1.1 Planteamiento del problema.
La producción de arena constituye una de las problemáticas más críticas en el estudio de yacimientos y operaciones de producción dentro de la industria petrolera, su predicción constituye un factor clave durante el desarrollo del pozo. La producción de arena acarrea altos costos de remoción, erosión de equipos, gastos de mantenimiento y disminución de la productividad de los pozos.
Generalmente la producción de arena se presenta cuando se excede la resistencia de la roca del yacimiento, puede ser consecuencia de las actividades operacionales tales como excesivos cambios de diámetro de reductores de flujo, altas caídas de presión frente a la cara de la arena de la formación y altas tasas de flujo; así como también puede ser consecuencia de la depletación natural del yacimiento y el aumento de la producción de agua.
En la actualidad, se han presentado evidencias de producción de arena en los pozos completados en el yacimiento C-4-X-01. Este yacimiento se encuentra ubicado en el bloque estructural central del Área LL-652 del Lago de Maracaibo, que se extiende sobre una superficie aproximada de 7791 ACRES y produce de los miembros C-3-X y C-4-X de la Formación Misoa de edad Eoceno Inferior y Medio, el mismo se encuentra sometido a un proyecto de inyección de agua desde el año 1999.
El yacimiento C-4-X.01, productor de crudo liviano de 37,0º API, fue descubierto en 1954 con la perforación del pozo LL-852. A partir de esta fecha se inicia el desarrollo del yacimiento mediante la incorporación de pozos nuevos. En la actualidad existen completados 46 pozos de los cuales 15 se encuentran inactivos. De los 31 pozos activos un 47 % ha mostrado indicios de arena en sus últimas entradas.
Como consecuencia, surge la necesidad de realizar una detallada investigación que permita predecir el arenamiento y sus causas en los pozos completados en el yacimiento C-4-X-01, con la finalidad de poder definir las mejores estrategias para desarrollar el yacimiento.
1.2 Justificación de la investigación.
El arenamiento en pozos productores de hidrocarburos genera numerosos problemas tanto de tiempo como de dinero, así como daños a la tubería ocasionando corrosión, obstrucción entre otros; por ello se requiere de un estudio basado en la predicción de este Fenómeno, de manera tal se logre el máximo desarrollo del yacimiento y la disminución de trabajos de reacondicionamiento.
1.3 Objetivos de la investigación.
1.3.1 Objetivo general.
Predecir el fenómeno de arenamiento en el yacimiento C-4-X-01, area LL-652 del lago de Maracaibo.
1.3.2 Objetivos específicos.
Identificar los factores críticos del fenómeno de arenamiento.
Describir mineralogicamente las arenas del yacimiento C-4-X-01, a partir de análisis de núcleos convencionales y especiales.
Caracterizar Petrofisicamente el yacimiento C-4-X-01, a través de núcleos y registros.
Caracterizar Geomecanicamente el yacimiento C-4-X-01, a través de data experimental de esfuerzos.
Analizar los factores operacionales que generan la producción de arena en el yacimiento C-4-X-01.
Analizar el comportamiento de producción y presión de los pozos activos completados en el yacimiento C-4-X-01.
Predecir el periodo de arenamiento en función del comportamiento de presiones para el yacimiento C-4-X-01.
Predecir el fenómeno de arenamiento en el yacimiento C-4-X-01, area LL-652 del lago de Maracaibo.
1.4 Alcance de la investigación.
El presente estudio, se realizará con el fin de identificar y analizar las causas del arenamiento en los pozos completados en el yacimiento C4-X.01, para de esta manera predecir la manifestación del fenómeno de arenamiento en los pozos que aun no han presentado este problema. En base a esta investigación, se proporcionará la información necesaria para realizar de manera exitosa futuros trabajos en los pozos actualmente completados en el yacimiento C4-X.01, logrando así reducir los costos por reacondicionamiento y aumentar la rentabilidad de las operaciones en el área LL-652.
1.5 Delimitación de la investigación.
Espacial: Esta investigación se realizará en base a la información geológica, petrofísica, mineralógica y de producción disponible para los 34 pozos productores completados en el yacimiento C-4-X-01. La investigación se realizará en el yacimiento C-4-X-01 del Área LL-652 ubicada al Noreste del Lago de Maracaibo.
CAPITULO II
2.1 Descripción del Área LL-652.
El Área LL-652, se encuentra ubicada en la zona Central – Noreste del Lago de Maracaibo, Venezuela y abarca una extensión territorial de 86,57 Km². Actualmente esta área es operada por la empresa mixta Petroindependiente.
Figura 2.1 Ubicación geográfica del Área LL-652. (Fuente: Revisión de reservas LL-652, 2004)
La producción del Área LL-652, proviene del Miembro Santa Bárbara, Formación La Rosa (Mioceno) y de los miembros B-9-X a C-7-X de la Formación Misoa (Eoceno).
En una visión general, la estructura de la Cuenca del Lago de Maracaibo proviene de una compleja historia del movimiento lateral dextral de la placa Caribe contra la placa Sur
Americana, lo que originó períodos alternantes de transgresión lateral dextral y extensión que activaron y a menudo reactivaron fallas, con diferentes direcciones de desplazamiento que, durante el Eoceno medio a tardío, afectaron la estructura de la Cuenca y a su vez la del Área LL-652.
Estos eventos generaron patrones de fallas y pliegues de tipo: fallas normales con orientación NO típicamente abajo hacia el Norte, fallas de cizalla lateral siniestra con orientación N-NE con desplazamiento inverso y menos común, desplazamiento normal, y pliegues escalonados con orientación NE.
Se puede decir entonces, que la estructura que exhibe actualmente el Área LL-652, correspondiente con un anticlinal fallado orientado rumbo Nor-Noreste que buza suavemente (5°-10º) al Este, es consecuencia de la tectónica regional de placas activas que se inició durante el periodo Jurásico y continúa siendo factor de cambios.
En el Área LL-652, es posible identificar que las principales áreas de yacimiento están separadas entre sí por los patrones de fallas ortogonales existentes y por características heterogéneas. Estas áreas, se denominaron de acuerdo con su ubicación: Bloque Estructural Norte, Bloque Estructural Este, Bloque Estructural Tepuy, Bloque Estructural Central y Bloque Estructural Sur. (Ver figura 2.2)
Es conveniente mencionar que dentro el Bloque Estructural Central, se ubica el yacimiento C4-X.01.
Figura 2.2. Mapa de ubicación de los bloques estructurales que conforman el Área LL-652. (Fuente: Revisión de reservas LL-652, 2004)
2.2 Descripción del Yacimiento C4-X-01.
El yacimiento C4X.01, se encuentra ubicado en el Bloque Estructural Central del Área LL652, constituye el costado este de un anticlinal, cuyo eje tiene una dirección Noreste a Suroeste; buza hacia el Sureste con buzamiento suave (5-10) El yacimiento está limitado por un CAPO ubicado a 7900 pies y por 3 fallas de carácter sellante que lo separan al norte del yacimiento C-4-X.04, al sur del yacimiento C-4-X.03 y al noroeste con el yacimiento C-4 LL0652.
El yacimiento C-4-X.01 esta constituido por los miembros C-3-X y C-4-X de la Formación Misoa, de edad Eoceno Inferior a Medio. Estos intervalos están conformados por una serie de secuencias estratigráficas depositadas en un ambiente fluvio-deltáico con influencia de mareas.
El yacimiento C-4-X.01, productor de crudo liviano de 37,0º API, fue descubierto en 1954 con la perforación del pozo LL-852. A partir de esta fecha se inicia el desarrollo del yacimiento mediante la incorporación de pozos nuevos.
La historia de producción/presión indica que los fluidos del yacimiento se encontraban sub-saturados a la presión original y no existía capa de gas original. El mecanismo de producción predominante para el yacimiento es el de empuje por gas en solución.
XIV X CEUTA V V C E N T R R O O XIII XIII XI III IV V V XV LAGO DE MARACAIBO VII V V LAMAR IX V A R L M A N T R O C E V C E N T
SUR DEL LAGO
MARACAIBO XIV X V V C E N T R R O O XIII XIII XI III IV V V XV LAGO DE MARACAIBO VII V V IX V A R L M A A R L M A N T R O C E N T R O C E V C E N T V C E N T LL-652 XIV X CEUTA V V C E N T R R O O XIII XIII XI III IV V V XV LAGO DE MARACAIBO VII V V LAMAR IX V A R L M A N T R O C E V C E N T
SUR DEL LAGO
MARACAIBO XIV X V V C E N T R R O O XIII XIII XI III IV V V XV LAGO DE MARACAIBO VII V V IX V A R L M A A R L M A N T R O C E N T R O C E V C E N T V C E N T LL-652 Sin Escala
Figura 2.3. Mapa de ubicación del yacimiento en Área LL-652. (Fuente: Revisión de reservas LL-652, 2004)
2.2.1 Geología estructural.
El yacimiento C-4-X.01, se encuentra ubicado en el Bloque Estructural Central del Área LL-652 y constituye el flanco Este de un anticlinal, cuyo eje tiene una dirección noreste a suroeste y buza suavemente (5-10 °) hacia el sureste. En los flancos Noreste y Suroeste, el yacimiento C-4-X.01 está limitado por un patrón de fallas normales con tendencia Noroeste. En el flanco Oeste el yacimiento está limitado por una gran falla inversa con tendencia Noreste. Todos estos patrones de fallas tienen carácter sellante.
La interpretación estructural del Yacimiento C-4-X.01 está basada en la información sísmica 3D calibrada con la información de los pozos del área. El Mapa Sísmico Estructural en profundidad del Límite de Secuencia C4 (SBC4) (Figura 2.1) muestra la estructura anticlinal que conforma el Bloque Estructural Central y que fue descrito anteriormente.
La línea sísmica mostrada en la Figura 2.5, ilustra la estructura característica del Bloque Estructural Central y los patrones de falla que limitan este yacimiento. Se debe notar que la falla límite Noroeste (límite con el yacimiento C-4 LL-652 – Bloque Estructural Tepuy) se ve claramente, en particular a nivel de la Formación Guasare (más profundo) y en los niveles de los miembros B-X (más someros).
El límite Sur-Este del yacimiento se define por contacto agua-petróleo identificado a una profundidad de –7900’ TVDSS. Las fallas límites Norte y Sur para el Bloque Central se indican claramente en el mapa estructural mostrado en la Figura 2.1.
PROYECTO DE INYECCION DE AGUA
Figura 2.4. Mapa Estructural (Sísmica 3D) al Tope del Miembro C-4-X (Fuente: Revisión de reservas LL-652, 2004)
Luego de la evaluación geológica de los yacimientos, se conoce que el carácter de las fallas principales que limitan este yacimiento se comportan como fallas sellantes. Hacia el Sur-Este, el yacimiento C-4-X.01 se encuentra delimitado por un contacto agua-petróleo original (CAPO) identificado a una profundidad de –7900’ TVDSS.
La Falla Oeste es una estructura principal asociada al sistema de Fallas de Lama-Icotea. Dicha falla exhibe salto vertical aproximado de 1000 pies de magnitud con un buzamiento hacia el Este de 60° aproximadamente.
El límite Norte del Bloque es una falla normal con salto vertical aproximado de 400 pies y un buzamiento de aproximadamente 55° al Nor-Este y esta separa el yacimiento C-4-X.01 del yacimiento C-4-X.04. El límite Sur está definido por una falla normal con salto en el orden de los 200 pies. Esta falla buza en general hacia el Sur-Oeste con un ángulo de 55° y separa el yacimiento C-4-X.01 del yacimiento C-4-X.03 adyacente al mismo en sentido Sur.
N O S E Disc.Eoceno SB - BC SB - C2 C - 3 - X SB - C3 SB - C4 SB - C5 SB - C6 SB - C7 SB-C7 SB-C6 SB-C5 SB-C4 SB-C3 C-3-X SB-C2 SB-BC Disc. Eoceno
Figura 2.5. Línea Sísmica Mostrando Rasgos Estructurales del Yacimiento C-4-X.01 (Fuente: Revisión de reservas LL-652, 2004)
2.2.2 Análisis de Facies y Estratigrafía Secuencial.
Desde el punto de vista estratigráfico, el yacimiento C-4-X.01 está constituido por los miembros C-3-X y C-4-X de la Formación Misoa, de edad Eoceno Inferior a Medio. Estos intervalos están conformados por una serie de secuencias estratigráficas de bajo orden, depositadas en un ambiente característico de un delta progradante con influencia de mareas (Figura 2.3).
MODELO ESTRATIGRÁFICO GENERALIZADO DEL AREA LL-652
SSO NNE
Figura 2.6. Modelo Estratigráfico del Campo LL-652, Miembros C-3-X y C-4-X. (Fuente: Revisión de reservas LL-652, 2004)
Basado en sus características litológicas, el Miembro C-4-X ha sido informalmente dividido en tres unidades denominadas C-4-X Inferior, C-4-X. Medio y C-4-X Superior.
Las unidades C-4-X Inferior y Medio consisten fundamentalmente de cuerpos de discontinuos areniscas verticalmente diferenciados y separados entre sí por intervalos lutíticos de alta continuidad lateral. Los espesores de los cuerpos de areniscas varían entre 10’ y 30’ y su extensión lateral es limitada. La calidad de roca yacimiento en estas unidades es considerada moderada a pobre con un promedio de permeabilidad variando entre 0,5 a 5 md.
La unidad C-4-X Superior representa el principal intervalo de yacimiento en el Bloque Estructural Central con un promedio de permeabilidades de 10-20 md, aunque algunos niveles individuales pueden alcanzar permeabilidades de hasta 100 md. Esta unidad está constituida
fundamentalmente por areniscas tabulares de gran continuidad lateral con un espesor neto variable entre 150’ y 200’. Debido a sus características geológicas y petrofísicas, el intervalo C-4-X Superior es considerado como el mejor compartimiento del Yacimiento C-C-4-X.01.
Al igual que el Miembro C-4-X, el Miembro C-3-X fue informalmente dividido en tres unidades denominadas C-3-X Inferior, C-3-X Medio y C-3-X Superior.
El intervalo C-3-X Inferior esta caracterizado por mostrar una intercalación regular de areniscas y lutitas con una continuidad lateral que varía de moderada a baja. La parte basal del Intervalo C-3-X Inferior, esta representada por una superficie de inundación (FS-400), la cual es considerada como una barrera de permeabilidad a lo largo del Área LL-652. Esta superficie de inundación, aísla de manera efectiva los miembros C-4-X y C-3-X, componentes del yacimiento C-4-X.01.
El intervalo C-3-X Medio está constituido por un cuerpo de areniscas masivas de gran continuidad lateral a lo largo del área. Sus características como roca yacimiento varían de muy buena a pobre desde al Sur hacia el Norte (0,5–40 md de permeabilidad promedio), por lo cual el Intervalo C-3-X Medio es considerado objetivo primario de explotación del yacimiento C-4-X.01.
El Intervalo C-3-X Superior está constituido por una alternancia regular de areniscas y lutitas de moderada a buena continuidad lateral con moderada a pobres características de roca yacimiento. Debido a sus características petrofísicas, este intervalo es considerado como un objetivo secundario de explotación dentro del yacimiento.
El estudio sedimentológico de detalle realizado a los miembros C-3-X y C-4-X en el Área LL-652 indica que la calidad de roca yacimiento está principalmente controlada por las facies sedimentarias.
En sentido vertical, los distintos cuerpos de areniscas están aislados entre si por sellos lutíticos regionalmente continuos (superficies de inundación), que dificultan la migración vertical de los fluidos.
2.2.3 Petrofísica.
El modelo petrofísico aplicado para la evaluación de las propiedades de las rocas pertenecientes al Yacimiento C-4-X.01 de la Formación Misoa de edad Eoceno en el Área LL-652 fue realizado utilizando la información de registros, núcleos, producción, disponible, así como también interpretación de la sísmica 3D y correlaciones estratigráficas. Posteriormente esta información fue integrada junto al modelo geológico para el cálculo final de volúmenes y reservas.
Para el estudio petrofísico del yacimiento C-4-X.01 fueron revisados los pozos pertenecientes o que hayan penetrado el yacimiento, haciendo un total de 109 pozos de los cuales 90 poseen registro de Rayos Gamma (GR) confiable, mientras que solo 59 de ellos poseen registro de densidad (Rhob) de calidad suficiente para la evaluación confiable, el resto de los pozos evaluados presentan solo registros eléctricos y de potencial espontáneo SP. Para la representación de la información de parámetros petrofísicos se seleccionaron 109 pozos tomando en cuenta la calidad de registros, así como la posición relativa en la estructura del yacimiento.
La información disponible de registros de presión RFT/MDT comprende registros tomados entre julio de 1992 hasta marzo del 2001 en 32 pozos distribuidos en diversas zonas del yacimiento (Ver Figura 8). Al analizar los gráficos de interrelación entre las presiones de formación y la profundidad se puede afirmar que el yacimiento muestra un agotamiento diferencial de presiones ya que se han medido presiones entre el rango de 700 a 3500 LPPC en el Miembro C-3-X y entre 700 y 3900 LPPC para el Miembro C-4-X, Al mismo tiempo la dispersión de los valores de presión de formación ilustran la heterogeneidades de los miembros C-3-X y C-4-X, como por ejemplo la falta de conectividad entre los estratos o la presencia de barreras de permeabilidad.
Mientras que los promedios de las presiones de formación se ubican en 1740 LPPC para el Miembro C-3-X y de 1858 LPPC para el Miembro C-4-X del yacimiento C-4-X.01.
En el yacimiento C-4-X.01 se han tomado núcleos en seis pozos, LL-2425, LL-2850, LL-3075, LL-3282, LL-3469 y LL-3582, de los cuales se han recuperado unos 1275 pies de núcleo de los miembros C-3-X y C-4-X. De los mismos se han realizado los análisis convencionales y en algunos casos especiales de núcleo en la medición de los parámetros petrofísicos de las rocas, los cuales han sido corregidos en profundidad para luego ser utilizados en la definición del modelo de evaluación petrofísica de buena parte del Área LL-652. Esto se puede observar al comparar la correlación entre los valores de los parámetros petrofísicos calculados a partir de los registros y los datos de núcleo
El modelo petrofísico utilizado para describir las propiedades del yacimiento, el cual está compuesto por el volumen de arcilla, porosidad y arena neta petrolífera, fue calculado de acuerdo con los siguientes parámetros:
2.2.3.1 El volumen de arcilla (Vsh)
El volumen de arcilla (Vsh) fue calculado a través del índice Gamma Ray (Hilchie, 1989), el cual se define como: min max min
GR
GR
GR
GR
I
GR
Se ha utilizado el modelo lineal IGR = Vsh, debido a que tanto la porosidad (Ф) como la saturación de agua (Sw) derivadas de las relaciones lineales se adaptan mejor a los valores de porosidad, saturación y permeabilidad obtenidas de los núcleos, por lo que la ecuación definitiva para el cálculo del volumen de arcilla (Vsh), es la siguiente:
Una ecuación similar se utilizó para los pozos donde se tiene curva de potencial espontáneo SP, mientras que en los casos donde no existen las curvas de GR ni SP, se utilizó una relación no lineal basada en la resistividad para el cálculo del volumen de arcilla mediante la siguiente relación:
A este referido, se añade que el valor de corte tomado, en cuanto a volumen de arcilla fue de 55%.
2.2.3.2 Porosidad
La porosidad del yacimiento fue calculada utilizando los registros de densidad, en los pozos donde fue posible, mediante la siguiente relación:
min max min
GR
GR
GR
GR
V
sh
b sh t t sh shR
R
R
R
R
R
V
1 max max
f ma b ma
Mientras que para los pozos donde no se dispone de registros de porosidad, ésta ha sido calculada utilizando transformadas desarrolladas a partir del volumen de arcilla (Vsh) y la porosidad obtenida de los núcleos
Se determinó de esta forma la porosidad en 14,0% para el miembro C-3-X y 13,95 % para el Miembro C-4-X
2.2.3.3 Saturación de agua.
La saturación de agua del yacimiento C-4-X.01, ha sido calculada mediante un modelo desarrollado con datos de núcleos de los miembros C-3-X y C-4-X. El modelo está basado en la saturación de agua (Sw) contra la altura sobre el nivel de agua libre y la calidad de roca yacimiento, para ello fueron utilizadas las medidas de presión capilar relativas para gas-agua y petróleo-agua disponibles. La saturación de agua calculada usando la función J de Leverett (SwJ) fue verificada contra las saturaciones obtenidas de los tapones de núcleos.
El modelo desarrollado expresa la saturación como una función de la porosidad y la permeabilidad, las cuales representan las propiedades de las rocas y la altura sobre el nivel de agua libre, la cual representa la presión capilar. Las propiedades de los fluidos y la “humectabilidad” de las rocas son normalmente asumidas como constantes dentro cada régimen de fluidos del yacimiento.
El modelo de saturación utilizado divide la saturación de agua en dos fracciones; la saturación de agua irreducible (Swirr) y la saturación de agua capilar connata (asumiendo condiciones estáticas). Este es un concepto conocido y utilizado en la industria. La saturación de agua
2
1
c
V
c
sh
irreducible puede ser considerada como una propiedad de las rocas, mientras que la saturación de agua capilar connata como una propiedad dependiente de la altura.
A continuación se describen los pasos para el desarrollo de la función “J” de Leverett normalizada utilizada para el cálculo de la saturación de agua (SwJ).
Cálculo de la Swt normalizada:
En donde:
Swn = Saturación de los tapones de núcleos Swt = Saturación de agua total
Swirr = Saturación de agua irreducible Para la zona de transición:
En donde: En donde: a y b = constantes de regresión J = función de Leverett Pc = Presión capilar σ = Tensión superficial Ө = Angulo de contacto
Klab = Permeabilidad de los tapones
)
1
(
)
(
irr irrSw
Sw
Swt
Swn
bJ
a
Swn
lab lab labK
PhiT
Pc
J
(
/
cos
)
/
PhiTlab = Porosidad total de los tapones
Swt en el yacimiento:
En donde:
En donde:
Δρ = densidad del agua g = constante de gravedad
h = altura sobre el nivel de agua libre
La saturación de agua irreducible (Swirr) proveniente de los datos finales de presión capilar en donde se hace igual a la saturación de agua (Sw) cuando la presión capilar es 50 o 60 LPPC. Los datos de permeabilidades relativas aire-agua y petróleo-agua pueden ser fusionados por ser los valores finales muy similares, como se observa en las relaciones siguientes:
Para el modelo final de saturación de agua se tiene que la ecuación final se expresa de la manera siguiente:
Luego de la evaluación petrofísica de 109 pozos que atravesaron el yacimiento utilizando el modelo de saturación de agua mediante la función “J” de Leverett normalizada (SwJ) promedio
b res
J
a
Swn
res res resK
PhiT
r
gh
J
/
)
cos
(
)
(
24
0
cos
24
cos
;
Agua
Aire
25
60
cos
50
cos
;
Agua
Petroleo
irr irrSw
Sw
Swn
Swt
(
1
)
para el yacimiento C-4-X.01 ha sido determinada en 0,3167 para el Miembro C-3-X y 0,2844 para el Miembro C-4-X.
2.2.3.4 Permeabilidad
La permeabilidad del yacimiento, ha sido determinada mediante la transformada obtenida de la relación entre la porosidad y la permeabilidad, de los núcleos pertenecientes a los miembros C-3-X y C-4-C-3-X
)
2
1
(
10
d
d
k
La permeabilidad promedio para el Miembro C-3-X del Yacimiento C-4-X.01, calculada para 109 pozos, quedó determinada en 30.84 mD.
La permeabilidad promedio para el Miembro C-4-X del Yacimiento C-4-X.01, calculada para 109 pozos, quedó determinada en 64 mD.
2.2.3.5 Valores de corte “Cut-Off”
Siguiendo el modelo petrofísico y los gráficos de sensibilidad para el yacimiento C-4-X.01 se determinaron los valores de corte para determinar los espesores de arena neta y arena neta petrolífera para todos aquellos intervalos que cumplieran con las siguientes condiciones:
Arena Neta: Vsh ≤ 0,55
Arena Neta Petrolífera: Vsh ≤0,55; ø ≥0,08 y Sw ≤0,50
Porosidad (v/v) Sw (v/v) So (v/v) K (mD) C3X 0,141 0,3167 0,6833 30,84 C4X 0,139 0,2844 0,7156 64,69 C-4-X.01
Yacimiento
Tabla 2.1 Propiedades petrofísicas del yacimiento C-4-X.01 (Fuente: Revisión de reservas LL-652, 2004)
2.2.4 Propiedades de los fluidos del yacimiento.
La historia de producción/presión indica que los fluidos del yacimiento se encontraban sub-saturados a la presión original y no existía capa de gas original. El mecanismo de producción predominante para el yacimiento es el de empuje por gas en solución. A continuación se presenta una tabla resumen de las propiedades físicas del yacimiento. En la tabla 2.2 se resumen las propiedades físicas del yacimiento.
Presión inicial 3510 Lpc
Presión de burbuja 3150 Lpc
Espesor promedio 210 Pies
Área 7791 Acres
Permeabilidad absoluta 30-64 mD
Porosidad 14 %
Saturación de petróleo 70 %
Gravedad API 37° API
Tabla 2.2 Propiedades físicas del yacimiento. (Fuente: Revisión de reservas LL-652, 2004)
CAPITULO III
MARCO TEORICO
3.1 Antecedentes.
Chirinos Lidsky (2008), quien elaboro un estudio titulado. “Caracterización Geomecanica del Yacimiento C-X del Lago de Maracaibo”. El objetivo de esta investigación es elaborar una caracterización Geomecanica del yacimiento C-X, en base a la información de análisis de núcleos y de perfiles pertenecientes a siete pozos perforados en el área.
La relevancia de esta investigación para el presente estudio, radica en la metodología utilizada por el autor para la determinación de las propiedades elásticas estáticas de las rocas a partir de núcleos.
González G., Geraldine y Hernández P., Gericar M (2008), quienes elaboraron un estudio titulado. “Análisis y Diagnostico de la Producción de Arena en los pozos Completados en el Yacimiento SANTA BÁRBARA, área LL-652, Lago de Maracaibo”. La metodología utilizada fue de tipo descriptiva, explicativa y de campo, llevada a cabo en tres fases: la primera consistió en el análisis de la información mineralógica, granulométrica, petrofísica y propiedades mecánicas del yacimiento, en la segunda fase se revisó la condición actual de completación y producción de los 70 pozos activos y por último se realizó una evaluación de técnicas de control disponibles para ser aplicadas en los pozos completados en el yacimiento.
La relevancia de esta investigación para el presente estudio, radica en la metodología utilizada por los autores para el cálculo de la caída de presión crítica generada a partir de datos experimentales de esfuerzos.
Gamez y Peña (2007). Quienes elaboraron un estudio titulado. “Análisis del origen de la producción de arena/finos de formación en el yacimiento C-2, VLE-305 de la U.E. Lagocinco”.
La metodología utilizada fue el estudio detallado de las condiciones geomecanicas, yacimiento y diferenciales de presión.
La relevancia de esta investigación para el presente estudio, radica en la metodología utilizada por el autor para el análisis del origen de la producción de arena.
Candiales Luis (2006). Quien elaboro un estudio titulado. “Caracterización Petrofisica Geomecanica integrada de un Yacimiento Eoceno del lago de Maracaibo”. La metodología que se pretendió seguir comprende la recopilación y validación de información, análisis de las relaciones entre variables y su integración, estimar los parámetros necesarios para caracterizar y suministrar la información necesaria para optimizar las estrategias de explotación en función de las características de la roca.
La relevancia de esta investigación para el presente estudio, radica en la metodología utilizada por el autor para la estimación de los parámetros de corte en función de los modelos petrofisicos calculados.
Bravo y Pedrozo (2005). Quienes elaboraron un estudio titulado “metodología para la predicción de la producción de arena en pozos productores de hidrocarburos”. Desarrollaron una metodología partiendo de un modelo de predicción como lo es la caída de presión critica total (Critical Total Drawdwn CTD) basado en un estudio detallado de las condiciones geomecánicas, yacimiento y producción del pozo.
La relevancia de esta investigación para el presente estudio, radica en la metodología utilizada por los autores para la predicción de la producción de arena.
Bravo Leonardo (2005). Quien elaboro un estudio titulado “Caracterizacion Geomecanica de los yacimientos H-SB, H-1, H-2, H-A, H-B, H-C y H-D”. El objetivo de esta investigación fue la caracterización geomecánica para la generación de información necesaria para optimar las
estrategias de explotación. Donde se determino la magnitud de las propiedades geomecánicas para el yacimiento en estudio.
La relevancia de esta investigación para el presente estudio, radica en la metodología utilizada por el autor para la generación de los modelos estáticos de consolidación de las rocas.
Chacin Belkys (2005). Quien elaboro un estudio titulado “Caracterización Geomecánica del Yacimiento C-Superior, VLE-198”, El objetivo principal de esta investigación fue la caracterización geomecánica a partir de registros acústicos bipolares en el yacimiento C-superior del área VLE-198 mediante la evaluación de diversos parámetros que permitieron la relación de los esfuerzos con resistencia de la formación, asociados con eventos con eventos operacionales que tienen gran influencia en cualquier problema de estabilidad del hoyo, arenamiento, fracturamiento y actividades de perforación direccional.
La relevancia de esta investigación para el presente estudio, radica en la metodología utilizada por el autor para el cálculo de la caída de presión crítica generada a partir de datos experimentales de esfuerzos.
Contreras Marcos (2005). Quien elaboro un estudio titulado “Caracterización integral del yacimiento C-2-X.37, Unidad de Explotación Centro Sur Lago”, El objetivo de esta caracterización fue obtener valores con mayor certidumbre, que permita cuantificar las reservas recuperables que se tengan en el yacimiento, con la finalidad de contribuir a definir un plan de explotación
La relevancia de esta investigación para el presente estudio, radica en la metodología utilizada por el autor para la determinación de los parámetros petrofisicos a partir de análisis convencionales y especiales de núcleo.
Paradela Lizbella (2004). Quien elaboro un estudio titulado “Caracterización Petrofisica y Sedimentologica mediante el escalamiento núcleo-Perfil del Yacimiento “E” Costa Afuera del Oriente de Venezuela”, El modelo petrofisico se realizo a partir de la información de núcleo, muestra de pared, así como también de los registros. El modelo petrofisico abarco la determinación de los parámetros petrofisicos, la identificación y caracterización del tipo de roca, la correlación núcleo perfil y la determinación de las unidades de flujo.
La relevancia de esta investigación para el presente estudio, radica en la metodología utilizada por el autor para la determinación de los parámetros petrofisicos, la caracterización del tipo de roca y la correlaciones núcleo perfil.
Vásquez y otros (1999), quienes elaboraron un estudio titulado “The diagnosis, well damage and critical drawdown calculations of sand production problems in the Ceuta field, Lake Maracaibo, Venezuela”, en el cual utilizaron una metodología de análisis de problemas de producción de arena, así como también del daño causado a los pozos del área sur 2 del campo Ceuta. En este campo la producción de arena, no se esperada debido a que el yacimiento está compuesto por arenas consolidadas ubicadas a profundidades de 16000pies, con valores de UCS mayores a 6000lpc.
Los autores recopilaron información correspondiente a la producción de arena y la analizaron de acuerdo con un marco geomecánico, con lo que determinaron el daño del pozo y problemas ocasionados durante el cambio de reductores del flujo; esta información les permitió identificar tres etapas de producción de arena, así como también determinar la cantidad de producción de arena acumulada, luego de haber integrado dicha información con datos de producción.
Luego elaboraron un modelo esférico para calcular el tamaño de la cavidad alrededor de los revestidores, utilizando información geomecánica de núcleos del área y de registros sónicos, con lo cual lograron calcular los diferenciales de presión críticos, concluyendo que el control de estos
