Ubicación y prognosis de pozos a perforar en los Campos Auca Auca Sur

Texto completo

(1)ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS. UBICACIÓN Y PROGNOSIS DE POZOS A PERFORAR EN LOS CAMPOS AUCA – AUCA SUR. PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS. ALEX XAVIER GUERRERO LÓPEZ PABLO FERNANDO VALENCIA MARTÍNEZ [email protected] [email protected]. DIRECTOR: ING. VLADIMIR CERÓN. Msc. [email protected]. Quito, Junio 2010.

(2) II. DECLARACIÓN. Nosotros, Alex Xavier Guerrero López y Pablo Fernando Valencia Martínez, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí. descrito es de nuestra. autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación personal; 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 normatividad institucional vigente.. --------------------------------------------. -----------------------------------------------. Alex Xavier Guerrero López. Pablo Fernando Valencia Martínez.

(3) III. CERTIFICACIÓN. Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Alex Xavier Guerrero López y Pablo Fernando Valencia Martínez bajo mi supervisión.. -----------------------------------------------------------Ing. Vladimir Cerón. G. DIRECTOR DE PROYECTO.

(4) IV. AGRADECIMIENTOS.

(5) V. DEDICATORIA.

(6) VI. DEDICATORIA.

(7) VII. CONTENIDO GENERAL CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA. Y ESTADO ACTUAL DE LOS. CAMPOS AUCA - AUCA SUR 1.1 RESEÑA HISTORICA ....................................................................................... 1 1.2 UBICACIÓN DEL CAMPO ................................................................................ 1 1.3 GEOLOGÍA DEL CAMPO ................................................................................. 4 1.3.1 CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS ......................................................... 4 1.3.2 ESTRUCTURA DE LOS YACIMIENTOS ................................................... 5 1.3.2.1 Estratigrafía de los Yacimientos............................................................ 5 1.3.2.2 Litología de los Yacimientos ................................................................. 6 1.3.2.3 Ambientes de Depositación de los Yacimientos ................................... 7 1.3.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE ..................... 8 1.3.4 TOPES Y BASES PROMEDIOS DE LAS FORMACIONES....................... 9 1.4 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO ...................................................................... 9 1.4.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS POZOS ...................................................... 9 1.4.1.1 Pozos Productores.............................................................................. 10 1.4.1.1.1 Sistemas de Producción de los Pozos ......................................... 10 1.4.1.2 Pozos Abandonados ........................................................................... 11 1.4.1.3 Pozos Reinyectores ............................................................................ 11 1.4.1.4 Pozos Inyectores ................................................................................ 11 1.4.1.5 Pozos Cerrados .................................................................................. 11 1.5 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA................................ 12 1.6 RESERVAS DEL CAMPO AUCA - AUCA SUR .............................................. 13. CAPÍTULO 2 ANÁLISIS DE LOS PARÁMETROS PETROFÍSICOS, DE FLUIDOS, PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS Y CÁLCULO DE RESERVAS POR POZO POR EL MÉTODO DE CURVAS DE DECLINACIÓN 2.1 PROPIEDADES PETROFÍSICAS ................................................................... 17 2.1.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS ............................................................ 17.

(8) VIII. 2.1.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ......................................................... 18 2.1.2.1 Análisis PVT ....................................................................................... 18 2.2 PRESIONES ................................................................................................... 19 2.2.1 HISTORIAL DE PRESIÓN ....................................................................... 19 2.2.1.1 Basal Tena .......................................................................................... 19 2.2.1.2 Arenisca ''U''........................................................................................ 20 2.2.1.3 Arenisca ''T'' ........................................................................................ 20 2.2.1.4 Hollín ................................................................................................... 21 2.2.1.4.1 Hollín Superior ............................................................................. 21 2.2.1.4.2 Hollín Inferior................................................................................ 22 2.2.2 MAPA ISOBÁRICO .................................................................................. 24 2.3 UBICACIÓN DE POZOS ................................................................................. 25 2.3.1 PARÁMETROS PARA LA UBICACIÓN DE POZOS ................................ 26 2.4 CÁLCULO DE RESERVAS ............................................................................. 38 2.4.1 MÉTODO DE CURVAS DE DECLINACIÓN ............................................ 38 2.4.1.1 Declinación Exponencial ..................................................................... 39 2.4.2 MÉTODO VOLUMÉTRICO ...................................................................... 45 2.4.1.1 Fórmulas para el Cálculo de Reservas ............................................... 45. CAPÍTULO 3 ANÁLISIS DE LA UBICACIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO A PERFORAR, PRUEBAS DE INTERFERENCIA Y RADIO DE DRENAJE 3.1 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DE LOS POZOS PROPUESTOS .................... 53 3.1.1 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUS - D ................ 54 3.1.2 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - A ................ 55 3.1.3 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - D ................ 56 3.1.4 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - I.................. 57 3.1.5 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - L................. 58 3.1.6 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - M................ 59 3.1.7 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - N ................ 60 3.1.8 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - U ................ 61.

(9) IX. 3.2 PRUEBAS DE INTERFERENCIA ................................................................... 63 3.3 RADIO DE DRENAJE ..................................................................................... 65 3.4 ANÁLISIS DE INTERFERENCIA DE POZOS ................................................. 65 3.5 PREDICCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO ................................... 70. CAPÍTULO 4 PROGNOSIS DE LA PERFORACIÓN DE LOS POZOS A PERFORAR 4.1 PROGRAMAS DE PERFORACIÓN DEL POZO AUS - D .............................. 79 4.1.1 PROGRAMA DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL .................................. 79 4.1.1.1 Conceptos Generales ......................................................................... 79 4.1.1.2 Tipos de Pozos Direccionales ............................................................. 82 4.1.1.3 Análisis del Plan Direccional de los Pozos ......................................... 84 4.1.1.4 Herramientas a utilizar en la Perforación Direccional ......................... 84 4.1.1.5 Diseño del Programa de Perforación Direccional ............................... 88 4.1.2 PROGRAMA DE BROCAS ...................................................................... 94 4.1.2.1 Conceptos Generales ......................................................................... 94 4.1.2.2 Clasificación de las Brocas ................................................................. 94 4.1.2.3 Diseño del Programa de Brocas ......................................................... 97 4.1.3 PROGRAMA DE LODOS ......................................................................... 99 4.1.3.1 Conceptos Generales ......................................................................... 99 4.1.3.2 Funciones de los Lodos de Perforación .............................................. 99 4.1.3.3 Clasificación de los Lodos de Perforación ........................................ 100 4.1.3.4 Propiedades de los Lodos de Perforación ........................................ 101 4.1.3.5 Factores que rigen en la selección de los fluidos ............................. 101 4.1.3.6 Diseño del Programa de Lodos ........................................................ 102 4.1.4 PROGRAMA DE HIDRÁULICA .............................................................. 102 4.1.4.1 Conceptos Generales ....................................................................... 102 4.1.4.2 Parámetros Hidráulicos..................................................................... 103 4.1.4.3 Diseño del Programa Hidráulico ....................................................... 105 4.1.5 PROGRAMA DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ................................ 105 4.1.5.1 Conceptos Generales ....................................................................... 105 4.1.5.2 Funciones de la Tubería de Revestimiento ...................................... 106 4.1.5.3 Clasificación de las Tuberías de Revestimiento................................ 107.

(10) X. 4.1.5.4 Diseño del Programa de Tubería de Revestimiento ......................... 109 4.1.6 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN ......................................................... 110 4.1.6.1 Conceptos Generales ....................................................................... 110 4.1.6.2 Clasificación de las Cementaciones ................................................. 110 4.1.6.3 Tipos de Cemento............................................................................. 112 4.1.6.4 Diseño del Programa de Cementación ............................................. 114. CAPÍTULO 5 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO 5.1 ANÁLISIS ECONÓMICO ............................................................................... 115 5.2 COSTOS DE PERFORACIÓN ...................................................................... 116 5.3 COSTOS DE PRODUCCIÓN ........................................................................ 117 5.4 INGRESOS DEL PROYECTO ...................................................................... 117 5.5 DEFINICIONES ECONÓMICAS ................................................................... 118 5.5.1 DEPRECIACIONES ............................................................................... 118 5.5.2 UTILIDADES .......................................................................................... 118 5.5.3 FLUJO NETO DE CAJA ......................................................................... 118 5.6 CALCULO DEL VAN Y TIR ........................................................................... 119 5.6.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN) .............................................................. 119 5.6.2 TASA INTERNA DE RENDIMIENTO (TIR) ............................................ 120 5.7 HIPÓTESIS EN LA QUE SE BASÓ EL ANÁLISIS ECONÓMICO ................. 121 5.8 RESUMEN DEL ANÁLISIS ECONÓMICO .................................................... 122 5.9 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN ..................................... 124. CAPÍTULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1 CONCLUSIONES .......................................................................................... 128 6.2 RECOMENDACIONES ................................................................................. 130. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 131 ABREVIATURAS ................................................................................................ 133 ANEXOS ............................................................................................................. 134.

(11) XI. ÍNDICE DE TABLAS CAPÍTULO 1 Tabla 1.1: Espesor y Área de cada una de las Formación ..................................... 7 Tabla 1.2: Topes y Bases Promedios de las Formaciones ..................................... 9 Tabla 1.3: Sistemas de producción de los pozos.................................................. 10 Tabla 1.4: Estado actual de los pozos del Campo Auca - Auca Sur ..................... 12 Tabla 1.5: Producción acumulada de petróleo y agua .......................................... 12 Tabla 1.6: Petróleo Original En Sitio, Reservas Probadas Recuperables, Producción Acumulada y Reservas Remanentes del Campo Auca – Auca Sur ... 14. CAPÍTULO 2 Tabla 2.1: Datos Petrofísicos ................................................................................ 17 Tabla 2.2: Análisis PVT ........................................................................................ 18 Tabla 2.3: Datos de Presión ................................................................................. 23 Tabla 2.4: Producción de los Pozos Aledaños al AUS - D .................................... 36 Tabla 2.5: Comportamiento de Producción del Pozo AUS – 1 para la Arena T .... 43 Tabla 2.6: Comportamiento de Producción del Pozo AUS – 2 para la Arena U ... 44 Tabla 2.7: Cálculo de Reservas para el Pozo AUS - D......................................... 47 Tabla 2.8: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - A ......................................... 47 Tabla 2.9: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - D ........................................ 48 Tabla 2.10: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - I ........................................ 48 Tabla 2.11: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - L ....................................... 49 Tabla 2.12: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - M ...................................... 49 Tabla 2.13: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - N ...................................... 50 Tabla 2.14: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - U ...................................... 50 Tabla 2.15: Reservas Totales de los Pozos Ubicados.......................................... 51 Tabla 2.16: Reservas Principales de los Pozos Ubicados .................................... 51 Tabla 2.17: Ubicación de Coordenadas de los Pozos Ubicados y Well Pad ........ 52 CAPÍTULO 3 Tabla 3.1: Coordenadas y Reservas de los Pozos Ubicados .............................. 53 Tabla 3.2: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUS - D ............... 55.

(12) XII. Tabla 3.3: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - A ............... 56 Tabla 3.4: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - D............... 57 Tabla 3.5: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - I ................ 58 Tabla 3.6: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - L ............... 59 Tabla 3.7: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - M .............. 60 Tabla 3.8: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - N............... 61 Tabla 3.9: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUS - U ............... 62 Tabla 3.10: Caudal de los Pozos Ubicados .......................................................... 62 Tabla 3.11: Radios de Drenaje de los Pozos Aledaños ........................................ 68 Tabla 3.12: Distancia de los pozos nuevos con respecto a sus aledaños ............ 69 Tabla 3.13: Análisis de la Interferencia entre los Pozos Propuestos y Aledaños . 70 Tabla 3.14: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - A ............................. 71 Tabla 3.15: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - D ............................. 72 Tabla 3.16: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - I............................... 73 Tabla 3.17: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - L.............................. 74 Tabla 3.18: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - M............................. 75 Tabla 3.19: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - N ............................. 76 Tabla 3.20: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - U ............................. 77 Tabla 3.21: Predicción de la Producción de Petróleo AUS - D ............................. 78. CAPÍTULO 4 Tabla 4.1: Coordenadas de Superficie Y Llegada del Pozo AUS – D................... 88 Tabla 4.2: Información adicional. .......................................................................... 88 Tabla 4.3: Información Primaria – Objetivo Principal. ........................................... 89 Tabla 4.4: Información Secundaria – Objetivo Secundario. .................................. 89 Tabla 4.5: Diseño del BHA.................................................................................... 90 Tabla 4.6: Survey Definitivos ................................................................................ 91 Tabla 4.7: Programa del BHA #1 Sección 12 ¼" ................................................. 93 Tabla 4.8: Programa del BHA #2 Sección 8 ½” ................................................... 93 Tabla 4.9: Programa de Brocas ............................................................................ 99 Tabla 4.10: Programa de Lodos de Perforación ................................................. 102 Tabla 4.11: Programa de Hidráulica ................................................................... 105.

(13) XIII. Tabla 4.12: Programa de Tubería de Revestimiento para el hoyo de 26” ......... 109 Tabla 4.13: Programa de Tubería de Revestimiento para el hoyo de 12 ¼" ..... 109 Tabla 4.14: Programa de Tubería de Revestimiento para el hoyo de 8 ½” ....... 109 Tabla 4.15: Programa de Cementación para el hoyo de 26” ............................. 114 Tabla 4.16: Programa de Cementación para el hoyo de 12 ¼" ......................... 114 Tabla 4.17: Programa de Cementación para el hoyo de 8 ½” ........................... 114. CAPÍTULO 5 Tabla 5.1: Costos de Perforación Direccional ..................................................... 116 Tabla 5.2: Cronograma de Perforaciones Direccionales .................................... 118 Tabla 5.3: Interpretación del Valor Actual Neto (VAN)........................................ 120 Tabla 5.4: Interpretación de la Tasa Interna de Retorno (TIR) ........................... 121 Tabla 5.5: Resumen de los resultados del VAN y TIR, Precio $80 ..................... 122 Tabla 5.6: Resumen de los resultados del VAN y TIR, Precio $73,65 ................ 123 Tabla 5.7: Resumen de los resultados del VAN y TIR, Precio $60 ..................... 123.

(14) XIV. ÍNDICE DE FIGURAS CAPÍTULO 1 Figura 1.1: Ubicación del Campo Auca - Auca Sur ................................................ 2 Figura 1.2: Mapa de Ubicación de los Pozos Campo Auca - Auca Sur......... .........3 Figura 1.3: Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente ..................................... .8 Figura 1.4: Historial de Producción Campo Auca - Auca Sur .............................. .13 Figura 1.5: Reservas Remanentes del Campo Auca – Auca Sur ........................ .14 Figura 1.6: Reservas Remanentes de la Arena Basal Tena .............................. .15 Figura 1.7: Reservas Remanentes de la Arena “U”............................................. .15 Figura 1.8: Reservas Remanentes de la Arena “T” ............................................. .15 Figura 1.9: Reservas Remanentes de la Arena Hollín Superior .......................... .16 Figura 1.10: Reservas Remanentes de la Arena Hollín Inferior .......................... .16. CAPÍTULO 2 Figura 2.1: Historial de Presión Basal Tena ......................................................... 19 Figura 2.2: Historial de Presión Arena ''U'' ........................................................... 20 Figura 2.3: Historial de Presión Arena “T'' ............................................................ 21 Figura 2.4: Historial de Presión Hollín Superior.................................................... 22 Figura 2.5: Historial de Presión Hollín Inferior ...................................................... 23 Figura 2.6: Mapa Isobárico de la Arena U inferior del Campo Auca – Auca Sur .. 24 Figura 2.7: Ubicación del Pozo AUS – D en un Mapa Estructural ........................ 27 Figura 2.8: Ubicación del Pozo AUS – D en Mapas de Ambiente para U y T Inferior respectivamente ....................................................................................... 28 Figura 2.9: Bubble Map del Campo Auca - Auca Sur ........................................... 29 Figura 2.10: Grid Map de Agua del Campo Auca - Auca Sur ............................... 31 Figura 2.11: Grid Map de Petróleo del Campo Auca - Auca Sur .......................... 32 Figura 2.12: Mapa de Contorno de Acumulado de Agua ..................................... 33 Figura 2.13: Ubicación del Pozo AUS – D en un Mapa Isobárico Arena U y T .... 34 Figura 2.14: Historial de Producción del AUS - 1 ................................................. 35 Figura 2.15: Historial de Producción del AUS - 2 ................................................. 35 Figura 2.16: Historial de Producción del AUS - 4 ................................................. 36.

(15) XV. Figura 2.17: Mapa de Secuencia entre el Pozo AUS – 1 y el AUS – 2 ................ 37 Figura 2.18: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación Pozo AUS - 1 ....... 42 Figura 2.19: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación Pozo AUS - 2 ....... 43. CAPÍTULO 3 Figura 3.1: Presión Promedia del Reservorio T Inferior para el AUS - D ............. 54 Figura 3.2: Presión Promedia del Reservorio T Inferior para el AUC - A ............. 55 Figura 3.3: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - D ............. 56 Figura 3.4: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - I .............. 57 Figura 3.5: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - L ............. 58 Figura 3.6: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - M ............ 59 Figura 3.7: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - N ............. 60 Figura 3.8: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - U ............. 61 Figura 3.9: Pozo activo y de observación en la prueba de interferencia ............. 64 Figura 3.10: Región aproximada de influencia en una Prueba de Interferencia ... 64 Figura 3.11: Radio de Drenaje (re) y Radio del Pozo (rw) ..................................... 65 Figura 3.12: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - A............................ 71 Figura 3.13: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - D ........................... 72 Figura 3.14: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - I ............................. 73 Figura 3.15: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - L ............................ 74 Figura 3.16: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - M ........................... 75 Figura 3.17: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - N ........................... 76 Figura 3.18: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - U ........................... 77 Figura 3.19: Predicción de la Producción de Petróleo AUS - D............................ 78. CAPÍTULO 4 Figura 4.1: Profundidad Vertical Verdadera vs. Profundidad Medida ................... 81 Figura 4.2: Diseño Tipo ‘’S’’ y sus Características ............................................... 82 Figura 4.3: Diseño Tipo ‘’J’’ y sus Características ................................................ 83 Figura 4.4: Diseño Tipo Horizontal y sus Características ..................................... 84 Figura 4.5: Arreglo de un Motor de Fondo. .......................................................... 87 Figura 4.6: Gráfica del Survey Programado ......................................................... 92 Figura 4.7: Broca Tricónica .................................................................................. 95.

(16) XVI. Figura 4.8: Brocas de Cortadores Fijos ................................................................ 95 Figura 4.9: Brocas Especiales .............................................................................. 97 Figura 4.10: Diseño de Tubería de Revestimiento ............................................. 108. CAPÍTULO 5 Figura 5.1: Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $80. ........ 124 Figura 5.2:.Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $80 ......... 125 Figura 5.3: Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $73.65. ... 125 Figura 5.4: Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $73,65 .... 126 Figura 5.5:.Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $60 ......... 126 Figura 5.6: Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $60 ......... 127.

(17) XVII. ÍNDICE DE ANEXOS. CAPÍTULO 1 Anexo 1.1: Ubicación de Pozos.......................................................................... 135 Anexo 1.2: Ubicación en coordenadas geográficas de los pozos ...................... 136 Anexo 1.3: Mapa Estructural de Hollín ............................................................... 138 Anexo 1.4: Mapa Estructural de la Arena ''T'' ..................................................... 139 Anexo 1.5: Mapa Estructural de la Arena ''U''..................................................... 140 Anexo 1.6: Mapa Estructural de Basal Tena ...................................................... 141 Anexo 1.7: Topes y Bases de las Formaciones de cada pozo ........................... 142 Anexo 1.8: Pozos Productores del Campo Auca - Auca Sur .............................. 146 Anexo 1.9: Sistemas de producción por pozos .................................................. 148 Anexo 1.10: Pozos Abandonados del Campo Auca - Auca Sur ......................... 149 Anexo 1.11: Pozos Reinyectores del Campo Auca - Auca Sur .......................... 150 Anexo 1.12: Pozos Inyectores del Campo Auca - Auca Sur............................... 151 Anexo 1.13: Pozos Cerrados del Campo Auca - Auca Sur. ............................... 152. CAPÍTULO 2 Anexo 2.1: Datos PVT por Arenas ..................................................................... 153 Anexo 2.2: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa Estructural………..154 Anexo 2.3: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa de Ambiente de la Arena U Inferior ................................................................................................... 155 Anexo 2.4: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa de Ambiente de la Arena T Inferior ................................................................................................... 156 Anexo 2.5: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa Isobárico Arena U Inferior ................................................................................................................. 157 Anexo 2.6: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa Isobárico Arena T Inferior ................................................................................................................. 158 Anexo 2.7: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – A ............................... 159 Anexo 2.8: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – D ............................... 161 Anexo 2.9: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – I ................................. 164 Anexo 2.10: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – L .............................. 167.

(18) XVIII. Anexo 2.11: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – M ............................. 169 Anexo 2.12: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – N ............................. 172 Anexo 2.13: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – U ............................. 174 Anexo 2.14: Mapa de Secuencia pozo AUC-4 y AUC-40 para el AUC - A ......... 177 Anexo 2.15: Mapa de Secuencia pozo AUC-2 y AUC-52 para el AUC - D ........ 178 Anexo 2.16: Mapa de Secuencia pozo AUC-10 y AUC-6 para el AUC - I .......... 179 Anexo 2.17: Mapa de Secuencia pozo AUC-31 y AUC-32 para el AUC - L ....... 180 Anexo 2.18: Mapa de Secuencia pozo AUC-31 y AUC-32 para el AUC - M ...... 181 Anexo 2.19: Mapa de Secuencia pozo AUC-32 y AUC-9 para el AUC - N ........ 182 Anexo 2.20: Mapa de Secuencia pozo AUC-20 y AUC-21 para el AUC - U ...... 183 Anexo 2.21: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-4................ 184 Anexo 2.22: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-40.............. 185 Anexo 2.23: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-52.............. 186 Anexo 2.24: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-10.............. 187 Anexo 2.25: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-31.............. 188 Anexo 2.26: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-32.............. 189 Anexo 2.27: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-26.............. 190 Anexo 2.28: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-9................ 191 Anexo 2.29: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-21.............. 192 Anexo 2.30: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-20.............. 193 Anexo 2.31: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-2................ 194 Anexo 2.32: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUS-4 ................ 195 CAPÍTULO 5 Anexo 5.1: Detalle de Producción e Ingresos por el costo de barril de 80$ ....... 196 Anexo 5.2: Resultados obtenidos del VAN y TIR para un de barril de 80$. ....... 197 Anexo 5.3: Detalle de Producción e Ingresos por el costo de barril de 73,65$ .. 198 Anexo 5.4: Resultados obtenidos del VAN y TIR para un de barril de 73,65$ ... 199 Anexo 5.5: Detalle de Producción e Ingresos por el costo de barril de 60$ ....... 200 Anexo 5.6: Resultados obtenidos del VAN y TIR para un de barril de 60$ ........ 201.

(19) XIX. RESUMEN Petroproducción ha visto la necesidad de incrementar la producción de petróleo en los diferentes campos del Oriente Ecuatoriano, por lo que se ha propuesto realizar un estudio de la factibilidad de ubicar pozos que vayan a desarrollar los campos.. El proyecto consta de seis capítulos. En el primer capítulo se detalla la descripción geológica, ubicación general, geología, estratigrafía, litología, ambiente sedimentario, características estructurales de los objetivos, topes y bases.. En el segundo capítulo se realiza la petrofísica de la roca como de los fluidos, presiones de yacimiento, cálculo de reservas remanentes; petróleo original in-situ (POES) de cada pozo, reservas del campo por medio de los métodos volumétrico y curvas de declinación del Campo Auca – Auca sur.. En el tercer capítulo se realiza el análisis de la ubicación de los pozos anteriormente propuestos, así como el estudio de pruebas de interferencias y radios de drenaje.. En el cuarto capítulo se diseña la prognosis de un pozo direccional con sus respectivos programas de perforación.. En el quinto capítulo se realiza el análisis económico del proyecto; según los costos estimados de las perforaciones para los nuevos pozos y el posible incremento de producción que se obtendrá al ejecutar las perforaciones de pozos.. Y, en el sexto capítulo se presentan las conclusiones y recomendaciones derivadas del presente estudio..

(20) XX. PRESENTACIÓN La producción de petróleo es la principal actividad económica que sustenta el desarrollo sostenible de los ecuatorianos, por tal motivo las empresas productoras de hidrocarburos deben estar a la vanguardia en el desarrollo de los campos y para esto es muy importante conocer la situación de los mismos.. La empresa estatal productora de hidrocarburos PETROPRODUCCIÓN requiere conocer el estado de cada uno de sus campos, y en el caso del campo AucaAuca Sur que es un campo maduro, se busca estimar la capacidad productiva que aun disponen los yacimientos, debido a que el campo se ha expandido en los años posteriores a su descubrimiento.. El presente proyecto tiene como objetivo incrementar la producción en el campo Auca – Auca Sur, mediante la ubicación de 8 pozos de desarrollo los mismos que están basados en: análisis de parámetros petrofísicos, continuidad estructural de las arenas, historiales de producción del campo y actualización de reservas.. Además se determina las coordenadas de ubicación de los pozos ubicados en la parte superior del eje del anticlinal del campo, así como la prognosis de perforación de pozos direccionales, posteriormente se determina la evaluación económica basada en tres escenarios de inversión, los cuales demuestran la ventaja de ejecutar el proyecto..

(21) CAPITULO 1. DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA Y ESTADO ACTUAL DE LOS CAMPOS AUCA - AUCA SUR. 1.1 RESEÑA HISTÓRICA El Campo Auca fue descubierto por la Compañía Texaco - Gulf con la perforación del pozo Auca 1, que se inició el 16 de febrero y fue completado el 30 de marzo de 1970. Alcanzó una profundidad de 10578 pies con una producción de 3,072 BPPD de las arenas Hollín (31° API) y Napo "T" (27° API).. La explotación de los yacimientos comenzó en Abril de 1974 con 9 pozos de los cuales 7 produjeron de Hollín, 1 pozo de "U" y 1 pozo de "T".. Las presiones iniciales fueron de 3536 psia para Basal Tena, 4141 psia para la arena U, 4213 psia para la arena T y 4500 psia para Hollín, después de 39 de años de producción la presión ha caído a 1500 psia llegando en algunos casos a 1200 psia.. Este campo se considera como el cuarto de mayor importancia en función de la producción nacional.. 1.2 UBICACIÓN DEL CAMPO El Campo Auca se encuentra localizado en la Provincia de Orellana, Cantón Francisco de Orellana, Parroquia Dayuma (Cuenca Oriente del Ecuador), 260 Km al oeste de la ciudad de Quito, 20 Km al sur-este del campo Sacha y a 100 Km al sur de la frontera con Colombia; ver figura 1.1. El Campo se encuentra geográficamente dentro de las siguientes coordenadas:.

(22) 2. Latitud:. 0⁰ 34’ S - 0⁰ 48’ S. Longitud:. 76⁰ 50’ W - 76⁰ 54’ W. Dicho campo se halla constituido por un área de 92 Km2 al sur de la ciudad del Coca.. Figura 1.1: Ubicación del Campo Auca - Auca Sur. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

(23) 3. La ubicación en unidades métricas de los pozos del Campo Auca - Auca Sur, se encuentran en el (ANEXO 1.1) mientras que en coordenadas geográficas se detallan en el (ANEXO 1.2).. La ubicación de los pozos en el Campo Auca – Auca Sur se ilustra en la figura 1.2. Figura 1.2: Mapa de Ubicación de los Pozos Campo Auca – Auca Sur. Fuente: Departamento de Yacimientos Petroproducción.

(24) 4. 1.3 GEOLOGÍA DEL CAMPO 1.3.1 CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS. El período de depositación para las formaciones Napo “T”, “U” y una parte de Hollín fueron depositadas en ambientes variando de marino a estuario y dominado por un régimen de mareas.. Las variaciones relativas y lentas del nivel del mar han permitido la alternancia de ciclos sedimentarios de depósitos con niveles arcillosos o niveles de caliza de gran extensión en régimen marino que constituyen buenos marcadores estratigráficos y de depósitos de niveles areniscos de extensión variable.. La formación Hollín del Campo Auca – Auca Sur está subdividida por 2 unidades de roca, mientras que las formaciones napo “T” y Napo “U” están subdivididas en 4 o 6 unidades de roca respectivamente.. Los marcadores más confiables del campo son: •. Base Basal Tena. •. Base Caliza A. •. Tope de Napo U. •. Tope de Caliza B. •. Tope y base de Napo T. •. Tope Hollín Superior. Las zonas productoras más importantes de petróleo del Campo Auca – Auca Sur son las arenas “U” y “T”, por tener un buen espesor y una buena continuidad de la arena. Hollín es también un buen reservorio pero en menor proporción que las zonas anteriormente dichas. Con respecto a Basal Tena es un yacimiento poco común en el sector, con un espesor relativamente pequeño pero con un buen potencial.

(25) 5. 1.3.2 ESTRUCTURA DE LOS YACIMIENTOS. 1.3.2.1 Estratigrafía de los Yacimientos. La estructura del yacimiento constituye un anticlinal fallado en dirección norte-sur, limitado al sur por una barrera estratigráfica como se observa en el mapa estructural al tope de la arenisca “U” que es la más continua en el campo.. La estructura del Campo Auca – Auca Sur se presenta como un anticlinal de 23Km por 4Km, alongado según el eje Norte-Sur.. Durante el Cretácico, la cuenca estaba caracterizada por una subsidencia débil y los depósitos someros han ocurrido en un ambiente marino aislado del mar abierto. La sedimentación fue principalmente marina depositado en ambiente de agua poco profunda o de tipo de estuario, excepto por la parte basal que parece más fluvial. La dirección principal de los aportes durante esta fase de sedimentación llegaba al Este.. Las variaciones del nivel del mar han controlado los ciclos de sedimentación y de erosión en la plataforma marina adonde se acumularon los depósitos antes de ser recubiertos durante la transgresión siguiente. En la secuencia estratigráfica se tienen niveles de lutitas que jugaron el papel de roca - madre durante la historia de la cuenca y de sello parcial o completo de los reservorios.. Las fallas principales de dirección principal N-S tienen una extensión longitudinal de más de 100 Km. Con salto variable a lo largo de este eje, como por ejemplo la falla que sigue los flancos de los yacimientos Auca, Sacha y Dureno.. Los mapas estructurales donde se indican las fallas que están atravesando el campo se muestran en los (ANEXOS 1.3 al 1.6).

(26) 6. 1.3.2.2 Litología de los Yacimientos. Las formaciones cretácicas Tena, Napo y Hollín aparecen en Auca con presencia de hidrocarburos y los yacimientos productores son: Basal Tena, Napo U, Napo T y Hollín. Estas arenas se caracterizan por ser compactas.. La formación Hollín está conformada por areniscas tanto de Hollín Inferior de origen volcánico como de Hollín Superior de origen marino somero con sedimentos de depositación de zona de playa. Además, esta formación está presente en todo el campo sin presencia de fallas.. Hollín Superior también conocida como Hollín Principal, está constituido de una arena cuarzosa limpia con algunas intercalaciones arcillosas. Las arenas tienen un grano de fino a grueso que contiene poco o nada de glauconita. Hollín Inferior es una formación interestratificada de arenisca cuarzosa de grano fino a medio y glauconita cuarzosa que contiene abundante capas de lutita.. La formación Napo consta de dos areniscas, la formación Napo “U” y la formación Napo “T”; las que están separadas por intervalos gruesos de calizas y lutitas. La calidad de los reservorios es variable, además se evidencian marcados cambios del tamaño del poro que a veces disimulan el contacto agua-petróleo; debido a la existencia de una gran zona de transición entre el petróleo y el agua en la formación.. La arenisca “T” se caracteriza por no ser continua, que contiene granos finos ricos en arcillas, areniscas cuarzosas discontinuas y lutitas. “T” Superior contiene arenisca cuarzosa de grano fino y glauconita en mayor proporción, con intercalaciones de arenisca con lutita y limonita. “T” Inferior es una arenisca cuarzosa de grano fino a medio, el máximo espesor se encuentra en la parte sur del campo..

(27) 7. La arenisca “U” al igual que Hollín se caracteriza por ser continua y estar presente en todo el campo, contiene arenas similares a las encontradas en la arenisca “T”, es decir granos finos ricos en arcillas, areniscas cuarzosas y lutitas. “U” Superior está formada por una arenisca cuarzosa, variando de gris claro a verde claro, así como también el tamaño del grano. “U” Inferior es una arenisca cuarzosa, variando de gris clara a blanca, de grano fino a medio.. La formación Basal Tena se caracteriza por no ser continua, se encuentra principalmente formada por un cuerpo arenisco delgado de 10 a 20 pies de espesor y descansa en discordancia sobre las lutitas de Napo Superior.. A continuación en la Tabla 1.1 se muestra los valores de los espesores de las formaciones así como también sus respectivas áreas. Tabla 1.1: Espesor y Área de cada una de las Formación Espesor. Área. (pies). (acres). Hollín. 400 – 450. 20844.09. “T”. 120. 13621.87. “U”. 200. 21471.49. Basal Tena. 40. 16460.09. Formación. Fuente: PPR-YAC 510 1-5 Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. 1.3.2.3 Ambientes de Depositación de los Yacimientos. Los sedimentos que conforman la roca reservorio en el campos Auca – Auca Sur corresponden principalmente a depósitos de canales mareales, barras mareales, depósitos de planicie arenosa de marea, y en menor proporción arenas glauconíticas de plataforma. Las facies no reservorio corresponden a depósitos de ambientes de planicie mareal lodosa y las facies asociadas a ambientes marinos abiertos y de plataforma carbonatada..

(28) 8. Para determinar los diferentes canales arenosos presentes en las formaciones, así como también la continuidad de las arenas y el tipo de roca que la conforma, utilizamos los mapas de ambientes. 1.3.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE. Figura 1.3: Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente. E LITOLOGIA. CONTINENTAL. FM CHAMBIRA FM CURARAY. F M ARAJUNO. M1 / VIVIAN Yuralpa/Dayuno. 5. Puma Armadillo/Auca. CLZ M-2 ARN M-2. CENOMANIANO. ARENISCAS "U". CLZ B. ARENISCAS " T ". 2. Vista. CLZ C. Auca. ZONA HOLLÍN SUPERIOR. Tapi. FM HOLLIN APTIANO. JURASICO. LUTITAS NEGRAS, CALIZAS ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES DE ARENISCAS Y LUTITAS. 1. ARENISCAS CUARZOSAS. HIATO MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI. FM CHAPIZA. SUPERIOR. ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS MANTOS VOLCANICOS ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADAS CON ANHIDRITA.. PERMICO CARBONIFERO (PENSILVIANO). FM SANTIAGO. HIATO. FM MACUMA. FM PUMBUIZA SILURICO ORDOVICICO/CAMBRICO. MODIFICADO DE. DASHWOOD. CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCAS CUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS. CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS. DEVONICO. PRECAMBRICO PE. MARINO. MEDIO. INFERIOR. PALEOZOICO PZ. 3. JIVINO/LAGUNA. ALBIANO. 4. MARINO. CRETACICO. MESOZOICO MZ. CLZ A. FORMACION NAPO. CLZ M-1. Napo Inf. Napo Med. Napo Sup.. HIATO. MARINO DE AGUA SOMERO. ARN BT. SANTONIANO. NEOCOMIANO. ARCILLAS ROJAS ARENISCAS CONCLOMERADOS. HIATO. FM TENA. CONIACIANO TURONIANO. CONT. FM TIYUYACU. CONTINENT A MARINO. CAMPANIANO. CONCGLOMERADOS, ARENISCAS, ARENISCAS ARCILLOSAS. HIATO. MARINOCONTIN. MAESTRICHTIANO. LUTITAS GRIS VERDOSAS. FLUVIAL. HIATO. Napo Basal.. PALEOCENO. ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS CON ARCILLAS MULTICOLORES, CONGLOMERADOS ARCILLAS ROJAS. FM ORTEGUAZA. EOCENO. CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS. CONTINE. FASE OROGENICA TARDIO ANDINA. MIOCENO. BREVE DESCRIPCION LITOLOGICA ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS, MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO. FM. MESA. FASE OROGENICA TEMPRANA ANDINA. NEOGENO. PLIOCENO. OLIGOCENO PALEOGENO. CENOZOICO C Z. EDAD. AMBIENTE. W. PRODUC.... COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTE. HIATO. ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS CUARCITICAS BASAMENTO CRISTALINO. METAMORFICOS Y ABBOTTS. Colaboracion: Pierre Kummert. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.. Realizado por: Juan Chiriboga / Omar Corozo.

(29) 9. 1.3.4 TOPES Y BASES PROMEDIOS DE LAS FORMACIONES. Los datos correspondientes a los topes y bases de cada arena fueron determinados por el Departamento de Geología de Petroproducción ver (ANEXO 1.7).. En la tabla 1.2 se observan los valores correspondientes a los topes y bases promedios de las formaciones; los que fueron determinados de cada uno de los pozos.. Tabla 1.2: Topes y Bases Promedios de las Formaciones Arenas. Topes y Bases (pies). BT. 8946 – 8975. “U” Inferior. 9742 – 9853. “T” Superior. 9923 – 9970. “T” Inferior. 9982 – 10057. HS. 10153 – 10285. HI. 10667 – 10710. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia. 1.4 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO 1.4.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS POZOS. En la actualidad, el campo Auca - Auca Sur está conformado por 73 pozos perforados, de los cuales: 51 pozos están produciendo, 3 pozos se encuentran abandonados, 4 pozos son reinyectores, 2 pozos son inyectores y 13 pozos se encuentran cerrados..

(30) 10. 1.4.1.1 Pozos Productores. Pozos que se perforaron con el fin de incrementar la producción del campo y que hasta la fecha se encuentran aportando cantidades comerciales de hidrocarburos, por lo que se consideran económicamente rentables.. Los pozos productores del Campo Auca - Auca Sur se detallan en el ANEXO 1.8. 1.4.1.1.1 Sistemas de Producción de los Pozos. Debido a la producción constante del Campo durante varios años los yacimientos han experimentado pérdidas de presión, quedando casi en su totalidad incapaces de producir a flujo natural.. Por esta razón se encuentran produciendo bajo los siguientes sistemas de producción: •. Bombeo Hidráulico. •. Bombeo Electrosumergible. De estos sistemas de levantamiento artificial, el bombeo hidráulico tipo pistón predomina en la mayor parte de pozos productores del Campo.. En la Tabla 1.3 consta el número de pozos bajo cada sistema de producción.. Tabla 1.3: Sistemas de Producción de los Pozos Sistemas de Producción. # de pozos. Bombeo tipo pistón (HP). 15. Bombeo tipo jet (HJ). 17. Bombeo Electrosumergible (S). 19. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia..

(31) 11. Los pozos de acuerdo al sistema de producción en forma más detallada se encuentran en el ANEXO 1.9. 1.4.1.2 Pozos Abandonados. Son aquellos pozos que se perforaron con el fin de incrementar la producción pero que no tuvieron aporte alguno de hidrocarburos, o el aporte existente no justifica el costo de producción.. Algunos pozos no se pudieron concluir por razones de fuerza mayor, debiendo ser declarados abandonados. En estos pozos se coloca un tapón de cemento en la parte superficial del casing para evitar que sean abiertos por accidente. Ver ANEXO 1.10. 1.4.1.3 Pozos Reinyectores. Estos pozos fueron perforados con el fin de procesar el agua producida de los demás pozos productores y reinyectarla en las formaciones Tiyuyacu y Orteguaza. Algunos pozos por tener un bajo aporte no pudieron continuar en producción y fueron destinados como pozos reinyectores. Ver ANEXO 1.11.. 1.4.1.4 Pozos Inyectores. Estos pozos fueron perforados con fines de recuperación mejorada, ya sea para presurizar los yacimientos o para mejorar las eficiencias de barrido del petróleo dentro de las arenas productoras. Ver ANEXO 1.12.. 1.4.1.5 Pozos Cerrados. Un pozo se cierra cuando no existen las facilidades para continuar con la producción, ya sea por problemas mecánicos como atascamientos, colapsos y otros daños en las completaciones de los mismos. Ver ANEXO 1.13..

(32) 12. La Tabla 1.4 muestra un resumen de la información anteriormente descrita.. Tabla 1.4: Estado actual de los pozos del Campo Auca - Auca Sur Campo Auca – Auca Sur Pozos. Estado Productores. 51. Abandonados. 3. Reinyectores. 4. Inyectores. 2. Cerrados. 13. Total Pozos. 73. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. 1.5 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA Se puede observar en la Tabla 1.5 la producción acumulada de petróleo y agua para el Campo Auca - Auca Sur desde el año 1975 hasta diciembre del 2008 y a partir de este a junio del 2009.. Tabla 1.5: Producción acumulada de petróleo y agua Producción Acumulada Fecha Petróleo (BLS). Agua (BLS). 1975 - Diciembre 2008. 203054887. 75685000. Diciembre 2008- Junio 2009. 3295800. 2597400. TOTAL. 206350687. 78282400. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia..

(33) 13. Figura 1.4: Historial de Producción Campo Auca - Auca Sur. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. En la Figura 1.5, se representan las producciones anuales de petróleo, agua y fluido del Campo Auca - Auca Sur desde el inicio de sus operaciones hasta la fecha de corte (junio del 2009).. 1.6 RESERVAS DEL CAMPO AUCA – AUCA SUR Reservas es todo el hidrocarburo que se puede ser recuperado mediante condiciones técnicas y que sea económicamente rentable. Se lo obtiene mediante la multiplicación del POES (petróleo original en situ) con el FR (factor de recobro).. El factor de recobro es la fracción de petróleo en el yacimiento que se puede recuperar..

(34) 14. Tabla 1.6: Petróleo Original En Sitio, Reservas Probadas Recuperables, Producción Acumulada y Reservas Remanentes del Campo Auca – Auca Sur. POES. FR. Yacimiento. Reservas. Producción. Reservas. Probadas. Acumulada. Remanentes. Recuperables. a Jun. 2009. a Jun. 2009. BLS. %. BLS. BLS. BLS. BT. 141.006.079. 15. 21.150.912. 9.121.469. 12.029.443. U. 324.891.563. 25. 81.222.891. 43.675.727. 37.547.164. T. 351.726.117. 29,4. 103.407.478. 70.981.856. 32.425.622. Hs. 200.120.852. 44,8. 89.654.142. 42.043.018. 47.611.124. Hi. 207.423.783. 32. 66.375.611. 40.528.617. 25.846.994. TOTAL. 3.092.168.394. 361.811.034. 206.350.687. 155.460.347. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. Figura 1.5: Reservas Remanentes del Campo Auca – Auca Sur.. 43% 57%. Reservas Remantes. Producción Acumulada. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia..

(35) 15. Figura 1.6: Reservas Remanentes de la Arena Basal Tena.. 43% 57%. Reservas Remantes. Producción Acumulada. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. Figura 1.7: Reservas Remanentes de la Arena “U”.. 46% 54%. Reservas Remantes. Producción Acumulada. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. Figura 1.8: Reservas Remanentes de la Arena “T”. 31%. 69%. Reservas Remantes. Producción Acumulada. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia..

(36) 16. Figura 1.9: Reservas Remanentes de la Arena Hollín Superior.. 47% 53%. Reservas Remantes. Producción Acumulada. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. Figura 1.10: Reservas Remanentes de la Arena Hollín Inferior.. 40% 60%. Reservas Remantes. Producción Acumulada. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia..

(37) 17. CAPITULO 2 ANÁLISIS DE LOS PARÁMETROS PETROFÍSICOS, DE FLUIDOS, PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS Y CÁLCULO DE RESERVAS POR POZO POR EL MÉTODO DE CURVAS DE DECLINACIÓN. 2.1 PROPIEDADES PETROFÍSICAS 2.1.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS. Los principales parámetros petrofísicos de la roca son: permeabilidad (K), porosidad (Ø), saturación de fluidos (S), y el espesor neto (ho) que dependen del grado de compactación, tipo de cementación, grado de impurezas y otras características propias de la arena.. La Tabla 2.1 muestra los datos promedios correspondientes a cada arena.. Tabla 2.1: Datos Petrofísicos Reservorio. Ø (%). K (md). Sw (%). ho (pies). Basal Tena. 17.09. 260. 26.59. 13.86. U Superior. 11.38. 760. 30.16. 26.87. U Inferior. 15.65. 760. 16.16. 23.4. T Superior. 11.35. 250. 39.24. 12.39. T Inferior. 12.96. 250. 31.79. 20.45. H Superior. 12.54. 500. 37.06. 17.08. H Inferior. 15.15. 500. 29.86. 25.52. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.

(38) 18. 2.1.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. Para los fluidos es necesario determinar los siguientes parámetros: factores volumétricos de agua y petróleo (ßw, ßo) respectivamente, viscosidades de agua y petróleo (µw, µo), saturación de fluidos y salinidad del agua de formación de cada arena respectivamente, esto se obtiene a partir de un análisis PVT.. 2.1.2.1 Análisis PVT. Los análisis PVT se utilizan principalmente para determinar las propiedades de los fluidos contenidos dentro de la arena. Estos análisis son realizados en laboratorio simulando las condiciones del reservorio; sus resultados son más confiables que los obtenidos en las pruebas de campo.. Los datos fueron obtenidos de pruebas PVT disponibles, realizadas a las muestras tomadas de los pozos en las respectivas arenas (ANEXO 2.1). Tabla 2.2: Análisis PVT Datos PVT. Basal Tena. Napo-U. Napo-T. Hollín. Pi (psia). 3536. 4141. 4213. 4500. Pb (psia). 645. 231. 640. 195. Boi (bls/BS). 1.23. 1.034. 1.139. 1.113. Bob (bls/BS). 1.154. 1.09. 1.121. 1.069. Coi (1/psia 10 ). -6. 6.2. 5.21. 6.75. 6.48. Cob (1/psia 10 ). -6. 6.2. 8.77. 9.03. 8.18. Uoi (cp). 21.34. 13.8. 5.05. 4.76. Uob (cp). 14.29. 2.82. 2.6. 2.66. RGP (PC/bls). 116. 116. 110. 2. Uw (cp). 0.3. 0.3. 0.3. 0.267. ◦API. 21.1. 19.90. 29. 31.6. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia..

(39) 19. 2.2 PRESIONES El estudio del comportamiento de la presión en un reservorio es un factor fundamental en la caracterización del mismo, así como el análisis e interpretación de pruebas de presión (Build Up), permitiendo así conocer sus características y poder determinar cuáles áles son las zonas potenciales para la perforación de nuevos pozos.. 2.2.1 HISTORIAL DE PRESIÓN. 2.2.1.1 Basal Tena. Este yacimiento fue puesto en producción por primera vez en el año de 1980 dando una presión inicial de 3536 psi, en la actualidad (2009), una presión de 900 psi. En consecuencia, se tiene un decremento de 2636 psi (90.90 psi por año). La producción diaria para este reservorio, al 31 de junio de 2009, 2009 es de 1304 BPPD, 729 BAPD y 89 BGPD.. Figura 2.1: Historial de Presión de Basal Tena. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia..

(40) 20. 2.2.1.2 Arenisca “U”. Este yacimiento fue puesto en producción por primera vez en el año de 1975 dando una presión inicial de 4141 psi, en la actualidad (2009), una presión de 1600 psi. En consecuencia, se tiene un decremento de 2541 psi (74.73 psi por año), tal como se ilustra en la figura 2.2.. La producción diaria para este reservorio, al 31 de junio de 2009, es de 8503 BPPD, 4114 BAPD y 452 BGPD.. Figura 2.2: Historial de Presión de la Arena “U”. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. 2.2.1.3 Arenisca “T”. Este yacimiento fue puesto en producción por primera vez en el año de 1974 dando una presión inicial de 4213 psi, en la actualidad (2009), una presión de 1700 psi. En consecuencia, se tiene un decremento de 2513 psi (71.8 psi por año), tal como se ilustra en la figura 2.3..

(41) 21. La producción diaria para este reservorio, al 31 de junio de 2009, es de 6984 BPPD, 1178 BAPD y 815 BGPD.. Figura 2.3: Historial de Presión de la Arena “T”. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. 2.2.1.4 Hollín. 2.2.1.4.1 Hollín Superior. Este yacimiento fue puesto en producción por primera vez en el año de 1974 dando una presión inicial de 4500 psi, en la actualidad (2009), una presión de 3300 psi.. En consecuencia, se tiene un decremento de 1200 psi (34.29 psi por año), tal como se ilustra en la figura 2.4.. La producción diaria para este reservorio, al 31 de junio de 2009, es de 2658 BPPD, 3118 BAPD y 109 BGPD..

(42) 22. Figura 2.4: Historial de Presión de Hollín Superior. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. 2.2.1.4.2 Hollín Inferior. Al igual que Hollín Superior este yacimiento fue puesto en producción por primera vez en el año de 1974 dando una presión inicial de 4500 psi, en la actualidad (2009), una presión de 4200 psi.. En consecuencia, se tiene un decremento de 300 psi (8.57 psi por año), tal como se ilustra en la figura 2.5.. Esta mínima la declinación de presión se debe a que en este yacimiento se tiene la presencia de un acuífero activo.. La producción diaria para este reservorio, al 31 de junio de 2009, es de 1763 BPPD, 5568 BAPD y 139 BGPD..

(43) 23. Figura 2.5: Historial de Presión de Hollín Inferior. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. A continuación se resume en la tabla 2.3 los datos de presión inicial (Pi), presión de burbuja (Pb) y presión actual (2009) para las diferentes arenas en estudio. Tabla 2.3: Datos de Presión Parámetros. Basal Tena. Napo – U. Napo – T. Hs. Hi. Pi (psi). 3536. 4141. 4213. 4500. 4500. Pb (psi). 630. 880. 478. 57. 57. P(2009) (psi). 900. 1600. 1700. 3300. 4200. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. La producción mensual para el mes de Junio de 2009 del Campo Auca – Auca Sur fue de 19388 BPPD, 14708 BAPD Y 1604 BAPD..

(44) 24. 2.2.2 MAPA ISOBÁRICO. Mediante este mapa, se puede visualizar si nuestros pozos a ser ubicados se en encuentran en una zona de alta o baja presión respectivamente.. Figura 2.6: Mapa Isobárico de la Arena U inferior del Campo Auca – Auca Sur.. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia..

(45) 25. 2.3 UBICACIÓN DE LOS POZOS Para la ubicación de los pozos propuestos se recopiló la información de los pozos perforados, así como también los mapas estructurales, mapas de ambiente, y mapas de presión correspondientes a cada una de las arenas, una vez que establecimos nuestro objetivo principal (ARENA U inferior) y secundaria (ARENA T inferior), consideramos los pronósticos geológicos que consisten en:. 1. La columna geológica esperada.. 2. Los bloques fallados de la estructura para seleccionar los pozos vecinos.. 3. La identificación de las anomalías geológicas que pueden. encontrarse. durante la perforación del pozo.. 4. Contar con mapas geológicos para seleccionar los pozos que se revisarán para programar el nuevo pozo.. 5. Contar con mapas de ambiente para obtener una continuidad de arena de los pozos nuevos con respecto a sus vecinos.. 2.3.1 PARÁMETROS PARA LA UBICACIÓN DE POZOS. Los criterios más importantes que se requiere para la ubicación de un pozo son los siguientes:. 1. Que el nuevo pozo ubicado se encuentre en un alto estructural, que este dentro del límite del LIP (Límite Inferior de Petróleo) o CAP (Contacto Agua Petróleo), así como también que no esté muy cerca de los pozos ya perforados en el campo. Para esto utilizamos un mapa estructural de la arena objetivo (ARENA U inferior) que es el que nos permite visualizar lo dicho anteriormente..

(46) 26. 2. Que exista una continuidad de la arena, los mapas de ambiente así como también las correlaciones mediante el software I.P (Interactive Petrophysic) permiten conocer si el nuevo pozo ubicado tiene o no continuidad de arena con respecto a sus pozos vecinos y además permite visualizar un espesor promedio para el cálculo de reservas.. 3. Que el pozo se encuentre en una zona de petróleo y no en una zona de agua, para esto, se utiliza el software O.F.M (Oil File Manager).. 4. Que los nuevos tengan una buena presión, para esto es importante conocer los Build-up realizados a los pozos aledaños para saber en qué valor se encuentra la presión de reservorio actualmente.. 5. Que los pozos vecinos se encuentren produciendo, para esto es necesario contar con los historiales de producción de dichos pozos. Además con esta información se puede conocer la arena que actualmente produce y también si tiene una buena producción o no.. 6. Una vez analizado todos los pasos anteriores, se procede a calcular las reservas.. 7. Finalmente se hace una predicción de la producción para saber en cuántos años los nuevos pozos ubicados producirán.. Los mapas estructurales, de ambientes, de presión, las propiedades petrofísicas de los pozos, los Buid-up, fueron facilitados por el Departamento de Yacimientos de PETROPRODUCCIÓN, los mapas de avance de agua y petróleo, así como los historiales de producción obtuvimos del O.F.M (Oil File Manager), las correlaciones de pozos mediante el I.P (Interactive Petrofhysics). A continuación se describe los pasos a seguir para la ubicación de los pozos propuestos:.

(47) 27. 1. Ubicamos los pozos propuestos en el mapa estructural (ARENA U), con el programa AutoCad se obtuvo las coordenas “x” y “y” de los pozos a proponer, se respetó el espaciamiento entre pozos de aproximadamente 500m tal como determina la DNH (Dirección Nacional de Hidrocarburos), además se consideró los altos estructurales (anticlinales) y que se encuentren dentro del límite inferior de petróleo (LIP) ya que en esta zona no hay contacto agua petróleo (CAP). ubicando 20 pozos en Auca - Auca Sur. En la figura 2.7 se tomó como ejemplo el pozo AUS – D.. Figura 2.7: Ubicación del Pozo AUS – D en un Mapa Estructural. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. El mapa completo se presenta en el ANEXO 2.2..

(48) 28. 2. Los pozos ubicados en el paso 1, fueron llevados a un mapa de ambiente para saber si existe continuidad de arena con respecto a los pozos vecinos. En la figura 2.8 se hace el análisis para el pozo ubicado AUS-D.. Figura 2.8: Ubicación del Pozo AUS – D en los Mapas de Ambiente para U y T Inferior respectivamente. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. Los mapas completos con todos los pozos ubicados se encuentran en los ANEXOS 2.3 al 2.4..

(49) 29. Mediante estos mapas se pudo observar que el pozo ubicado AUS-D, se encuentra en una arena limpia en U Inferior, y en una arena sucia para T Inferior, con una continuidad de arena limpia al AUS – 1 y una discontinuidad de una arena limpia a sucia (arcillosa) al AUS – 2, respectivamente. Esto quiere decir que tanto en el primer como en el segundo, caso, el pozo si es de interés hidrocarburífero.. 3. Mediante el uso del programa O.F.M ubicamos las coordenadas obtenidas anteriormente, con este software se conocerá si se encuentran los nuevos pozos en una zona con alto corte de agua o buena acumulación de hidrocarburo.. Los mapas utilizados para nuestro objetivo fueron: •. Bubble Map: Permite visualizar como se encuentra el agua y el petróleo en cada una de las arenas productoras, ver figura 2.9.. Figura 2.9: Bubble Map del Campo Auca – Auca Sur.

(50) 30. Fuente: O.F.M. Petroproducción Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. •. Grid Map: Por medio de este mapa se puede explicar de una mejor manera el avance del agua y de petróleo respectivamente que existe dentro del yacimiento, obteniendo un diagnóstico del campo para la ubicación de nuevos pozos a perforar, ver figura 2.10 y 2.11.. Figura 2.10: Grid Map de Agua del Campo Auca – Auca Sur.

(51) 31. Fuente: O.F.M. Petroproducción Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. Figura 2.11: Grid Map de Petróleo del Campo Auca – Auca Sur.

(52) 32. Fuente: O.F.M. Petroproducción Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. •. Mapa de Contornos: Se puede conocer si los pozos propuestos se encuentran en zonas con alta producción de agua, ver figura 2.12.. Figura 2.12: Mapa de Contorno de Acumulado de Agua.

(53) 33. Fuente: O.F.M. Petroproducción Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia..

(54) 34. 4. Una vez hecho todos los pasos anteriores, se ubicaron los pozos en un mapa isobárico, con el fin de visualizar si éstos se encuentran en una zona de alta o baja presión. Cualitativamente los datos de presión se obtendrán de los Buid-up, para así poder calcular el caudal. Este análisis se lo realizará más adelante.. Figura 2.13: Ubicación del Pozo AUS – D en un Mapa Isobárico Arena U y T. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. Para los demás pozos ver ANEXO 2.5 y 2.6.. Después de analizar todos estos mapas se descartaron 8 pozos ya que se evidenció que el avance de agua era muy alto, que no existía continuidad de arena y que había presencia de lutita en la mayoría de las arenas de interés, quedando así 12 pozos.. 5. Posteriormente se observó los historiales de producción de los pozos aledaños para concretar si los nuevos pozos ubicados van a tener una buena producción..

(55) 35. Para el AUS - D los pozos aledaños son: AUS – 1 con un Q = 320 BPPD, AUS- 2 con un Q = 182 BPPD y finalmente el AUS - 4 con un Q = 543 BPPD. Ver figuras 2.14, 2.15, 2.16.. Figura 2.14: Historial de Producción del Pozo AUS – 1.. Fuente: O.F.M. Petroproducción Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. Figura 2.15: Historial de Producción del Pozo AUS – 2.. Fuente: O.F.M. Petroproducción Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia..

(56) 36. Figura 2.16: Historial de Producción del Pozo AUS – 4.. Fuente: O.F.M. Petroproducción Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. Para el resto de pozos, los historiales se encuentran en los ANEXOS 2.7 al 2.13.. En la tabla 2.4 se resume la producción de dichos pozos.. Tabla 2.4: Producción de los Pozos Aledaños del AUS – D. Promedio de Pruebas de Campo. Pozo. Yacimiento. Petróleo Mensual. Producción BPPD. API. Petróleo. Agua. Gas. BLS. BLS. PCS. AUS. 1. T. 320. 23.8. 9966. 3876. 435. AUS. 2. U. 182. 32.2. 5670. 3780. 33. AUS. 4. T. 543. 19. 14226. 749. 0. 29862. 8404. 468. TOTAL. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia..

(57) 37. 6. Mediante. el. software. I.P. (Interactive. Petrophysic). realizamos. las. correlaciones con el fin de saber la continuidad de las arenas, los topes y bases esperados, y también para calcular el espesor promedio, dato que es necesario para el cálculo de las nuevas reservas. Ver figura 2.17, para el pozo AUS – D.. Figura 2.17: Mapa de Secuencia entre el Pozo AUS – 1 y el AUS – 2.. Fuente: I.P. Petroproducción Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.. Para los demás pozos, ver ANEXOS 2.14 al 2.20.

(58) 38. 7. Recopilada toda esta información se procedió a obtener las reservas de los pozos aledaños mediante el método de curvas de declinación. Para esto nos basamos del software O.F.M.. 2.4 CALCULO DE RESERVAS Las reservas se consideran como el volumen de hidrocarburo existente en un yacimiento, que son factibles de recuperar y que sea técnica y económicamente rentable.. Para el cálculo de las reservas que se realizan en los yacimientos de un campo petrolero, se emplea el Método Volumétrico, Curvas de Declinación, Simulación Matemática, entre otras. Sin embargo, de acuerdo a los intereses y operaciones desarrolladas en los campos se empleara el método Volumétrico y las Curvas de Declinación; debido a que los modelos de producción en base a las estadísticas de los mismos, han reflejado valores más aproximados.. 2.4.1 MÉTODO DE CURVAS DE DECLINACIÓN. Debido al comportamiento productivo que presentan los pozos se considera que se está tratando con un sistema de depletación. La representación gráfica de la información de producción enseña curvas que disminuyen con el tiempo y cuya extrapolación es útil para estimar proyecciones futuras de producción. Las dos cantidades que usualmente se pueden determinar son las reservas remanentes y la vida de producción cumulativa.. Para generar la curva tienen que reunir dos aspectos: primero, el valor tiene que ser una función más o menos continua de la variable dependiente y cambiar de una manera uniforme y, segundo, debe haber un punto final conocido.. El proceso de extrapolación es por lo tanto estrictamente de naturaleza empírica, y una expresión matemática de la tendencia de la curva basada en una consideración física del reservorio pueden ser puestos para un pequeño caso..

(59) 39. Los dos tipos más importantes de curvas son caudal/tiempo (Historia de Producción) y curva de declinación (Predicción de Producción); que, sabiendo los costos de operación, usualmente se hace posible determinar exactamente la rata del límite económico y éste es el punto final de la curva.. El límite económico es cuando los costos de producción se igualan al valor de hidrocarburo producido.. Los cambios en la rata de producción pueden ser afectados por las siguientes causas.. 1. Decrecimiento en la eficiencia de los equipos de levantamiento.. 2. Reducción del Índice de Productividad como resultado de los cambios físicos alrededor del pozo.. 3. Cambios en el fondo del pozo como: presión, BSW, GOR, etc.. 2.4.1.1 Declinación Exponencial. La expresión matemática general para la taza de producción puede ser expresada como:. dq 1 =− q qt α. (2.1). . La tasa de declinación en esta ecuación puede ser constante o variable con el tiempo y, por ser simple en su uso se representa como una línea recta fácil de extrapolar.. Si se integra esta expresión (2.1) y asumiendo la declinación constante, se tiene:.